О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Саратовской области на 2013-2017 годы



1

ПРАВИТЕЛЬСТВО САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 31 октября 2012 года № 660-П

О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Саратовской области на 2013-2017 годы

Утратил силу(RU64000201301617)

На основании Устава (Основного Закона) Саратовской области и в целях развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей Правительство области ПОСТАНОВЛЯЕТ:

Утвердить схему и программу перспективного развития электроэнергетики Саратовской области на 2013-2017 годы согласно приложению.

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Саратовской области от 27 октября 2011 года № 591-П «О схеме и программе развития электроэнергетики Саратовской области на 2012-2016 годы».

3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его подписания, за исключением пункта 2, вступающего в силу с 1 января 2013 года.

Губернатор области                                                                                                                  В.В.Радаев

1

Приложение к постановлению

Правительства области от

31 октября 2012 года № 660-П

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Саратовской области на 2013-2017 годы

Паспорт Программы

Наименование Программы

программа перспективного развития электро-энергетики Саратовской области на 2013-2017 годы (далее – Программа)

Основание

для разработки Программы

Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года
№ 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»

Государственный заказчик

министерство промышленности и энергетики области

Основной разработчик Программы

министерство промышленности и энергетики области

Цели Программы

развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

обеспечение удовлетворения долгосрочного
и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность;

формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики

Задачи Программы

обеспечение надежного функционирования энергетической системы области;

обеспечение баланса между производством
и потреблением в энергетической системе области,
в том числе предотвращение возникновения дефицитов производства электрической энергии и мощности
и ограничения пропускной способности электрических сетей;

скоординированное планирование строительства
и ввода в эксплуатацию, а также вывода
из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса области, транспортной инфраструктуры, программы (схемы) территориального планирования области и схемы
и программы перспективного развития электро-энергетики области

Важнейшие оценочные показатели Программы

снижение потерь электрической энергии в сетях
с существующих 20,8 процента от величины полезного отпуска в сеть до 18,7 процента к 2017 году;

увеличение доли производства тепловой энергии
на комбинированных источниках до 56,8 процентов
от общей величины выработки в 2017 году;

ликвидация 18 «узких» мест энергосистемы

Сроки и этапы реализации Программы

2013-2017 годы

Исполнители основных мероприятий

министерство промышленности и энергетики области, электросетевые и генерирующие компании (по согласованию)

Объемы и источники обеспечения Программы

финансирование программных мероприятий определено в объеме 40564,9 млн рублей (прогнозно), из них:

на 2013 год – 4978,7 млн рублей;

на 2014 год – 8436,8 млн рублей;

на 2015 год – 8784,4 млн рублей;

на 2016 год – 11119,2 млн рублей;

на 2017 год – 7245,8 млн рублей.

Реализация Программы предусмотрена за счет собственных средств предприятий (прогнозно)

Ожидаемые конечные результаты реализации Программы

в ходе реализации программных мероприятий запланированы:

ввод новых генерирующих мощностей – 64 МВт;

прирост трансформаторной мощности – 178,8 МВА;

реконструкция и ввод электрических сетей
(35 кВ и выше) – 1847,6 км

Система организации контроля за исполнением Программы

контроль за исполнением Программы осуществляет министерство промышленности и энергетики области в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»

1

1. Общая характеристика области

Саратовская область располагается в пределах юго-восточной части Восточно-Европейской равнины и занимает территорию размером 100,2 тыс. кв. км, в том числе в Правобережье – 54,2 тыс. кв. км. Наибольшая протяженность области с запада на восток – 575 км, с севера на юг – 335 км.

Река Волга делит территорию области на две части: западную – правобережную (возвышенную) и восточную – левобережную (низменную).

Климат Саратовской области умеренно-континентальный, с достаточно жарким летом и холодной, малоснежной зимой.

Саратовская область входит в состав Приволжского федерального округа. На севере она граничит с Самарской, Ульяновской и Пензенской областями, на западе – с Воронежской и Тамбовской, на юге – с Волгоградской, на востоке – с Республикой Казахстан и Оренбургской областью.

Административным центром области является город Саратов, имеющий территорию 0,4 тыс. кв. км и численность населения 837,4 тыс. человек. Расстояние от Саратова до Москвы составляет 858 км.

На территории области расположено 18 городов, в том числе 1 крупный город (Саратов); 2 больших города (Энгельс и Балаково), 2 средних города и 13 малых городов, в том числе 6 городов имеют численность населения менее 20,0 тыс. человек. Наиболее развитыми городами области являются Саратов, Балаково, Энгельс, Балашов, Вольск, Пугачев, Ртищево, Петровск и Маркс.

Численность населения области составляет 2,51 млн человек, из которых 1,88 млн человек (74,9 процента) – городское население, 0,63 млн человек (25,1 процента) – сельское.

Саратовская область относится к высокоурбанизированным территориям с уровнем урбанизации 73,6 процента.

Территория области обслуживается транспортной инфраструктурой, которая интегрирована в транспортную сеть Приволжского федерального округа и в Европейскую часть России, и включает в себя 5 видов транспорта – железнодорожный, трубопроводный, транспорт автомобильных дорог, воздушный и речной транспорт. Через территорию области проходят важнейшие транспортные магистрали, соединяющие районы Центра, Северо-Запада и Юга Европейской части России с Уралом, Сибирью и Средней Азией:

железнодорожные – Москва-Саратов-Оренбург, Тамбов-Балашов-Камышановка, Пенза-Харьков, Волгоград-Саратов-Камышин. Длина железнодорожных путей общего пользования составляет 2296 км, при этом их плотность со­ставляет в настоящее время около 22,7 км/тыс. кв. км;

автомобильные дороги – федерального значения (протяженность – 721 км) – Воронеж-Саратов (обеспечивает связь областных центров Курской, Воронежской и Саратовской областей, а также Поволжья с северо-западными и юго-западными районами страны); регионального значения общего пользования (протяженность – 9816 км) – Самара-Пугачев-Энгельс-Волгоград, Сызрань-Саратов-Волгоград, Нижний Новгород-Арзамас-Саранск-Пенза-Саратов. Дорожная сеть области включает в себя автомобильные дороги общего пользования (федеральные и регионального значения) общей протяженностью 13844 км и необщего пользования – 1508 км, при этом плотность автомобильных дорог с твердым покрытием составляет 126 км/тыс. кв. км.

Через область протекает река Волга, по которой осуществляется связь между районами, тяготеющими к Верхней Волге и Балтийскому морю, с Нижней Волгой и Каспийским морем, Черным и Азовским морями. Длина внутренних водных судоходных путей области 709 км, при этом их плотность составляет 7 км/тыс. кв. км.

Основным аэропортом области является аэропорт города Саратова «Центральный», через который проходят прямые и транзитные авиалинии, соединяющие его с Москвой, Санкт-Петербургом, Самарой, курортами Кавказа и Крыма.

Протяженность нефтепроводов на территории области в однониточном исполнении составляет 1046 км, в том числе 22 нитки подводных переходов протяженностью 22,9 км (из них 3 перехода через р.Волгу). Имеется резервуарный парк емкостью 0,11 млн куб. м (ЛПДС «Красноармейская» – 2 РВС по 50,0 тыс. куб. м, ГНПС «Саратов» – 2 РВС по 5,0 тыс. куб. м).

По территории области проходит часть магистрального аммиакопровода Тольятти-Одесса общей протяженностью 545 км с инфраструктурой, предназначенной для перекачки жидкого аммиака: 4 насосные станции, совмещенные с раздаточными станциями, 2 отдельно стоящие раздаточные станции, 76 постов секционирования, 36 обратных клапанов. Трубопровод проходит на территории 15 районов. Транспортировочная мощность магистрального трубопровода – 2,12 млн т аммиака в год.

Основные газопроводные магистрали, проходящие через область: «Союз» и Оренбург-Алгай-Новопсков (восточное направление), «Средняя Азия-Центр» (южное направление), Петровск-Новопсков и Уренгой-Новопсков (северное направление). Такое расположение позволяет осуществить не только функции дальнего транспорта природного газ, но и крупнейшего перераспределительного узла крупных потоков газа, обеспечиваемого реверсивной работой газопроводов и компрессорных станций на участке Петровск-Алгай. Помимо этого, на территории области расположены три подземных хранилища газа (Степновское, Песчано-Уметское и Елшанское) общим объемом около 11,5 млрд куб. м газа.

По магистральным газопроводам общей протяженностью 5,5 тыс. км ежегодно транспортируется около 110 млрд куб. м природного газа.

Газораспределительными организациями различных форм собственности на территории области эксплуатируется 29,5 тыс. км газораспределительных сетей. Потребители области ежегодно потребляют порядка 6 млрд куб. м газа. На долю промышленных потребителей в общем объеме потребляемого областью газа приходится порядка 50-55 процентов. Самыми крупным потребителем газа в области являются тепловые электрические станции ОАО «Волжская территориальная генерирующая компания».

Уровень газификации в области составляет 92,9 процента, в том числе в городах – 97,8 процента, в сельской местности – 89,2 процента.

Основой производственного потенциала области является промышленный комплекс, который состоит из более 5551 предприятий и организаций, в том числе порядка 60 процентов – это крупные и средние предприятия, имеет многоотраслевую структуру (электроэнергетика, топливная, химическая отрасли, машиностроение, производство строительных материалов, пищевая промышленность) и производит экспортно-ориентированную продукцию, а также продукцию оборонно-промышленного комплекса.

На долю области приходится 41,8 процента производства троллейбусов в стране, 5 процентов – химических волокон и нитей, 4,5 процента – бытовых холодильников и морозильников, 3,5 процента – цемента, 4,1 процента – электроэнергии, 2,4 процента – первичной переработки нефти.

Благоприятные и разнообразные почвенно-климатические условия обусловили высокий уровень развития и различную специализацию сельского хозяйства области.

Агропромышленный комплекс области является важной частью АПК России, обеспечивая устойчивость развития области и продовольственную безопасность страны.

Наряду с мощным производственным комплексом в регионе сформировался и мощный научно-образовательный комплекс, специализирующийся на научных исследованиях и подготовке высококвалифицированных кадров в области радиотехники, электроники, точной механики, энергетики, биохимии, экологии и сельского хозяйства.

В области работают 12 государственных самостоятельных высших учебных заведений, в том числе Саратовский государственный университет, технический, медицинский, социально-экономический и аграрный университеты, а также 22 филиала вузов, из которых 10 являются филиалами московских вузов.

Фундаментальные научные исследования проводятся на базе 6 институтов Российской академии наук, 21 НИИ, 19 проектных институтов, а также научно-технических подразделений на предприятиях области.

Экономика области – многоотраслевой комплекс. Значительная часть добавленной стоимости формируется базовыми секторами экономики области – промышленностью, сельским хозяйством и транспортным комплексом (рис.1.1).

Сравнение структуры ВРП Саратовской области со структурой суммарного ВРП регионов России свидетельствует, что доля добавленной стоимости вида деятельности «Производство и распределение электроэнергии, газа и воды» в области существенно (в 2,3 раза) выше, чем в среднем по России. Это характеризует значимую роль области как «энергетического донора» экономики Российской Федерации (по производству электроэнергии Саратовская область занимает 7 место среди российских регионов).

Рис.1.1. Структура ВРП Саратовской области

Доля добычи полезных ископаемых в структуре ВРП области существенно ниже данного показателя в структуре ВРП субъектов Российской Федерации, что свидетельствует о несырьевой направленности экономики области.

Саратовская область входит в десятку российских регионов-лидеров по производству продукции сельского хозяйства. Удельный вес сельского хозяйства в ВРП области (12,5 процента) значительно превышает российский показатель в структуре валовой добавленной стоимости (около 4,9 процента).

Также в структуре ВРП области существенно превышают аналогичные общероссийские показатели: доля строительства – 5,9 процента, доля транспорта и связи – 12,1 процента.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики

2.1. Характеристика энергосистемы

На территории Саратовской области расположены электростанции, принадлежащие следующим компаниям: ОАО «Концерн «Росэнергоатом», ОАО «РусГидро», ОАО «Волжская ТГК», а также блок-станция ООО «Балаковские минеральные удобрения» (входит в ЗАО «ФосАгро АГ»).

Суммарная установленная мощность электростанций Саратовской энергосистемы по состоянию на 1 января 2012 года составляет 6692 МВт (табл.2.1).

Таблица 2.1

Установленная электрическая мощность

Наименование

Установленная мощность
на 1 января
2012 года, МВт

Располагаемая мощность (ожидаемая
по году), МВт

Рабочая мощность (ожидаемая

по году), МВт

Место расположения

Филиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Балаковская атомная станция»

4000,00

3971,25

3429,17

Балаковский район

Филиал ОАО «РусГидро» «Саратовская ГЭС»

1360,00

1338,06

1061,93

Балаково

ТЭС, в том числе:

1283,00

1122,98

1037,96

-

Саратовская ГРЭС
ОАО «Во ТГК»

54,00

25,73

25,60

Саратов

Саратовская ТЭЦ-2 ОАО «Во ТГК»

226,00

187,58

168,88

Саратов

Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Во ТГК»

180,00

137,21

133,55

Энгельс

Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Во ТГК»

365,00

351,93

339,29

Балаково

Саратовская ТЭЦ-5 ОАО «Во ТГК»

440,00

414,25

364,40

Саратов

ООО Саратовская ТЭЦ-1

18,00

6,24

6,26

Саратов

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

49,00

49,00

44,83

Балаково

Всего:

6692,00

6481,25

5573,88

-

Первенцем Саратовской энергосистемы является Саратовская ГРЭС, построенная по плану ГОЭЛРО (начало строительства – 1926 год). Станция расположена на берегу реки Волги в Волжском районе города Саратова. Пуск первого турбоагрегата станции (мощностью 5,5 МВт) был осуществлен 1 мая 1930 года. В дальнейшем станция строилась по очередям (1 очередь – 1930 год,
2 очередь – 1932 год, 3 очередь – 1941 год и 4 очередь – 1951 год). Станция обеспечивает покрытие тепловых нагрузок в горячей воде коммунально-бытовых потребителей центральной части города Саратова (с выдачей электроэнергии в общую сеть).

Саратовская ТЭЦ-1 располагается в северно-восточной части Заводского района города Саратова. Первый турбоагрегат и 3 котла «Стерлинг» введены
в эксплуатацию в 1934 году. Станция обеспечивает паром и горячей водой
(с выдачей электроэнергии в систему) промышленных потребителей
и жилищно-коммунальный сектор Октябрьского и Заводского районов города.

С 1 января 2011 года ООО «Саратовская ТЭЦ-1» выделена из состава
ОАО «Волжская ТГК» и вышла на розничный рынок электрической энергии
и мощности.

Саратовская ТЭЦ-2 расположена на окраине Заводского района, изначально являлась источником теплоснабжения (котельная) Саратовского нефтеперерабатывающего завода. Саратовская ТЭЦ-2 была первой тепловой станцией высокого давления в энергосистеме с оборудованием, отвечающим требованиям того времени. На первой очереди станции установлено оборудование с параметрами пара 100 кгс/кв. см и 510° С. На второй и третей очередях установлено более экономичное оборудование – с параметрами пара 140 кгс/кв. см и 560° С.

30 декабря 1955 года был подписан акт о приемке в эксплуатацию пускового комплекса станции в составе котлоагрегата ТП-170 и турбоагрегата ВПТ-25-3.

Саратовская ТЭЦ-2 предназначалась для обеспечения теплом
и электроэнергией южной части города Саратова, где велось активное строительство предприятий станкостроя, производства шарикоподшипников, нефтяной промышленности, закладывались основы большой химии.

Энгельсская ТЭЦ-3 и Балаковская ТЭЦ-4 возводились в шестидесятых годах ХХ века почти одновременно. Они сориентированы на обеспечение электроэнергией и теплом развивающихся городов Энгельса и Балаково.
К ним сразу были «привязаны» предприятия по выпуску химических волокон
и резинотехнических изделий.

Самая новая и современная из тепловых электрических станций, действующих в регионе, является Саратовская ТЭЦ-5. Станция является одной из первых в стране и единственной в Саратовской энергосистеме теплоэлектроцентралью с блочной компоновкой оборудования.

В соответствии с утвержденной схемой теплоснабжения Саратова
на 1970-1980 годы в северной части города (окраина Ленинского района города) в 1971 году началось строительство новой станции. В декабре
1976 года на станции был введен водогрейный котел ПТВМ-180 и тепловые сети до котельной 6-го квартала. В октябре 1978 года на Саратовской ТЭЦ-5 введен первый энергоблок мощностью 110 МВт.

