МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
от 29 августа 2011 г. N 380
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2011 - 2017 ГОДЫ
Части 2, 3, 4 Приказа Минэнерго РФ от 29.08.2011 N 380 включены в систему отдельными документами.
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073) и пунктом 4.4.1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337; 2009, N 3, ст. 378; N 6, ст. 738; N 33, ст. 4088; N 52 (ч. II), ст. 6586; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 31, ст. 4251; N 47, ст. 6128; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935), приказываю:
Утвердить прилагаемую схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2011 - 2017 годы.
Министр
С.И.ШМАТКО
УТВЕРЖДЕНА
Приказом Минэнерго России
от 29.08.2011 N 380
СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2011 - 2017 ГОДЫ
I. Основные цели и задачи
Схема и программа развития Единой энергетической системы (далее - ЕЭС) России на 2011 - 2017 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073).
Основной целью схемы и программы является содействие развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, а также обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.
Основными задачами схемы и программы являются обеспечение надежного функционирования ЕЭС России в долгосрочной перспективе, скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей и информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии и инвесторов.
II. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации на 2011 - 2017 годы
Прогноз спроса на электрическую энергию на 2011 - 2017 годы по ЕЭС России выполнен на основе Сценарных условий функционирования экономики Российской Федерации, основных параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2011 год и плановый период 2012 - 2013 годов, представленных Минэкономразвития в июне 2010 года, макроэкономических показателей, разработанных Минэкономразвития в сентябре и уточненных в декабре 2010 года, а также ориентиров и приоритетов социально-экономического развития, предусматриваемых Концепцией долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17.11.2008 N 1662-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 47, ст. 5489; 2009, N 33, ст. 4127).
Объем потребления электрической энергии по ЕЭС России в 2010 году составил 988,96 млрд. кВт·ч, что на 4,5% выше уровня 2009 года. Рост потребления электрической энергии связан с экономическим оживлением и восстановительным ростом производства в секторах экономики, наиболее пострадавших от кризиса, - в обрабатывающей промышленности, в т.ч. в машиностроительном производстве. Экономический рост поддерживался оживлением потребительского спроса и инвестиционной активности.
Прогнозируемый вариант спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на 2011 - 2017 годы (рисунок 1.1) выполнен в рамках умеренно-оптимистического варианта прогноза социально-экономического развития России, сформированного с учетом результатов выхода страны из экономического кризиса и предлагаемого в качестве основного варианта для разработки параметров федерального бюджета на 2011 - 2013 годы.
Рисунок 1.1. Прогноз спроса на электрическую энергию по ЕЭС России на 2011 - 2017 гг. (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
По мере исчерпания факторов роста, связанных с восстановлением предкризисных объемов производства, ожидается переход к экономическому подъему при повышении инвестиционной активности, особенно в инфраструктурные проекты. Согласно этому варианту темпы роста ВВП в 2011 - 2013 годах оцениваются на уровне 3,9 - 4,5%, при фактических 4% в 2010 году; соответственно, темпы роста промышленного производства в 2011 - 2013 годах - 3,8 - 4,7% при фактических 8,2% в 2010 году.
Общий спрос на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозируемого периода оценивается на уровне 1183,4 млрд. кВт·ч, что на 194,5 млрд. кВт·ч выше объема потребления электрической энергии в 2010 году. Превышение уровня 2010 года может составить в 2017 году около 20% при среднегодовом приросте за период 2,6%. Максимальные приросты спроса на электрическую энергию по ЕЭС России ожидаются в 2012 - 2013 годах (соответственно 3% и 3,5%), что связано с восстановлением обрабатывающего производства и строительства, в наибольшей степени пострадавших от кризисных явлений.
Прогноз спроса на электрическую энергию по территориям субъектов Российской Федерации сформирован на базе отчетных показателей потребления электрической энергии по территориальным энергосистемам с учетом сведений о заключенных договорах об осуществлении технологического присоединения объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям сетевых организаций, информации региональных органов исполнительной власти об инвестиционных проектах, предполагаемых к реализации в прогнозный период, присоединяемой мощности, о сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения, а также Стратегий социально-экономического развития до 2020 года, разрабатываемых Минрегионом России и утверждаемых Правительством Российской Федерации.
Прогнозируемые показатели спроса по объединенным энергосистемам (далее - ОЭС), сформированные в рамках прогноза спроса на электрическую энергию по ЕЭС России, представлены в таблице 1.1; по территориальным энергосистемам - в приложении N 1.
В четырех ОЭС прогнозируются темпы прироста спроса на электрическую энергию выше средних по ЕЭС России: в ОЭС Юга, ОЭС Востока, ОЭС Центра и ОЭС Сибири. Темпы прироста потребления электрической энергии ниже среднего прогнозируются в ОЭС Урала.
Наиболее высокие темпы увеличения спроса на электрическую энергию ожидаются в ОЭС Юга. Спрос на электрическую энергию в ОЭС Юга может возрасти к концу прогнозного периода по сравнению с 2010 годом почти на 30%. Опережающий рост спроса на электрическую энергию в ОЭС Юга будет определяться следующими факторами: модернизацией обрабатывающего производства, прежде всего машиностроения, развитием кластеров сельскохозяйственного, энергетического и транспортного машиностроения; развитием предприятий металлургии, реализацией проектов развития нефте- и газодобычи на Каспийском шельфе, расширением трубопроводной системы Каспийского трубопроводного консорциума России (далее - КТК-Р); реализацией проектов, обеспечивающих ввод в эксплуатацию и энергоснабжение олимпийских объектов; формированием на базе крупных агломераций Южного федерального округа (далее - ЮФО) (Ростовской, Волгоградской и Краснодарской) торговых, транспортно-логистических и финансовых центров общенационального и межрегионального значения; реализацией конкурентных преимуществ аграрного сектора; поэтапным развитием туризма и рекреации, увеличением пропускной способности транспортных коммуникаций для обеспечения пассажиропотоков в зоны развития туризма, формированием новых особых туристических зон.
Среди энергосистем ОЭС Юга как по абсолютному объему потребления электрической энергии, так и по темпам прироста, выделяется энергосистема Краснодарского края. В 2010 году ее доля в общем потреблении электрической энергии ОЭС Юга составила 25%. При прогнозируемом для этой энергосистемы увеличении спроса на электрическую энергию к 2017 году более чем в 1,5 раза (среднегодовой прирост за период 6,5%) ее удельный вес возрастет до 30%. Значительный рост спроса на электрическую энергию будет формироваться за счет ввода новых крупных потребителей. Среди них: Абинский электрометаллургический завод, Туапсинский нефтеперерабатывающий завод (далее - НПЗ), новые цементные заводы. Дополнительным стимулом к ускоренному социально-экономическому развитию региона является проведение в 2014 году Олимпийских игр в районе Сочи.
Таблица 1.1. Прогноз потребления электрической энергии на 2011 - 2017 годы, млрд. кВт·ч
<*> Без учета Николаевского энергоузла.
Примечание: показатели потребления электрической энергии приведены с округлением.
Строительство новых, расширение и реконструкция действующих гостиничных и курортно-оздоровительных комплексов будет способствовать росту спроса на электрическую энергию в сфере услуг.
Энергосистема Ростовской области характеризуется приростами спроса на электрическую энергию (среднегодовой прирост за период 3,5%), близкими к средним по ОЭС Юга (3,7%). На территории энергосистемы до 2017 года планируется осуществление ряда крупных инвестиционных проектов: расширение производства на ОАО "Таганрогский металлургический завод" (ввод в эксплуатацию электропечи ДСП-150 с увеличением нагрузки до 108 МВт); ввод второй очереди на ОАО "Новошахтинский завод нефтепродуктов" с увеличением объема переработки нефти до 7,5 млн. тонн; строительство нового цементного завода (инвестиционный проект "Лафарж") в Матвеево-Курганском районе.
Высокие темпы спроса на электрическую энергию (среднегодовой прирост 11,2%) прогнозируются для энергосистемы Республики Калмыкия, что связано со строительством на территории республики новых нефтеперекачивающих станций, предусматриваемых инвестиционным проектом по расширению нефтепровода КТК-Р.
Крупнейшая в ЕЭС России ОЭС Центра характеризуется высокими темпами увеличения спроса на электрическую энергию (среднегодовой прирост за период 3%). Перспективная потребность в электрической энергии по ОЭС Центра формируется как за счет продолжающегося развития традиционных для регионов, входящих в ОЭС, видов экономической деятельности, так и за счет реализации крупных инвестиционных проектов. Среди них: строительство Калужского научно-производственного электрометаллургического завода, включенного в перечень приоритетных проектов Стратегии развития металлургической промышленности России до 2020 года, утвержденной Приказом Минпромторга России от 18.03.2009 N 150; строительство цементного завода (ООО "Лафарж ГЕО"); создание технологического парка "Людиново". Увеличению спроса на электрическую энергию будет способствовать создание единой системы транспортных коммуникаций и развитие научно-инновационных центров (Сколково, Дубна, Черноголовка, Зеленоград, Троицк, Протвино, Королев, Обнинск).
Около половины (46%) прироста потребности в электрической энергии по ОЭС Центра формируется в энергосистеме Москвы и Московской области, доля которой в течение всего прогнозного периода сохраняется на уровне 44% от общего потребления электрической энергии по ОЭС. Прогнозируемый рост спроса на электрическую энергию в энергосистеме Москвы и Московской области определяется наличием в Московском регионе значительного потенциала для перспективного социально-экономического и градостроительного развития.
Темпы роста спроса на электрическую энергию в ОЭС Сибири будут незначительно превышать темпы роста спроса на электрическую энергию в целом по ЕЭС России, что корреспондируется с тезисом о необходимости превышения среднегодового темпа роста валового регионального продукта над среднероссийским показателем, декларируемой в Стратегии социально-экономического развития Сибири до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 05.07.2010 N 1120-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 33, ст. 4444). Динамика увеличения потребления электрической энергии в ОЭС Сибири характеризуется максимальными приростами в 2015 и 2016 годах (соответственно 4,1% и 3,2%), что в значительной степени связано с предполагаемым вводом в эти годы на полную мощность двух крупнейших алюминиевых заводов - Тайшетского (1440 МВт) и Богучанского (1185 МВт). Соответственно, среднегодовые темпы спроса на электрическую энергию в энергосистемах Иркутской области и Красноярского края (3,5%) выше, чем в среднем по ОЭС Сибири. На территории энергосистемы Иркутской области ожидается также ввод Сибирского электрометаллургического завода (далее - СЭМЗ) в Братске с нагрузкой 90 МВт, увеличение в результате проведения модернизации мощности Иркутского алюминиевого завода, ввод дополнительной мощности на трассе магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан (далее - ВСТО) за счет строительства новых нефтеперерабатывающих станций (далее - НПС). На территории энергосистемы Красноярского края дополнительное увеличение потребления электрической энергии будет связано с ожидаемым осуществлением жилищного строительства и развитием инфраструктуры в городе Красноярске.
Среди энергосистем ОЭС Сибири наибольшее увеличение спроса на электрическую энергию в рассматриваемый период (более чем в 1,5 раза) прогнозируется в Республике Тыва при максимальных приростах в 2014 и 2015 годах. Это связано с возможной реализацией крупных инвестиционных проектов, направленных на освоение полезных ископаемых: строительство горно-обогатительного комбината (далее - ГОК) на базе Ак-Сугского медно-молибденового месторождения, ГОК по разработке Кызыл-Таштыгского месторождения полиметаллических руд; строительство угледобывающего комплекса на Элегестском месторождении. Освоению месторождений будет способствовать строительство железнодорожной линии Кызыл-Курагино.
Темпы роста спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги прогнозируются ниже средних темпов по ЕЭС России. Значительная часть прироста формируется в энергосистемах Республики Татарстан, Самарской, Нижегородской и Саратовской областей. В Республике Татарстан - за счет модернизации и строительства комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов (ОАО "Танеко"), развития особой экономической зоны промышленно-производственного типа (далее - ОЭЗ ППТ) "Алабуга", строительства объектов для проведения в 2013 году в Казани летней Универсиады. Крупным инвестиционным проектом, реализуемым в прогнозный период в энергосистеме Самарской области, является создание ОЭЗ ППТ с высокотехнологичными производствами в различных отраслях, а также производством автомобильных компонентов. На территории энергосистемы Нижегородской области - ввод комплекса по производству поливинилхлорида (ООО "Русвинил") с выходом на полную мощность к 2015 году; модернизация и расширение металлургического производства на ОАО "Выксунский металлургический завод".
Около половины объема спроса на электрическую энергию в ОЭС Северо-Запада (47% в 2010 году) приходится на энергосистему Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Доля этой энергосистемы в потреблении электрической энергии ОЭС к 2017 году не только сохранится, но даже увеличится. Прогнозируемый невысокий, но стабильный рост спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада (среднегодовой прирост за период 2,1%) на 56% формируется в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области и определяется увеличением объемов транспортных услуг (реконструкция и сооружение специализированных терминалов в портах Усть-Луга, Приморск, Выборг, Большой порт Санкт-Петербурга, реконструкция аэропорта Пулково), развитием машиностроения (строительство завода по производству высоковольтного электротехнического оборудования на площадях ОАО "Силовые машины"), строительством ряда инфраструктурных объектов.
Прогнозируемые на 2016 и 2017 годы высокие приросты потребности в электрической энергии по энергосистеме Калининградской области обусловлены объемами потребления электрической энергии на собственные нужды вводимой в указанный период Балтийской атомной электростанции (далее - АЭС).
Прирост спроса на электрическую энергию в ОЭС Урала определяется динамикой добычи нефти с учетом выработки старых месторождений и освоением перспективных месторождений Центрального Увата на юге Тюменской области, развитием нефтегазохимических производств (Ново-Уренгойский газохимический комплекс, Тобольскнефтехим); модернизацией и расширением существующих предприятий металлургического производства с использованием энергоэффективных технологий. Доля энергосистем Свердловской и Челябинской областей достигает 40% в суммарном приросте спроса на электрическую энергию по ОЭС Урала за рассматриваемый период.
Высокие темпы прироста спроса на электрическую энергию в ОЭС Востока определяются строительством и вводом в эксплуатацию второй очереди нефтепроводной системы ВСТО (новые НПС в Амурской области, Хабаровском и Приморском краях, нефтеналивной порт в бухте Козьмино); строительством в районе Находки нефтехимического комплекса; освоением Эльгинского угольного месторождения со строительством железной дороги Улак-Эльга; развитием горно-металлургических предприятий Приамурья на базе месторождений: Кимканского и Сутарского - железорудных, Куранахского - титаномагнетитовых руд, золоторудного "Пионер"; строительством объектов для проведения саммита азиатско-тихоокеанского экономического сотрудничества (далее - АТЭС) и созданием университетского городка на острове Русский; развитием портовых комплексов Ванино и Советская Гавань.
