Об утверждении схемы и программы «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2018 - 2022 годы

April 27, 2017 Россия legal_document

Полный текст размещён на сайте публикующей организации. lawenc.com индексирует метаданные и ведёт на официальный источник.

Все документы региона «Алтайский край»

Полный текст

УКАЗ

ГУБЕРНАТОРА АЛТАЙСКОГО КРАЯ

Утратил силу - Указ Губернатора Алтайского края

от 28.04.2018 г. № 61

Об утверждении схемы и программы

«Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2018 - 2022 годы

(В редакции Указа Губернатора Алтайского края

от 23.05.2017 г. № 59)

Во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» постановляю:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2018 - 2022 годы.

2. Признать указ Губернатора Алтайского края от 22.06.2016 № 64 «Об утверждении схемы и программы «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2017 - 2021 годы» утратившим силу с 01.01.2018.

3. Настоящий указ вступает в силу с 01.01.2018.

Губернатор Алтайского краяА.Б. Карлин

г. Барнаул

28 апреля 2017 года

№ 43

УТВЕРЖДЕНЫ

указом Губернатора

Алтайского края

от 28.04.2017 № 43

СХЕМА И ПРОГРАММА

«Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2018 - 2022 годы

I. Введение

Основанием для разработки схемы и программы «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2018 - 2022 годы являются:

Федеральный закон от 31.03.1999 № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации»;

Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»;

Федеральный закон от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении»;

постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;

постановление Правительства Российской Федерации от 15.05.2010 № 340 «О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности».

Схема и программа включают обоснование оптимальных направлений развития электрических сетей Алтайской энергосистемы для обеспечения гарантированного электроснабжения потребителей и эффективного функционирования электрических сетей на период до 2022 года с учетом динамики спроса на электрическую мощность, перспектив строительства электрогенерирующих мощностей энергосистемы, а также обоснование направлений развития генерирующих источников, в том числе источников когенерации.

Схема и программа сохраняют преемственность и взаимосвязь со следующими документами стратегического планирования:

проекта приказа Министерства энергетики Российской Федерации «Об утверждении Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы»;

законом Алтайского края от 21.11.2012 №86-ЗС «Об утверждении стратегии социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года»;

постановлением Администрации Алтайского края от 10.11.2008 № 474 «Об энергетической стратегии Алтайского края на период до 2020 года»;

указом Губернатора Алтайского края от 22.06.2016 № 64 «Об утверждении схемы и программы «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2017 - 2021 годы»;

схемой территориального планирования Алтайского края, утвержденной постановлением Администрации края от 30.11.2015 № 485, и документами территориального планирования муниципальных образований;

годовыми отчетами филиала АО «Системный оператор Единой энергетической системы» ОДУ Сибири за 2015 - 2016 годы;

комплексной программой развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Алтайского края на 5-летний период 2017 - 2021 годов филиала ПАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири» – «Алтайэнерго» (далее – Алтайэнерго), утвержденной директором Алтайэнерго;

Схема и программа «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2018 - 2022 годы разработаны в соответствии с Методическими рекомендациями по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период, принятыми по итогам совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (федерального штаба) от 09.11.2010 № АШ-369 пр., и проектом типового макета схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период, подготовленным Минэнерго России.

II. Общая характеристика региона

Алтайский край расположен на юго-востоке Западной Сибири в 3419 км от Москвы. Территория региона составляет 168 тыс. кв. км, по площади он занимает 24-е место в Российской Федерации и 10-е место в Сибирском федеральном округе.

Алтайский край граничит с 3 субъектами Российской Федерации: на севере - с Новосибирской областью, на востоке - с Кемеровской областью, на юго-востоке - с Республикой Алтай. На юго-западе и западе Алтайского края проходит государственная граница между Российской Федерацией и Республикой Казахстан, протяженность которой составляет 843,6 км.

Климат умеренный, резко континентальный, формируется в результате частой смены воздушных масс, поступающих из Атлантики, Арктики, Восточной Сибири и Средней Азии.

Абсолютная годовая амплитуда температуры воздуха достигает 90 - 95о С.

Преобладание малооблачной погоды обеспечивает значительный приток солнечной радиации. Продолжительность солнечного сияния составляет в среднем 2000 - 2300 часов в год, количество суммарной радиации достигает 4500 - 4800 МДж/кв. м в год.

Среднегодовые температуры - положительные, 0,5 - 2,1 оС. Средние максимальные температуры июля от +26 до +28 оС. Средние минимальные температуры января от -20 до -24 оС, абсолютный зимний минимум от -50 до -55оС. Безморозный период продолжается около 120 дней.