С вводом Саратовской ТЭЦ-5 на проектную мощность были закрыты более ста котельных, что позволило снизить затраты на выработку тепловой энергии и улучшить экологическую ситуацию, а также динамично увеличить выработку электрической и тепловой энергии.

Саратовская ГЭС расположена на границе Среднего и Нижнего Поволжья,
в 1129 км выше устья р.Волги, у города Балаково, на левобережной пойме. Является седьмой ступенью Волжско-Камского каскада гидроэлектростанций
и входит в десятку крупнейших гидростанций России.

Основанием ГЭС служат глины неокома. В состав основных сооружений Саратовского гидроузла входят следующие гидротехнические сооружения: русловая земляная плотина с площадками открытых распределительных устройств, здание гидроэлектростанции, совмещенное с водосбросными напорными галереями, подводящий и отводящий каналы, насосная городского водозабора, рыбоподъемник контейнерного типа, левобережная дамба, ограждающая г.Балаково со стороны верхнего бьефа, судоходные сооружения
с левой и правой приканальными дамбами и дамбой-волноломом.

Земляные сооружения включают в себя основную плотину, перекрывающую русло р.Волги, и дамбы обвалования. Земляная русловая плотина выполнена намывом из песчаных грунтов по двухсторонней схеме,
от правого берега до здания ГЭС имеет длину 725 м, ширину основания –
360 м, ширину гребня – 20 м, максимальную высоту – 40 м. В примыкании
к зданию ГЭС плотина расширяется: здесь располагаются две площадки открытых распределительных устройств (ОРУ) напряжением 220 кВ и 500 кВ.

Со стороны верхнего бьефа на левом берегу к зданию ГЭС примыкает дамба обвалования протяженностью более 6 км. Она переходит в правую приканальную дамбу длиной около 4 км, сопрягающуюся с верхней головой судоходного шлюза.

Саратовское водохранилище расположено на территории Саратовской, Самарской и Ульяновской областей. Полный объем водохранилища –
12,8 куб. км воды. Его площадь 1831 кв. км, наибольшая ширина достигает
25 км, а средняя глубина – 7 м. Саратовское водохранилище не предназначено для регулирования стока, поэтому всю прибывающую воду ГЭС пропускает в нижний бьеф в транзитном режиме. В верхнем бьефе уровень воды постоянно поддерживается около отметки 28 м (по балтийской системе высот).

В обычном режиме через сооружения Саратовской ГЭС проходит около 4-7 тыс. куб. м/сек, уровень воды в нижнем бьефе держится на отметке около 16 м. Во время среднего половодья расходы воды увеличиваются до 20-27 тыс. куб. м/сек, а уровень нижнего бьефа соответственно поднимается на 4-5 м. В маловодные годы, в период навигационной межени расходы воды снижались до 570 куб. м/сек (в 1977 году).

Максимальный паводок за все время эксплуатации Саратовской ГЭС (начиная с 1967 года) наблюдался весной 1979 года, когда расходы составляли
39,2 тыс. куб. м/сек (уровень воды в нижнем бьефе поднимался до отметки
23,1 м). Саратовская ГЭС – самая низконапорная среди волжских ГЭС: расчетный напор составляет 9,7 м. По этой причине для Саратовской ГЭС было сконструировано и установлено специальное оборудование: крупнейшие в мире поворотно-лопастные турбины, впервые в стране – низконапорные гидрогенераторы, впервые в мире – два самых мощных на тот момент горизонтально-капсульных гидроагрегата.

Более половины от всей установленной электрической мощности энергосистемы приходится на Балаковскую атомную станцию (59,8 процента), принадлежащую ОАО «Концерн Росэнергоатом» (табл.2.2).

Таблица 2.2

Структура установленной мощности станций

Энерго-объединение

Всего, МВт

ТЭС

ГЭС

АЭС

МВт

%

МВт

%

МВт

%

ЕЭС России

227484,2

155088,1

68,2

45143,7

19,8

25266

11,1

ОЭС Средней Волги

26 141,7

15264,5

58,4

6805

26,0

4072

15,6

Саратовская ЭС

6692

1283

19,2

1360

20,3

4000

59,8

Необходимость в строительстве атомной электрической станции диктовалась обозначившимся в регионе дефицитом электроэнергии, что было обусловлено интенсивным ростом промышленности. Площадка строительства станции (возле села Натальино Балаковского района) выбиралась с учетом таких факторов, как необходимость покрытия дефицита электроэнергии
в регионе Средней Волги и в центре России, приемлемые гидрогеологические
и сейсмические условия, отсутствие смерчей и ряд других факторов.

Если считать от начала сооружения собственно энергоблоков,
то начало строительства Балаковской АЭС датируется 1980 годом, при этом строительство транспортных и инженерных коммуникаций началось в октябре 1977 года. Торжественная закладка символического первого камня в основание будущей АЭС состоялась 28 октября 1977 года.

Мощность первой очереди станции определялась в 4000 МВт (четыре энергоблока ВВЭР-1000). Физический пуск реактора энергоблока № 1 Балаковской АЭС состоялся 12 декабря 1985 года, а первый промышленный ток он дал 24 декабря.

За энергоблоком № 1 последовали энергоблоки № 2, 3 и 4, энергетические пуски которых состоялись в октябре 1987, декабре 1988 и апреле 1993 годов.

Установленная тепловая мощность существующих электростанций
по состоянию на 1 января 2012 года составляет 5566 Гкал/час (табл.2.3),
в том числе тепловых электрических станции – 4700 Гкал/час. Присоединенная тепловая нагрузка потребителей равна 3535,3 Гкал/час. При этом присоединенная к Балаковской АЭС тепловая нагрузка составляет
всего 16,2 процента от установленной тепловой мощности станции. Присоединенная тепловая нагрузка тепловых электрических станций составляет 72,3 процента от установленной тепловой мощности.

Таблица 2.3

Установленная тепловая мощность электростанций

Наименование

Установленная мощность

на 1 января

2012года, Гкал/час

Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/час

Основное топливо

Резервное топливо

Всего:

5566

3535,3

Балаковская АЭС

866

140

ядерное

-

ТЭС, в том числе:

4700

3395,3

природный газ

топочный мазут

Саратовская ГРЭС ОАО «Во ТГК»

478

512,7

природный газ

топочный мазут

Саратовская ТЭЦ-2 ОАО «Во ТГК»

818

675,7

природный газ

топочный мазут

Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Во ТГК»

724

364,5

природный газ

топочный мазут

Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Во ТГК»

1232

729,9

природный газ

топочный мазут

Саратовская ТЭЦ-5 ОАО «Во ТГК»

1240

904,3

природный газ

топочный мазут

ООО Саратовская ТЭЦ-1

208

208,2

природный газ

топочный мазут

В настоящее время услуги по передаче электрической энергии
на территории региона оказывают 66 территориальных сетевых организаций.
Из них 12 являются специализированными организациями (передача
и распределение электрической энергии и мощности являются основным видом деятельности):

филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги;

филиал ОАО «МРСК Волги» – «Саратовские распределительные сети»;

ЗАО «Саратовское предприятие городских электрических сетей»;

ОАО «Облкоммунэнерго»;

ЗАО «Независимая электросетевая компания»;

ООО «Промэнерго»;

ООО «Покровская Энергетическая Система»;

ООО «ЭЛТРЕЙТ»;

ОАО «Оборонэнерго»;

ООО «Газпром энерго» Саратовский филиал;

ОАО «РЖД» филиал «Приволжская железная дорога» «Энергосбыт»;

ОАО «РЖД» филиал «Юго-Восточная железная дорога» «Энергосбыт».

Общая протяженность электрических сетей составляет 64672,64 км, установленная трансформаторная мощность – 15352,3 МВА (табл.2.4).

Таблица 2.4

Характеристика электросетевого комплекса

Объекты электросетевого комплекса

Установленная мощность, МВА

Штук (км)

Класс напряжения 500 кВ

Подстанции

1202,0

1

Воздушные линии

-

947,74

Класс напряжения 220 кВ

Подстанции

3695,9

17

Воздушные линии

-

1638,7

Класс напряжения 110 кВ

Подстанции

6247,6

268

Воздушные линии

-

6658,9

Кабельные линии

-

1,4

Класс напряжения 35 кВ

Подстанции

1351,2

263

Воздушные линии

-

4665,3

Кабельные линии

-

39,0

Класс напряжения 10-0,4 кВ

Подстанции

2855,6

12681

Воздушные линии

-

46562,6

Кабельные линии

-

4159,0

Итого (подстанции):

15352,3

13230

Итого (кабельные линии):

-

4199,4

Итого (воздушные линии):

-

60473,24

На территории области расположено 18 подстанций напряжением
500-220 кВ (в том числе 1 ПС напряжением 500 кВ – подстанция «Курдюм»), протяженность магистральных линий электропередач напряжением
500 и 220 кВ составляет 2586,44 км.

Саратовская энергосистема входит в Объединенную энергосистему Средней Волги и граничит с Ульяновской, Самарской, Волгоградской, Воронежской, Пензенской энергосистемами и энергосистемой Республики Казахстан (табл.2.5).

Таблица 2.5

Внешние связи энергосистемы

Наименование энергосистемы

Диспетчерское наименование линии

электропередач

ОЭС Средней Волги, Ульяновская ЭС

ВЛ-500 кВ Балаковская АЭС-Ключики

ОЭС Средней Волги, Самарская ЭС

ВЛ-500 кВ Балаковская АЭС-Куйбышевская № 1

ВЛ-500 кВ Балаковская АЭС- Красноармейская № 2

ВЛ-220 кВ Саратовская ГЭС-Кубра

ВЛ-110 кВ Поляково-Перелюб

ОЭС Средней Волги, Пензенская ЭС

ВЛ-220 кВ Ртищево-Сердобск

ВЛ-110 кВ Ртищево-Сердобск

ОЭС Центра, Воронежская ЭС

ВЛ-110 кВ Бойчурово тяговая-Каменка

ОЭС Юга, Волгоградская ЭС

ВЛ-500 кВ Балаковская АЭС-Трубная

ВЛ-220 кВ Балашов-Хопер

ВЛ-110 кВ Балашов-Хопер 1 и 2 цепь

ВЛ-110 кВ Лепехинка-Гмелинка

ВЛ-35 кВ Свердлово-Кленовка

ОЭС Казахстана

ВЛ-220 кВ Балаковская АЭС-Степная

ВЛ-110 кВ Озинки-Семиглавый Мар

ВЛ-35 кВ Новоузенск-Богатырево

ВЛ-35 кВ Петропавловка-Джаксыбай

ВЛ-35 кВ Александров Гай-Казталовка

На территории области энергосбытовую деятельность осуществляют
11 компаний (ОАО «Саратовэнерго», ООО «Саратовское предприятие городских электрических сетей», ООО «Русэнергосбыт», ОАО «Межрегионэнергосбыт», ООО «Русэнергоресурс», ЗАО «ЕЭСнК», ОАО «Дизаж М», ОАО «Оборонэнергосбыт», ООО «Торговый дом «Энергосервис», ООО «Электросбытовая компания», ООО «Промэнергосбыт» – последние две организации не являются субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности), из которых 4 являются гарантирующими поставщиками: ОАО «Саратовэнерго»,
ООО «Саратовское предприятие городских электрических сетей»,
ООО «Русэнергосбыт», ОАО «Оборонэнергосбыт» (рис.2.1).

Рис.2.1. Доли, занимаемые энергосбытовыми компаниями на рынке

2.2. Динамика и структура выработки электроэнергии

Выработка электрической энергии электростанциями, расположенными
в Саратовской области, в 2011 году составила 42780 млн кВт*час или
101,9 процента к уровню 2010 года. Относительно 2006 года выработка электрической энергии выросла на 3,5 процента (рис.2.2).

Рис.2.2. Динамика выработки электроэнергии

Выработка и полезный отпуск в сеть электрической энергии
в 2011 году от электростанций области представлены в приложении № 1.

Рис.2.3. Структура выработки электроэнергии в 2011 году

Балаковская АЭС завершила 2011 год рекордными показателями по выработке электроэнергии – 32417,5 млн кВт/час или 75,8 процента от общей величины выработки (рис.2.3). При этом коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) составил 92,5 процента. Это лучшие результаты за всю историю атомной энергетики России. Рост выработки
к 2010 году составил 102,2 процента, а относительно 2006 года –
106,6 процента.

Саратовская ГЭС в 2011 году выработала 5296,5 млн кВт/час электрической энергии или 12,4 процента от общей величины выработки. Рост выработки к 2010 году составил 101,7 процента.

Тепловые электрические станции ОАО «Волжская ТГК» в 2011 году выработали 4764 млн кВт/час электрической энергии или 11,1 процента
от общей величины выработки. Относительно 2010 года выработка снижена
на 2 процента. При этом на Саратовской ТЭЦ-2 выработка в 2011 году превысила аналогичный показатель 2010 года на 2,5 процента.

Полезный отпуск электрической энергии в сеть от электростанций, расположенных в Саратовской области, в 2011 году составил
41423,2 млн кВт/час или 103,8 процента к аналогичному показателю
2010 года.

2.3. Динамика и структура потребления электрической энергии и мощности

В 2011 году собственный максимум нагрузок энергосистемы был достигнут 25 февраля и составил 2126 МВт (табл.2.6), что на 0,8 процента ниже 2010 года. При этом следует отметить, что максимум нагрузок
2011 года на 659 МВт меньше исторического максимума нагрузок (2785 МВт – 25 декабря 1991 года в 8.00 часов).

Таблица 2.6

Максимум нагрузок энергосистемы

Наименование показателя

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010

год

2011

год

Электропотребление, млн кВт/час

13158,6

13307,0

13452,8

12596,9

13160,6

13554,5

Собственный максимум нагрузок, МВт

2302

2215

2292

2248

2144

2127

Дата и месяц

23.01.2006
в 18.00

27.12.2007
в 18.00

10.01.2008
в 18.00

17.12.2009
в 18.00

25.01.2010

в 17.00

25.02.2011

в 19.00

Температура окружающей среды, ºС

-17,6

-20,3

-21,6

-23,1

-19

-22

Абсолютный прирост, МВт

115

-87

77

-44

-104

-17

Темп роста, %

5,26

-3,78

3,48

-1,92

-4,6

-0,8

С 2006 по 2008 годы наблюдался рост электропотребления до уровня 13452,8 млн кВт/час. В 2009 году электропотребление характеризовалось значительным спадом, связанным с кризисными явлениями в экономике
(12596,9 млн кВт/час или 93,5 процента к уровню 2008 года). В 2010-
2011 годах с экономическим оживлением и восстановительным ростом производства в секторах экономики наблюдается рост электропотребления.
В 2011 году электропотребление составило 13554,5 млн кВт/час или
103 процента к 2010 году (рис.2.4).

Рис.2.4. Динамика электропотребления

При этом полезный отпуск электрической энергии из сети в 2011 году составил 8633,3 млн кВт/час или 100,3 процента к уровню 2010 года
(табл.2.7).

Таблица 2.7

Структура потребления электрической энергии

Наименование

Размерность

2009 год

2010 год

2011 год

Промышленность

млн кВт/час

2131,3

2213,4

2376,9

% от потребления

16,9

16,8

17,5

Строительство

млн кВт/час

87,4

107,9

113,9

% от потребления

0,7

0,8

0,8

Сельское хозяйство

млн кВт/час

140,3

144,7

147,7

% от потребления

1,1

1,1

1,1

Транспорт и связь

млн кВт/час

1499,6

1514,9

1579,0

% от потребления

11,9

11,5

11,6

Население

млн кВт/час

2041,2

2094,4

2103,1

% от потребления

16,2

15,9

15,5

Бюджетные потребители

млн кВт/час

631,0

618,7

623,4

% от потребления

5,0

4,7

4,6

Прочие потребители

млн кВт/час

1693,5

1894,5

1689,3

% от потребления

13,4

14,4

12,5

Итого полезный отпуск потребителям:

млн кВт/час

8224,3

8588,5

8633,3

прирост, %

92,2

104,4

100,5

Потери электрической энергии
в сетях

млн кВт/час

1910,4

2166,3

2365,5

% от потребления

15,2

16,5

17,5

Собственные нужды электростанций и потери в пристанционных узлах

млн кВт/час

2462,2

2405,7

2555,7

% от потребления

19,5

18,3

18,9

Всего:

млн кВт/час

12596,9

13160,6

13554,5

прирост, %

93,6

104,5

103,0

Основную долю в структуре электропотребления Саратовской области
в 2011 году (рис.2.5) занимают: отрасль промышленности – 2376,9 млн кВт/час или 17,5 процента от общей величины электропотребления, потребление населением – 2103,1 млн кВт/час или 15,5 процента, отрасль транспорта и связи – 1579,0 млн кВт/час или 11,6 процента. Предприятия сельского хозяйства (1,1 процента от общего объема) и строительная сфера (0,8 процента) занимают незначительную долю в общем объеме потребления. Кроме того, 17,5 процента в структуре потребления составляют потери
в электрических сетях (2365,5 млн кВт/час) и 18,9 процента – расход энергии на собственные нужды на электростанциях (2555,7 млн кВт/час).