Изменение территориальной структуры потребления электрической энергии в 2017 году по сравнению с 2010 годом в рамках ЕЭС России, представленное на рисунке 1.2, характеризуется существенным увеличением (на 0,7 процентных пункта) доли ОЭС Центра и ОЭС Юга и снижением доли ОЭС Урала (на 1,2 процентных пункта), ОЭС Северо-Запада и ОЭС Средней Волги. Доля ОЭС Сибири и ОЭС Востока увеличится незначительно.
Рисунок 1.2. Прогнозное изменение территориальной структуры потребления электрической энергии (не приводится) <*>
III. Прогноз максимальных электрических нагрузок Единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации на 2011 - 2017 годы
ЕЭС России
В таблице 2.1 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ЕЭС России на 2011 - 2017 годы. В ниже приведенных таблицах спрос на электрическую энергию представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующих и перспективных гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС).
Таблица 2.1. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России
Таблица 2.2. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ЕЭС России без учета ОЭС Востока
В таблицах 2.1 и 2.2 не учтены спрос на электрическую энергию и мощность Николаевского энергоузла ввиду непредусматриваемого его присоединения к сетям энергосистемы Хабаровского края в рассматриваемый перспективный период.
По данным таблицы 2.1 максимальная электрическая нагрузка ЕЭС России на 2017 год прогнозируется на уровне 181,4 млн. кВт, что соответствует среднегодовым темпам прироста нагрузки за 2011 - 2017 годы около 2,8%.
На рисунке 2.1 представлен график изменения прогнозных максимальных электрических нагрузок ЕЭС России.
Рисунок 2.1. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ЕЭС России и числа часов их использования (не приводится) <*>
С учетом основных тенденций изменения режимов потребления электрической энергии, выявленных на основе ретроспективного анализа, заявок потребителей и технических условий на технологическое присоединение, сформированы перспективные режимы потребления электрической энергии по ОЭС.
Далее представлены характеристики перспективных режимов потребления электрической энергии по каждой из ОЭС.
ОЭС Северо-Запада
Доля ОЭС Северо-Запада в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 9,6% и 9,4% в 2017 году. В 2011 году собственный максимум электрической нагрузки может достигнуть значения 15 млн. кВт, к 2017 году - 17,2 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимума нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,1%.
В таблице 2.3 приведены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада.
Таблица 2.3. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Северо-Запада
Изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Северо-Запада представлено на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Северо-Запада и числа часов их использования (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
ОЭС Центра
В 2011 году доля ОЭС Центра в общем потреблении мощности ЕЭС России может составить 24,2%, а в 2017 году - 24,7%. В 2011 году собственный максимум электрической нагрузки региона прогнозируется на уровне 37,9 млн. кВт, к 2017 году - 45,7 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 3,1%.
В таблице 2.4 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра.
Таблица 2.4. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Центра
Спрос на электрическую энергию в таблице 2.4 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд действующей Загорской ГАЭС и Загорской ГАЭС-2, ввод первой очереди которой предусмотрен в 2012 году.
На рисунке 2.3 приведено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Центра на 2011 - 2017 годы.
Рисунок 2.3. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Центра и числа часов их использования (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
ОЭС Средней Волги
Доля ОЭС Средней Волги в общем потреблении мощности ЕЭС России может составить 11,2% в 2011 году и незначительно снизится к 2017 году - до 11%. К 2011 году собственный максимум электрической нагрузки составит 17,4 млн. кВт, к 2017 году - 20,1 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,6%.
В таблице 2.5 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги.
Таблица 2.5. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Средней Волги
На рисунке 2.4 приведено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Средней Волги на 2011 - 2017 годы.
Рисунок 2.4. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Средней Волги и числа часов их использования (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
ОЭС Юга
Доля ОЭС Юга в 2011 году составит порядка 8,9% по потреблению мощности от общей максимальной нагрузки ЕЭС России. К 2017 году доля энергосистемы в максимуме ЕЭС России увеличится до 9,5%. В 2011 году собственный максимум электрической нагрузки прогнозируется на уровне 14,2 млн. кВт, к 2017 году - 18 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 4,1%.
В таблице 2.6 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга.
Таблица 2.6. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Юга
Спрос на электрическую энергию в таблице 2.6 представлен без учета потребления электрической энергии на заряд Зеленчукской ГАЭС, ввод которой предусмотрен в 2013 году.
На рисунке 2.5 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Юга на 2011 - 2017 годы.
Рисунок 2.5. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Юга и числа часов их использования (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
ОЭС Урала
Доля ОЭС Урала в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 23,6% и в 2017 году - 22,7%. Собственный максимум электрической нагрузки в 2011 году прогнозируется на уровне 36,6 млн. кВт, к 2017 году - на уровне 41,5 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,1%.
В таблице 2.7 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Урала.
Таблица 2.7. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Урала
На рисунке 2.6 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Урала на 2011 - 2017 годы.
Рисунок 2.6. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Урала и числа часов их использования (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
ОЭС Сибири
Доля ОЭС Сибири в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 19,7% и в 2017 году останется на прежнем уровне. Собственный максимум электрической нагрузки к 2011 году прогнозируется на уровне 31,7 млн. кВт, к 2017 году - на уровне 37,6 млн. кВт. Среднегодовой прирост максимумов нагрузки за 2011 - 2017 годы прогнозируется на уровне 2,5%.
В таблице 2.8 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Сибири.
Таблица 2.8. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Сибири
На рисунке 2.7 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Сибири и чисел часов их использования на 2011 - 2017 годы.
Рисунок 2.7. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Сибири и числа часов их использования (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
ОЭС Востока
Доля ОЭС Востока в общем потреблении мощности ЕЭС России в 2011 году составит 2,8%, а к в 2017 году увеличится до 3%. Собственный максимум электрической нагрузки ОЭС Востока (без Николаевского энергоузла) в 2011 году прогнозируется на уровне 5,2 млн. кВт, к 2017 году - 6,6 млн. кВт. Среднегодовые темпы прироста максимума электрической нагрузки за 2011 - 2017 годы составят около 3,5%.
В таблице 3.9 представлены основные показатели режима потребления электрической энергии ОЭС Востока.
Таблица 2.9. Фактические и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока
На рисунке 2.8 представлено изменение прогнозных максимальных электрических нагрузок ОЭС Востока на 2011 - 2017 годы.
Рисунок 2.8. Прогнозные максимальные электрические нагрузки ОЭС Востока (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
Отчетные и перспективные показатели режимов потребления электрической энергии Николаевского энергоузла на 2011 - 2017 годы представлены в таблице 2.10.
Таблица 2.10. Отчетные и прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии Николаевского энергоузла
Для сопоставимости балансов мощности в отчетном и прогнозных периодах в таблице 2.11 представлены основные показатели режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока с учетом Николаевского энергоузла.
Таблица 2.11. Прогнозные характеристики режимов потребления электрической энергии ОЭС Востока с учетом Николаевского энергоузла
IV. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию
Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири, входящих в состав ценовых зон оптового рынка электрической энергии (мощности), сформирован на основании порядка определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности) и порядка определения плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон) свободного перетока электрической энергии (мощности). По ОЭС Востока, относящейся к неценовой зоне оптового рынка электрической энергии (мощности), - в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281 (далее - Методические рекомендации).
Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию сформирован с учетом обеспечения необходимого резерва мощностей, рассчитанного с использованием значений (коэффициентов), установленных законодательством и/или определяемых в порядке, установленном законодательством (нормативный расчетный резерв мощности).
При оценке потребности в мощности для ОЭС европейской части ЕЭС России учитывается максимум потребления, совмещенный с ЕЭС, для ОЭС Сибири и Востока - максимум потребления, совмещенный с ЕЭС и собственный. При принятых уровнях и режимах потребления мощности прогнозируемый совмещенный максимум потребления (без учета экспорта) по ЕЭС России на уровне 2011 года составит 153,9 млн. кВт и возрастет к 2017 году до 181,5 млн. кВт, а без учета ОЭС Востока - 149,6 и 176,0 млн. кВт соответственно.
Величина экспорта (импорта) мощности и электрической энергии из ЕЭС России принята на основе имеющихся договоров и предварительных соглашений по данным ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС".
Экспортные поставки из ЕЭС России в 2012 - 2017 годах предусматриваются в объеме 1,37 млн. кВт/10,2 млрд. кВт·ч. Прогнозируемые объемы экспорта мощности на час годового совмещенного максимума ЕЭС и годовые объемы передаваемой электрической энергии с указанием стран, в которые осуществляются экспортные поставки, представлены в таблице 3.1.
На период до 2017 года сохраняются традиционные направления экспортных поставок мощности и электрической энергии в Финляндию (0,45 млн. кВт/3,94 млрд. кВт·ч), страны Балтии (0,3 млн. кВт/2,64 млрд. кВт·ч), Беларусь (0,5 млн. кВт/3 млрд. кВт·ч), Монголию (0,06 млн. кВт/0,25 млрд. кВт·ч).
Из ОЭС Юга предусматриваются поставки мощности и электрической энергии в Грузию в объеме 0,03 млн. кВт/0,13 млрд. кВт·ч. Из ОЭС Востока в рассматриваемый период осуществляется приграничный экспорт в Китай в объеме 0,002 млн. кВт/0,02 млрд. кВт·ч.
Гарантированные экспортные поставки в Казахстан в рассматриваемой перспективе планируются в объеме 0,005 млн. кВт/0,04 млрд. кВт·ч.
Импорт мощности и электрической энергии в период до 2017 года связан в основном с режимными перетоками из Азербайджана (в ночные часы), Грузии (передача в период паводка) и Монголии (ночной и сезонный провал нагрузки потребителей), суммарный объем которых на уровне 2017 года оценивается 0,65 млн. кВт/2,12 млрд. кВт·ч (таблица 3.2).
Таблица 3.1. Прогноз экспорта электрической энергии и мощности по ОЭС и ЕЭС России
Таблица 3.2. Прогноз импорта электрической энергии и мощности по ОЭС и ЕЭС России
Нормативный расчетный резерв мощности (с учетом экспортных поставок) на час максимума ЕЭС по различным ОЭС в процентах от максимума потребления представлен в таблице 3.3. По ОЭС Сибири и Востока резерв мощности приведен на собственный максимум потребления ОЭС.
Абсолютная величина резерва мощности в ЕЭС России (с учетом экспортных поставок) на уровне 2011 года должна составить 39,7 млн. кВт, на уровне 2017 года - 43,8 млн. кВт.
Таблица 3.3. Нормативный расчетный резерв мощности (с учетом экспортных поставок), %
Изменение спроса на мощность по ОЭС и ЕЭС России в 2011 - 2017 годах представлено на рисунке 3.1 и в таблице 3.4.
Рисунок 3.1. Спрос на мощность в ЕЭС России (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
Таблица 3.4. Спрос на мощность, млн. кВт
V. Прогноз развития действующих и предполагаемых к сооружению новых генерирующих мощностей
Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 2011 - 2017 годы сформирована с учетом вводов новых генерирующих мощностей в 2011 - 2017 годах и мероприятий по демонтажу, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования в соответствии с предложениями генерирующих компаний (ноябрь - декабрь 2010 года), а также с учетом вводов объектов генерации по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок (по состоянию на 01.02.2011).
Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России на 2011 - 2017 годы составят 7,83 млн. кВт, в том числе на АЭС - 0,83 млн. кВт (демонтаж третьего и четвертого энергоблоков на Нововоронежской АЭС (2 x 417 МВт) в энергосистеме Воронежской области ОЭС Центра в 2016 и 2017 годах), на гидроэлектростанциях (далее - ГЭС) - 0,03 млн. кВт и на тепловых электростанциях (далее - ТЭС) - 6,97 млн. кВт.
Объемы и структура демонтажа генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в таблице 4.1, на рисунке 4.1 и в приложении N 2.
Таблица 4.1. Структура выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях ЕЭС России, МВт
<*> КЭС - конденсационные электростанции.
Рисунок 4.1. Демонтаж генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в ЕЭС России (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
Объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в конкурентном отборе мощности (далее - КОМ), составит: к 2012 году - 1,23 млн. кВт, к 2013 году - 2,72 млн. кВт, к 2014 году - 1,91 млн. кВт, к 2015 году - 2,02 млн. кВт, к 2016 году - 0,66 млн. кВт и к 2017 году - 0,3 млн. кВт, суммарно за 2012 - 2017 годы - 8,84 млн. кВт.
В таблице 4.2 и на рисунке 4.2 представлены объемы оборудования ТЭС, которое не будет допущено к КОМ, с выделением объемов оборудования, запланированного собственниками к выводу из эксплуатации. По ОЭС Востока, которая не входит в ценовые зоны и в которой не предусматривается проведение КОМ, в таблице 4.2 справочно приведены объемы оборудования, не соответствующие минимальным техническим требованиям для участия в КОМ.
Таблица 4.2. Объемы оборудования ТЭС, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ <*>, МВт
<*> По ОЭС Востока информация представлена справочно.
Рисунок 4.2. Демонтаж генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования на ТЭС в ЕЭС России объемы оборудования ТЭС, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
Объемы и структура модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в приложении N 3.
Объемы и структура реконструкции генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в приложении N 4.
Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России с учетом демонтажа устаревшего оборудования, планируемого присоединения (отсоединения) генерирующих объектов и изменения установленной мощности генерирующего оборудования после проведения реконструкции и модернизации представлено в таблице 4.3 и на рисунке 4.3.
Установленная мощность действующих электростанций по ЕЭС России к 2017 году снизится на 6,3 млн. кВт (с 214,9 млн. кВт в 2010 году до 208,6 млн. кВт в 2017 году).
Таблица 4.3. Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России (без учета ввода новых объектов генерации), МВт
Примечание: в составе возобновляемых источников энергии (далее - ВИЭ) учитываются ветровые электростанции (далее - ВЭС), приливные электростанции (далее - ПЭС), ТЭЦ на биомассе (далее - БиоТЭЦ) и малые ГЭС (ГЭС с установленной мощностью 25 МВт и менее).
Рисунок 4.3. Изменение мощности действующих электростанций ЕЭС России (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
В 2010 году на электростанциях ЕЭС России было введено в эксплуатацию 2,88 млн. кВт. Структура вводов генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России в 2010 году приведена в таблице 4.4.
Таблица 4.4. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России в 2010 году
<*> ПГУ - парогазовая установка.
<**> ДЭС - дизельная электростанция.
<***> ГТУ - газотурбинная установка.
Вводы нового генерирующего оборудования электростанций ЕЭС России в 2011 - 2017 годах предусматриваются в объеме 50,05 млн. кВт, в т.ч. на АЭС - 9,88 млн. кВт, на ГЭС - 4,09 млн. кВт, на ГАЭС - 0,98 млн. кВт, на ТЭС - 34,44 млн. кВт и на ВИЭ - 0,66 млн. кВт. Из общего объема запланированных вводов выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью реализации.