Благодаря наличию горного барьера на юго-востоке региона господствующий западно-восточный перенос воздушных масс приобретает юго-западное направление. В летние месяцы часты северные ветры. В 20 - 45 % случаев скорость ветров юго-западного и западного направлений превышает 6 м/с. В степных районах края с усилением ветра связано возникновение суховеев (до 8 - 20 дней в году). В зимние месяцы в периоды с активной циклонической деятельностью в регионе повсеместно отмечаются метели, которые повторяются 30 - 50 дней в году.

Снежный покров устанавливается в среднем во второй декаде ноября, разрушается в первой декаде апреля. Высота снежного покрова составляет в среднем 40 - 60 см, в западных районах уменьшается до 20 - 30 см и до полного сдувания снега. Глубина промерзания почвы 50 - 80 см, на оголенных от снега степных участках возможно промерзание на глубину 2 - 2,5 м.

Главные реки: Обь, Бия, Катунь, Алей, Чарыш. Суммарный их поверхностный сток составляет 53,5 кубических км в год. На территории региона протекают 17085 рек общей протяженностью 51004 км, из них 16309 - длиной менее 10 км, 776 - длиной более 10 км (в том числе 32 реки протяженностью более 100 км, из них 3 - более 500 км).

Главная водная артерия - река Обь – длина которой в пределах региона составляет 493 км, образуется от слияния рек Бии и Катуни. Ее крупнейшие притоки (длиной более 500 км): реки Алей, Чарыш и Чумыш.

На территории региона имеются месторождения бурого угля, железных, полиметаллических и никель-кобальтовых руд, бокситов, коренного и россыпного золота, минеральных солей (сульфата натрия и магния, поваренной соли, природной соды), цементного сырья, гипса, облицовочных и цветных камней, лечебных грязей, минеральных и питьевых подземных вод.

Наиболее значимыми для экономики региона видами полезных ископаемых в настоящее время являются полиметаллические руды, золото и сульфат натрия.

Приоритеты развития минерально-сырьевой базы золота связаны с перспективной сырьевой базой коренного золота, прогнозные ресурсы которого составляют 670,6 тоны.

Выявлено и разведано одно месторождение бурого угля - Мунайское - с балансовыми запасами в 26,5 млн. тонн.

В структуре валового регионального продукта существенно преобладают доли промышленности, сельского хозяйства, торговли. Эти виды деятельности формируют 53,6 % общего объема ВРП. Экономическому росту в крае способствуют благоприятный предпринимательский климат и повышение деловой активности бизнеса, развитие общественной, транспортной и инженерной инфраструктуры.

Современная структура промышленного комплекса характеризуется высокой долей обрабатывающих производств (свыше 80 % в объеме отгруженных товаров). Ведущими видами экономической деятельности в промышленности являются производство пищевых продуктов, машиностроительной продукции (вагоно-, котло-, дизелестроение, сельхозмашиностроение, производство электрооборудования), кокса, резиновых и пластмассовых изделий, а также химическое производство. В течение последних лет темпы развития промышленности региона опережают общероссийские: объем производства за 2007 - 2016 годы возрос в 1,6 раза (по России - на 17,2 %).

Алтайский край является крупнейшим производителем экологически чистого продовольствия в стране. По итогам 2016 года в регионе произведено около 22 % общероссийского объема крупы, в том числе более 41 % крупы гречневой; 19 % сыворотки сухой; около 11 % муки из зерновых и зернобобовых культур; 14,4 % сыров и продуктов сырных, в том числе около 27 % сыров твердых; около 10 % макаронных изделий; 7,4 % масла сливочного.

Алтайский край занимает 1-е место в Российской Федерации по посевной площади зерновых и зернобобовых культур. В 2016 году их урожай превысил 5,2 млн. тонн (в первоначально оприходованном весе). Достигнут наивысший показатель за всю историю выращивания гречихи в регионе - 709 тыс. тонн. Алтайский край - единственный от Урала до Дальнего Востока регион, выращивающий сахарную свеклу: в 2016 году по ее производству получен один из самых высоких показателей – 1,1 млн. тонн.

По объему производства продуктов животноводства среди субъектов Российской Федерации Алтайский край традиционно занимает высокие позиции. По оперативным данным на 31 декабря 2016 года поголовье крупного рогатого скота составило 795 тыс. голов, в том числе коров – более 340 тыс. голов. Производством молока в регионе занимаются более 430 хозяйств. За 12 месяцев 2016 года надой на корову в сельскохозяйственных организациях составил 4746 кг (+ 219 кг к 2015 году) За январь-декабрь 2016 года в хозяйствах всех категорий объем производства молока превысил 1,4 млн. тонн, скота и птицы на убой (в живом весе) получено около 317 тыс. тонн. В крае произведено более 1 млрд. 120 млн. яиц. В рейтинге регионов России край входит в тройку лидеров по объемам производства молока и высококачественной говядины.