Рис.2.5. Доли потребления электрической энергии в 2011 году

Следует отметить, что относительно 2006 года прирост электропотребления по группе населения составил 280,3 млн кВт/час электрической энергии или 115,4 процента (табл.2.8), что свидетельствует
о росте энерговооруженности населения. При этом рост потребления сельским населением от относительно 2006 года составил 107,1 процента,
что также обусловлено ростом уровня газификации.

Таблица 2.8

Динамика потребления электрической энергии населением

Наименование

Размерность

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010 год

2011 год

Население

млн кВт/час

1822,8

1852,0

1902,9

2041,2

2094,4

2103,1

%

105,6

101,6

102,7

107,3

102,6

100,4

Сельское

млн кВт/час

387,7

386,4

399,3

402,3

409,1

415,2

%

92,9

99,6

103,4

100,8

101,7

101,5

Городское:

млн кВт/час

1435,1

1465,7

1503,6

1638,9

1685,3

1688,0

%

109,7

102,1

102,6

109,0

102,8

100,2

Саратов

млн кВт/час

705,1

752,8

804,2

805,2

828,1

829,4

%

106,7

106,8

106,8

100,1

102,8

100,2

Энгельс

млн кВт/час

136,4

123,0

138,9

155,8

158,3

156,0

%

90,1

90,2

112,9

112,2

102,8

98,5

Балаково

млн кВт/час

151,8

158,7

157,6

164,6

165,2

162,8

%

115,6

104,5

99,3

104,4

108,3

98,5

2.4. Динамика и структура выработки тепловой энергии

Темп роста производства тепловой энергии в 2011 году составил
1,6 процента относительно 2010 года (табл.2.9). При этом доля тепловой энергии, произведенной на комбинированных источниках, в 2011 году равна
55,3 процента и относительно 2010 года снизилась незначительно. А доля тепловой энергии, произведенной с использованием вторичных энергетических ресурсов (теплоутилизационных установок), выросла
с 8,8 процента в 2009 году до 11,2 процентов в 2011 году.

Таблица 2.9

Производство тепловой энергии

Наименование

Размерность

2009 год

2010 год

2011 год

Производство тепловой энергии

тыс. Гкал

14091,6

13911,4

14129,1

темп, %

-5,7

-1,3

1,6

Комбинированная выработка
на тепловых электрических станциях

тыс. Гкал

7796,5

7859,3

7808,6

доля, %

55,3

56,5

55,3

Котельные коммунального комплекса

тыс. Гкал

5052,5

4809,5

4743,8

доля, %

35,9

34,6

33,6

Использование вторичных энергетических ресурсов (теплоутилизационные установки)

тыс. Гкал

1242,6

1242,6

1576,8

доля, %

8,8

8,9

11,2

Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии осуществляется в трех городах: Саратов, Энгельс, Балаково от генерирующих станции ОАО «Волжская ТГК», являющегося самым крупным поставщиком тепловой энергии в Саратовской области. В 2011 году на тепловых станциях и котельных компании произведено 8363,9 тыс. Гкал или 59,2 процента от общего объема тепловой энергии в регионе.

Таблица 2.10

Отпуск тепловой энергии ОАО «Волжская ТГК»

Наименование

Размер-ность

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010

год

2011

год

Саратовская ГРЭС

тыс. Гкал

1052,0

1024,2

1004,0

1027,1

1026,0

990,9

%

101,1

97,4

98,0

102,3

99,9

96,6

Саратовская ТЭЦ-1

тыс. Гкал

345,2

331,4

311,0

303,8

302,2

307,1

%

95,7

96,0

93,8

97,7

99,5

101,6

Саратовская ТЭЦ-2

тыс. Гкал

1711,0

1787,5

1671,0

1616,8

1537,7

1532,4

%

98,6

104,5

93,5

96,8

95,1

99,7

Энгельсская ТЭЦ-3

тыс. Гкал

926,6

861,8

861,0

845,0

828,3

835,6

%

103,0

93,0

99,9

98,1

98,0

100,9

Балаковская ТЭЦ-4

тыс. Гкал

2397,5

2300,4

2002,0

1866,5

1894,4

1968,7

%

105,3

95,9

87,0

93,2

101,5

103,9

Саратовская ТЭЦ-5

тыс. Гкал

2058,8

2053,2

1934,0

1904,6

1917,1

1874,9

%

99,9

99,7

94,2

98,5

100,7

97,8

Итого по станциям:

тыс. Гкал

8491,2

8358,6

7783,0

7563,8

7505,7

7509,5

%

101,4

98,4

93,1

97,2

99,2

100,1

Котельные

тыс. Гкал

945,7

984,0

979,0

1112,3

976,3

854,4

%

-

104,0

99,5

113,6

87,8

87,5

Всего:

тыс. Гкал

9437,0

9342,5

8762,0

8676,1

8482,0

8363,9

%

112,7

99,0

93,8

99,0

97,8

98,6

             

Общая выработка тепловой энергии ОАО «Волжская ТГК» в 2011 году снижена на 1,4 процента относительно 2010 года. При этом снижение выработки на котельных составило 12,5, а выработка по комбинированным источникам осталась на уровне 2010 года (табл.2.10).

Основным потребителем тепловой энергии в Саратовской области является население. В 2011 году потребление тепловой энергии, выработанной централизованными теплоисточниками (ТЭЦ и коммунальные котельные), населением составило – 6632,1 тыс. Гкал или 46,9 процента
от общего количества тепла, бюджетными организациями – 1909 тыс. Гкал или 13,5 процента от общего количества тепла (рис.2.6). Потери тепловой энергии в сетях и собственные нужды станций (котельных) равны
14,3 и 2 процентам от общего количества тепла соответственно (по отчетным данным компаний).

Рис.2.6. Доля и объем потребления тепловой энергии по группам потребителей в 2011 году

2.5. Структура топливного баланса электростанций и котельных

Основным топливом для тепловых электрических станций и котельных Саратовской области является природный газ (топочный мазут является аварийным и резервным топливом).

В 2011 году на производство электрической и тепловой энергии
на тепловых электрических станциях и котельных израсходовано
2647,7 тыс. т условного топлива, в том числе 2258,4 млн куб. м природного газа и 30,3 тыс. т топочного мазута (табл.2.11). Таким образом, доля природного газа в топливном балансе тепловых электрических станций по итогам 2011 года составляет 98,4 процента.

Таблица 2.11

Фактический и удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в 2011 году по ОАО «Волжская ТГК»

Наименование

Потребность в топливе

Удельный расход топлива

газ

топоч-ный мазут

условное топливо

на электрическую энергию

на тепловую энергию

млн куб. м

тыс. тонн

тыс. т.у.т.

г у.т./кВт ч

кг у.т./ Гкал

Саратовская ГРЭС

180,2

208,0

170,2

175,8

Саратовская ТЭЦ-1

54,8

63,2

191,7

186,8

Саратовская ТЭЦ-2

455,7

2,3

529,0

352,1

185,6

Энгельсская ТЭЦ-3

246,6

5,8

292,6

302,3

172,8

Балаковская ТЭЦ-4

587,8

16,6

701,0

291,3

179,9

Саратовская ТЭЦ-5

598,2

5,6

698,0

251,0

167,2

Итого по ТЭС:

2123,3

30,3

2491,8

281,5

178,0

Котельные

135,1

156,0

0,0

182,4

Всего:

2258,4

30,3

2647,7

281,5

177,4

По итогам 2011 года удельный расход условного топлива на отпущенную электрическую энергию по тепловым электрическим станциям ОАО «Волжская ТГК» составляет 281,5 г у.т./кВт час. Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию (с учетом отпуска тепловой энергии котельными) составил 177,4 кг у.т./Гкал.

Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию
по котельным, расположенным в Саратовской области, по экспертным оценкам составляет от 175 до 215 кг у.т./Гкал. Причиной столь высокого значения указанного показателя является тот факт, что основная масса котельных была введена в эксплуатацию в 70-е годы ХХ века. Основное и вспомогательное оборудование котельных морально и физически устарело за прошедшие 40 лет эксплуатации.

Анализ современного технического состояния этих источников тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Саратовской области приводит к следующим выводам.

Общим для большинства котельных является большой физический износ оборудования, достигший 68-70 процентов. Анализ состояния котельных, работающих на природном газе, показал, что котельные
с котлами единичной мощностью более 5-6 Гкал/час имеют достаточно высокий коэффициент использования теплоты топлива (74-76 процентов). Технические показатели котельных, оборудованных котлами малой мощности («НР-18», «ЗИО-60», «Универсал», «Энергия», «Стреля» и т.п.), значительно ниже – коэффициент использования теплоты топлива
не превышает 70-73 процентов. Это определяется как крайне низкими техническими характеристиками самих котлов, так и повсеместным отсутствием либо неработоспособностью системы водоподготовки и, соответственно, возросшими термическими сопротивлениями на поверхностях нагрева.

3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы

3.1. Особенности функционирования энергосистемы

В целом Саратовская энергосистема характеризуется избытком генерирующей мощности (табл.3.1). В 2011 году электропотребление регионом составило 31 процент от величины выработки электрической энергии.

Таблица 3.1

Сравнение выработки и электропотребления

Наименование

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010

год

2011

год

Выработка электроэнергии, млн кВт/час

41361

41541

42754

42173

41995

42780

Электропотребление, млн кВт/час

13159

13307

13453

12597

13161

13555

Сравнение потребление/

выработка,  %

31,8

32,0

31,5

29,9

31,3

31,7

Характерной особенностью энергосистемы является наличие трех обособленных энергорайонов: Саратовский, Балаковский и Балашовский (транзитный район не имеет собственной генерации). Саратовский энергорайон характеризуется дефицитом генерирующей электрической мощности, а Балаковский – наоборот, наличием значительного избытка генерирующих мощностей.

Установленная электрическая мощность объектов генерации электрической энергии, расположенных в Балаковском энергорайоне, составляет 5774 МВт или 86,3 процента от общей установленной мощности (табл.3.2).

Таблица 3.2

Сравнение генерации Балаковского и Саратовского энергорайонов

Наименование

Установленная мощность на 1 января 2012 года, МВт

Филиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Балаковская атомная станция»

4000,00

Филиал ОАО «РусГидро» «Саратовская ГЭС»

1360,00

Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Волжская ТГК»

365,00

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

49,00

Итого по Балаковскому энергорайону:

5774,00

Тепловые электрические станции, в том числе:

918,00

Саратовская ГРЭС ОАО «Волжская ТГК»

54,00

Саратовская ТЭЦ-2 ОАО «Волжская ТГК»

226,00

Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Волжская ТГК»

180,00

Саратовская ТЭЦ-5 ОАО «Волжская ТГК»

440,00

ООО «Саратовская ТЭЦ-1»

18,00

Итого по Саратовскому энергорайону:

918,00

Всего:

6692,00

Электросетевой комплекс Саратовской энергосистемы предназначен
для электроснабжения потребителей Саратовской области и транзита электрической энергии от Балаковской АЭС и Саратовской ГЭС в другие энергосистемы. При этом сложившаяся структура потребления электрической энергии имеет несколько иную зависимость. Правобережная часть энергосистемы (Саратовский и Балашовский энергорайоны) потребляет 56 процентов от общего потребления энергосистемы.

Соответственно наиболее напряженные режимы работы электрической сети могут возникать в Правобережной части энергосистемы, что в условиях роста электропотребления повышает вероятность возникновения аварийных ситуаций.

Характерной особенностью Саратовской энергосистемы является наличие 14 крупных организаций, потребление электроэнергии которых
в 2011 году составило 3619,3 млн кВт/час электрической энергии или
42 процента от полезного отпуска электрической энергии конечным потребителям. Рост энергопотребления указанных потребителей составил 109,9 процента к уровню 2011 года (приложение № 2).

3.2. Проблемы энергосистемы

В настоящее время на электростанциях Саратовской энергосистемы находится в эксплуатации 2386 МВт мощностей (или 34,7 процента от общего количества), введенных в эксплуатацию в период до 1981 года (рис.3.1).

При этом все гидроагрегаты Саратовской ГЭС введены в эксплуатацию
в период с 1967 по 1970 годы, энергоблоки Балаковской АЭС: в период
1981-1990 годов – первые три блока, в 1993 году – четвертый блок.

Рис.3.1. Ввод мощностей электростанций Саратовской области

Характерной особенностью возрастной структуры турбоагрегатов ТЭС (рис.3.2) является тот факт, что 1026 МВт (69,4 процента от общего количества) введено в эксплуатацию в период до 1980 года, а за период 1981-1990 годов введено 391 МВт (26,4 процента).

Рис.3.2. Возрастная структура оборудования электростанций

Полный список оборудования электростанций с указанием возрастной структуры оборудования представлен в приложениях № 3, 4.

Электроэнергетический комплекс Саратовской области характеризуется следующими проблемами:

значительное количество электросетевых объектов имеют высокий физический износ и требуют реконструкции;

требуется реконструкция и модернизация общесистемных средств управления (РЗА, ПАА, АИИСКУЭ);

в эксплуатации остается значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, что снижает надежность его работы;

на территории области находится в эксплуатации электросетевое оборудование, срок эксплуатации которого превысил нормативный;

распределительные сети низкого напряжения находятся в собственности более 60 собственников, количество которых ежегодно растет. Указанные собственники не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, общая надежность и управляемость таких сетей снижается;

проблема оформления сервитутов на земельные участки охранных зон, доступа к территориям частной застройки, по которым проходят линии.

Дефицит генерирующей мощности Саратовского энергорайона

Дефицит генерирующей мощности Саратовского энергорайона, включающего в себя города Саратов и Энгельс, покрывается за счет избыточного Балаковского района по ВЛ 500 кВ Саратовская ГЭС-Курдюм, ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС- Саратовская № 1 с отпайками, ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС-Саратовская № 2 и ВЛ 220 кВ транзита Центральная-Подлесное-Красный Яр-Пушкино. В летний период времени, при снижении генерации Саратовской ТЭЦ-2, Энгельсской ТЭЦ-3, Саратовской ТЭЦ-5 и увеличении транзитного перетока в ОЭС Юга и ОЭС Центра дефицит Саратовского энергорайона увеличивается по активной и реактивной мощностям, что приводит
к увеличению загрузки основных ВЛ 500 и 220 кВ и осложняет проведение ремонтной кампании сетевого оборудования.

Балашовский энергорайон не имеет собственной генерации. Загрузка его сети 220-110 кВ определяется в основном транзитом электрической мощности
в ОЭС Юга и ОЭС Центра. Существуют режимы, при которых мощность, передаваемая в ОЭС Юга, может вызвать перегрузку ВЛ 110-220 кВ транзита Ртищево-Хопер-Балашовская.

В осенне-зимний период при максимальном составе включенного
в работу генерирующего оборудования тепловых электрических станций ОАО «Волжская ТГК» обеспечение допустимых уровней напряжения достигается за счет располагаемой реактивной мощности станций и регулировкой под нагрузкой (РПН) на автотрансформаторных подстанциях ПС 500-220 кВ.
В летний период при минимальном составе генерирующего оборудования на тепловых электрических станциях резко снижается располагаемая реактивная мощность ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 и ТЭЦ-5, что приводит к снижению напряжения в сети 110 кВ в максимальных, ремонтных и особенно в аварийных режимах. Поддержание допустимого уровня напряжения в сети осуществляется за счет использования устройств РПН на автотрансформаторах ПС 500-220 кВ и при необходимости вводом графиков временного отключения потребления
в послеаварийнах режимах.

На перетоки мощности по сечению 500-220 кВ Саратовская ГЭС-Саратов, обусловленные дефицитом Саратовского энергоузла, накладываются транзитные перетоки в Пензенскую и Волгоградскую энергосистемы, достигающие 40 процентов от общего перетока.

Мониторинг токовых нагрузок сети показывает, что токовая загрузка линий электропередач в летний период в среднем на 20-30 процентов выше, чем в зимний период. Наиболее тяжелые режимы работы электрической сети
в летний период обусловлены следующими факторами:

разгрузка тепловых электрических станций в период паводка;

увеличение сезонных ограничений генерирующей мощности в летний период;

износ электросетевого оборудования.

По Саратовской энергосистеме 5 автотрансформаторов АТ 220/110 кВ отработали более 30 лет и не допускают перегрузки при температуре наружного воздуха выше 30 С.