Для целей настоящего документа к генерирующим объектам с высокой вероятностью реализации отнесены следующие генерирующие объекты:
- генерирующие объекты, строительство (реконструкция) которых осуществляется в соответствии с обязательствами, принятыми по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;
- генерирующие объекты, включенные в инвестиционные программы ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "РусГидро", ОАО "РАО ЭС Востока" и других компаний;
- генерирующие объекты, вводы которых учтены в балансе Федеральной службы по тарифам на 2011 год;
- генерирующие объекты, по которым имеются заключенные договоры об осуществлении технологического присоединения;
- генерирующие объекты, включенные в Сводный план-график мероприятий, направленных на повышение надежности энергосистемы Москвы и Московской области в 2010 - 2015 годах;
- генерирующие объекты с высокой степенью строительной готовности;
- генерирующие объекты, предложенные ОАО "СО ЕЭС" (ПГУ в Тарко-Сале, Уссурийская ТЭЦ).
Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в таблице 4.5, на рисунках 4.4, 4.5, 4.6 и в приложении N 5.
Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы представлены в приложении N 6.
Таблица 4.5. Вводы мощности на электростанциях ОЭС и ЕЭС России, МВт
Наиболее значительный объем вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования до 2017 года планируется в ОЭС Центра (9,48 млн. кВт, в том числе с высокой вероятностью реализации - 9,16 млн. кВт) и в ОЭС Урала (13,54 млн. кВт, в том числе с высокой вероятностью реализации - 12,3 млн. кВт).
Рисунок 4.4. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России с выделением доли вводов с высокой вероятностью реализации (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
Рисунок 4.5. Вводы мощности на электростанциях ЕЭС России (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
Рисунок. 4.6. Структура вводов мощности на электростанциях ЕЭС России по генерирующим компаниям (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
Развитие атомной энергетики в 2011 - 2017 годах предусматривается за счет установки новых энергоблоков на действующих АЭС (в том числе четвертый энергоблок типа водно-водяного энергетического реактора (далее - ВВЭР) мощностью 1000 МВт в 2011 году на Калининской АЭС, энергоблоки N 3 и N 4 типа ВВЭР мощностью 1070 МВт в 2014 и 2017 годах на Ростовской АЭС, четвертый энергоблок типа БН-880 в 2014 году на Белоярской АЭС), а также сооружения новых АЭС.
Сооружение АЭС на новых площадках предусматривается в:
- ОЭС Северо-Запада - Балтийской АЭС в Калининградской области (с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1150 МВт в 2016 году) и Ленинградской АЭС-2 (предзамена выбывающих в 2018 и 2020 годах энергоблоков по 1000 МВт на Ленинградской АЭС) с вводом первых двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1176 МВт в 2014 и 2016 годах);
- ОЭС Центра - Нововоронежской АЭС-2 с вводом двух энергоблоков типа ВВЭР-1200 мощностью 1180 МВт в 2013 и 2015 годах.
В ОЭС Сибири планируется строительство Северской АЭС с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-1200 мощностью 1198,8 МВт в 2018 году. В настоящее время получены лицензии на размещение двух блоков АЭС (ведутся работы по проектированию электростанции).
Вводы мощности на ГЭС ЕЭС России в 2011 - 2017 годах предусматриваются в объеме 4,09 млн. кВт.
В рассматриваемый перспективный период приоритетной задачей является завершение строительства ГЭС с высоким уровнем готовности ко вводу в эксплуатацию: Зарамагской ГЭС-1 в ОЭС Юга (342 МВт в 2013 году), Богучанской ГЭС в ОЭС Сибири (3000 МВт в 2012 - 2013 годах).
Значительные вводы ГЭС в европейской части России предусматриваются в ОЭС Юга (0,7 млн. кВт в период до 2017 года), в том числе с высокой вероятностью реализации: завершение сооружения Гоцатлинской ГЭС каскада Зирани (2 x 50 МВт в 2013 году), Зарамагской ГЭС-1 (2 x 171 МВт в 2013 году), а также прочие вводы: строительство ГЭС Зеленчукского каскада (Верхнекрасногорской ГЭС - 87,3 МВт в 2015 году и Нижнекрасногорской ГЭС - 62 МВт в 2017 году), ГЭС Голубые озера Черек-Балкарского каскада - 2 x 55 МВт в 2015 году.
В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в маневренной мощности в европейской части России в 2011 - 2017 годах предусматривается строительство Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме Москвы и Московской области ОЭС Центра (420 МВт в 2012 году, 210 МВт в 2013 году и 210 МВт в 2014 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Карачаево-Черкесской Республики ОЭС Юга (140 МВт в 2013 году).
Наибольший объем вводов ГЭС намечается в ОЭС Сибири, где планируется завершение строительства Богучанской ГЭС (6 x 333 МВт в 2012 году и 3 x 333 МВт в 2013 году, с достижением проектной установленной мощности 3000 МВт в 2013 году).
Приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России является применение парогазовых технологий при техническом перевооружении существующих и строительстве новых электростанций, а также создание оборудования, работающего на угле, с суперсверхкритическими параметрами острого пара.
В рассматриваемый перспективный период до 2017 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью 200 МВт и выше) с использованием парогазовых технологий:
- в ОЭС Северо-Запада: с высокой вероятностью реализации - на Юго-Западной ТЭЦ (ПГУ-200(Т) + ПГУ-300(Т)), Киришской ГРЭС (2 x ГТ-270), Южной ТЭЦ-22 (ПГУ-450(Т)); прочие вводы - на ТЭЦ "Парнас" (2 x ПГУ-240(Т));
- в ОЭС Центра: с высокой вероятностью реализации - на Владимирской ТЭЦ-2 (ПГУ-230(Т)), Череповецкой ГРЭС (ПГУ-420), Воронежской ТЭЦ-1 (ПГУ-223(Т)), Ивановских ПГУ (ПГУ-325), Тенинской водогрейной котельной (ПГУ-450(Т)), а также на электростанциях ОАО "Мосэнерго": ТЭЦ-12 (ПГУ-220(Т)), ТЭЦ-16 (ПГУ-420(Т)), ТЭЦ-20 (ПГУ-420(Т)) и ТЭЦ-26 (ПГУ-420(Т));
- в ОЭС Средней Волги: с высокой вероятностью реализации - на Сызранской ТЭЦ (ПГУ-225(Т)); прочие вводы - на Автозаводской ТЭЦ (ПГУ-400(Т)) и Нижегородской ТЭЦ (2 x ПГУ-450(Т));
- в ОЭС Юга: с высокой вероятностью реализации - на Краснодарской ТЭЦ (ПГУ-410(Т)), Невинномысской ГРЭС (ПГУ-400) и Ставропольской ГРЭС (ПГУ-420);
- в ОЭС Урала: с высокой вероятностью реализации - на Уфимской ТЭЦ-5 (2 x ПГУ-220(Т)), Кировской ТЭЦ-3 (ПГУ-220(Т)), Яйвинской ГРЭС (ПГУ-422), Серовской ГРЭС (ПГУ-420), Среднеуральской ГРЭС (ПГУ-400(Т)), Нижнетуринской ГРЭС (2 x ПГУ-230), Ново-Богословской ТЭЦ (ПГУ-230(Т)), Академической ТЭЦ-1 (ПГУ-200(Т)), Сургутской ГРЭС-2 (2 x ПГУ-397), Уренгойской ГРЭС (ПГУ-450), Нижневартовской ГРЭС (2 x ПГУ-410), Няганской ТЭС (3 x ПГУ-418), Тюменской ТЭЦ-1 (ПГУ-230 + 2 x ПГУ-225), ПГУ в Тарко-Сале (2 x ПГУ-300), Ижевской ТЭЦ-1 (ПГУ-230(Т)), Челябинской ТЭЦ-3 (ПГУ-230(Т)), Южно-Уральской ГРЭС-2 (3 x ПГУ-400), Пермской ГРЭС (ПГУ-410); прочие вводы - на Ново-Салаватской ТЭЦ (ПГУ-420(Т) + ПГУ-240(Т)), Стерлитамакской ТЭЦ (ПГУ-200(Т)), Уфимской ТЭЦ-4 (ПГУ-220(Т));
- в ОЭС Сибири: прочие вводы - на Газовой ТЭС в Усть-Куте (2 x ПГУ-400).
Также в рассматриваемый период планируется ввод крупных (единичной мощностью 200 МВт и выше) энергоблоков на угле:
- в ОЭС Центра: с высокой вероятностью реализации - на Черепетской ГРЭС (2 x К-225-130);
- в ОЭС Юга: с высокой вероятностью реализации - на Новочеркасской ГРЭС (К-330-240), прочие вводы - на Новоростовской ТЭС (3 x К-330-240);
- в ОЭС Урала: с высокой вероятностью реализации - на Троицкой ГРЭС (К-660-300);
- в ОЭС Сибири: с высокой вероятностью реализации - на Березовской ГРЭС-1 (К-800-240) и Харанорской ГРЭС (К-225-140); прочие вводы - на Алтайской КЭС (К-330-300).
Развитие возобновляемых источников энергии в рассматриваемый перспективный период предусматривается в основном за счет строительства ветровых электростанций: с высокой вероятностью реализации - Дальневосточной ВЭС на острове Русский (23 МВт) в ОЭС Востока и прочих вводов - ветропарка "Нижняя Волга" (500 МВт) в ОЭС Юга. Также планируется строительство приливной Северной ПЭС (12 МВт) в ОЭС Северо-Запада и малых ГЭС в ОЭС Юга (суммарной мощностью 50,4 МВт до 2017 года) и в ОЭС Сибири (24 МВт).
В соответствии с предложениями нефтедобывающих компаний, а также ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал полярный" и ОАО "РАО ЭС Востока" дополнительно предполагается ввести 3,9 млн. кВт на ТЭС. Объемы вводов генерирующих мощностей по предложениям компаний представлены в таблице 4.6.
Таблица 4.6. Дополнительные вводы мощности на электростанциях, МВт
В настоящее время Центральный энергорайон энергосистемы Республики Саха (Якутия) (суммарная установленная мощность электростанций энергорайона на конец 2010 года составила 422,3 МВт) и Западный энергорайон энергосистемы Республики Саха (Якутия) (суммарная установленная мощность электростанций энергорайона составила 1090,2 МВт) работают изолированно от ЕЭС России. Южно-Якутский энергорайон работает в составе ОЭС Востока. В рассматриваемый перспективный период в Центральном энергорайоне предполагается строительство Якутской ТЭС-2 с вводом четырех ГТ-43 (170 МВт) в 2014 году и еще трех ГТ-43 (127,5 МВт) в 2016 году (по планам ОАО "РАО ЭС Востока").
Объединение Центрального и Южно-Якутского энергорайонов намечается в 2013 году посредством сооружения ВЛ 220 кВ Томмот - Майя. В 2015 году намечается объединение Западного энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия) с энергосистемой Иркутской области ОЭС Сибири с сооружением ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто - Сухой Лог - Мамакан.
В настоящее время энергорайон г. Салехарда работает изолированно от ЕЭС России. ОАО "Корпорация Урал Промышленный - Урал Полярный" в 2012 - 2013 годах предполагает ввод ТЭС "Полярная" мощностью 270 МВт в данном регионе. В 2014 году предполагается присоединение энергорайона г. Салехард к ЕЭС России путем строительства ВЛ 220 кВ Салехард - Надым.
В данной работе Центральный и Западный энергорайоны энергосистемы Республики Саха (Якутия), а также энергорайон г. Салехарда не учитываются в установленной мощности ОЭС и ЕЭС России и в балансах мощности и электрической энергии.
Электростанции, предлагающиеся к строительству нефтедобывающими компаниями, не учитываются в суммарных вводах мощности по ЕЭС России как электростанции потребителя, работающие на его собственные нужды. К таким электростанциям относятся предлагаемые к строительству объекты ОАО "Лукойл", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "ТНК ВР".
Развитие промышленного производства в Чеченской Республике, строительство нефтеперерабатывающего завода, являющегося крупным потребителем электрической энергии и пара производственных параметров для обеспечения технологического цикла, требует сооружения генерирующих мощностей (в том числе объектов когенерации) на территории Чеченской Республики в период до 2017 года.
При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей в полном объеме установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2017 году на 37 млн. кВт (16,7%) и составит 258,6 млн. кВт. В 2011 - 2017 годах в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России возрастет доля АЭС с 11,4% до 12,9%, доля ГЭС и ГАЭС снизится с 20% до 19,3%, доля ТЭС снизится с 68,5% до 67,5%, доля ВИЭ незначительно увеличится с 0,1% до 0,3%.
Структура установленной мощности электростанций по ОЭС и ЕЭС России в 2011 -2017 годах представлена в таблице 4.7 и на рисунке 4.7.
Таблица 4.7. Установленная мощность электростанций по ОЭС и ЕЭС России, МВт
Рисунок 4.7. Структура установленной мощности на электростанциях ЕЭС России (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
VI. Балансы мощности и электрической энергии ОЭС и ЕЭС России на перспективный период 2011 - 2017 годы
Балансы мощности по энергообъединениям Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга и Урала рассчитаны на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС. По ОЭС Сибири рассмотрены перспективные балансы мощности и на час совмещенного максимума ЕЭС и на час прохождения собственного максимума ОЭС. Баланс мощности ОЭС Востока рассчитан на собственный максимум потребления, а также приведен условный баланс мощности ОЭС Востока на совмещенный с ЕЭС максимум нагрузки. В сводном балансе по ЕЭС России максимум потребления ОЭС Сибири и ОЭС Востока учтены на совмещенный максимум потребления ЕЭС России.
При прогнозируемом совмещенном максимуме потребления и нормативном расчетном резерве мощности (с учетом гарантированного экспорта) спрос на мощность по ЕЭС России увеличится с ожидаемого 193,7 млн. кВт в 2011 году до 225,3 млн. кВт на уровне 2017 года.
В целом по ЕЭС России установленная мощность электростанций при заданном развитии генерирующих мощностей за 2011 - 2017 годы (глава V) возрастет с фактической величины 214,9 млн. кВт в 2010 году на 43,7 млн. кВт и составит 258,6 млн. кВт в 2017 году. В структуре установленной мощности доля АЭС увеличится относительно фактических 11,3% в 2010 году до прогнозных 12,9% в 2017 году, доля мощности ГЭС (с учетом ГАЭС и малых ГЭС) снизится с 20,7% до 19,4%, доля ТЭС - с 68,0% до 67,5%, доля ВЭС и ПЭС к 2017 году оценивается 0,2%.