Алтайский край находится на пересечении трансконтинентальных транзитных грузовых и пассажирских потоков, в непосредственной близости к крупным сырьевым и перерабатывающим регионам. По территории региона проходят автомагистрали, соединяющие Россию с Монголией, Казахстаном, железная дорога, связывающая Среднюю Азию с Транссибирской магистралью, международные авиалинии. Существуют 2-е федеральные трассы М52 (Р265) и A349 (А322). Суммарная длина автомобильных дорог общего пользования составляет 55,561 тыс. км; по этому показателю регион занимает 1-е место в Российской Федерации. Выгодное географическое положение Алтайского края и его высокая транспортная доступность открывают широкие возможности для установления прочных экономических и торговых связей межрегионального и международного уровней.

Пассажирский транспорт общего пользования обслуживает 78 % всех населенных пунктов Алтайского края. Электротранспорт работает в городах Барнауле, Бийске и Рубцовске.

Энергетика имеет важное значение для экономики региона. Для производства электрической энергии используются тепловые электростанции, работающие на углях Кузнецкого, Канско-Ачинского бассейнов, месторождений Хакасии. Котельные в Алтайском крае в качестве топлива используют уголь, мазут и газ.

Регион имеет достаточно развитую сеть железных дорог. Эксплуатационная длина железнодорожных путей на конец 2016 года составляла 2104 км, в том числе железнодорожных путей общего пользования - 1452 км и железнодорожных путей промышленных предприятий - 652 км. Преобладают магистрали федерального значения, использующиеся для межрегиональных и транзитных перевозок. Железнодорожное сообщение имеют более половины административных районов края. ОАО «РЖД» имеет в регионе свой филиал – Западно-Сибирскую железную дорогу.

Самой протяженной железнодорожной линией является линия «Новосибирск - Барнаул – Семипалатинск», по которой осуществляются транзитные перевозки грузов из восточных районов России в Среднюю Азию. По Южно-Сибирской магистрали идут транзитные потоки грузов в западные районы страны. Самые крупные железнодорожные станции региона: Алейская, Алтайская, Барнаул, Бийск, Рубцовск.

В административном центре г. Барнауле есть международный аэропорт, из которого происходит воздушное сообщение с 30 городами в других субъектах Российской Федерации и за рубежом.

Жилищный фонд за последнее пятилетие интенсивно развивался. Общая площадь жилых помещений в регионе на начало 2017 года составила 53,7 млн. кв. м, в том числе 28,1 млн. кв. м - городской жилищный фонд.

Рекреационный потенциал в сочетании с благоприятным климатом юга Западной Сибири, богатое историко-культурное наследие предоставляют возможность для развития разнообразных видов туризма и спортивно-развлекательного отдыха. Регион также обладает уникальными природными лечебными ресурсами, необходимыми для строительства санаторно-курортных комплексов, и является одним из крупнейших в России центров индустрии здоровья. Более половины его городов и районов стали зонами активного туризма.

Политика региона направлена на формирование максимально выгодных условий для привлечения инвестиций: совершенствование форм государственной поддержки бизнеса, развитие инфраструктуры (транспортной, энергетической), укрепление экономических позиций, обеспечение законных прав собственников, общественное обсуждение нормативных правовых актов в сфере инвестиций и предпринимательской деятельности.

Таким образом, существуют все предпосылки для развития электроэнергетики на перспективу 2018 - 2022 годов.

III. Анализ существующего состояния электроэнергетики

Алтайского края за 2011 - 2016 годы

3.1.Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Алтайского края

3.1.1. Характеристика энергорайонов энергосистемы Алтайского края

Энергосистема региона условно поделена на четыре энергорайона:

Барнаульский;

Бийский, включающий город Белокуриху и Республику Алтай;

Кулундинский;

Рубцовский.

Барнаульский энергорайон

Внешнее электроснабжение Барнаульского энергорайона осуществляется от ПС 500 кВ Барнаульская. По сети 500 кВ ПС 500 кВ Барнаульская имеет связи с переключательным пунктом ПС 1150 кВ Алтай, ПС 500 кВ Новокузнецкая, ПС 500 кВ Рубцовская:

ВЛ 500 кВ Алтай - Барнаульская № 1;

ВЛ 500 кВ Алтай - Барнаульская № 2;

ВЛ 500 кВ Барнаульская - Рубцовская;

ВЛ 500 кВ Новокузнецкая - Барнаульская.