Саратовская ТЭЦ-1

Себестоимость производимой электрической энергии на Саратовской
ТЭЦ-1 превышает 2,5 руб./кВт час, в то время как цена электрической энергии
на оптовом рынке электрической энергии (мощности) составляет
1,2-1,5 руб./кВт час. По расчетам ОАО «Волжская ТГК» при годовой выработке электрической энергии на Саратовской ТЭЦ-1 – 30-40 млн кВт/час убыток от работы станции на ОРЭМ составляет 20-30 млн рублей.

По указанной причине Саратовская ТЭЦ-1 была выведена с ОРЭМ на розничный рынок электроэнергии.

Для обеспечения безаварийной работы Саратовской энергосистемы
в случае останова или перевода в режим котельной Саратовской ТЭЦ-1 необходимо:

при наложении на ремонтный режим нормативных возмущений (аварийные отключения линий или подстанции) в зимний период – отключение потребителей на величину 11 МВт для нормализации режима;

увеличение задания по разработке графиков аварийных отключений
в узле Саратовская ТЭЦ-1;

ограничить технические присоединения потребителей на шины 6 кВ Саратовской ТЭЦ-1.

Для ликвидации вышеуказанных негативных последствий, в случае ликвидации (или перевода) в режим котельной Саратовской ТЭЦ-1 требуется разработка проектных решений по реализации схемы энергоснабжения
с учетом фактических нагрузок в энергоузле Саратовская ТЭЦ-1, определяющих необходимость реконструкции комплекса противоаварийной автоматики сети 35 кВ или воздушной линии ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-1- Саратовская ТЭЦ-2» с увеличением сечения провода и установкой дополнительных опор, что в условиях плотной городской застройки затруднено.

3.3. «Узкие» места Саратовской энергосистемы

Полный перечень мероприятий, направленных на устранение «узких» мест Саратовской энергосистемы, представлен в приложении № 5.

Сечение ВЛ 500-220 кВ «Саратовская ГЭС-Саратов»

В летний период при ремонте одной из воздушных линий ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Саратовская № 1 с отпайками (ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС-Саратовская № 2) и аварийном отключении ВЛ 500 кВ Саратовская ГЭС-Курдюм при перетоке в сечении ГЭС-Саратов более 600 МВт происходит перегруз оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС-Саратовская № 2 (ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС-Саратовская № 1
с отпайками) и снижение напряжения на ПС 220 кВ Саратовская до 102 кВ при минимально допустимом значении – 104 кВ. Для устранения перегруза действием противоаварийной автоматики производится размыкание транзита 110-220 кВ Курдюм-Аткарск- Ртищево и при необходимости отключение потребителей в городе Саратове до 60 МВт. В связи с этим все технологические присоединения новых потребителей в городе Саратове производятся с подключением их к специальной автоматике отключения нагрузки (САОН).

Для устранения данного «узкого» места в Саратовской энергосистеме ведется строительство новой воздушной линии ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС-Курдюм.

Автотрансформатор АТ-2 ПС 220 кВ «Саратовская»

При ремонте автотрансформатора АТ-3 мощностью 240 МВА на ПС
220 кВ «Саратовская» отключение автотрансформатора АТ-1 (установленная мощность 250 МВА) при дефиците мощности в Саратовском узле в размере
415 МВт приводит к перегрузу:

автотрансформатора АТ-2 ПС 220 кВ «Саратовская» (установленная мощность 180 МВА) на подстанции на 5 процентов;

воздушной линии ВЛ-110 кВ «Саратовская-ТЭЦ-5 1ц» на 5 процентов;

автотрансформатора АТ-1 (установленная мощность 200 МВА) на ПС
500 кВ «Курдюм» на 17 процентов.

В связи с этим устранение данного перегруза потребует введения графиков временного ограничения (ГВО) на величину до 40 МВт.

Для устранения «узкого» места необходима реконструкция ПС 220 кВ «Саратовская» с заменой автотрансформаторов АТ-2 и АТ-3 на один новый мощностью 250 МВА.

Схема выдачи электрической мощности от энергоблока № 1
Балаковской АЭС

При ремонте одной из ВЛ-220 кВ «Балаковская АЭС-Центральная-1(2) ц»
и аварийном отключении автотрансформатора АТ-1 500/220 кВ на Балаковской АЭС происходит перегруз оставшейся в работе ВЛ-220 кВ до
37 процентов. Для ликвидации указанного перегруза противоаварийная автоматика будет выполнять отключение энергоблока № 1 на Балаковской АЭС.

Для приведения схемы выдачи мощности энергоблока № 1 Балаковской АЭС к нормам технологического проектирования атомных электростанций намечено строительство третьей цепи ВЛ-220 кВ «Балаковская АЭС-Центральная».

Воздушная линия ВЛ-110 кВ «Саратовская-ТЭЦ-2»

При дефиците мощности Саратовского энергоузла 415 МВт (летний период), при ремонте шунтирующих линий 110 кВ и при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Центральная-Подлесное происходит перегруз ВЛ 110 кВ Саратовская-ТЭЦ-2 на 23 МВт, для ликвидации которого потребуется ввод ГВО на величину до 65 МВт.

Для ликвидации «узкого» места необходимы:

реконструкция противоаварийной автоматики сети 110 кВ;

наличие резерва мощности на Саратовской ТЭЦ-2 и Энгельсской
ТЭЦ-3 до 100 МВт;

реконструкция ПС 110 кВ Западная с прилегающей сетью 110 кВ, включение в транзит ВЛ 110 кВ Саратовская-Западная; ВЛ 110 кВ Западная- ТЭЦ-2 (увеличение пропускной способности связи ПС Саратовская-ТЭЦ-2
на 50 МВт).

Электроснабжение центральной части города Саратова

Основные направления по ликвидации «узких» мест в центральной части города Саратова (по приоритетности):

разработка программы комплексной модернизации противоаварийной автоматики субъектов электроэнергетики, задействованных в электроснабжении города;

необходимость снижения ограничений установленной мощности
на СарГРЭС, ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-5;

строительство новых или реконструкция существующих линий электропередач в черте города.

ПС 110 кВ «Западная» имеет питание от двух воздушных линий
ВЛ-110 кВ. Аварийное отключение ВЛ-110 кВ «ТЭЦ-2-Западная» при ремонте ВЛ-110 кВ «Саратовская – ТЭЦ-2» приводит к погашению подстанции и запитанных от нее потребителей центра города Саратова на величину
до 90 МВт.

Для повышения надежности электроснабжения центральной части города Саратова необходимо проведение реконструкции ПС 110 кВ «Западная» с организацией заходов на нее воздушной линии ВЛ-110 кВ «Саратовская-ТЭЦ-2», что также увеличит пропускную способность связи «ПС Саратовская-ТЭЦ-2».

В ОАО «Российские железные дороги» принято решение о строительстве нового моста через реку Волгу в районе города Саратова и демонтаже старого (существующего) моста после ввода в эксплуатацию нового железнодорожного моста.

По конструкциям существующего моста проходят линии электропередач ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц», находящиеся
на балансе электросетевой организации ОАО «МРСК Волги».

Указанная ВЛ-110 кВ является системообразующей: соединяет Саратовскую ТЭЦ-2 (г.Саратов) и Энгельсскую ТЭЦ-3 (г.Энгельс).
От 1 и 2-й цепи указанной ВЛ-110 кВ питается ПС 110 кВ «Анисовка».
ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» выполняет важную роль в решении задачи по осуществлению «перетоков» мощности
в различных режимах работы Саратовской энергосистемы.

Аварийные отключения данной ВЛ-110 кВ могут повлечь за собой образование дефицита активной и реактивной мощности в Энгельсском энергоузле (с населением около 300 тыс. человек) и, следовательно, повлиять
на устойчивую работу Энгельсской ТЭЦ-3, на режим работы теплосетей
и электроснабжение социально значимых объектов г.Энгельса.

Пропускная способность данной ВЛ-110 кВ составляет 120 МВт зимой
и 100 МВт летом для каждой цепи ВЛ. Анализ режимов Саратовской энергосистемы показал, что переток мощности по ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» достигает величины 80 МВт, а при ремонтах элементов сети возрастает до 140 МВт в сторону Саратовской ТЭЦ-2.

ОАО «МРСК Волги» предложено ОАО «РЖД» использовать новый мост для переноса на него действующих ВЛ-110 кВ. Департамент пути
и сооружений ОАО «РЖД» сообщил о запрете размещения ЛЭП-110 кВ
на реконструируемом мостовом переходе.

В условиях отсутствия связи 110 кВ ТЭЦ-2-ТЭЦ-3 наиболее критичным для надежности функционирования Саратовского и Энгельсского энергорайонов является летний период (апрель-октябрь), когда происходит ремонт генерирующего оборудования на ТЭС Саратовской области и массовый ремонт оборудования элементов системообразующей сети 35, 110, 220 и 500 кВ.

Возможные технологические риски, связанные с отключением
ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» при строительстве нового железнодорожного моста:

1. Аварийные отключения и вывод в ремонт оборудования в летний период.

Правобережная часть энергосистемы.

При отсутствии связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3
1 и 2 ц» невозможно вывести в ремонт:

по условиям допустимых уровней напряжения потребителей:

ВЛ-500 кВ «Саратовская ГЭС-Курдюм»;

по условиям допустимой токовой нагрузки оборудования:

ВЛ-110 кВ «Курдюм-Распределительная 1 или 2 ц»;

ВЛ-110 кВ «Саратовская-Западная»;

ВЛ-110 кВ «Саратовская-Кировская»;

ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-5-Кировская»;

автотрансформатор АТ-1 на подстанции ПС 500 кВ «Курдюм».

Вывод в ремонт или аварийное отключение указанных элементов сети приведет к ограничению или аварийному отключению потребителей
с потребляемой мощностью в объеме до 80 МВт.

Левобережная часть энергосистемы.

При отсутствии связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская
ТЭЦ-3 1 и 2 ц» невозможно вывести в ремонт по условиям допустимых уровней напряжения потребителей ВЛ-220 кВ «Центральная-Подлесное». Вывод в ремонт или отключение приведет к ограничению или аварийному отключению потребителей с потребляемой мощностью в объеме до 40 МВт.

2. Организация плавок гололеда на воздушных линиях энергосистемы.

При отсутствии связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3
1 и 2 ц» невозможно осуществлять плавки гололеда по:

ВЛ-110 кВ «Курдюм-Распределительная 1 или 2ц»;

ВЛ-110 кВ «Саратовская-Саратовская ТЭЦ-2»;

ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Распределительная 1 или 2 ц».

Всего исключается из применения 11 схем плавок гололеда.

При проведении фактических плавок гололеда по ВЛ-110 кВ «Саратовская-Саратовская ТЭЦ-2» и по ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Распределительная 1 или 2 ц» возможно выделение Саратовской ТЭЦ-2
на изолированную работу со снижением параметров теплоносителей.

3. Технологические присоединения.

На период строительства ВЛ-500 кВ «Балаковская АЭС-Курдюм» при отсутствии связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» возможность технологического присоединения в г.Саратове снижается
со 100 МВт до 50 МВт.

В условиях отсутствия связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» даже после ввода в эксплуатацию ВЛ-500 кВ «Балаковская АЭС-Курдюм» невозможно технологическое присоединение новых потребителей электроэнергии к следующим центрам питания:

Правобережная часть энергосистемы:

к Саратовской ТЭЦ-2, Саратовской ТЭЦ-1, подстанции ПС 500 кВ «Курдюм» (на напряжении 110 кВ), ПС 110 кВ «Распределительная»,
ПС 110 кВ «Западная», ПС 110 кВ «ГПЗ, ПС 110 кВ «Станок», ПС 110 кВ «Промышленная», ПС 35 кВ «Университетская», ПС 110 кВ «Агрегатная»,
ПС 110 кВ «Мельзаводская».

Левобережная часть энергосистемы:

к Энгельсской ТЭЦ-3, ПС 220 кВ «Красный Яр», ПС 220 кВ «Пушкино»,
ПС 220 кВ «Подлесное» и ко всем воздушным линиям ВЛ-110 кВ, отходящим от этих объектов.

4. Возможные мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей при отсутствии связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» – увеличение генерации электрической мощности в летний период времени по:

Саратовской ТЭЦ-2 – не менее 140 МВт (факт последних лет – 45-50 МВт);

Энгельсской ТЭЦ-3 – не менее 100 МВт (факт последних лет – 30-45 МВт).

Достижение указанных уровней генерации делает невозможным проведение ремонтов основного и вспомогательного тепломеханического оборудования на Саратовской ТЭЦ-2 и Энгельсской ТЭЦ-3 в летний период,
а также приводит к увеличению стоимости электроэнергии для конечных потребителей в связи с использованием неэффективной конденсационной выработки электроэнергии на станциях.

В связи с вышеизложенным необходимо строительство ЛЭП напряжением 110 кВ, связывающей Саратовскую ТЭЦ-2 и Энгельсскую ТЭЦ-3 «Волжская ТГК». При этом для снижения стоимости реализации данного проекта целесообразно разместить данную линию электропередач
на планируемом к строительству железнодорожном переходе (по согласованию).

Вторая очередь Балаковской АЭС

При строительстве Балаковской АЭС (энергоблоки № 1-4 – первая очередь) предусматривалось расширение атомной станции на площадях ранее отведенного земельного участка с непосредственным примыканием
к энергоблоку № 4 с аналогичным технологичным разрывом и использованием инфраструктуры и внешних инженерных сетей первой очереди.

Проект второй очереди Балаковской АЭС предусматривает строительство двух энергоблоков с водо-водяными реакторными установками ВВЭР-1000 (модификация В-392Б). Строительство второй очереди Балаковской АЭС было начато в 1993 году.

Строительная готовность главного корпуса энергоблока № 5 составляет
60,5 процента, а по энергоблоку № 6 – 6,8 процента. Помимо этого получены все необходимые согласования для возобновления строительства второй очереди Балаковской АЭС (в том числе выполнен ОБИН и ОВОС). Согласно Положению о лицензировании деятельности в области использования атомной энергии, утвержденному постановлением Правительства Российской Федерации от 14 июля 1997 года № 865, в Научно-техническом центре по ядерной и радиационной безопасности (НТЦ ЯРБ) проведена экспертиза безопасности проекта второй очереди Балаковской АЭС.

Сооружение второй очереди Балаковской АЭС возможно только
при наличии необходимого свободного технологического оборудования (парогенераторы, реактор, паровая турбина). Сроки изготовления указанных элементов значительны и составляют от двух и более лет. При этом существующие мощности энергомашиностроительных заводов ограничены
и могут не позволить построить новые вышеуказанные технологические элементы.

В связи с этим была проведена ревизия свободного оборудования длительного цикла изготовления (ДЦИ), находящегося на площадках филиала компании «Энергомаш (ЮК) Лимитед». 18 июня 2008 года
ОАО «Концерн Росэнергоатом» выдал акт № Блк АЭС 5А-001К 2008 по результатам выполнения работ I этапа работ по обследованию оборудования ДЦИ. Данный акт свидетельствует о возможности применения имеющегося
в наличии оборудования ДЦИ для целей достройки второй очереди Балаковской АЭС.

Единственным препятствием для возобновления строительства второй очереди Балаковской АЭС является отсутствие четких сроков строительства
в инвестиционной программе ОАО «Концерн Росэнергоатом», что в свою очередь предусматривает необходимость включения указанного объекта
в Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2030 года.

4. Основные направления развития электроэнергетики

4.1. Прогноз производства электроэнергии до 2017 года

На рис.4.1 представлены графики прогнозов производства электроэнергии на период до 2017 года для рассматриваемого в Программе
варианта развития электроэнергетики области и базового прогноза выработки/потребления электрической энергии, разработанного на основе предложений генерирующих компаний и прогноза спроса на электрическую энергию утвержденной Минэнерго России «Схемы и программы развития Единой энергетической энергосистемы России на 2011-2017 годы» (табл.4.1).

Рис.4.1. Прогноз производства электрической энергии, млн кВт/час

При формировании прогноза выработки электрической энергии в рамках разработанного Программой варианта учтены новые вводы объектов
по производству электрической энергии на период до 2017 года, а также мероприятия по демонтажу, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования согласно предложениям генерирующих компаний (на начало 2012 года). Структура производства электроэнергии по электростанциям области приведена в приложении № 6.

Прогнозируемый объем производства электрической энергии в 2017 году составит 42363 млн кВт/час электрической энергии или 99,1 процента
к факту 2011 года (базовый прогноз – 40359 млн кВт/час или 94,4 процента),
в том числе по Балаковской АЭС – 31938,4 млн кВт/час или 98,5 процента
к факту 2011 года (базовый прогноз – 30220 млн кВт/час или 93,2 процента),
по Саратовской ГЭС – 5400 млн кВт/час или 102 процента к уровню
2011 года, по ОАО «Волжская ТГК» – 4664,3 млн кВт/час или 97,4 процента
к уровню 2011 года (базовый прогноз – 4739 млн кВт/час или 99,5 процента).