При расчетах балансов мощности учтены следующие факторы снижения использования установленной мощности электростанций:
- ограничения на использование мощности действующих электростанций всех типов, представляющие собой разность между установленной и располагаемой мощностью, которую может развивать оборудование этих электростанций в период зимнего максимума нагрузки;
- неучастие в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки;
- наличие в отдельные годы "запертой" мощности в ряде регионов, которая из-за отсутствия или недостаточной пропускной способности электрических сетей не может быть выдана в смежные энергосистемы и ОЭС;
- недоиспользование мощности возобновляемых источников энергии (ветровые электростанции).
Ограничения установленной мощности на ТЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования (сооружений) установленной мощности, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с противодавлением), экологическими ограничениями по условиям охраны воздушного и водного бассейнов и др.
Ограничения установленной мощности ГЭС связаны с техническим состоянием оборудования, дополнительными требованиями по охране окружающей среды, снижением располагаемого напора ниже расчетного из-за проектной сезонной сработки водохранилища, ледового подпора, незавершенностью строительных мероприятий по нижнему бьефу отдельных ГЭС.
Величина прогнозируемых ограничений мощности снижается в результате технического перевооружения действующих электростанций с 18,3 млн. кВт в 2011 году до 14,6 млн. кВт в 2017 году (с учетом снятия ограничений на Саяно-Шушенской ГЭС).
Прогнозные ежегодные объемы вводов генерирующего оборудования после прохождения зимнего максимума в 2011 - 2017 годах составляют от 0,5 до 3,3 млн. кВт или 6 - 30% от суммарного объема вводов в соответствующем году.
Избытки мощности в ряде энергосистем при недостаточной пропускной способности внешних электрических связей приводят к наличию "запертой" мощности. В период до 2017 года прогнозируется наличие "запертой" мощности в энергосистемах ОЭС Северо-Запада (энергосистемы Республики Коми и Мурманской области) и в энергосистеме Иркутской области ОЭС Сибири. Величина "запертой" мощности с ростом потребительской нагрузки и развитием электрических связей снижается с 2,5 млн. кВт в 2011 году до 0,1 млн. кВт в 2017 году.
Располагаемая мощность ветровых электростанций в период прохождения максимума нагрузки учитывается как недоиспользуемая мощность возобновляемых источников энергии, величина которой с вводом ветропарков "Нижняя Волга" в энергосистеме Волгоградской области и Воркутинских ВЭС в энергосистеме Республики Коми составит в 2016 - 2017 годах 0,6 млн. кВт.
Величина мощности, не участвующая в результате названных выше факторов в балансе на час прохождения максимума потребления по ЕЭС России, изменяется в диапазоне 16,3 - 21,3 млн. кВт, что составляет 6,3 - 9,6% от установленной мощности электростанций ЕЭС России.
В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций ЕЭС России в размере 200,3 млн. кВт на уровне 2011 года и 242,3 млн. кВт на уровне 2017 года, что превышает спрос на мощность на 6,7 - 9,6 млн. кВт в 2011 - 2013 годах (порядка 3,5 - 4,8% от прогнозируемого спроса), 15,2 - 19,1 млн. кВт в 2014 - 2016 годах (порядка 7,2 - 8,6% от прогнозируемого спроса) и около 17 млн. кВт в 2017 году (7,5%).
Баланс мощности по ЕЭС России без ОЭС Востока в период до 2017 года складывается с избытком резерва мощности в размере 3,0 - 15,7 млн. кВт, что составляет 1,6 - 7,4% от спроса на мощность.
Баланс мощности по Европейской части ЕЭС России (с ОЭС Урала) в 2011 - 2017 годах складывается с избытком резерва мощности в объеме 6,2 - 14,2 млн. кВт (4 - 8%).
В приложении N 7 приведены перспективные балансы мощности по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы.
Сводные балансы мощности по ЕЭС России, а также ЕЭС России без ОЭС Востока и по европейской зоне ЕЭС России - в таблицах 5.1 - 5.3.
В приложении N 8 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов мощности на 2011 - 2017 годы.
При прогнозируемой потребности в ОЭС Северо-Запада баланс мощности в 2011 - 2013 годах складывается с избытком резерва мощности 0,4 - 2,2 млн. кВт. При намеченном развитии тепловых электростанций и с вводом мощности на Ленинградской АЭС-2 и Балтийской АЭС в ОЭС Северо-Запада создаются избытки нормативного расчетного резерва мощности, величина которых возрастет с 3,1 млн. кВт в 2014 году до 4,6 млн. кВт в 2017 году. В балансах мощности ОЭС Юга в 2011 - 2013 годах складывается с дефицитом резерва мощности 0,6 - 1,1 млн. кВт. Покрытие дефицита резерва мощности предусматривается обеспечивать за счет получения мощности из ОЭС Центра и Средней Волги. С 2014 года в ОЭС Юга возникают избытки резерва мощности в размере 1,0 - 1,9 млн. кВт.
В ОЭС Центра и Средней Волги при заданном развитии электростанций балансы мощности в 2011 - 2017 годах складываются с превышением нормативного расчетного резерва мощности.
ОЭС Урала в 2011 году самобалансируется. На уровне 2012 года образуется дефицит резерва мощности порядка 0,3 млн. кВт, покрытие которого может быть обеспечено за счет получения мощности из ОЭС Средней Волги. В 2013 - 2017 годах при реализации намеченной программы развития электростанций в ОЭС Урала создаются избытки нормативного расчетного резерва мощности 0,2 - 3,5 млн. кВт.
На территории энергосистемы Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры предусмотрен ввод мощности 4,9 млн. кВт за 2011 - 2017 годы, в том числе на ТЭС в Тарко-Сале (2 x ПГУ-300 в 2015 году) для повышения надежности энергоснабжения Северного и Ноябрьского энергорайонов Ямало-Ненецкого автономного округа.
В балансе мощности ОЭС Сибири в 2011 году на час прохождения максимума нагрузки ЕЭС дефицит нормативного расчетного резерва мощности составит 3,6 млн. кВт, снижающийся к 2013 году до 0,2 млн. кВт. В 2014 - 2017 годах в энергообъединении возникают избытки мощности в размере 0,7 - 1,5 млн. кВт. На час прохождения собственного максимума дефицит нормативного расчетного резерва мощности в 2011 году оценивается 5,7 млн. кВт и может быть частично покрыт из ЕЭС России по существующей линии 220 кВ Томск - Нижневартовск (энергопитание северных районов энергосистемы Томской области порядка 0,2 млн. кВт) и по электрическим связям Урал - Казахстан - Сибирь (до 2,3 млн. кВт с учетом возможного импорта из Казахстана). В рассматриваемый период (2011 - 2017 годы) планируется восстановление Саяно-Шушенской ГЭС, строительство Богучанской ГЭС и ввод около 4,4 млн. кВт на тепловых электростанциях. При принятом развитии электростанций дефицит нормативного расчетного резерва мощности в ОЭС Сибири на час собственного максимума будет сокращаться с 2,7 млн. кВт в 2012 году до 1 млн. кВт в 2017 году. Покрытие этого дефицита с 2012 года может обеспечиваться также напрямую из ОЭС Урала с учетом строящихся на территории России транзитов 500 кВ Восход - Ишим (Витязь) - Курган и Томская - Парабель - Советско-Соснинская (Чапаевск) - Нижневартовская ГРЭС (2016 г.).
Баланс мощности ОЭС Востока на собственный максимум потребления до 2017 года складывается с превышением прогнозируемого спроса на мощность на 1,6 - 2,6 млн. кВт. В состав рекомендуемых вводов включена Уссурийская ТЭЦ, строительство которой имеет важное значение для обеспечения надежного электроснабжения потребителей юга Приморья. Кроме того, улучшится качество теплоснабжения и экологическая обстановка в г. Уссурийске за счет закрытия небольших городских котельных.
Таблица 5.1. Баланс мощности ЕЭС России
Таблица 5.2. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока
Таблица 5.3. Баланс мощности европейской зоны ЕЭС России
Учитывая систематические переносы сроков ввода электростанций и объектов электросетевого хозяйства, следует отметить, что избытки мощности являются вероятностной величиной и могут существенно сократиться.
Наличие дополнительной резервной мощности может служить базой для проведения генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования, а также для надежного функционирования ЕЭС в условиях формирующегося конкурентного рынка мощности и электрической энергии.
В рамках формирования генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования рекомендуется дополнительно к демонтажу оборудования, предложенного генерирующими компаниями, рассматривать вывод из эксплуатации оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ.
Суммарный объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ, составит на уровне 2017 года 8,96 млн. кВт, включая запланированное собственниками к демонтажу оборудование в объеме 1,21 млн. кВт (подробнее - в Главе V).
При этом для принятия решения о возможности вывода из эксплуатации оборудования необходимо учитывать следующие факторы:
- обеспечение надежного тепло- и энергоснабжения потребителей в соответствующем энергоузле (энергорайоне);
- необходимость продолжения эксплуатации распределительного устройства электростанции;
- обеспечение поддержания требуемых уровней напряжения (необходимость продолжения эксплуатации части генерирующего оборудования в режиме синхронных компенсаторов или обеспечения ввода новых сетевых элементов, позволяющих поддерживать требуемые режимы производства/потребления реактивной мощности);
- необходимость пересмотра ранее выданных технических условий на присоединение энергопринимающих устройств потребителей.
Целесообразно предварительно рассмотреть возможность вывода из эксплуатации рассматриваемого оборудования в схемах и программах развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, разрабатываемых в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".
Дополнительно проведен анализ балансов мощности для варианта развития генерирующих мощностей, имеющих только высокую вероятность реализации (Глава V), величина которых оценивается 41,1 млн. кВт за 2011 - 2017 годы (против полной программы вводов 50,1 млн. кВт). В таблицах 5.4 - 5.6 представлены балансы мощности по ЕЭС России и балансы мощности по европейской зоне ЕЭС России для этого варианта.
В 2011 - 2017 годах избытки резерва мощности в ЕЭС России для варианта развития генерирующих мощностей, имеющих только высокую вероятность реализации, значительно ниже, чем в варианте с полной программой вводов. Так, на уровне 2017 года избыток резерва мощности в ЕЭС России (без ОЭС Востока) составляет 5,6 млн. кВт в рассматриваемом варианте против 14,0 млн. кВт в варианте с полной программой вводов. Кроме того, к 2017 году возможно появление дефицита резерва мощности в ОЭС Средней Волги (0,5 млн. кВт) против избытка резерва 2,3 млн. кВт в варианте с полной программой вводов, а также дефицита резерва в ОЭС Сибири (на час прохождения совмещенного максимума с ЕЭС) 0,3 млн. кВт против избытка 1,5 млн. кВт в варианте с полными вводами.
Балансы мощности ОЭС Востока в обоих вариантах практически совпадают.
Таким образом, в варианте балансов мощности только с вводами, имеющими высокую вероятность реализации (снижение объемов вводов за 2011 - 2017 годы на 8,9 млн. кВт), значительно сократятся избытки мощности в ЕЭС России. В рассматриваемый период нормативный резерв мощности в дефицитных энергообъединениях может быть обеспечен за счет перетоков мощности между ОЭС.
При этом необходимо отметить, что в составе установленной мощности учтен объем оборудования, не соответствующего минимальным техническим требованиям для участия в КОМ, в размере 7,8 млн. кВт на уровне 2017 года.
Таблица 5.4. Баланс мощности ЕЭС России с учетом только вводов с высокой вероятностью реализации
Таблица 5.5. Баланс мощности ЕЭС России без ОЭС Востока с учетом только вводов с высокой вероятностью реализации
Таблица 5.6. Баланс мощности Европейской зоны ЕЭС России с учетом только вводов с высокой вероятностью реализации
Балансы электрической энергии по ЕЭС и ОЭС России рассчитаны для варианта реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей в полном объеме и сформированы с учетом следующих расчетных условий:
- выработка электрической энергии по ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и Востока с большой долей ГЭС в структуре генерирующих мощностей выполнен также расчет на маловодные условия;
- выработка АЭС определена с учетом предложений ОАО "Концерн Росэнергоатом" по прогнозу выработки электрической энергии на действующих и новых АЭС в 2011 - 2017 годах.
Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России приведена в таблице 5.7.
Производство электрической энергии электростанциями ЕЭС России относительно фактических величин 2010 г. (1004,7 млрд. кВт·ч) возрастет на 187 млрд. кВт·ч (до 1191,7 млрд. кВт·ч) в 2017 году. Прирост выработки будет обеспечен на 35% от АЭС, на 51% - от ТЭС и на 14% - от ГЭС и ВИЭ.
Таблица 5.7. Структура производства электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России
Укрупненная структура изменения производства электрической энергии в ЕЭС России по типам электростанций в рассматриваемый период приведена в таблице 5.8 и рисунке 5.1.
Таблица 5.8. Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России
Рисунок 5.1. Укрупненная структура производства электрической энергии в ЕЭС России (не приводится) <*>
<*> Рисунок не приводится.
В прогнозируемой структуре производства электрической энергии по ЕЭС России доля АЭС увеличится с 16,9% в 2010 году до 19,8% в 2017 году, доля ТЭС снизится с 67,3% до 64,6%, доля ГЭС практически не изменится и составит 15,8 - 15,6% (таблица 6.7).
По энергообъединениям определилась следующая динамика изменения структуры производства электрической энергии за период с 2010 по 2017 год:
- в ОЭС Северо-Запада значительный рост доли АЭС в производстве электрической энергии - с 37,7% в 2010 году до 47,2% в 2017 году и снижение доли ТЭС с 49,5% до 42,1%. При этом прогнозируемый прирост суммарного производства электрической энергии в ОЭС Северо-Запада за 2011 - 2017 годы (17,6 млрд. кВт·ч) полностью обеспечивается от АЭС (18 млрд. кВт·ч);
- в ОЭС Центра рост доли АЭС за рассматриваемый период оценивается 4,3% (с 35,4% в отчетном 2010 году до 39,7% в 2017 году), снижение доли ТЭС - 4,3% (с 63% в отчетном 2010 году до 58,7% в 2017 году);
- в ОЭС Юга прирост доли АЭС в производстве электрической энергии за рассматриваемый период составит 18,5 млрд. кВт·ч (с 16,5% в 2010 году до 29,5% в 2017 году). Долевое участие ТЭС снизится с 57,3% в 2010 году до 48,9% в 2017 году при росте абсолютной величины выработки ТЭС с 43,1 млрд. кВт·ч до 51,3 млрд. кВт·ч.
В целом по ЕЭС России баланс электрической энергии в 2011 - 2017 годах обеспечивается при следующих годовых числах часов использования установленной мощности АЭС и ТЭС (таблица 5.9, с округлением):
Таблица 5.9. Число часов использования установленной мощности электростанций ЕЭС России
В приложении N 9 представлены перспективные балансы электрической энергии по ОЭС и ЕЭС России на 2011 - 2017 годы, баланс электрической энергии по ЕЭС России - в таблице 5.10. Кроме того, в приложении N 10 приведены данные по региональной структуре перспективных балансов электрической энергии на 2011 - 2017 годы.
Таблица 5.10. Баланс электрической энергии ЕЭС России
VII. Прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников)
Оценка потребности тепловых электростанций России в органическом топливе формируется исходя из намечаемых уровней производства электрической и тепловой энергии (таблица 6.1).
Таблица 6.1. Производство электрической и тепловой энергии на ТЭС ЕЭС России в 2011 - 2017 годах
<*> Вариант с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях.
<**> Примечание: фактические данные за 2010 год отсутствуют.
При определении потребности электростанций в различных видах топлива учитываются режимы работы ТЭС, характеристики действующего и вводимого оборудования, виды установленного для ТЭС топлива, существующее состояние топливоснабжения.
На основе прогнозов генерирующих компаний, полученных в 2009 - 2010 годах, рассчитана потребность в тепловой энергии. Прирост отпуска тепла от ТЭС обусловлен как ростом потребления тепловой энергии, так и переключением нагрузок с котельных на ТЭЦ.
Изменение спроса на органическое топливо тепловых электростанций ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) для рассматриваемого варианта представлено в таблице 6.2.
Таблица 6.2. Потребность тепловых электростанций ЕЭС России в органическом топливе в 2011 - 2017 годах
Потребность в топливе ТЭС ЕЭС России увеличивается с 280,4 млн. тут в 2009 г. до 317,8 млн. тут в 2017 г., в том числе газ с 192,3 млн. тут до 216,6 млн. тут, уголь с 74,2 млн. тут до 88,7 млн. тут, нефтетопливо уменьшается с 5,4 млн. тут до 3,7 млн. тут, прочее топливо остается на уровне 8,5 - 8,8 млн. тут на весь расчетный период.
Прирост потребности ТЭС в топливе в 2017 г. составит 37,4 млн. тут по отношению к 2009 г., т.е. 13,3%. При этом удельные расходы топлива на отпущенную электрическую энергию будут снижаться с 333 г/кВт·ч в 2009 г. до 307 г/кВт·ч в 2017 г.
Структура топлива на весь рассматриваемый период практически не меняется. Основная доля в структуре топлива - газ. Его доля составляет 68 - 69%.
В варианте с гарантированной выработкой на ГЭС Сибири и Востока при маловодных условиях дополнительно потребуется топлива в 2012 г. 5,0 млн. тут (из них на ТЭС ОЭС Сибири 3,4 млн. тут, на ТЭС ОЭС Востока 1 млн. тут, на ТЭС ОЭС Центра 0,6 млн. тут), в 2013 г. 4,7 млн. тут (из них на ТЭС ОЭС Сибири 3,7 млн. тут, на ТЭС ОЭС Востока 1 млн. тут), в 2014 г. 5,2 млн. тут (4,2 млн. тут и 1 млн. тут), в 2015 г. 5,4 млн. тут (4,4 млн. тут и 1 млн. тут), в 2016 г. 5,5 млн. тут (4,4 млн. тут и 1,1 млн. тут), в 2017 г. 5,3 млн. тут (4,2 млн. тут и 1,1 млн. тут).
Прогноз потребности тепловых электростанций в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 6.3.
Таблица 6.3. Потребность тепловых электростанций в органическом топливе по ОЭС в 2011 - 2017 годах
VIII. Требования к развитию средств диспетчерского и технологического управления, систем противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики
8.1. Принятые сокращения
8.2. При строительстве, реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных схемой и программой развития ЕЭС России, рекомендуется обеспечить:
- наблюдаемость и управляемость режимов работы объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;
- повышение надежности функционирования ЕЭС России путем создания (модернизации) систем противоаварийного и режимного управления.
8.3. Для повышения наблюдаемости и управляемости электрических станций, объектов, отнесенных к Единой национальной (общероссийской) электрической сети и распределительной электрической сети, генерирующими компаниями, ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Холдинг МРСК" и другими субъектами электроэнергетики планируется и реализуется модернизация ССПИ на объектах электроэнергетики.
Модернизация ССПИ предусматривается инвестиционными программами генерирующих компаний, ОАО "ФСК ЕЭС", сетевых организаций, являющихся дочерними и зависимыми обществами ОАО "Холдинг МРСК" (далее - ДЗО ОАО "Холдинг МРСК") и других субъектов электроэнергетики. Технические требования к модернизируемым ССПИ и объемы подлежащей передаче в диспетчерские центры информации по объектам электроэнергетики, имеющим в своем составе объекты диспетчеризации, согласовываются с ОАО "СО ЕЭС".
По предварительным расчетам темпы модернизации в указанных энергетических компаниях в 2010 году составили (в % за год от общего числа объектов, которые должны быть модернизированы):
При условии сохранения существующих темпов модернизации в энергетических компаниях к 2017 году будет завершена модернизация ССПИ объектов электроэнергетики генерирующих компаний и будет близка к завершению в ОАО "ФСК ЕЭС".
В ОАО "Холдинг МРСК" при сохранении существующих темпов модернизации ССПИ будет модернизирована на 30 - 35% объектов, подлежащих модернизации, а в ОАО "РЖД" - на 8 - 10% объектов.
Следует отметить, что модернизация ССПИ в генерирующих компаниях, ОАО "ФСК ЕЭС", ДЗО ОАО "Холдинг МРСК" и ряде других сетевых компаний осуществляется по разработанным программам модернизации. Однако ДЗО ОАО "Холдинг МРСК" следует ускорить темпы модернизации, а ОАО "РЖД" целесообразно разработать аналогичную программу в целях повышения темпов модернизации.
8.4. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2011 - 2017 годах планируется реализация следующих проектов по развитию противоаварийной автоматики:
в части централизованных систем противоаварийной автоматики (далее - ЦСПА):
- ввод в промышленную эксплуатацию ЦСПА ОЭС Сибири, срок - IV квартал 2011 года;
- ввод в промышленную эксплуатацию ЦСПА ОЭС Востока, срок - IV квартал 2012 года;
- создание ЦСПА ОЭС Северо-Запада, срок - 2014 год;
- установка локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (далее - ЛАПНУ) на ПС 500 кВ Тихорецк, ПС 500 кВ Шахты и ПС 500 кВ Чирюрт в качестве низовых устройств ЦСПА ОЭС Юга, срок - 2017 год;
в части локальной противоаварийной автоматики:
планы по модернизации существующих или вводу в эксплуатацию новых локальных комплексов противоаварийной автоматики на объектах электроэнергетики 330 - 500 кВ приведены в таблице 7.1.
Таблица 7.1. Планы по модернизации существующих или вводу в эксплуатацию новых локальных комплексов противоаварийной автоматики
8.5. На объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части ПА в период времени до 2017 года планируется выполнение следующих работ:
- реализация технических решений технико-экономических обоснований (далее - ТЭО) (проектов):
- реконструкции системы противоаварийной автоматики в операционных зонах: филиалов ОАО "СО ЕЭС" Смоленское РДУ, Коми РДУ, Приморское РДУ, Новосибирское РДУ, Волгоградское РДУ, Ростовское РДУ, Астраханское РДУ, Кубанское РДУ, Ленинградское РДУ;
- развития противоаварийной автоматики на транзите Иркутск - Бурятия - Чита в Южных и Северных частях энергосистем Республики Бурятия и Забайкальского края;
- разработка и реализация проектов реконструкции противоаварийной автоматики в операционных зонах филиалов ОАО "СО ЕЭС": Костромское РДУ, Кольское РДУ, Амурское РДУ, Курское РДУ, Красноярское РДУ, Архангельское РДУ, срок - до 2017 года.
8.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2011 - 2017 годах планируется реализация следующих проектов по развитию централизованных систем регулирования режима энергосистем по частоте и перетокам активной мощности (таблица 7.2):
- развитие систем АРЧМ в Европейской части ЕЭС России с подключением ГЭС установленной мощностью более 100 МВт и энергоблоков ТЭС;
- выполнение мероприятий, обеспечивающих согласованную работу систем АРЧМ и автоматики управления мощностью ГЭС.
Таблица 7.2. Реализация проектов по развитию централизованных систем регулирования режима энергосистем по частоте и перетокам активной мощности
8.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2011 - 2017 годах в рамках развития СМПР планируется:
- создание программно-технических комплексов СМПР в ОАО "Концерн "Росэнергоатом" (Ленинградская АЭС, Кольская АЭС, Калининская АЭС, Смоленская АЭС, Курская АЭС, Ростовская АЭС, Нововоронежская АЭС, Белоярская АЭС), в ОЭС Сибири (до 15 подстанций ОАО "ФСК ЕЭС"), Краснодарской ТЭЦ, Киришской ГРЭС, Северо-Западной ТЭЦ, ТЭС УГМК, ПС 500 кВ Бугульма, ПС 500 кВ Кубанская;
- расширение существующих комплексов СМПР на ПС 750 кВ Ленинградская, ПС 1150 кВ Алтай, Саяно-Шушенской ГЭС;
- создание в ОАО "СО ЕЭС" программно-аппаратного комплексов оценки тяжести режима и мониторинга динамических свойств энергосистем на основе СМПР;
- создание программного комплекса ОАО "СО ЕЭС" для задач оперативно-диспетчерского управления "Навигатор";
- внедрение системы мониторинга запаса устойчивости в операционных зонах всех ОДУ ОАО "СО ЕЭС";
- реализация пилотного проекта создания системы автоматического управления режимом электропередачи по критерию угла в нормальном режиме (Система автоматического управления режимом работы электропередачи с управлением по углу на транзите Рефтинская ГРЭС - ПС Тюмень - Сургутские ГРЭС).
8.8. В перспективе до 2017 года на объектах электроэнергетики в ЕЭС России должно быть дополнительно установлено более 200 регистраторов.
8.9. При выполнении работ по вводу в эксплуатацию объектов электроэнергетики необходимо взаимодействие собственников объектов электроэнергетики в части создания и модернизации систем и устройств РЗА.
8.10. При создании (модернизации) РЗА, ССПИ и технологической связи, в том числе осуществляемом при строительстве (реконструкции) объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства, включенных в настоящий документ, рекомендуется обеспечение следующих характеристик указанных систем технологического управления:
8.10.1. Общие требования к развитию устройств РЗА.
На электростанциях и подстанциях должны устанавливаться оборудование и устройства РЗА, имеющие сертификацию в соответствие с действующим законодательством Российской Федерации и допущенные к применению на объектах электроэнергетики в порядке, установленном субъектом электроэнергетики.
На объектах диспетчеризации системного оператора системы и устройства РЗА должны удовлетворять требованиям субъектов электроэнергетики, согласованным системным оператором.
Резервирование цепей напряжения устройств РЗА ЛЭП 500 кВ и выше должно обеспечиваться установкой двух трансформаторов напряжения на каждой из сторон линии.
Каждая защита, при наличии на выключателях двух электромагнитов отключения, должна действовать на отключение через оба электромагнита отключения.
РЗА должна обеспечивать выполнение своих функций при любом требующем ее работы событии и при независимом от исходного события отказе одного любого устройства РЗА. Должна исключаться возможность отказа системы РЗА по общей причине.
Вновь вводимые (модернизированные) устройства и комплексы РЗА должны предусматривать возможность задания не менее 2-х групп уставок. Перевод устройства с одной группы уставок на другие должен осуществляться как на самом устройстве, так и дистанционно.
При неисправности измерительных цепей тока и (или) напряжения устройство РЗА, в алгоритмах которого используются замеры тока и (или) напряжения, должно автоматически блокировать выполнение своих функций.
8.10.2. РЗА ЛЭП 110 кВ и выше.
В качестве основной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, должны предусматриваться защиты от всех видов КЗ с абсолютной селективностью.
РЗ на каждой питающей стороне ЛЭП 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, должна включать в себя основную и резервную защиту. В случае если ЛЭП является кабельной или кабельно-воздушной линией, необходимо предусматривать две основные защиты.
Если на ЛЭП 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, при отсутствии основной защиты время отключения КЗ не удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости электроэнергетической системы или нагрузки потребителей, то должна предусматриваться установка двух основных защит.
На каждой стороне ЛЭП 330 кВ и выше должно устанавливаться не менее двух основных защит.
На каждой стороне ЛЭП три основные защиты должны устанавливаться:
- на ЛЭП 330 кВ и выше, отходящих от АЭС;
- на ЛЭП 330 кВ и выше, при КЗ на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;
- на ЛЭП 330 кВ и выше, при КЗ на которых и отказе быстродействующих защит отключение КЗ с выдержкой времени ступенчатыми защитами приводит к нарушению устойчивости.
Для каждой защиты с абсолютной селективностью должен выделяться независимый канал связи от каналов связи других аналогичных защит.
На каждой ЛЭП 110 кВ и выше должно предусматриваться ТАПВ. Для ЛЭП 330 кВ и выше ТАПВ должно обеспечивать возможность однократного опробования ЛЭП напряжением и синхронного включения под нагрузку. Для ЛЭП 110 - 220 кВ обеспечение синхронного включения предусматривается при обосновании необходимости такого включения. Устройство ТАПВ следует предусматривать отдельно на каждый выключатель.
На ЛЭП 330 кВ и выше должно предусматриваться ОАПВ, а на ЛЭП 220 кВ при обосновании необходимости. ОАПВ должно осуществляться при действии быстродействующих защит, однократно.
8.10.3. РЗА Автотрансформаторов (АТ), трансформаторов (Т) 220 кВ и выше.
На АТ и Т должны устанавливаться защиты от внутренних, внешних КЗ и недопустимых режимов работы.
Два комплекта дифференциальных защит должно устанавливаться на АТ (Т) 330 кВ и выше, а также на АТ 220 кВ мощностью 160 МВА и более.
На ошиновке 330 кВ АТ (Т) и выше должно предусматриваться две основные защиты.
Газовые реле АТ (Т) и струйные реле РПН АТ (Т) должны иметь по два контакта для каждой ступени.
8.10.4. РЗА ШР, УШР 330 кВ и выше.
На ШР, УШР должны устанавливаться защиты от внутренних КЗ и недопустимых режимов работы.
На ШР, УШР должны предусматриваться два комплекта быстродействующих защит от внутренних повреждений. В составе каждого комплекта должна быть продольная дифференциальная токовая защита и поперечная дифференциальная токовая защита. На УШР, в зависимости от его типа, кроме указанных защит должны устанавливаться защиты: обмотки управления, полупроводниковых преобразователей, компенсационной обмотки, промежуточного и заземляющего трансформаторов.
Цепи газовых реле ШР, УШР должны иметь автоматический контроль изоляции между жилами.
Защита ШР, УШР, подключенных к ЛЭП без выключателя, должна действовать на отключение ЛЭП с двух сторон с запретом АПВ.
8.10.5. РЗА систем (секций) шин 110 кВ и выше.