Таблица 4.1

Прогноз потребления и выработки электрической энергии

Наименование

2011 год

(факт)

2012 год

(оценка)

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

2017

год

Средне-годовой темп

2013-2017 годы,%

Базовый прогноз

Потребность (потребление электро-энергии), млн кВт/час

13554,5

13554,0

14060,0

14195,0

14339,0

14485,0

14635,0

143,8

годовой темп, %

3,00

0,00

3,73

0,96

1,01

1,02

1,04

1,55

Покрытие (выработка электроэнергии), млн кВт/час

42780,0

40259,0

41056,0

40353,0

40003,0

40604,0

40359,0

Сравнение электро-потребления

и выработки электроэнергии, %

31,7

33,7

34,2

35,2

35,8

35,7

36,3

Прогноз Программы

Потребность (потребление электроэнергии), млн кВт/час

13554,5

13470,6

13671,9

13883,0

14002,0

14131,0

14263,0

147,8

годовой темп, %

2,99

-0,62

1,49

1,54

0,86

0,92

0,93

1,15

Покрытие (выработка электроэнергии), млн кВт/час

42780,0

41995,6

42204,3

42245,1

42286,0

42326,8

42362,7

Сравнение
электропотребления
и выработки электро-энергии, %

31,7

32,1

32,4

32,9

33,1

33,4

33,7

Снижение выработки электрической энергии в базовом прогнозе
в 2012 и 2014-2015 годах (рис.4.1) обусловлено прогнозируемым снижением выработки по Балаковской АЭС, полученным при расчете КИУМ на 2012-2015 годы на основе утвержденных графиков выводов энергоблоков
в плановые ремонты, а также выводом генерирующих мощностей
на тепловых станциях ОАО «Волжская ТГК».

Планируемые объемы вывода мощности на тепловых электростанциях Саратовской области до 2017 года составят 221 МВт, в том числе:

Саратовская ТЭЦ-1 – 4 МВт;

Саратовская ТЭЦ-2 – 95 МВт;

Энгельсская ТЭЦ-3 – 22 МВт;

Балаковская ТЭЦ-4 – 100 МВт.

В рассматриваемом Программой варианте рост выработки электрической энергии по Балаковской АЭС будет обеспечен в основном
за счет двух факторов:

работа энергоблоков на удлиненных топливных циклах (переход
на 18-месячные топливные циклы), что позволит увеличить коэффициент использования установленной мощности станции;

увеличение единичной мощности энергоблоков ВВЭР-1000 за счет проведения модернизации.

При формировании программного прогноза производства электрической энергии учтены ежегодная выработка электрической энергии на ООО «Балаковские минеральные удобрения» в объеме не менее 302 млн кВт*ч и планируемый
в 2013 году ввод в эксплуатацию двух газотурбинных тепловых электрических станций ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго» (ГТ ТЭЦ «Контакт»
и ГТ ТЭЦ «Проммаш») с суммарной установленной электрической мощностью 36 МВт.

Помимо этого планируется модернизация шести гидроагрегатов Саратовской ГЭС с увеличением установленной мощности станции
на 37 МВт.

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях области представлен
в приложении № 7.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии

Прогнозом электропотребления на 2013-2017 годы предусматривается среднегодовой темп роста потребления 1,15 процента, что в натуральном выражении составит 147,8 млн кВт/час ежегодно (табл.4.1).

Отношение величины электропотребления и выработки электрической энергии увеличится с 31,7 процента в 2011 году до 33,7 процента в 2017 году.

При формировании прогноза электропотребления учитывались следующие основные факторы: рост спроса на электрическую энергию населения области в связи с ростом энерговооруженности граждан, строительство жилых и общественных зданий, реализация инвестиционных проектов на территории области (приложение № 8), а также модернизация и увеличение производственных мощностей крупными потребителями электроэнергии, в том числе:

ОАО «Саратовский НПЗ»: строительство современной железнодорожной эстакады, модернизация установки ЭЛОУ АВТ-6 до производительности
7,5 млн т сырой нефти, строительство новой установки для производства компонента высокооктановых бензинов (комплекс изомеризации пентан-гексановой фракции мощностью 300 тыс. т), реконструкция комплекса гидроочистки дизельного топлива (реконструкция установки Л-24-6 для увеличения производительности и повышения качества дизельного топлива – содержание серы 10 ppm);

ОАО «Саратовнефтегаз»: учтена необходимость доведения уровня утилизации попутного нефтяного газа до 95 процентов (очистка от вредных примесей, строительство объектов малой генерации);

ООО «Саратоворгсинтез»: строительство нового производства фенола
и ацетона, расширение цеха производства нитрилакриловой кислоты
и цианида натрия;

строительство металлургического комплекса производительностью
1,0 млн т сортового проката ЗАО «Северсталь-Сортовой завод Балаково».

Структура и доли потребления электрической энергии в прогнозируемый период представлены в таблице 4.2 и на рисунке 4.2.

Таблица 4.2

Структура потребления электрической энергии до 2017 года

Наименование

Размерность

факт

оценка

прогноз

Сред-него-довой темп 2013-2017

годы,%

2011

год

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

2017

год

Промышленность

млн кВт/час

2376,9

2386,5

2402,4

2453,1

2591,6

2627,6

2628,5

56,5

рост

%

107,4

100,4

100,7

102,1

105,6

101,4

100,0

2,0

Строительство

млн кВт/час

113,9

117,4

120,4

121,8

122,1

122,5

122,9

0,6

рост

%

105,5

103,1

102,6

101,1

100,3

100,3

100,3

0,9

Сельское хозяйство

млн кВт/час

147,7

148,0

149,3

150,0

151,2

152,2

153,0

0,9

рост

%

102,1

100,2

100,9

100,5

100,8

100,7

100,5

0,7

Транспорт и связь

млн кВт/час

1579,0

1583,7

1602,7

1628,3

1641,4

1654,5

1667,7

16,3

рост

%

104,2

100,3

101,2

101,6

100,8

100,8

100,8

1,0

Население

млн кВт/час

2103,1

2301,8

2317,4

2352,2

2375,7

2399,4

2423,4

26,5

рост

%

100,4

109,4

100,7

101,5

101,0

101,0

101,0

1,0

Бюджетные потребители

млн кВт/час

623,4

631,9

630,8

627,8

620,5

618,7

615,0

-3,9

рост

%

100,8

101,4

99,8

99,5

98,8

99,7

99,4

-0,5

Прочие потребители

млн кВт/час

1689,3

1591,1

1736,2

1733,6

1664,0

1692,3

1758,7

5,6

рост

%

89,2

94,2

109,1

99,8

96,0

101,7

103,9

2,1

Итого

полезный отпуск потребителям:

млн кВт/час

8633,3

8760,4

8959,2

9066,7

9166,4

9267,2

9369,2

102,5

рост, %

100,5

101,5

102,3

101,2

101,1

101,1

101,1

1,4

Потери электрической энергии в сетях

млн кВт/час

2365,5

2256,8

2227,9

2246,1

2268,3

2302,2

2333,7

26,4

% потребления

17,5

16,8

16,3

16,2

16,2

16,3

16,4

0,7

Собственные нужды электростанций

млн кВт/час

2555,7

2453,4

2484,8

2570,2

2567,3

2561,6

2560,1

18,8

% потребления

18,9

18,2

18,2

18,5

18,3

18,1

17,9

0,9

Потребление, всего:

млн кВт/час

13554,5

13470,6

13671,9

13883,0

14002,0

14131,0

14263,0

147,8

рост, %

103,0

99,4

101,5

101,5

100,9

100,9

100,9

1,2

Рис.4.2. Структура и доли потребления электроэнергии в 2017 году

Основную прогнозную долю в структуре электропотребления Саратовской области в 2017 году будут занимать следующие отрасли (рис.4.2):

промышленность – 2628,5 млн кВт/час или 18,4 процентов от общего потребления. Рост электропотребления относительно 2011 года прогнозируется на уровне 110,5 процента, при среднегодовом темпе роста в 2013-2017 годах – 2 процента, что в натуральном выражении составит 56,5 млн кВт/час ежегодно (табл.4.2);

транспорт и связь – 1667,7 млн кВт/час или 11,7 процента
от общего потребления. Рост электропотребления относительно 2011 года прогнозируется на уровне 105,7 процента, при ежегодном приросте потребления в 2013-2017 годах в среднем на 16,3 млн кВт/час;

прочие потребители (мелкомоторная нагрузка, объекты жилищно-коммунального хозяйства и т.п.) – 1758 млн кВт/час или 12,3 процента
от общего потребления. Рост электропотребления относительно 2011 года прогнозируется на уровне 104,1 процента, при ежегодном приросте потребления в 2013-2017 годах в среднем на 5,6 млн кВт/час;

население и приравненные к нему группы (гаражно-строительные кооперативы, дачи, автостоянки, погреба и т.п.) – 2423,4 млн кВт/час или
17 процентов от общего потребления. Рост электропотребления относительно 2011 года прогнозируется на уровне 115,3 процента, при ежегодном приросте потребления в 2013-2017 годах в среднем на 26,5 млн кВт/час.

Прогнозируемый объем и доли потребления электрической энергии городским и сельским населением до 2017 года представлены в таблице 4.3
и на рисунке 4.3.

Таблица 4.3

Прогноз потребления электрической энергии населением

Наименование

Размерность

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

2017

год

Население

млн кВт/час

2317,4

2352,2

2375,7

2399,4

2423,4

%

100,7

101,5

101,0

101,0

101,0

сельское

млн кВт/час

438,2

446,1

450,4

451,2

452,2

%

100,4

101,8

101,0

100,2

100,2

городское

млн кВт/час

1879,2

1906,1

1925,3

1948,2

1971,2

%

100,7

101,4

101,0

101,2

101,2

Саратов

млн кВт/час

870,3

889,5

901,9

904,6

907,4

%

101,4

102,2

101,4

100,3

100,3

Энгельс

млн кВт/час

168,9

171,4

173,7

175,8

177,8

%

100,5

101,4

101,4

101,2

101,1

Балаково

млн кВт/час

181,7

184,5

187,1

189,7

192,2

%

100,4

101,5

101,4

101,4

101,3

             

Доля потребления городским населением составит в 2017 году
81,7 процента от общего объема (рис.4.3). Рост потребления электроэнергии населением, проживающим в сельской местности, прогнозируется на уровне 110 процентов относительно 2011 года, при этом доля электропотребления снизится с 19,5 до 18,7 процента от общего объема потребления населением.

Рис.4.3. Объем и доли потребления электроэнергии населением в 2017 году

Прогноз электропотребления по бюджетным организациям определен исходя из требований Федерального закона от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности
и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», разработанных долгосрочной областной целевой программой «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности
в Саратовской области на период до 2020 года» мероприятий по повышению энергетической эффективности и энергосбережению, динамики потребления электроэнергии по объектам социальной сферы в 2006-2011 годах и с учетом прогноза ввода новых социальных объектов (объектов здравоохранения, детских садов, школ, физкультурно-оздоровительных комплексов и т.п.)
в 2017 году составит 615 млн кВт/час, что на 1,2 процента ниже уровня потребления в 2011 году.

Также прогнозом электропотребления предусматривается снижение доли расхода электрической энергии на собственные нужды электростанций и потери в предстанционных узлах с 18,9 процента в 2011 году
до 17,9 процента в 2017 году. Собственное электропотребление станций
в 2017 году составит 2560,1 млн кВт/час.

Помимо этого, потери электроэнергии в магистральных и распределительных сетях в 2017 году прогнозируются на уровне 2333,7 млн кВт/час,
что составит 16,4 процента к величине энергопотребления областью
(17,5 процента в 2011 году), или 19,9 процента к величине поступления энергии в сеть (21,5 процента в 2011 году).

С учетом вышеуказанного прогнозируемый максимум нагрузок Саратовской энергосистемы в 2017 году составит 2372 МВт (рис.4.4) или 111,5 процента к максимуму 2011 года.

Распределение прогнозной величины потребления мощности
по основным крупным узлам нагрузки СЭС на период 2017 года приведено
в таблице 4.4.

Таблица 4.4

Распределение прогнозной величины потребления мощности
по основным крупным узлам нагрузки СЭС на период до 2017 года

Энергорайон

факт

оценка

прогноз

2011

год

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

2017

год

Максимум потребления, всего, МВт

2127

2251

2291

2306

2327

2350

2372

Абсолютный прирост, МВт

-17,0

124,0

40,0

15,0

21,0

23,0

22,0

Темп роста, %

-0,8

5,8

1,8

0,7

0,9

1,0

0,9

в том числе по основным энергоузлам, МВт

Саратовский район

824,0

806,0

809,0

815,0

823,0

842,0

860,0

Петровский район

77,0

85,0

85,0

85,0

86,0

87,0

87,0

Аткарский район

107,0

98,0

99,0

99,0

100,0

101,0

101,0

Прихоперский район

188,0

186,0

186,0

188,0

190,0

190,0

191,0

Итого Правобережье:

1196,0

1175,0

1179,0

1187,0

1199,0

1220,0

1239,0

% от общего потребления

56,2

52,2

51,5

51,5

51,5

51,9

52,2

Вольский район

97

93

94

94

95

96

96

Приволжский район

317

274

275

277

280

281

281

Заволжский район

103

138

138

139

141

141

141

Балаковский район

199

356

390

392

396

397

399

Итого Левобережье:

716

861

897

902

912

915

917

% от общего потребления

33,7

38,2

39,2

39,1

39,2

38,9

38,7

Среднегодовой ежегодный прирост максимума нагрузок с 2013 по 2017 годы составит 20,5 МВт или 0,9 процента (табл.4.4). Относительно 2011 года абсолютный прирост нагрузок к 2017 году составит 245 МВт. При этом доля нагрузок по Левобережной части энергосистемы в общем максимуме увеличится с 33,7 процента в 2011 году до 38,7 процента в 2017 году.

Рис.4.4. Прогноз собственного максимума нагрузок на период до 2017 года

4.3. Прогноз производства тепловой энергии

В 2017 году производство тепловой энергии по Саратовской области прогнозно составит 1366,7 тыс. Гкал или 96,8 процента к уровню 2011 года (табл.4.5).

При этом доля комбинированной выработки в 2017 году
в общем объеме производства тепловой энергии составит 56,8 процента
и относительно 2011 года увеличится на 1,5 процента.

Таблица 4.5

Прогноз производства тепловой энергии

Наименование

Размерность

Факт

Оцен-ка

Прогноз

2011

год

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

2017

год

Производство теплоэнергии,

в том числе:

тыс. Гкал

14129,1

13811,9

13701,2

13697,1

13692,9

13688,8

13666,7

темп, %

1,6

-2,2

-0,8

-0,1

-0,1

-0,1

-0,2

Комбинированная выработка

тыс. Гкал

7808,6

7791,6

7787,3

7779,9

7772,6

7765,2

7757,9

доля, %

55,3

56,4

56,8

56,8

56,8

56,7

56,8

Котельные ЖКХ

тыс. Гкал

4743,8

4391,8

4256,8

4231,3

4205,8

4180,3

4136,8

доля, %

33,6

31,8

31,1

30,9

30,7

30,5

30,3

Использования вторичных энергоресурсов

тыс. Гкал

1576,8

1628,5

1657,2

1685,9

1714,6

1743,3

1772,0

доля, %

11,2

11,8

12,1

12,3

12,5

12,7

13,0

На увеличение доли комбинированной выработки повлияет ликвидация
19 котельных и передача их установленной тепловой мощности
(54,82 Гкал/час) на комбинированные источники теплоснабжения ОАО «Волжская ТГК», а также  ввод в промышленную эксплуатацию (выдача тепловой мощности) в 2013-2014 годах двух газотурбинных тепловых электрических станций ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго» установленной тепловой мощностью 160 Гкал/час (в том числе 80 Гкал/час – пиковые водогрейные котлоагрегаты) и перевод тепловых нагрузок котельных общей установленной мощностью 99,75 Гкал/час на ГТ ТЭЦ (приложение № 9).

В результате этого доля тепловой энергии, вырабатываемой на котельных, будет снижена относительно 2011 года и составит в 2017 году 30,3 процента.