Для каждой системы (секции) шин 110 - 220 кВ должна предусматриваться отдельная дифференциальная защита шин (ДЗШ). Две защиты шин должны устанавливаться при обосновании необходимости такого решения по условию сохранения устойчивости нагрузки, обеспечения надежной работы атомных станций, а также предотвращения нарушения технологии особо ответственных производств или при наличии на системе (секции) шин 110 - 220 кВ более 10 присоединений.
На каждой системе (секции) шин 330 кВ и выше должны устанавливаться по два комплекта ДЗШ.
Для двойной системы шин с одним выключателем на присоединение ДЗШ должна выполняться по схеме с фиксированным распределением присоединений. При этом в ДЗШ и УРОВ должна предусматриваться возможность изменения фиксации оперативных цепей и цепей тока при перефиксации присоединения(-ий) с одной системы шин на другую.
Выключатели присоединения должны входить в зону ДЗШ.
При наличии ТТ с двух сторон выключателя выключатель должен входить в зону действия ДЗШ и защиты присоединения.
Должна быть предусмотрена возможность выполнения АПВ шин. Не должно выполняться опробование шин от АТ (Т).
8.10.6. УРОВ 110 кВ и выше.
УРОВ 110 - 220 кВ может выполняться как одно устройство на систему шин, секцию, распределительное устройство (централизованный УРОВ) или отдельно для каждого выключателя (индивидуальный УРОВ).
В УРОВ 110 220 кВ следует предусматривать возможность изменения фиксации цепей при переводе присоединения с одной системы шин на другую.
УРОВ 330 - 750 кВ должен предусматриваться отдельно для каждого выключателя.
При наличии ТТ с одной стороны выключателя КЗ между ТТ и выключателем должно ликвидироваться действием УРОВ.
При действии защит на отключение ЛЭП и оборудования одновременно должен осуществляться пуск УРОВ.
8.10.7. Требования к каналам передачи аналоговых сигналов и команд управления для РЗ, ПА.
В качестве каналов телемеханики для устройств и комплексов РЗ, ПА, устанавливаемых на объектах электроэнергетики, могут быть использованы проводные (кабельные и воздушные, уплотненные и неуплотненные) каналы, высокочастотные каналы по ВЛ, радио- и радиорелейные каналы связи, ВОЛС.
Каналы передачи аварийных сигналов и команд ПА должны быть дублированными или резервироваться с переключением на альтернативный маршрут. Время распространения сигналов ПА по альтернативному маршруту должно быть не более времени прохождения сигналов по основному маршруту. В одном канале передачи сигналов и команд РЗ, ПА допускается совмещение передачи сигналов и команд РЗ, ПА, технологической телефонной связи и ТМ, если это предусмотрено конструктивным исполнением аппаратуры (комбинированная аппаратура). Технологическая связь и ТМ не должна оказывать влияние на надежность и скорость передачи сигналов и команд РЗ и ПА.
Аппаратура каналов передачи сигналов и команд РЗ, ПА должна:
- обеспечивать передачу сигналов и команд с задержкой не более 30 мс на одном тракте при всех видах КЗ на ЛЭП;
- исключать возможность формирования ложных сигналов и команд при всех видах помех (в том числе при коммутациях в сети выключателями и разъединителями), при производстве работ на смежных каналах РЗ, ПА или их повреждениях;
- обеспечивать коэффициент готовности по каждому направлению передачи не ниже 0,999;
- обеспечивать автоматический контроль исправности канала, действующий на сигнал и блокировку прохождения сигналов и команд с возможностью деблокировки оперативным персоналом.
Между каждым из низовых устройств ЦСПА и ПТК верхнего уровня ЦСПА должны быть организованы два независимых (основной и резервный) цифровых канала связи, проходящих по независимым трассам. Пропускная способность указанных каналов связи должна определяться проектом и составлять не менее 256 кБит/с.
8.10.8. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами ПА и РА.
Не допускается аппаратное совмещение в одном устройстве ПА функций АПНУ с другими функциями ПА.
Не допускается аппаратное совмещение основного и резервного устройств ПА.
В случае аппаратного совмещения в одном устройстве ПА нескольких функций ПА неисправность или отказ одной из функций не должны приводить к неправильному действию или отказу других функций и устройства ПА в целом.
Реализация УВ от устройств и комплексов ПА на ОГ, ОН, ДС, изменение топологии электрической сети должна осуществляться без использования технических средств АСУ ТП объекта электроэнергетики.
Реализация УВ от устройств и комплексов ПА на КРТ, ДРТ, АЗГ, ЭТ, ФВ, изменение режимов работы управляемых элементов электрической сети осуществляется через системы управления оборудованием объектов электроэнергетики (САУМ, ГРАМ, ГРАРМ и т.д.), в том числе через АСУ ТП.
Не допускается аппаратное совмещение устройств и комплексов ПА с техническими средствами АСУ ТП объекта электроэнергетики.
Вновь вводимые (модернизированные) устройства и комплексы ПА должны предусматривать возможность информационного обмена с АСУ ТП объекта электроэнергетики. Передача информации в АСУ ТП должна осуществляться с использованием стандартных протоколов обмена информации.
На ЛЭП 330 кВ и выше должны устанавливаться устройства ФОЛ (с каждой стороны ЛЭП), УПАСК. На ЛЭП 110 - 220 кВ необходимость установки устройств ФОЛ и УПАСК определяется проектными решениями.
На ЛЭП 500 кВ и выше должны устанавливаться устройства АОПН. Отказ от установки устройств АОПН на ЛЭП 500 кВ и необходимость установки устройств АОПН на ЛЭП 330 кВ и ниже должны быть обоснованы расчетами.
На ЛЭП, входящих в сечения, по которым возможен асинхронный режим, должны устанавливаться устройства АЛАР.
На ЛЭП при необходимости (определяется проектными решениями) должны устанавливаться устройства КПР, АРПМ, АОПО, АЛАР неполнофазного режима.
На АТ при необходимости (определяется проектными решениями) должны устанавливаться устройства ФОТ, КПР, АОПО.
На устройствах поперечной компенсации реактивной мощности (ШР, УШР, БСК, СТК) должны устанавливаться устройства их автоматического отключения/включения от устройств АОСН и АОПН.
На энергоблоках ТЭС и АЭС номинальной мощностью 500 МВт и более должны быть предусмотрены импульсная разгрузка турбины (далее - ИРТ), длительная разгрузка турбины (далее - ДРТ), отключение генераторов (далее - ОГ), ФОБ, АЛАР. Необходимость организации ИРТ, ДРТ и установки устройств ОГ, ФОБ, АЛАР на энергоблоках меньшей мощности определяется проектными решениями.
На генераторах ГЭС (ГАЭС) должны быть предусмотрены устройства ОГ, автоматического пуска гидрогенераторов, автоматической загрузки гидрогенераторов, автоматического перевода гидрогенератора из режима синхронного компенсатора в активный режим.
На электростанциях и подстанциях при необходимости (определяется проектными решениями) должны устанавливаться устройства и комплексы ЛАПНУ. Указанные устройства и комплексы должны предусматривать возможность работы в качестве низового устройства ЦСПА.
На ТЭС 25 МВт и выше должна быть предусмотрена ЧДА, действующая на выделение генераторов ТЭС на сбалансированную нагрузку или собственные нужды ТЭС.
На подстанциях и электростанциях, питающих местную нагрузку, должны устанавливаться устройства АЧР, ЧАПВ.
На электростанциях в зависимости от технических требований должны устанавливаться следующие устройства режимной автоматики:
- системы автоматического регулирования частоты и активной мощности генерирующих установок;
- системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ) ГЭС;
- автоматические регуляторы возбуждения синхронных и асинхронизированных генераторов;
- групповые регуляторы напряжения и реактивной мощности (ГРНРМ) генерирующих установок.
На трансформаторах, автотрансформаторах должны быть установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.
На синхронных (асинхронизированных) компенсаторах, статических компенсаторах, управляемых шунтирующих реакторах должны быть установлены автоматические регуляторы напряжения.
На синхронных генераторах и синхронных (асинхронизированных) компенсаторах должны быть установлены устройства автоматического регулирования возбуждения (АРВ) и форсировки (УФ) возбуждения.
Для генераторов мощностью 100 МВт и более и для компенсаторов мощностью 100 Мвар и более следует устанавливать быстродействующие системы возбуждения с АРВ сильного действия или с АРВ, оснащенными системными стабилизаторами (АРВ с PSS).
8.10.9. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами СМПР.
Для регистрации электромеханических переходных процессов на электростанциях установленной мощностью 500 и более МВт, подстанциях напряжением 500 кВ и выше, а в отдельных случаях по требованию системного оператора - на подстанциях 110 - 330 кВ устанавливаются регистраторы системы мониторинга переходных режимов (СМПР) в энергосистеме.
СМПР в автоматическом режиме обеспечивает сбор и обработку в режиме реального времени векторных измерений параметров электроэнергетического режима, синхронизированных по времени с использованием глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС или GPS.
Все параметры должны иметь метки единого астрономического времени, присваиваемые с дискретностью 1 мсек.
СМПР объекта в зависимости от решаемых задач должна предусматривать передачу данных о параметрах электроэнергетического режима:
- в режиме реального времени (on-line) - данные передаются в диспетчерский центр непосредственно с измерительного преобразователя СМПР с циклом 20 мсек по протоколу IEEE C37.118, либо с циклом передачи 1 сек. по протоколу МЭК 104;
- по запросу из диспетчерского центра (off-line) - передача производится с регистратора (коммуникационного сервера) СМПР либо PDC (концентратора данных) объекта по запросу по протоколу ftp.
8.10.10. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами регистрации аварийных событий и процессов.
На электростанциях, транзитных подстанциях 110 кВ и выше должна быть обеспечена регистрация при технологических нарушениях в работе энергосистемы.
При регистрации технологических нарушений должна быть обеспечена запись аварийных событий и процессов в объеме, необходимом для проведения анализа причин возникновения, протекания и ликвидации технологического нарушения в работе ЕЭС России, оборудования и ЛЭП, функционирования систем и устройств релейной защиты и автоматики, оборудования и устройств системы оперативного постоянного тока.
Фиксация времени записи аварийных процессов и событий должна соответствовать точному времени с погрешностью не более 1 мс.
На электростанциях и подстанциях должен быть обеспечен сбор, хранение и передача данных записи аварийных процессов и событий субъектам электроэнергетики и в соответствующие диспетчерские центры.
8.10.11. Требования к вторичным цепям.
Во вторичных цепях должны быть установлены переключающие устройства (испытательные блоки, переключатели, накладки), обеспечивающие возможность вывода/ввода устройств РЗА для оперативного и технического обслуживания.
Устройство РЗА не должно ложно срабатывать при снятии и подаче питания на устройство, а также при возникновении неисправности в цепях оперативного тока.
После перерывов питания любой длительности устройство РЗА должно восстанавливать работоспособность с заданными уставками и алгоритмом функционирования за время не более 30 секунд с момента подачи питания.
8.10.12. Требования к передаче телеметрической информации с объектов электроэнергетики в диспетчерский центр (ДЦ) системного оператора:
8.10.12.1. Детализированный перечень сигналов и измеряемых величин по каждому объекту электроэнергетики, передаваемых в ДЦ, согласовывается с системным оператором.
8.10.12.2. Требования к точности измерений и параметрам передачи телеметрической информации:
- для электрических измерений должны использоваться многофункциональные измерительные преобразователи с классом точности не хуже 0.5S, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов класса точности не хуже 1, а при замене измерительных трансформаторов - не хуже 0.5S; при этом должны обеспечиваться условия сохранения класса точности измерительных трансформаторов в части допустимой нагрузки вторичных цепей;
- передача телеизмерений в ДЦ должна осуществляться в абсолютных значениях измеряемых величин;
- суммарное время на измерение и передачу телеметрической информации (телеизмерений, телесигнализации) с объекта диспетчеризации в ДЦ устанавливается требованиями подсистем системы оперативно-диспетчерского управления, использующих эту информацию, и лежит в пределах 1 - 2 секунды без учета времени обработки в ДЦ;
- протоколы передачи телеметрической информации должны соответствовать рекомендациям Международной электротехнической комиссии и иметь статус Государственного стандарта Российской Федерации. Конкретный тип и реализация протокола должны быть согласованы с системным оператором;
- передача телеметрической информации в ДЦ должна осуществляться без промежуточной обработки (без ретрансляции на промежуточных пунктах);
- телеметрическая информация должна содержать метку точного времени, формируемую на энергообъекте, которая должна передаваться в режимах, протоколами передачи и формулярами их согласования;
- реализация информационного обмена между энергообъектом и ДЦ должна обеспечивать режим передачи телеметрической информации по изменению, периодическую передачу всего объема телеизмерений и телесигнализации по запросу от ДЦ, а также циклическую передачу заданного состава телеизмерений, телесигнализации с настраиваемым циклом передачи информации;
- передача по изменению должна выполняться при изменении параметра на величину, превышающую зону нечувствительности.
8.10.12.3. Требования по организации технологической связи между ДЦ и электростанцией, подстанцией и (или) центром управления сетями.
а) технические требования к технологической связи:
- технологическая сеть связи организована на базе цифровых систем передачи по двум независимым взаиморезервируемым каналам;
- для автоматизированных систем управления, в том числе для передачи телеметрической информации и диспетчерских команд, используются каналы технологической связи с коэффициентом готовности не менее 0,999 с учетом резервирования;
- для систем управления, работающих в автоматическом режиме без участия человека, технологическая связь имеет коэффициент готовности и время восстановления, устанавливаемые требованиями надежности работы этих систем;
- полоса пропускания технологической связи выбирается с условием обеспечения обмена информацией с необходимыми объемами и параметрами обмена, устанавливаемыми требованиями диспетчерской и технологической телефонной связи и систем оперативно-диспетчерского управления.
б) организация диспетчерской и технологической телефонной связи:
- диспетчеру ДЦ системного оператора по каждому направлению передачи команд и ведения оперативных переговоров и оперативному персоналу субъекта электроэнергетики предоставляется полнодоступная резервируемая услуга диспетчерской телефонной связи с возможностью занятия без набора номера основного и резервного телефонного канала в технологической сети связи; предоставляемые диспетчерские телефонные каналы в технологической сети связи субъекта электроэнергетики не заходят на промежуточные АТС. Допускается организация постоянного транзитного соединения каналов и кроссконнекция телефонных каналов в цифровых потоках, а также, в отдельных случаях по согласованию с системным оператором, приоритетное транзитное соединение диспетчерских телефонных каналов не более чем на одной промежуточной АТС;
- оконечным оборудованием диспетчерской телефонной связи являются устройства, обеспечивающие связь без набора номера, при этом осуществляющие запись диспетчерских переговоров с сохранением записей в соответствии с установленным порядком;
- при организации диспетчерской телефонной связи применяются автоматические телефонные станции, сертифицированные для применения в диспетчерской телефонной связи электроэнергетики;
- телефонная связь другого назначения (производственная, технологическая) организовывается как по каналам диспетчерской телефонной связи с приоритетом диспетчера, так и по каналам взаимоувязанных технологических сетей связи, а также по сети связи общего пользования;
- в случае потери диспетчерской телефонной связи предусмотрена возможность использования диспетчером системного оператора и оперативным персоналом субъекта электроэнергетики производственно-технологической телефонной связи с возможностью выхода на телефонную сеть общего пользования и на другие ведомственные телефонные сети путем набора номера.