Более широкое распространение комбинированной выработки тепловой энергии будет ограничено следующими факторами:

наличие перекрестного субсидирования при поставках тепловой энергии
от тепловых источников ОАО «Волжская ТГК» по городу Саратову (тариф
на тепловую энергию при продаже ее с точкой поставки из магистральных тепловых сетей завышен, а тариф на тепловую энергию, реализуемую
от котельных, занижен). В результате этого потребители, подключенные
к магистральным тепловым сетям, будут отключаться от централизованной системы теплоснабжения;

относительно высокая плата (сопоставимая со строительством собственного источника теплоснабжения) за технологическое присоединение
к существующим тепловым источникам ОАО «Волжская ТГК» (2,77 млн рублей
за 1 Гкал/час присоединяемой тепловой мощности по городу Саратову);

несоблюдение режимов теплоснабжения. Основная проблема – переход
на пониженный температурный график теплоносителя в начале 90-х годов прошлого века. Вместо расчетной температуры теплоносителя в зимний холодный период 150 С (со срезкой до 130 С) фактическая температура сетевой воды не превышает 80-90 С. Снижение температуры теплоносителя привело к несанкционированному массовому демонтажу установленных дросселирующих устройств, что стало причиной нарушения гидравлического режима работы сети (в том числе недостаточный перепад давлений, особенно на «концевых» участках теплопроводов);

относительно высокие тарифы на тепловую энергию от существующих источников теплоты, что связано с множеством факторов (моральный
и физический износ основного и вспомогательного оборудования, высокие потери в тепловых сетях, низкие технические характеристики оборудования, несоответствие присоединенной тепловой нагрузки установленной мощности источников теплоты и т.д.).

Отпуск тепловой энергии от тепловых электростанций и котельных
ОАО «Волжская ТГК» в 2017 году составит 8266,3 тыс. Гкал (снижение относительно 2011 года на 1,2 процента), в том числе от котельных –
821,4 тыс. Гкал (снижение к уровню 2011 года на 3,8 процента) (табл.4.6).

Таблица 4.6

Прогноз

отпуска тепловой энергии от тепловых электростанций
и котельных ОАО «Волжская ТГК» на период до 2017 года

Наименование

Размерность

Факт

Оценка

Прогноз

2011

год

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

2017

год

Выработка, всего:

тыс. Гкал

8363,9

8331,6

8309,9

8296,9

8284,7

8275,5

8266,3

в том числе:

темп, %

-1,4

-0,4

-0,3

-0,2

-0,1

-0,1

-0,1

Теплоэлектростанции

тыс. Гкал

7509,5

7481,6

7474,3

7466,9

7459,6

7452,2

7444,9

в том числе:

темп, %

0,0

-0,4

-0,1

-0,1

-0,1

-0,1

-0,1

Саратовская ГРЭС

тыс. Гкал

990,9

1005,1

989,3

973,6

957,8

942,0

926,3

Саратовская ТЭЦ-1

тыс. Гкал

307,1

304,7

305,8

306,8

307,9

308,9

310,0

Саратовская ТЭЦ-2

тыс. Гкал

1532,4

1519,2

1513,9

1508,6

1503,3

1498,0

1492,7

Энгельсская ТЭЦ-3

тыс. Гкал

835,6

828,5

828,3

828,1

827,9

827,7

827,5

Балаковская ТЭЦ-4

тыс. Гкал

1968,7

1921,6

1929,8

1938,1

1946,3

1954,5

1962,7

Саратовская ТЭЦ-5

тыс. Гкал

1874,9

1902,5

1907,2

1911,8

1916,5

1921,1

1925,8

Котельные

тыс. Гкал

854,4

850,0

835,7

830,0

825,1

823,3

821,4

темп, %

-12,5

-0,5

-1,7

-0,7

-0,6

-0,2

-0,2

Основными потребителями тепловой энергии в Саратовской области
в 2017 году будут население – 6492,4 тыс. Гкал или 47,5 процента от общего количества тепла (табл.4.7) и бюджетные организации – 1830,4 тыс. Гкал или 13,4 процента от общего количества тепла.

Прогнозируемые потери тепловой энергии в сетях в 2017 году будут равны 13,1 процента от общего потребления или 13,4 от поступления тепловой энергии в сеть.

Таблица 4.7

Структура отпуска тепловой энергии на период 2017 года

Наименование

Размер-ность

Факт

Оценка

Прогноз

2011

год

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

2017

год

Население области
(в том числе УК, ТСЖ, ЖСК)

тыс. Гкал

6632,1

6508,4

6542,4

6529,9

6517,4

6504,9

6492,4

доля, %

46,9

47,1

47,8

47,7

47,6

47,5

47,5

Бюджетные организации

тыс. Гкал

1909,3

1941,2

1903,5

1885,0

1866,7

1848,5

1830,4

доля, %

13,5

14,1

13,9

13,8

13,6

13,5

13,4

Прочие потребители

тыс. Гкал

3280,8

3239,0

3191,3

3222,9

3256,2

3287,8

3300,8

доля, %

23,2

23,5

23,3

23,5

23,8

24,0

24,2

Потери
в тепловых сетях

тыс. Гкал

2022,2

1847,6

1795,9

1793,5

1791,1

1788,7

1786,3

доля, %

14,3

13,4

13,1

13,1

13,1

13,1

13,1

Итого отпуск

с коллекторов

тыс. Гкал

13844,4

13536,1

13433,1

13431,3

13431,3

13429,8

13409,8

Собственные нужды станций
и котельных

тыс. Гкал

284,7

275,8

268,1

265,8

261,6

259,0

256,8

доля, %

2,0

2,0

2,0

1,9

1,9

1,9

1,9

Всего:

14129,1

13811,9

13701,2

13697,1

13692,9

13688,8

13666,7

По оценкам экспертов фактические тепловые потери в сетях
превышают 20 процентов. При этом тепловые потери в магистральных
и распределительных сетях существенно различаются. Техническое состояние магистральных сетей, как правило, значительно лучше (величина потерь не превышает 8-9 процентов). Кроме того, суммарная поверхность магистральных сетей, через которую теряется тепловая энергия, значительно меньше поверхности намного более разветвленных и протяженных распределительных сетей. Поэтому на магистральные сети приходится
в несколько раз меньшая доля тепловых потерь по сравнению
с распределительными.

Средний возраст тепловых сетей год от года повышается в связи с тем,
что объем замен теплопроводов недостаточен. В связи с этим удельная повреждаемость теплопроводов выросла до 70 зарегистрированных повреждений в год на 100 км тепловых сетей. Чтобы прервать процесс старения тепловых сетей и оставить их средний возраст на существующем уровне, надо ежегодно перекладывать около 4-5 процентов трубопроводов, что составляет ежегодно около 50-60 км сетей в двухтрубном исчислении.

Достигнутая относительно высокая надежность работы магистральных
и разводящих тепловых сетей обеспечена в основном посредством выноса их
на поверхность (80-85 процентов сетей), а также за счет оперативного устранения возникающих свищей от внутренней коррозии.

Для корректного учета когенерации и оптимизации структуры генерирующих мощностей Саратовским филиалом ОАО «Волжская ТГК» совместно с администрациями муниципальных образований Саратова, Энгельса
и Балаково, при содействии Правительства области, в 2012-2013 годах намечена разработка схем теплоснабжения.

Механизм реализации Программы

5.1. Ресурсное обеспечение Программы

Плановое финансирование на реализацию Программы определено
в объеме 40564,9 млн рублей (прогнозно) за счет собственных средств предприятий (табл.5.1).

5.1. Мониторинг Программы

В целях мониторинга реализации схемы и программы перспективного развития электроэнергетики области министерство промышленности
и энергетики области при участии системного оператора (по согласованию):

осуществляет системный анализ происходящих изменений в целях предупреждения негативных тенденций, влияющих на энергетическую безопасность области, своевременной и обоснованной корректировки Программы;

осуществляет сопровождение Программы и готовит предложения
по корректировке схемы и программы развития электроэнергетики на очередной год и плановый период;

ежегодно подготавливает отчет об исполнении инвестиционных программ сетевых организаций по развитию электроэнергетики области.

Помимо этого, оценка эффективности реализации Программы осуществляется путем ежегодного анализа выполнения целевых показателей
и индикаторов (табл.5.1).

Схема развития электроэнергетики

Схема развития электроэнергетики Саратовской области на 2013-2017 годы представлена в приложении № 11.

1

Таблица 5.1

Целевые показатели и индикаторы Программы

Перечень целевых показателей, индикаторов

Фактическое значение
на момент разработки Программы

Изменение значений по годам реализации

Целевое значение
на момент окончания действия Программы

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

2017

год

Ввод генерирующих мощностей, МВт

33

18

1

6

6

64

Прирост трансформаторной мощности, МВА

-

62,7

86,6

2,8

22,6

4,3

178,8

Реконструкция и строительство воздушных
и кабельных линий электропередач, км

-

177,34

243,752

499,5

666,93

260,1

1847,6

Ликвидация «узких» мест Саратовской энергосистемы, шт.

-

2

4

5

5

2

18

Потери электрической энергии в сетях,
в % к величине полезного отпуска из сети
по региону

20,8

19,3

19,1

18,8

18,7

18,7

18,7

Доля производства тепловой энергии при помощи комбинированных источников,
в % от общей величины производства тепловой энергии по региону

55,3

56,8

56,8

56,8

56,7

56,8

56,8

Количество котельных, планируемых
к ликвидации в связи с передачей тепловых нагрузок на комбинированные источники, шт.

-

8

8

4

6

-

26

Объем переводимой на комбинированные источники тепловой нагрузки от планируемых к ликвидации котельных, Гкал/час

-

6,73

28,81

51,54

-

-

87,08

Снижение доли производства тепловой энергии на котельных, в % от общей величины производства тепловой энергии по региону

33,6

31,1

30,9

30,7

30,5

30,3

30,3

Потери тепловой энергии в сетях и собственные нужды, в % от величины производства тепловой энергии по региону

16,3

15,1

15,0

15,0

15,0

14,9

14,9

Прогноз необходимых капитальных вложений, млн рублей

-

4978,7

8436,8

8784,4

11119,2

7245,8

40564,9

Приложение № 1

Выработка и полезный отпуск электрической энергии от электростанций в 2006-2011 годах

Наименование

Размерность

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010

год

2011

год

Балаковская АЭС

выработка

млн кВт/час

30412,2

29963,3

31373,5

31299,0

31715,8

32417,5

%

105,7

98,5

104,7

99,8

101,3

102,2

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

29051,9

28601,7

29962,7

29 907,5

30355,4

30954,7

%

105,8

98,5

104,8

99,8

101,5

102,0

Саратовская ГЭС

выработка

млн кВт/час

5468,1

6 226,0

5743,9

5813,7

5210,5

5296,5

%

92,0

113,9

92,3

101,2

89,6

101,7

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

5337,5

6083,1

5607,9

5683,4

5094,7

5179,2

%

91,9

114,0

92,2

101,3

89,6

101,7

ОАО «Волжская ТГК»

выработка

млн кВт/час

5294,5

5163,1

5 488,2

4867,4

4860,5

4764,0

%

97,2

97,5

106,3

88,7

99,9

98,0

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

4570,0

4491,9

4802,6

4213,9

4248,6

4159,9

%

95,3

98,3

106,9

87,7

100,8

97,9

Саратовская ГРЭС

выработка

млн кВт/час

241,6

235,7

225,4

239,5

242,4

237,1

%

101,3

97,6

95,6

106,3

101,2

97,8

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

195,1

192,6

183,9

197,5

202,7

198,0

%

99,8

98,7

95,5

107,4

102,6

97,7

Саратовская ТЭЦ-1

выработка

млн кВт/час

51,9

51,1

45,4

46,9

44,2

42,8

%

91,1

98,5

88,8

103,4

94,3

96,6

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

34,4

35,0

28,8

30,4

32,0

30,4

%

84,9

101,7

82,3

105,5

105,3

95,0

Саратовская ТЭЦ-2

выработка

млн кВт/час

833,8

856,0

876,8

824,4

795,7

816,0

%

89,1

102,7

102,4

94,0

96,5

102,6

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

679,9

720,2

738,7

689,2

674,5

694,5

%

84,0

105,9

102,6

93,3

97,9

103,0

Энгельсская ТЭЦ-3

выработка

млн кВт/час

601,8

568,3

623,6

577,2

627,9

605,1

%

126,0

94,4

109,7

92,6

108,8

96,4

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

500,1

473,2

530,0

488,9

543,0

520,7

%

124,6

94,6

112,0

92,3

111,1

95,9

Балаковская ТЭЦ-4

выработка

млн кВт/час

1529,2

1470,3

1619,6

1372,6

1367,3

1356,2

%

92,6

96,1

110,2

84,7

99,6

99,2

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

1337,9

1286,3

1429,2

1193,7

1200,1

1184,9

%

91,4

96,1

111,1

83,5

100,5

98,7

Саратовская ТЭЦ-5

выработка

млн кВт/час

2036,3

1981,6

2097,5

1806,5

1783,1

1 706,8

%

97,6

97,3

105,8

86,1

98,7

95,7

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

1822,5

1784,6

1892,0

1614,1

1596,3

1 531,4

%

96,7

97,9

106,0

85,3

98,9

95,9

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

выработка

млн кВт/час

186,5

188,6

148,5

193,3

206,8

302,0

%

-

101,2

78,7

130,2

107,0

146,0

Полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

186,5

188,6

148,5

193,3

206,8

302,0

%

-

101,2

78,7

130,2

107,0

146,0

Всего:

выработка

млн кВт/час

41361,3

41541,0

42754,1

42173,4

41993,6

42780,0

%

103,0

100,4

102,9

98,6

99,6

101,9

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

39145,7

39365,4

40521,7

39998,1

39905,5

40595,8

%

102,8

100,6

102,9

98,7

99,8

101,7

Приложение № 2

Потребление электрической энергии крупными потребителями (более 100 млн кВт/час в год)

Отрасль

Наименование предприятия

Размерность

2007

год

2008

год

2009

год

2010

год

2011

год

Трубопроводный транспорт

ООО «Газпром трансгаз Саратов»
(ОАО «Газпром»)

млн кВт/час

1028,5

866,1

491,7

512,4

825,8

%

94,4

84,2

56,8

104,2

161,2

Трубопроводный транспорт

Саратовское районное нефте-проводное управление ОАО «Приволжскнефтепровод»
(ОАО «Транснефть»)

млн кВт/час

285,8

266,5

261,7

254,5

250,3

%

95,1

93,2

98,2

97,3

98,3

Железнодорожный транспорт

Приволжская железная дорога»
(ОАО «Российские железные дороги»)

млн кВт/час

513,0

618,3

613,3

636,2

650,0

%

115,0

120,5

99,2

103,7

102,2

Железнодорожный транспорт

Юго-Восточная железная дорога
(ОАО «Российские железные дороги»)

млн кВт/час

263,1

250,6

200,3

212,5

219,6

%

100,5

95,2

79,9

106,1

103,3

Производство продукции строительной индустрии

ОАО «Вольскцемент»

млн кВт/час

227,7

189,5

153,0

141,0

125,6

%

77,6

83,2

80,7

92,2

89,1

Нефтегазодобывающая отрасль

ОАО «Саратовнефтегаз»
(ОАО НК «РуссНефть»)

млн кВт/час

148,1

162,6

138,3

139,9

137,5

%

98,1

109,8

85,1

101,1

98,3

Нефтеперерабатывающая отрасль

ОАО «Саратовский нефтеперерабатывающий завод» (ОАО «ТНК-ВР»)

млн кВт/час

243,5

246,6

221,5

236,9

224,3

%

104,4

101,3

89,8

106,9

94,7

Нефтехимическая отрасль

ООО «Саратоворгсинтез»
(ООО «ЛУКойл»)

млн кВт/час

260,1

181,2

146,5

139,9

144,6

%

1,0

0,7

0,8

1,0

1,0

Производство минеральных удобрений

ООО «Балаковские минеральные удобрения» (ЗАО «ФосАгро АГ»)

млн кВт/час

335,0

332,3

385,1

402,8

417,1

%

180,1

99,2

115,9

104,6

103,5

Производство изделий резинотехники

ОАО «Балаковорезинотехника»

млн кВт/час

174,3

151,7

88,9

95,6

108,3

%

99,1

87,0

58,6

107,5

113,3

Производство продукции строительной индустрии

ОАО «Саратовстройстекло»

млн кВт/час

105,8

83,6

95,1

93,1

90,3

%

90,9

79,0

113,8

97,9

97,0

Машиностроение

ОАО «Саратовский подшипниковый завод» (ОАО «ЕПК»)

млн кВт/час

94,0

85,8

51,8

56,1

53,1

%

93,4

91,3

60,4

108,2

94,7

Жилищно-коммунальный комплекс

ФГУ «Управление Саратовмеливодхоз»

млн кВт/час

162,9

176,5

167,1

164,1

165,2

%

115,9

108,3

94,7

98,2

100,7

Жилищно-коммунальный комплекс

МУПП «Саратовводоканал»