IX. Оценка необходимых объемов капитальных вложений в сооружение электростанций на 2011 - 2017 годы
Объемы капитальных вложений в сооружение электроэнергетических объектов на перспективу определены в соответствии с намечаемыми вводами и структурой генерирующих мощностей электростанций.
Капитальные вложения представлены в разрезе ОЭС для объектов производственного назначения в базовых российских ценах на 01.10.2010 с использованием справочных материалов.
Оценка необходимых объемов капитальных вложений в строительство АЭС и ТЭС выполнена по укрупненным показателям удельной стоимости строительства групп однотипного оборудования, сформированных в соответствии с принятой шкалой единичной мощности агрегатов.
Капитальные вложения на сооружение ВИЭ и ГЭС рассчитывались исходя из стоимости 3000 долларов/кВт. По ряду объектов ОАО "РусГидро" величина стоимости была скорректирована с учетом материалов инвестиционной программы ОАО "РусГидро" за 2011 - 2013 годы.
Суммарные объемы капиталовложений в развитие электроэнергетики России до 2017 г. оцениваются в 3796,0 млрд. руб., в том числе по объектам генерации 2266,8 млрд. руб. и электрическим сетям 220 кВ и выше 1529,2 млрд. руб.
Необходимые объемы капитальных вложений в строительство электростанций в разрезе ОЭС и типам станций, а также сводные показатели по капитальным вложениям в сооружение электрических сетей 220 кВ и выше представлены в таблице 8.1. В таблице 8.2 представлены сводные показатели по капиталовложениям в объекты электросетевого хозяйства по классам напряжения 220 кВ и выше по ОЭС и ЕЭС России за 2011 - 2017 годы.
Таблица 8.1. Необходимые объемы инвестиций в развитие электроэнергетики России на 2011 - 2017 годы
Таблица 8.2. Сводные показатели по капиталовложениям в объекты электросетевого хозяйства напряжением 220 кВ и выше по ОЭС и ЕЭС России за 2011 - 2017 годы
X. Развитие магистральных и распределительных сетей с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2011 - 2017 годы
Электрические сети, существующие в настоящее время на территории Российской Федерации, в основном обеспечивают условия для поставки и получения мощности и электрической энергии субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии.
Вместе с тем, в электрических сетях остаются нерешенные проблемы, которые снижают техническую и экономическую эффективность функционирования ЕЭС России и приводят к следующему:
- ограничениям передачи мощности в межсистемных сечениях;
- ограничениям выдачи мощности электростанций;
- проблемам с обеспечением требуемой степени надежности выдачи мощности электростанций и электроснабжения потребителей;
- проблемам с регулированием и поддержанием в нормируемых пределах уровней напряжения.
Перечень объектов электросетевого хозяйства (ВЛ и ПС), намечаемых к вводу в 2011 - 2017 годах, сформирован на основании анализа информации по передаче мощности из избыточных регионов в дефицитные, обеспечению энергосистем необходимыми резервами мощности, выбору оптимальных режимов работы электростанций, обеспечению надежной устойчивой работы межсистемных электрических связей, а также рекомендаций и предложений ОАО "СО ЕЭС" и ОАО "ФСК ЕЭС".
При определении объемов вводов объектов электросетевого хозяйства в период до 2014 года за основу приняты инвестиционные программы ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Холдинг МРСК", Программа реновации основных фондов ОАО "ФСК ЕЭС". Для каждого объекта представлена информация по его техническим параметрам, назначению, определены объемы инвестиций, необходимые для его сооружения.
В 2011 - 2017 годах намечается сооружение основных объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих выдачу мощности следующих электростанций:
- АЭС: Балтийской, Калининской, Волгодонской, Балаковской, Северской, Белоярской АЭС-2, Ленинградской АЭС-2;
- ТЭС: Новомосковской, Нижневартовской, Уренгойской, Няганьской, Тюменской ТЭЦ-1, Сургутской ГРЭС-2, ПГУ в Тарко-Сале, Южно-Уральской ГРЭС-2, Яйвинской ГРЭС, Уфимской ТЭЦ-5, Серовской, Троицкой, Ново-Богословской, Ново-Березнековской, Н. Салаватской, Харанорской, ТЭЦ N 12, 21, 26 г. Москва, ГТЭС "Коломенская", Ивановской ПГУ N 2, Костромской ТЭЦ-2, Киришской ГРЭС, ТЭЦ-5 Правобережной, Адлерской ТЭС, Сочинской ТЭЦ, Кудепстинской ТЭС, Джубгинской (Туапсинской) ТЭС, ПГУ на территории Центральной котельной г. Астрахань, Новоростовской ТЭС, Ставропольской ГРЭС, Приобской ГТЭС, Красноярской ТЭЦ-3, Березовской ГРЭС-1, Кузнецкой ТЭЦ, Газовой ТЭС (в г. Усть-Кут), Алтайской ТЭС, Правобережной ТЭС в г. Иркутске, Ново-Зиминской ТЭЦ, Уссурийской ТЭЦ, Автозаводской ТЭЦ, Нижегородской ТЭЦ;
- ГЭС и ГАЭС: Зарамагской ГЭС, Зеленчукской ГЭС-ГАЭС, Загорской ГАЭС-2, Богучанской ГЭС, Нижнебурейской ГЭС.
Развитие электрических сетей 750 кВ предусматривается в европейской части ЕЭС России. В ОЭС Северо-Запада для выдачи мощности Ленинградской АЭС-2 предлагается сооружение заходов ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС - ПС Ленинградская на ОРУ 750 кВ Ленинградской АЭС-2, сооружение новых ВЛ 750 кВ ЛАЭС-2 - ПС Ленинградская и ЛАЭС - ЛАЭС-2. В ОЭС Центра для выдачи мощности Калининской АЭС сооружаются ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Грибово с ПС 750 кВ Грибово, устанавливается вторая АТГ 750/500 кВ на ПС 750 кВ Белозерская.
Сооружение новых линий электропередачи 500 кВ будет связано с необходимостью обеспечения выдачи мощности крупных электростанций (в том числе атомных), усиления основной электрической сети в ОЭС Центра, ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги, ОЭС Урала, ОЭС Сибири и ОЭС Востока, а также развития межсистемных связей.
В период до 2017 года наиболее значимые вводы:
- в ОЭС Центра: две ВЛ 500 кВ Грибово - Дорохово с ПС 500 кВ Дорохово, ВЛ 500 кВ Дорохово - Панино - для выдачи мощности Калининской АЭС, ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС-2 - Елецкая (Борино) - для выдачи мощности Нововоронежской АЭС-2, две ВЛ 500 кВ Загорская ГАЭС-2 - Ярцево с ПС 500 кВ Ярцево - для выдачи мощности Загорской ГАЭС-2, ПС Чагино, Ногинск, Пахра, Трубино - комплексное техническое перевооружение и реконструкция, ПС 500 кВ Каскадная с заходами ВЛ 500 кВ Чагино - Ногинск, ПП 500 кВ Ожерелье с заходами ВЛ 500 кВ Чагино - Михайловская и участком ВЛ 750 кВ отв. Кашира - ПП Ожерелье, ПП 500 кВ Панино с заходами ВЛ 500 кВ Чагино - ПП Ожерелье и ВЛ 500 кВ Каширская ГРЭС - Пахра, ОРУ 220 кВ на ПС 750 кВ Белый Раст с установкой АТ 500/220 кВ - для повышения надежности электроснабжения потребителей Москвы и Московской области, ПС 500 кВ Обнинск с ВЛ 500 кВ Калужская - Обнинск - для повышения надежности электроснабжения потребителей северной части Калужской области;
- в ОЭС Юга: ВЛ 500 кВ Крымская - Центральная - для повышения надежности электроснабжения потребителей юго-западного района энергосистемы Краснодарского края и Республики Адыгея, ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок - для усиления электрической сети ОЭС Юга в направлении Дагестанской и Северокавказской энергосистем, ВЛ 500 кВ Ростовская - Шахты - для повышения надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Ростовской области, ВЛ 500 кВ Ростовская - Андреевская с ПС 500 кВ Андреевская и заходами ВЛ 500 кВ Тихорецк - Кубанская - для повышения пропускной способности сети между энергосистемой Ростовской области и энергосистемой Краснодарского края и Республики Адыгея и усиления питания электрических сетей в районе г. Краснодар, ПС 500 кВ Анапа (Бужора) с питающей ВЛ 500 кВ Кубанская - Анапа и ВЛ 500 кВ Анапа - Андреевская для обеспечения присоединения новых потребителей в юго-западном районе энергосистемы Краснодарского края и Республики Адыгея, ВЛ 500 кВ Невинномысск - РП Новосвободная и ВЛ 500 кВ Новосвободная - Черноморская для усиления питания потребителей Сочинского энергорайона, 2-ая ВЛ 500 кВ Волгодонская АЭС - Тихорецкая и ВЛ 500 кВ Волгодонская АЭС - Ростовская - для выдачи мощности Волгодонской АЭС;
- в ОЭС Средней Волги: ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Курдюм - для повышения надежности электроснабжения потребителей Саратовского энергоузла и г. Саратов; ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Нижегородская - для повышения надежности электроснабжения потребителей Нижегородского энергоузла и г. Нижний Новгород; транзит 500 кВ Балаковская АЭС - Ключики - Пенза-II - для выдачи избытков мощности Балаково-Саратовского энергоузла и повышения надежности электроснабжения потребителей Пензенского энергоузла; ПС 500 кВ Елабуга - для внешнего электроснабжения потребителей СЭЗ "Алабуга" и промышленных потребителей г. Нижнекамск; ПС 500 кВ Радуга-2 - для обеспечения возможности присоединения новых потребителей в Выксунском энергоузле; ПС 500 кВ Казань с заходами ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская - для повышения надежности внешнего электроснабжения потребителей Казанского энергоузла;
- в ОЭС Урала: заходы ВЛ 500 кВ Южная-Шагол на Белоярскую АЭС-2, ПС 500 кВ Исеть с заходами ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС-Козырево (надстройка ОРУ 500 кВ на ПС 220 кВ Каменская), ВЛ 500 кВ Белоярская АЭС-2-Исеть - для выдачи мощности Белоярской АЭС-2; шлейфовый заход ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Шагол на РУ ЮУГРЭС-2 - для выдачи мощности ЮУГРЭС-2; ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Приваловская - для повышения надежности электроснабжения потребителей Кропочево-Златоустовского энергоузла и выдачи мощности Троицкой ГРЭС; заходы ВЛ 500 кВ Ильково-Луговая в ОРУ 500 кВ Няганской ТЭС - для выдачи мощности Няганской ТЭС; ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Магистральная - для выдачи мощности Сургутская ГРЭС-2 и повышения надежности электроснабжения потребителей Сургутского энергорайона; вторая цепь ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Белозерная - для выдачи мощности Нижневартовской ГРЭС; ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ с расширением ПС БАЗ - для повышения надежности электроснабжения потребителей Серово-Богословского энергоузла энергосистемы Свердловской области; ПС 500 кВ Преображенская с заходами ВЛ 500 кВ Газовая - Красноармейская - для повышения надежности электроснабжения потребителей Западного энергорайона Оренбургской области и увеличения пропускной способности межсистемного сечения Запад-Урал; ПС 500 кВ Сосьва с заходами ВЛ 500 кВ Тагил-БАЗ - для повышения надежности электроснабжения потребителей Серово-Богословского и Тагильского энергоузлов энергосистемы Свердловской области; ВЛ 500 кВ Трачуковская - Кирилловская - для повышения надежности электроснабжения потребителей Когалымского и Ноябрьского энергоузлов; ПС 500 кВ Кирилловская с заходами ВЛ 500 кВ СГРЭС-2 - Холмогорская и ВЛ 220 кВ В. Моховая-Когалым - для повышения надежности электроснабжения потребителей Когалымского энергоузла и усиления транзита Сургут - Северные районы Тюменской области; ПС 500 кВ Святогор с заходами ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Магистральная и заходами одной цепи ВЛ 220 кВ Магистральная-КС-5 и заходами ВЛ 220 кВ Магистральная-Правдинская - для повышении надежности электроснабжения электроустановок ОАО "НК "Роснефть"; новая ВЛ 500 кВ Кирилловская-Холмогорская - для повышения надежности электроснабжения потребителей Северных районов Тюменской области;
- в ОЭС Сибири: две ВЛ 500 кВ Богучанская ГЭС - Ангара, ПС 500 кВ Ангара, Ангара - Камала, ВЛ 500 кВ Ангара - Озерная, Богучанская ГЭС - Озерная - для выдачи мощности Богучанской ГЭС, ВЛ 500 кВ Северская АЭС - Томская, ВЛ 500 кВ Северская АЭС - Заря, строительство заходов ВЛ 500 кВ Томская - Парабель на Северскую АЭС - для выдачи мощности Северской АЭС; третья ВЛ 500 кВ Березовская ГРЭС-1 - Итатская - для выдачи мощности Березовской ГРЭС-1; две ВЛ 500 кВ Газовая ТЭС - Усть-Кут, ВЛ 500 кВ Братский ПП - Усть-Кут - для выдачи мощности Газовой ТЭС; ВЛ 500 кВ Алюминиевая - Абакан - Итатская - для повышения надежности электроснабжения Саянского и Хакасского алюминиевых заводов, ПС 500 кВ Кузбасская - для повышения надежности электроснабжения потребителей юга Кузбасса, ПС 500 кВ Енисей - для повышения надежности электроснабжения потребителей г. Красноярск, ПС 500 кВ Восход - для повышения надежности электроснабжения потребителей Омской области, ВЛ 500 кВ Енисей - Итатская, ВЛ 500 кВ Енисей - Камала - для повышение надежности транзита Красноярск-Иркутск; ВЛ 500 кВ Ключи - Гусиноозерская - ПП Петровск-Забайкальский - Чита с переводом на номинальное напряжение 500 кВ, ПП 500 кВ Петровск-Забайкальский, ОРУ 500 кВ на ПС Чита, ПС 500 кВ Гусиноозерская с заходами ВЛ 500 кВ - для повышения пропускной способности транзита Иркутск-Бурятия - Чита; ПС 500 кВ Усть-Кут, ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарск с ПС 500 кВ Нижнеангарская для повышения надежности электроснабжения потребителей Иркутской ЭС и БАМа, ПС 500 кВ Озерная, ВЛ 500 кВ Тайшет - Озерная, ВЛ 500 кВ Братский ПП - Озерная - для электроснабжения Тайшетского алюминиевого завода; ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Чара с ПС 500 кВ Чара - для обеспечения внешнего электроснабжения Удоканского ГОКа и других потребителей зоны БАМ;
- в ОЭС Востока: ВЛ 500 кВ Чугуевка - Лозовая - Владивосток с ПС 500 кВ Лозовая - для повышения надежности электроснабжения потребителей юга Приморского края, ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС - Хабаровская - для повышения пропускной способности межсистемного транзита, ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Амурская (вторая ВЛ) и ВЛ 500 кВ Зейская - Амурская (вторая ВЛ) - для повышения надежности выдачи мощности Бурейской и Зейской ГЭС и обеспечения экспорта мощности и электроэнергии в Китай.