млн кВт/час

240,9

236,0

212,8

206,8

207,6

%

97,3

98,0

90,2

97,2

100,4

Итого по потребителям:

млн кВт/час

4082,8

3847,3

3227,1

3291,9

3619,3

%

101,7

94,2

83,9

102,0

109,9

1

Приложение № 3

Возрастная структура оборудования электростанций по состоянию на 1 января 2012 года

Стан-ционный номер

Наименование

Всего

до 1960 года

1961-1970 годы

1971-1980

годы

1981-1990

годы

1991-2000

годы

2001-2010

годы

Балаковская АЭС:

4000

0

0

0

3000

1000

0

доля, %

0

0

0

75

25

0

1

Энергоблок № 1 ВВЭР-1000

1000

1000

2

Энергоблок № 2 ВВЭР-1000

1000

1000

3

Энергоблок № 3 ВВЭР-1000

1000

1000

4

Энергоблок № 4 ВВЭР-1000

1000

1000

Саратовская ГЭС:

1360

0

1360

0

0

0

0

доля, %

0

100,0

0

0

0

0

1

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

2

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

3

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

4

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

5

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

6

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

7

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

8

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

9

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

10

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

11

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

12

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

13

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

14

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

15

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

16

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

17

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

18

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

19

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

20

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

21

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

22

ПЛ-20/548-ГК-750

45

23

ПЛ-20/548-ГК-751

45

24

ПЛ-661-ВБ-500

10

Тепловые электрические станции, в том числе:

1479

137

578

311

391

50

12

доля,

9,3

39,1

21,0

26,4

3,4

0,8

Саратовская ГРЭС ОАО «Волжская ТГК»

54

15

5

11

11

0

12

доля, %

27,8

9,3

20,4

20,4

0

22,2

1

ПР-5-30/10/1,2

5

2

ПТ-11-30/10

11

3

Р-12-3,4/0,1

12

4

Р-15-30/1,2

15

5

Р-11-30/1,2

11

ООО «Саратовская ТЭЦ-1»

22

0

22

0

0

0

0

доля, %

0

100,0

0

0

0

0

1

ПР-9-32/10/1,2

9

2

ПР-9-32/10/1,2

9

3

Р-4-32/10 (выведен из эксплуатации)

4

Саратовская ТЭЦ-2 ОАО «Волжская ТГК»

296

100

146

0

0

50

0

доля, %

33,8

49,3

0

0

16,9

0

1

ПТ-30-90/10

30

2

Р-20-90/10 (выведен из эксплуатации)

20

3

ПР-25-90/10/1,2

25

4

ПТ-25-90/10

25

5

ПТ-44/53(50/60)-120/13

44

6

Р-50-130/13-1 (выведен из эксплуатации)

50

7

ПТ-53/62(60/70)-120/13

53

8

Т-49 (55)-120

49

Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Волжская ТГК»

202

22

100

80

0

0

0

доля, %

10,9

49,5

39,6

0

0

0

1

ПР-11-35/10/1.2 (выведен из эксплуатации)

11

2

ПР-11-35/10/1.2 (выведен из эксплуатации)

11

3

ПТ-50/60-130/7

50

4

Р-50-130/13

50

5

ПТ-80/100-130/13

80

Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Волжская ТГК»

465

0

305

0

160

0

0

доля, %

0

65,6

0

34,4

0

0

1

ПТ-50/60-130/7

50

2

ПТ-50/60-130/7

50

3

Р-50-130/7 (выведен из эксплуатации)

50

4

Т-50-130-1

50

5

Т-55-130

55

6

ПТ-50/60-130/7

50

7

Т-110/120-130-4

110

8

Р-50-130/13 (выведен из эксплуатации)

50

Саратовская ТЭЦ-5 ОАО «Волжская ТГК»

440

0

0

220

220

0

0

доля, %

0

0

50,0

50,0

0

0

1

Т-110/120-130-3

110

2

Т-110/120-130-4

110

3

Т-110/120-130-4

110

4

Т-110/120-130-5

110

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

24

0

0

0

0

0

49

доля, %

0

0

0

0

0

100,0

1

Р-12-3,4/0,1

12

2

ПТ-12-3,4/0,6

12

3

П-25-3,4/0,6

25

Всего:

6888

137

1938

311

3391

1050

61

доля, %

2,0

28,1

4,5

49,2

15,2

0,9

Приложение № 4

Состав

основного котлооборудования тепловых станций Саратовской области

№

п/п

Наименование

Параметры теплоносителя

Производи-тельность, т/час, Гкал/час

Год

ввода

Основное топливо (проектное)

Резервное

топливо

давление, кгс/кв. см

темпера-тура,

С

Саратовская ГРЭС ОАО «Во ТГК»

паровые котлоагрегаты:

1.

Е-50-3,9-440ГМ-2

39

440

50

2001

природный газ

топочный мазут

2.

Стерлинг

33

410

55

1930

природный газ

топочный мазут

3.

Е-75-3,9-440ГМ

39

440

75

2008

природный газ

топочный мазут

4.

Стерлинг

33

400

50

1932

природный газ

топочный мазут

5.

Стерлинг

33

400

50

1932

природный газ

топочный мазут

6.

ФТ-40-34

35

420

75

1941

природный газ

топочный мазут

7.

ФТ-40-34

35

420

75

1942

природный газ

топочный мазут

8.

Ф-5-75-34

35

425

95

1950

природный газ

топочный мазут

9.

Ф-5-75-34

35

425

95

1951

природный газ

топочный мазут

водогрейные котлоагрегаты:

1.

ПТВМ-100

25

150

100

1971

природный газ

природный газ

2.

ПТВМ-100

25

150

100

1975

природный газ

природный газ

ООО «Саратовская ТЭЦ-1»

паровые котлоагрегаты:

1.

Стерлинг

36

440

90

1934

природный газ

топочный мазут

2.

Стерлинг

36

440

90

1934

природный газ

топочный мазут

3.

Стерлинг

36

440

90

1933

природный газ

топочный мазут

4.

БКЗ-75-39ГМ

39

440

75

1966

природный газ

топочный мазут

5.

БКЗ-75-39ГМ

39

440

75

1967

природный газ

топочный мазут

водогрейные котлоагрегаты:

1.

ПТВМ-100

25

150

100

1965

природный газ

природный газ

Саратовская ТЭЦ-2 ОАО «Во ТГК»

паровые котлоагрегаты:

1.

ТП-170

100

510

170

1955

природный газ

топочный мазут

2.

ТП-170 (выведен из эксплуатации)

100

510

170

1956

природный газ

топочный мазут

3.

ТП-170

100

510

170

1957

природный газ

топочный мазут

4.

ТП-170

100

510

170

1957

природный газ

топочный мазут

5.

ТП-170

100

510

170

1958

природный газ

топочный мазут

6.

БКЗ-210-140Ф

140

560

210

1961

природный газ

топочный мазут

7.

БКЗ-210-140Ф

140

560

210

1962

природный газ

топочный мазут

8.

БКЗ-210-140Ф

140

560

210

1963

природный газ

топочный мазут

9.

ТП-86

140

560

420

1965

природный газ

топочный мазут

10.

ТГМ-84А

140

560

420

1969

природный газ

топочный мазут

11.

ТГМ-84Б

140

560

420

1970

природный газ

топочный мазут

водогрейные котлоагрегаты:

1.

ПТВМ-100

25

150

100

1978

природный газ

природный газ

2.

ПТВМ-100

25

150

100

1979

природный газ

природный газ

Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Во ТГК»

паровые котлоагрегаты:

1.

ЦКТИ-100-39Ф (выведен из эксплуатации)

39

450

100

1958

природный газ

топочный мазут

2.

ЦКТИ-100-39Ф (выведен из эксплуатации)

39

450

100

1958

природный газ

топочный мазут

3.

БКЗ-75-39ГМ (выведен из эксплуатации)

39

450

75

1960

природный газ

топочный мазут

4.

БКЗ-75-39ГМ (выведен из эксплуатации)

39

450

75

1962

природный газ

топочный мазут

5.

БКЗ-320-140ГМ

140

560

320

1966

природный газ

топочный мазут

6.

БКЗ-320-140ГМ

140

560

320

1967

природный газ

топочный мазут

7.

БКЗ-420-140НГМ

140

560

420

1975

природный газ

топочный мазут

8.

БКЗ-420-140НГМ

140

560

420

1980

природный газ

топочный мазут

водогрейные котлоагрегаты:

1.

ПТВМ-100

25

150

100

1965

природный газ

топочный мазут

2.

ПТВМ-100

25

150

100

1968

природный газ

топочный мазут

3.

ПТВМ-100

25

150

100

1978

природный газ

топочный мазут

Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Во ТГК»

паровые котлоагрегаты:

1.

ТГМ-84

140

560

420

1962

природный газ

топочный мазут

2.

ТГМ-84

140

560

420

1962

природный газ

топочный мазут

3.

ТГМ-84

140

560

420

1964

природный газ

топочный мазут

4.

ТГМ-84А

140

560

420

1966

природный газ

топочный мазут

5.

ТГМ-84А

140

560

420

1970

природный газ

топочный мазут

6.

ТГМ-84Б

140

560

420

1970

природный газ

топочный мазут

7.

ТГМ-84Б

140

560

420

1981

природный газ

топочный мазут

водогрейные котлоагрегаты:

природный газ

топочный мазут

1.

ПТВМ-180

25

150

180

1976

природный газ

топочный мазут

2.

ПТВМ-180

25

150

180

1980

природный газ

топочный мазут

3.

ПТВМ-180

25

150

180

1988

природный газ

топочный мазут

Саратовская ТЭЦ-5 ОАО «Во ТГК»

паровые котлоагрегаты:

1.

ТГМ-96Б

140

560

480

1978

топочный мазут

природный газ

2.

ТГМЕ-464

140

560

500

1979

топочный мазут

природный газ

3.

ТГМЕ-464

140

560

500

1982

топочный мазут

природный газ

4.

ТГМЕ-464

140

560

500

1988

топочный мазут

природный газ

водогрейные котлоагрегаты:

1.

ПТВМ-180

25

150

180

1976

природный газ

природный газ

2.

ПТВМ-180

25

150

180

1981

природный газ

природный газ

3.

ПТВМ-180

25

150

180

1986

природный газ

природный газ

1

Приложение № 5

Перечень мероприятий,

направленных на устранение «узких» мест Саратовской энергосистемы, оказывающих влияние на системную надежность

№ п/п

«Узкое» место, связанное
с вероятностью нарушения режима работы энергосистемы

Вероятные последствия существования «узкого» места

Предполагаемые организационные
и технические мероприятия
по устранению «узкого» места

1.

Подстанция ПС 500 кВ «Курдюм»

перегруз АТ-1 ПС «Курдюм» при ремонте АТ-2 и аварийном отключении АТ-1 ПС-220 кВ «Саратовская», для ликвидации которого требуется отключение потребителей

установка второго АТ-220/110 кВ на ПС 500 кВ «Курдюм» и внедрение противо-аварийной автоматики АРТ на деление сети, либо сооружение нового центра питания 220 кВ в энергоузле с изменением конфигурации сети 110 кВ

2.

Воздушная линия ВЛ-220 кВ «Саратовская-1 и 2 ц»

аварийное отключение ВЛ-500 кВ «Саратовская ГЭС-Курдюм» при ремонте ВЛ-220 кВ «Саратовская 1 (2) ц» приводит
к перегрузу ВЛ-220 кВ «Саратовская 2 (1) ц», снижению напряжения в городе Саратове, для ликвидации которого требуется отключение потребителей

строительство воздушной линии
ВЛ-500 кВ «Балаковская АЭС-Курдюм»
с расширением ОРУ-500 кВ ПС 500 кВ «Курдюм» и ОРУ-500 кВ на Балаковской АЭС

3.

Воздушная линия ВЛ-220 кВ «Саратовская-Курдюм»

аварийное отключение ВЛ-500 кВ «Саратовская ГЭС-Курдюм» приводит к перегрузу ВЛ-220 кВ «Саратовская-Курдюм», для ликвидации которого требуется отключение потребителей, если по режимным условиям размыкание транзита 220 кВ «Аткарск-Ртищево» не допускается

строительство воздушной линии ВЛ-220 кВ «Саратовская-Курдюм 2 ц», создание противоаварийной автоматики

4.

Подстанция ПС 110 кВ «Западная»

аварийное отключение воздушной линии ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Западная» при ремонте ВЛ-110 кВ «Саратовская-Западная» приводит к погашению центральной части города Саратова объемом до 90 МВт

реконструкция ВЛ-110 кВ «Саратовская-Саратовская ТЭЦ-2» и реконструкция ПС 110 кВ «Западная» с организацией транзита «Саратовская-Саратовская
ТЭЦ-2» через шины подстанции

5.

ВЛ-110 кВ ПС 220 кВ «Саратовская»

вынужденная схема ПС 220 кВ «Саратовская» с нормально отключенным ШСВ-110 кВ из-за несоответствия отключающей способности В-110 кВ уровням тока короткого замыкания, вследствие чего раздельная работа шин 110 кВ. При аварийном отключении автотрансформатора АТ-2 возможен перегруз ВЛ-110 кВ «Саратовская -ТЭЦ-5 2ц»
в послеаварийных режимах, для ликвидации которого требуется отключение потребителей на величину 30 МВт

реконструкция ПС 220 кВ «Саратовская»
с заменой В-110 кВ

6.

Автотрансформатор АТ-2 подстанции ПС 220 кВ «Саратовская»

перегруз автотрансформатора АТ-2 при аварийном отключении АТ-1 подстанции ПС 220 кВ «Саратовская» или АТ-1 ПС 500 кВ «Курдюм», для ликвидации которого требуется отключение потребителей на величину до 25 МВт

реконструкция подстанции ПС 220 кВ «Саратовская» с заменой АТ-2 и АТ-3
на новый мощностью 250 МВА

7.

Воздушная линия ВЛ-110 кВ Центр 1,3 (летний режим)

при ремонте воздушной линии ВЛ-110 кВ Центр 2 и аварийном отключении ВЛ-220 кВ «Центральная-Подлесное» возможен перегруз ВЛ-110 кВ Центр 1,3, для ликвидации которого требуется отключение потребителей до 160 МВт. Существует зависимость объема технологического присоединения новых потребителей к ПС «Центральная» от величины генерации Балаковской ТЭЦ-4

установка АТ на ПС «Центральная»,

реконструкция ПА Балаковского узла

8.

Автотрансформатор АТ-1,2 ПС 220 кВ «Балаковская» (летний режим)

отключение ВЛ-220 кВ «Центральная-Подлесное» при отключении АТ-2(1) ведет к перегрузу автотрансформатора АТ-1(2), для ликвидации которого требуется отключение потребителей до 60 МВт. Существует зависимость объема технологического присоединения новых потребителей
к ПС «Центральная» от величины генерации Балаковской ТЭЦ-4

замена существующих АТ на более мощные на ПС «Балаковская», установка АТ на ПС «Центральная»

9.

Кабельная линия КЛ-35 кВ «Саратовская ТЭЦ-1-Саратовская ГРЭС 1 и 2ц» (летний режим)

перегрузка кабельной линии КЛ-35 кВ «Саратовская ТЭЦ-1-Саратовская ГРЭС 1 и 2ц» при аварийных отключениях
в прилегающей к тепловым электрическим станциям сети, для ликвидации которой требуется отключение потребителей до 30 МВт

реконструкция противоаварийной автоматики сети 35 кВ

10.

Воздушная линия ВЛ-220 кВ «Балаковская АЭС-Центральная 1 и 2ц»

при отключении автотрансформатора АТ 500/220 Балаковской АЭС происходит перегруз ВЛ-220 кВ «Балаковская АЭС-Центральная 1 и 2ц», для ликвидации которого необходимо снижение мощности генерации энергоблока № 1 Балаковской АЭС на 300 МВт
(или отключение энергоблока № 1)

строительство воздушной линии ВЛ-220 кВ «Балаковская АЭС-Центральная 3 ц»,

расширение ОРУ-220 кВ Балаковской АЭС

11.

Воздушная линия ВЛ-110 кВ «Саратовская-Саратовская ТЭЦ-2» (летний режим)

перегруз воздушной линии ВЛ-110 кВ «Саратовская-Саратовская ТЭЦ-2» при наложении ремонтов и аварийных отключений ВЛ-220 кВ «Центральная-Подлесное»
и в сети 110 кВ города Саратова, для ликвидации которого требуется отключение потребителей до 65 МВт

реконструкция противоаварийной автоматики сети 110 кВ, наличие резерва мощности на Саратовской ТЭЦ-2
и Энгельсской ТЭЦ-3 до 100 МВт,

реконструкция ПС 110 кВ Западная
с прилегающей сетью 110 кВ, включение
в транзит ВЛ 110 кВ Саратовская-Западная, Саратовская-ТЭЦ-2 (увеличение пропускной способности связи ПС Саратовская-ТЭЦ-2 на 50 МВт)

12.

Саратовская ТЭЦ-1, трансформатор Т-2, отсутствие РПН

перегрузка кабельной линии КЛ-35 кВ «Саратовская
ТЭЦ-1-Саратовская ГРЭС 1 и 2 ц» реактивной мощностью, невозможность параллельной работы Т-1 и Т-2 Саратовской ТЭЦ-1 и регулирования напряжения

реконструкция РПН Т-2 на Саратовской ТЭЦ-1

13.

Подстанции напряжением 110-35 кВ, техническая возможность по присоединению дополнительной мощности
к которым отсутствует ввиду исчерпания резерва трансформаторной мощности и пропускной способности питающих их линий

невозможность подключения новых потребителей

реконструкция подстанции ПС 110 кВ «Кировская» с заменой силового трансформатора Т-2 на более мощный,

реконструкция ПС 110 кВ «Северо-Восточная», реконструкция ПС 110/10 кВ «Мирный» с заменой трансформаторов
на более мощные

14.

Основная и резервная
защита ВЛ-220 кВ Аткарск-Екатериновка тяговая на ПС 220 Екатериновка тяговая

существующие устройства релейной защиты морально устарели, физически изношены, отсутствуют запчасти, возможен выход данных устройств из работы на длительный срок и, как следствие, потеря электроснабжения ПС 220 кВ Екатериновка-Тяговая

замена основной и резервной защиты
ВЛ-220 кВ Аткарск-Екатериновка-Тяговая
на ПС 220 кВ Екатериновка-Тяговая на микропроцессорные. Исполнитель: филиал ОАО «РЖД» Приволжской железной дороги (по согласованию)

15.

Саратовская ГРЭС, трансформатор Т-1 мощность 16 МВА (летний режим)

невозможность вывода в ремонт трансформатора Т-2 (мощностью 32 МВА) на Саратовской ГРЭС в летний период (ограничение по исчерпанию резерва Т-1 Саратовской ГРЭС). В случае отключения Т-2 происходит перегруз Т-1 на 27 процентов, для снятия которого необходимо отключение потребителей до 5 МВт. Невозможность осуществления мероприятий по технологическому присоединению дополнительных нагрузок к РУ-6 кВ Саратовской ГРЭС

реконструкция Т-1 на Саратовской ГРЭС на трансформатор большей мощности

16.

Физическое старение основ­ных быстродействующих защит: КЛ-35 кВ ГРЭС-Кировская-1,2 ц, КЛ-35 кВ ГРЭС-ТЭЦ-1-1,2 ц

частый вывод вследствие неудовлетворительного состояния КЛС защит. Посадка напряжения на СН ГРЭС
и ТЭЦ-1 на время, превышающее допустимое. Неселективность резервных защит

замена существующих основных защит
на современные микропроцессорные

17.

Физическое старение основ­ных быстродействующих защит ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2 – ТЭЦ-1-1,2 ц. Защиты имеют «мертвую зону»

необходимость проведения переключений в первичной сети при выводе основных защит, что приводит к снижению надежности электроснабжения потребителей

замена существующих основных защит
на ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2-ТЭЦ-1-1,2 ц на современные микропроцессорные

18.

Линейные трансформаторы тока воздушных линиях ВЛ-220 кВ Сенная-2 и ВЛ-220 кВ Буровка-Терешка и ПС 220 кВ «Буровка»

влияние на надежность работы электрических сетей
ВЛ-220 кВ Сенная-2 и «Буровка-Терешка» и оборудование подстанции ПС 220 кВ «Буровка» при проведении плавок гололеда

замена линейных ТТ ВЛ-220 кВ Сенная-2 и «Буровка-Терешка», ТТ 220 кВ Т-1 и Т-2 на подстанции ПС 220 кВ «Буровка» на ТТ с коэффициентом трансформации 1200/5

Приложение 6

Прогноз выработки и полезного отпуска в сеть электрической энергии от электростанций1

(прогноз Программы)

Наименование

Размерность

2011 год (факт)

2012 год (оценка)

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

Балаковская АЭС

выработка

млн кВт/час

32417,5

31779,2

31811,0

31842,8

31874,7

31906,5

31938,4

годовой темп

%

102,2

98,0

100,1

100,1

100,1

100,1

100,1

Саратовская ГЭС2

выработка

млн кВт/час

5296,5

5400,0

5400,0

5400,0

5400,0

5400,0

5400,0

годовой темп

%

101,7

102,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Тепловые электрические станции

выработка

млн кВт/час

4764,0

4514,4

4664,3

4664,3

4664,3

4664,3

4664,3

годовой темп

%

98,0

94,8

103,3

100,0

100,0

100,0

100,0

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

выработка

млн кВт/час

302,0

302,0

302,0

302,0

302,0

302,0

302,0

годовой темп

%

146,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

ООО «ГТ ТЭЦ Энерго»

выработка

млн кВт/час

27,0

36,0

45,0

54,0

58,0

годовой темп

%

300,0

133,3

125,0

120,0

107,4

Всего:

выработка

млн кВт/час

42780,0

41995,6

42204,3

42245,1

42286,0

42326,8

42362,7

годовой темп

%

101,9

98,2

100,5

100,1

100,1

100,1

100,1

Прогноз выработки и полезного отпуска в сеть электрической энергии от электростанций1 (базовый прогноз)

Наименование

Размерность

2011 год (факт)

2012 год (оценка)

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

Балаковская АЭС

выработка

млн кВт/час

32417,5

29820,0

30420,0

29920,0

29820,0

30220,0

30220,0

годовой темп

%

102,2

92,0

102,0

98,4

99,7

101,3

100,0

Саратовская ГЭС2

выработка

млн кВт/час

5296,5

5400,0

5400,0

5400,0

5400,0

5400,0

5400,0

годовой темп

%

101,7

102,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Тепловые электрические станции

выработка

млн кВт/час

4764,0

5039,0

5236,0

5033,0

4783,0

4984,0

4739,0

годовой темп

%

98,0

105,8

103,9

96,1

95,0

104,2

95,1

Всего:

выработка

млн кВт/час

42780,0

40259,0

41056,0

40353,0

40003,0

40604,0

40359,0

годовой темп

%

101,9

94,1

102,0

98,3

99,1

101,5

99,4

1Прогнозируемый объем выработки электроэнергии в 2011-2016 годах корректируется ежегодно с учетом нахождения энергоблоков в плановом ремонте и проведением комплекса работ по модернизации и продлению срока эксплуатации.

2Прогнозируемый объем выработки электроэнергии на Саратовской ГЭС определяется гидрологическими условиями.

1

Приложение № 7

Перечень

планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях области

Электростанция

(станционный номер, тип турбины)

Вид топлива

По состоянию
на 1 января 2012 года

Вывод/ввод

в 2012-2017 годы

количество турбоагрегатов, шт.

установленная мощность, МВт

количество турбоагрегатов, шт.

установленная мощность, МВт

Тепловые электрические станции:

природный газ

26

1283

25

1258

Саратовская ТЭЦ-2

природный газ

25

демонтаж ПР-25-90

Балаковская АЭС:

ядерное

4

4000

4

4000

Саратовская ГЭС:

-

24

1360

24

13971

модернизация ст. № 2 ПЛ-15/661

60

66

модернизация ст. № 8 ПЛ-20/661

60

66

модернизация ст. № 21 ПЛ-15/661

60

66

модернизация ст. № 22 ПЛ-20/548

45

54

модернизация ст. № 23 ПЛ-20/548

45

54

модернизация ст. № 24 ПЛ-661-ВБ

10

11

ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго»:

природный газ

0

0

4

36

ввод ГТ ТЭЦ-1 «Контакт»

0

0

2

18

ввод ГТ ТЭЦ-2 «Проммаш»

0

0

2

18

ООО «Балаковские минеральные удобрения»:

ВЭР

3

49

3

49

Итого:

-

57

6692

60

6740

1 При выполнении перемаркировки после проведения комплекса работ по модернизации генерирующего оборудования.

Приложение № 8

Инвестиционные проекты, планируемые к реализации на территории Саратовской области

№

п/п

Наименование

инвестиционного проекта

Инвестор

Местонахождение

Срок реализации, годы

Проектная мощность производства,

МВт

1.

Строительство завода
по производству технических газов

ООО «Эр Ликид Балаково»

в Балаковском муниципальном районе области (Быково-Отрогское МО)

2011-2013

9,5

2.

Создание производств акриламида и полиакриламида

ООО «СНФ Балтреагент»

на площадке ООО «Саратоворгсинтез».

Проект реализуется в г.Саратове

2012-2015

8,1

3.

Строительство индустриально-логистического парка класса «А»

ООО «Девон-Альянс»

проект реализуется в Саратовском муниципальном районе области
(район п.Дубки)

2007-2015

2,8

4.

Проект по строительству свиноводческого комплекса производственной мощностью на 108 тыс. голов свиней или 9360 тонн мяса в год

ООО «КоПИТАНИЯ»

проект реализуется в Энгельсском муниципальном районе области

2011-2014

12,4

5.

Строительство нового высокотехнологичного комплекса по производству 31500 тонн мяса кур-бройлеров

ООО «АгроТехнологии»

проект реализуется в Татищевском муниципальном районе области

2010-2013

13,0

6.

Строительство завода
ОАО «Балаковский маслоэкстракционный завод»

Холдинг «Солнечные продукты»

проект реализуется в Балаковском муниципальном районе области

2012-2014

ведется расчет

7.

Создание агротехнопарка

ООО «Агрополис»

реализация проекта планируется на территории Новоузенского муниципального района области

ведется расчет

ведется расчет

8.

Проект по строительству водного элеватора
и размещение производства
по переработке масло-содержащих культур

ГК «Содружество»

для реализации проекта компании предложены земельные участки в Вольском, Саратовском и Хвалынском районах

2012-2015

1,0

9.

Создание агро-промышленного биотехнологического регионального кластера
по глубокой переработке зерновых культур

АгроИнноватика»

предварительно выбраны предложенные для реализации проекта земельные участки на территории Красноармейского района

2011-2014

15,0

10.

Строительство комплекса по выращиванию
и производству мяса индейки

ООО «НПВ Групп»

для реализации проекта компании предложены земельные участки

в Энгельсском и Татищевском районах

ведется расчет

12,5

(предварительно)

11.

Аэропортовый комплекс «Центральный»

Саратовский район, с.Сабуровка

ведутся проектные работы

9 (предварительно)

1

Приложение № 9

Перечень

планируемых к ликвидации котельных на период 2012-2017 годов (прогнозно)

№

п/п

Наименование, адрес котельной

Установленная тепловая мощность, Гкал/час

Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/час

1.

Саратов, Селекционный пр., 6

0,930

0,705

2.

Саратов, пр.50 лет Октября, 85б

11,940

4,780

3.

Саратов, пр.50 лет Октября, 83

1,700

1,290

4.

Саратов, пр.50 лет Октября, 57б

1,930

1,910

5.

Саратов, Тулайкова, 9

4,800

3,320

6.

Саратов, Московская, 90

0,680

0,411

7.

Саратов, Ст.Разина, 52

0,570

0,402

8.

Саратов, Цветочная, 26/32

0,820

0,292

9.

Саратов, Аткарская. 88

0,990

0,650

10.

Саратов, М.Горная, 2

3,800

2,302

11.

Саратов, Валовая, 9

0,400

0,116

12.

Саратов, Кутякова, 22

0,500

0,270

13.

Саратов, 2-я Садовая, 11

1,700

0,837

14.

Саратов, Б.Садовая, 54

1,750

1,909

15.

Саратов, Огородная. 91

4,900

2,061

16.

Саратов, Огородная, 196

0,744

0,411

17.

Саратов, Новоастраханская, 14

9,200

5,074

18.

Саратов, Южная, 38/40

3,500

3,744

19.

Саратов, Огородная, 186

3,970

3,552

Итого по ОАО «ВолжскаяТГК»:

54,824

34,036

1.

Саратов, Московское шоссе, 15

5,60

6,61

2.

Саратов, ул.М.Елшанская, 18А

4,45

4,14

3.

Саратов, 3-й Московский пр.

5,16

3,72

4.

Саратов, 3-й Московский пр.

1,20

0,74

5.

Саратов, ул.3-я Степная

6,02

4,54

6.

Саратов, ул.Буровая, 24

19,50

7,48

7.

Саратов, ул.Б.В.Спицина, 1

92,00

43,00

Итого по ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго»:

133,93

70,23

Всего: 26 шт.

188,754

104,266

1

Приложение № 10

Сводные (прогнозные) данные

по развитию электрической сети напряжением 35 кВ и выше Саратовской энергосистемы

№

п/п

Перечень объектов

Срок реализации, годы

Характе-ристика объекта

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

Основное назначение объекта

ВЛ, км
(в том числе

по ОЭС) ПС, МВА (МВАр)

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

Объекты нового строительства

500 кВ

Строительство

ВЛ-500 кВ

БАЭС-Курдюм
с расширением ПС 500 кВ Курдюм

2012

206,2

206,2

для надежного электро-снабжения потребителей правобережной части Саратовской энергосистемы и г.Саратова

Строительство

ВЛ-500 кВ БАЭС-Ключики (вторая ВЛ)

2013-2018

160

160

для исключения перегрузки существующей ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС-Ключики, увеличения пропускной способности межсистемного сечения ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра, выдачи мощности Саратовской ГЭС

и Балаковской АЭС

в ремонтных и аварийных схемах

220 кВ

Строительство

ВЛ-220 кВ БАЭС-Центральная 3ц

2011-2015

26

26

приведение схемы выдачи мощности энергоблока № 1

к Нормам технологического проектирования атомных электростанций

Строительство ВЛ 220 кВ ПС Централная –Метзавод 1,2 цепи

2012

14

(2х7км)

14

технологическое присоединение ЗАО «Северсталь-Сортовой завод Балаково»

110 кВ

Строительство ПС 110 кВ с заходами ВЛ 110 кВ

2013-2014

9

технологическое присоединение аэропортового комплекса «Центральный» с.Сабуровка

Объекты реконструкции

220 кВ

Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Саратовская

2015

250

250

для надежного электро-снабжения потребителей правобережной части Саратовской энерго-системы и г.Саратова

Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Вольская

2010-2019

250

250

110 кВ

Реконструкция ВЛ-110 кВ Саратовская-ТЭЦ-2

2016

23

23

для надежного электро-снабжения потребителей центральной части г.Саратова и увеличения пропускной способности связи ПС Саратовская-ТЭЦ-2

Реконструкция ПС Западная со строительством заходов 110 кВ

2011-2014

80

40

40

Замена существующих основных защит на ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2-ТЭЦ-1-1,2 ц на современные микро­процессорные

2015

необходимость проведения переключений в первичной сети при выводе основных защит, что приводит
к снижению надежности электроснабжения потребителей, несовершенство алгоритма работы защиты, выраженное в наличии «мертвой зоны» и ограничений по использованию при отключении одной из параллельных линий

Реконструкция ПС Северо-Восточная
с заменой силовых трансформаторов
на более мощные

2014-2016

80

40

40

наличие резерва мощности от ПС Жилрайон

Реконструкция ПС Грачи II 110/6 кВ

2011-2016

50

50

Реконструкция ПС Татищево 110/35/10

2012-2013

16

16

Реконструкция ПС 110/10 кВ Заводская, 2 очередь

2013-2014

16

Реконструкция ПС 110/10 кВ Мирный

2012-2015

126

63

63

35 кВ

Реконструкция Саратовской ГРЭС
с заменой Т1 на трансформатор большей мощности

2015

увеличение резерва трансформаторной мощности для подключения новых потребителей

Реконструкция ПА сети 35 кВ

2013

(ОАО «ВоТГК», ОАО «МРСК Волги»)

для ликвидации перегруза КЛ-35 кВ

Реконструкция основных быстро-действующих защит: КЛ-35 кВ ГРЭС-Кировская-1,2 ц,
КЛ-35 кВ ГРЭС-ТЭЦ-1-1,2 ц

2013

(ОАО «ВоТГК», ОАО «МРСК Волги»)

частый вывод вследствие неудовлетворительного состояния КЛС защит. Посадка напряжения на
СН ГРЭС и ТЭЦ-1 на время, превышающее допустимое. Неселективность резервных защит. Срок эксплуатации превышает 56 лет

Примечание: Сроки реализации проектов указаны в соответствии с утвержденными инвестиционными программами субъектов энергетики.

1

Приложение № 11