В 2011 - 2017 годах намечается усиление следующих межсистемных сечений путем сооружения новых линий электропередачи напряжением 500 кВ:
- Урал - Средняя Волга, Центр за счет сооружения ВЛ 500 кВ Помары - Удмуртская и ВЛ 500 кВ Газовая - Красноармейская;
- Сибирь - Урал за счет сооружения ВЛ 500 кВ Восход - Ишим (Витязь) - Курган и ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС-Советско-Соснинская;
- Средняя Волга - Юг, Центр за счет сооружения ВЛ 500 кВ Курдюм - Фроловская.
Для выдачи мощности второго энергоблока Ленинградской АЭС-2 предусматривается сооружение передачи постоянного тока (далее - ППТ) напряжением +/- 300 кВ ЛАЭС-2 - Выборг пропускной способностью 1000 МВт. Сооружение этой электропередачи позволит также повысить надежность электроснабжения потребителей г. Санкт-Петербург и северо-западного района Ленинградской области.
Электрическая сеть 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций в западной части ОЭС Центра, в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Юга.
В ОЭС Северо-Запада предусматривается строительство электрической сети напряжением 330 кВ для выдачи первых энергоблоков Ленинградской АЭС-2 и Балтийской АЭС. Продолжается сооружение транзита Колэнерго - Карелэнерго - Ленэнерго. Намечается сооружение ВЛ 330 кВ Лоухи - Путкинская ГЭС - Ондская ГЭС - Петрозаводская - Тихвин. Развитие электрической сети 330 кВ предусматривается также в северной части энергосистемы Мурманской области для электроснабжения Штокманского газоконденсатного месторождения (ШГКМ). Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей Псковской области намечается сооружение ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино.
В ОЭС Центра предусматривается сооружение ВЛ 330 кВ Калининская АЭС - Бежецк с ПС 330 кВ Бежецк (перевод на 330 кВ) - для резервирования собственных нужд и повышения надежности выдачи блока N 1 Калининской АЭС, ПС 330 кВ Тверь с заходами ВЛ 330 кВ Конаковская ГРЭС - Калининская - для обеспечения возможности присоединения новых потребителей Тверского энергоузла.
В ОЭС Юга предусматривается сооружение ВЛ 330 кВ Зеленчукская ГЭС-ГАЭС - Черкесск для выдачи мощности Зеленчукской ГЭС-ГАЭС, ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 для усиления электрической сети 330 кВ в направлении Северокавказской и Дагестанской энергосистем и заходов ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 на Зарамагскую ГЭС для выдачи ее мощности, сооружение ВЛ 330 кВ Моздок - Артем с ПС 330 кВ Артем и заходами ВЛ 330 кВ Чирюрт - Махачкала, что позволит повысить пропускную способность электрической сети 330 кВ между Дагестанской энергосистемой и остальной частью ОЭС Юга и надежность экспорта в Азербайджан, сооружение ВЛ 330 кВ Ирганайская ГЭС - Чирюрт повысит надежность работы основной электрической сети 330 кВ энергосистемы Республики Дагестан и надежность выдачи мощности Ирганайской ГЭС, ВЛ 330 кВ Артем - Дербент повысит пропускную способность связей с Азербайджаном для обеспечения экспорта, строительство новой ПС 330 кВ в Чеченской энергосистеме с заходами ВЛ 330 кВ Моздок - Артем повысит надежность электроснабжения потребителей, сооружение новых ПС 330 кВ Кисловодск, Кизляр, Алагир и ВЛ 330 кВ для присоединения их к энергосистеме также повысит надежность электроснабжения потребителей ОЭС Юга в зоне влияния этих подстанций.
Начиная с 2012 года предполагается объединение на параллельную работу ОЭС Сибири и ОЭС Востока за счет установки вставок несинхронной связи (ВНС) проходной мощностью +/- 200 МВт на ПС 220 кВ Могоча (ОЭС Сибири) и на ПС 220 кВ Хани с подвеской второй цепи ВЛ 220 кВ Тында - Чара (Амурская энергосистема).
Основные тенденции в развитии электрических сетей 220 кВ будут состоять в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростанций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также энергосистемах Архангельской области и Республики Коми электрические сети 220 кВ будут выступать в качестве основной электрической сети.
В ОЭС Северо-Запада предполагается сооружение вторых ВЛ 220 кВ на одноцепном транзите Печерская ГРЭС - Ухта - Микунь - Заовражье.
В ОЭС Центра значительное усиление электрической сети 220 кВ предусматривается в районе г. Москва.
В ОЭС Юга развитие электрической сети 220 кВ предусматривается для выдачи мощности Адлерской, Джубгинской, Кудепстинской и Новоростовской ТЭС, а также для повышения надежности электроснабжения потребителей (ВЛ 220 кВ Тихорецкая - Витаминкомбинат), питания крупных предприятий и нагрузочных узлов: ВЛ 220 кВ РП Волгодонск - ГОК и перевод на номинальное напряжение ВЛ Заливская - ГОК для электроснабжения ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий", ПС 220 кВ Игорная зона с ВЛ 220 кВ Игорная зона - Ростовская и ВЛ 220 кВ Игорная зона - Староминская для внешнего электроснабжения Игорной зоны "Азов-сити", ПС 220 кВ Бужора с заходами ВЛ 220 кВ Кубанская - Вышестеблиевская для обеспечения присоединения новых потребителей, 2-цепная ВЛ 220 кВ Кубанская - АЭМЗ к ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Кубанская для электроснабжения ООО "Абинский электрометаллургический завод", ПС 220 кВ Цементная с ВЛ 220 кВ Цементная - Кирилловская и ВЛ 220 кВ Кубанская - Кирилловская для внешнего электроснабжения Верхнебаканского цементного завода, ПС 220 кВ НПС-7 с заходами ВЛ 220 кВ Брюховецкая - Витаминкомбинат для электроснабжения ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум-Р" и т.д.
В ОЭС Средней Волги развитие электрической сети 220 кВ, в основном, предусматривается в Нижегородском энергоузле (ВЛ 220 кВ Нижегородская - Борская, Борская - Семеновская, Семеновская - Узловая), Нижнекамском энергоузле (ВЛ 220 кВ для внешнего электроснабжения НХ и НПЗ в г. Нижнекамск), а также для усиления связей между Нижнекамским и Казанским энергоузлами (ВЛ 220 кВ Елабуга - Центральная). Кроме этого предусматривается локальное развитие электрической сети 220 кВ в остальных энергосистемах ОЭС Средней Волги.
В ОЭС Урала намечается ввод заходов ВЛ 220 кВ БАЭС-Окуневская на Белоярскую АЭС-2, заходы одной цепи ВЛ 220 кВ БАЭС-Каменская на Белоярскую АЭС-2 - для выдачи мощности Белоярской АЭС-2; двухцепная ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная 3, 4 цепь - для выдачи мощности Яйвинской ГРЭС; заходы ВЛ 220 кВ Сосьва - Краснотурьинск на Серовскую ГРЭС - для выдачи мощности Серовской ГРЭС; заход ВЛ 220 кВ Ашкадар-Самаровка на Н. Салаватскую ТЭЦ, ВЛ 220 кВ Н. Салаватская ТЭЦ-Ашкадар - для выдачи мощности Н. Салаватской ТЭЦ; строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ, отходящих от Уренгойской ГРЭС, с подключением к ВЛ 220 кВ Тарко-Сале - Уренгой и образованием ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС-Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ в габаритах 500 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой, двухцепной ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС-Уренгой с использованием участка ВЛ 110 кВ (в габаритах 220 кВ) Уренгой - Муяганто-1, 2 - для выдачи мощности Уренгойской ГРЭС и повышения надежности электроснабжения Северного и Ноябрьского энергорайонов; ВЛ 220 кВ Бузулукская-Куйбышевская (2-я цепь) - для повышения надежности электроснабжения Бузулукского энергорайона энергосистемы Оренбургской области; ВЛ 220 кВ Лебяжье-Дубники - для повышения надежности электроснабжения потребителей Южного энергорайона энергосистем Кировской области и Республик Марий ЭЛ ОЭС Средней Волги.
В ОЭС Сибири намечается ввод ВЛ 220 кВ Татаурово - Горячинская - Баргузин, ПС 220 кВ Горячинская, ПС 220 кВ Баргузин - для электроснабжения курортной зоны на о. Байкал; ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Бугдаинская - Быстринская - для электроснабжения ГОКов; ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово корыто - Сухой Лог - Мамакан - для электроснабжения месторождений золота "Сухой Лог" и "Чертово Корыто"; две одноцепные ВЛ 220 кВ (Усть-Кут) Якурим - Киренская с ПС 220 кВ Киренская, две одноцепные ВЛ 220 кВ Киренская - НПС-8, ВЛ 220 кВ БПП - НПС-3, ВЛ 220 кВ НПС - 2 - НПС-3, отпайки от двух ВЛ 220 кВ НПС 8 - НПС 10 с ПС 220 кВ при НПС-2, 3, 5, 6, 7, 8, 9 - для внешнего электроснабжения НТС ВСТО-1.
В ОЭС Востока намечается объединение Южного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) за счет сооружения двухцепной ВЛ 220 кВ Томмот - Майя.
Для обеспечения внешнего электроснабжения нефтяной трубопроводной системы Восточная Сибирь - Тихий океан (НТС ВСТО) намечается сооружение:
- трех ПС НПС N 16, 18, 19 - в Южно-Якутском энергорайоне;
- пяти ПС НПС N 20, 23, 24, 26, 27 - в энергосистеме Амурской области;
- пяти ПС НПС N 29, 30, 32, 34, 36 - в энергосистеме Хабаровского края;
- трех ПС НПС N 38, 40, 41 - в энергосистеме Приморского края;
- пяти ПС НПС N 10 - 13, 15 - в западном энергорайоне энергосистемы Республики Саха (Якутия).
Объединение Западного и Южного энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) намечается путем сооружения ВЛ 220 кВ Ленск - НПС-14 - НПС-15 - НПС-16 с установкой вставки несинхронной связи (ВНС) на ПС 220 кВ Олекминск.
Для обеспечения электроснабжения объектов саммита АТЭС предусмотрено сооружение ЛЭП 220 кВ Зеленый Угол - Русская (Поспелово) с ПС 220 кВ Русская (Поспелово), ПС 220 кВ Патрокл, ВЛ 220 кВ Владивосток - Зеленый Угол, ВЛ 220 кВ ВТЭЦ-2 - Зеленый Угол - Волна с ПС 220 кВ Зеленый Угол.
Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию магистральных и распределительных сетей с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности на 2011 - 2017 годы приведен в приложении N 11 (не приводится).
Карты-схемы размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций по ОЭС ЕЭС России на 2011 - 2017 годы (с выделением энергосистем Москвы и Московской области; Санкт-Петербурга и Ленинградской области; Краснодарского края и Республики Адыгея; Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры) представлены в разделе XI.
Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ представлены в приложении N 12 (не приводится).
XI. Схема развития ЕЭС России
Схема развития ЕЭС России состоит из следующих карт-схем:
1. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Северо-Запада на 2011 - 2017 годы.
2. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 2011 - 2017 годы (по городу Санкт-Петербург).
3. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 2011 - 2017 годы (по Ленинградской области).
4. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Центра на 2011 - 2017 годы.
5. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Москвы и Московской области на 2011 - 2017 годы.
6. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Средней Волги на 2011 - 2017 годы.
7. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Юга на 2011 - 2017 годы.
8. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Краснодарского края и Республики Адыгея на 2011 - 2017 годы.
9. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Урала на 2011 - 2017 годы.
10. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Тюменской области, Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на 2011 - 2017 годы.
11. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Сибири на 2011 - 2017 годы.
12. Карта-схема размещения линий электропередач, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций ОЭС Востока на 2011 - 2017 годы.
Карта-схема
размещения линий электропередачи, подстанций напряжением
220 кВ и выше и электростанций ОЭС Северо-Запада
на 2011 - 2017 годы (не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы
Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 2011 - 2017
годы (по г. Санкт-Петербург) (не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций
напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы
Санкт-Петербурга и Ленинградской области на 2011 - 2017
годы (по Ленинградской области) (не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций напряжением
220 кВ и выше и электростанций ОЭС Центра на 2011 - 2017
годы (не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций напряжением
220 кВ и выше и электростанций энергосистемы г. Москвы
и Московской области на 2011 - 2017 годы (не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций напряжением
220 кВ и выше и электростанций энергосистемы г. Москвы
и Московской области на 2011 - 2017 годы (не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема размещения линий электропередач,
подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций
ОЭС Средней Волги на 2011 - 2017 годы
(не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций напряжением
220 кВ и выше и электростанций ОЭС Юга на 2011 - 2017 годы
(не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций напряжением
220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Краснодарского
края и Республики Адыгея на 2011 - 2017 годы
(не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций напряжением
220 кВ и выше и электростанций ОЭС Урала на 2011 - 2017
годы (не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций напряжением
220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Тюменской
области, Ямало-Ненецкого автономного округа,
Ханты-Мансийского автономного округа - Югра
на 2011 - 2017 годы (не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций напряжением
220 кВ и выше и электростанций ОЭС Сибири на 2011 - 2017
годы (не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Карта-схема
размещения линий электропередач, подстанций напряжением
220 кВ и выше и электростанций ОЭС Востока на 2011 - 2017
годы (не приводится) <*>
<*> Карта-схема не приводится.
Приложение N 1
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2011 - 2017 годы
ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ ПО ОЭС И ЕЭС РОССИИ НА 2011 - 2017 ГОДЫ
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Северо-Запада, млрд. кВтч
Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением.
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Центра, млрд. кВтч
Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением.
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Средней Волги, млрд. кВтч
Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением.
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Юга, млрд. кВтч
Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением.
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Урала, млрд. кВтч
Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением.
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Сибири, млрд. кВтч
Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением.
Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС Востока, млрд. кВтч
<*> Без учета Николаевского э/у.
<**> С учетом Николаевского э/у.
Примечание: показатели электропотребления приведены с округлением.
Приложение N 2
к схеме и программе развития
Единой энергетической системы
России на 2011 - 2017 годы