На ПС 500 кВ Барнаульская установлены две группы однофазных АТ номинальным напряжением 500/230/11 кВ.

По сети 220 кВ ПС 500 кВ Барнаульская связана с основными системообразующими ПС 220 кВ Барнаульского энергорайона ПС 220 кВ Чесноковская, ПС 220 кВ Власиха и ПС 220 кВ Светлая.

Кулундинский энергорайон

Внешнее электроснабжение Кулундинского энергорайона осуществляется по протяженным транзитным линиям электропередачи 220 - 110 кВ, связывающим его с Барнаульским и Рубцовским энергорайонами. Основной опорной ПС Кулундинского энергорайона является ПС 220 кВ Урываево, которая обслуживается ОАО «РЖД».

Бийский энергорайон

Внешнее электроснабжение Бийского энергорайона осуществляется от ПС 500 кВ Барнаульская и ПС 220 кВ Чесноковская по ВЛ 220 кВ Барнаульская - Бийская (протяженность 167 км) и ВЛ 220 кВ Чесноковская - Троицкая (протяженность 76 км), ВЛ 220 кВ Троицкая - Бийская (протяженность 60 км). ПС 220 кВ Бийская - основная ПС Бийского энергорайона.

Рубцовский энергорайон

Внешнее электроснабжение Рубцовского энергорайона осуществляется от ПС 500 кВ Рубцовская. По сети 500 кВ ПС 500 кВ Рубцовская имеет связи с ПС 500 кВ Барнаульская, энергообъектами Республики Казахстан - ПС 500 кВ Усть-Каменогорская и Аксуская ГРЭС (Ермаковская ГРЭС):

ВЛ 500 кВ Барнаульская - Рубцовская;

ВЛ 500 кВ Рубцовская - Усть-Каменогорская;

ВЛ 500 кВ ЕЭК - Рубцовская (ВЛ-552).

На ПС установлены две группы однофазных АТ с номинальным напряжением 500/230/11 кВ.

В Рубцовском энергорайоне расположены две ПС 220 кВ - ПС 220 кВ Южная и ПС 220 кВ Горняк, связанные двухцепными ВЛ 220 кВ с ПС 500 кВ Рубцовская:

ВЛ 220 кВ Рубцовская - Южная I цепь;

ВЛ 220 кВ Рубцовская - Южная II цепь;

ВЛ 220 кВ Рубцовская - Горняк I цепь;

ВЛ 220 кВ Рубцовская - Горняк II цепь.

3.1.2. Генерирующие компании

Установленная мощность объектов генерации Алтайского края на конец 2016 года составляла 1544,1 МВт, а выработка электроэнергии – 75 % от общего потребления.

По состоянию на конец 2016 года функционировали 24 крупных и средних предприятия по производству, передаче и распределению электроэнергии и тепла с суммарной установленной электрической мощностью 1544,1 МВт и тепловой мощностью 6252,01 Гкал/ч.

Основным производителем электрической и тепловой энергии в Алтайском крае является группа компаний управляемая ООО «Сибирская генерирующая компания» (далее - группа «СГК»), представленная следующими организациями: АО «Барнаульская генерация», АО «Барнаульская ТЭЦ-3», АО «Барнаульская теплосетевая компания», АО «Барнаульская тепломагистральная компания». Суммарная установленная мощность объектов генерации этих обществ на 31.12.2016 составляла: электрическая - 720,00 МВт, тепловая – 3037,00 Гкал/ч. Также группа «СГК» располагает генерирующими мощностями в Республиках Тыва и Хакасия, Красноярском крае, Кемеровской области.

В течение 2016 года, кроме группы «СГК» деятельность по производству электрической и тепловой энергии вели следующие предприятия: АО «Бийскэнерго», ОАО «Алтай-Кокс», ООО «Инвести-ционно-девелоперская компания» (далее – ООО «ИДК»), МУП «Рубцовские тепловые сети», МУП «ЯТЭК», ОАО «Кучуксульфат», ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго», ОАО «Черемновский сахарный завод», ООО «ПрогрессАгроПром».

АО «Барнаульская генерация» (группа «СГК»)

Организация находится в г. Барнауле. Основные виды деятельности:

производство электрической и тепловой энергии;

продажа и покупка электрической энергии и мощности, тепловой энергии;

передача и распределение тепловой энергии;

распределение воды.

Генерирующим активом организации является Барнаульская ТЭЦ-2, расположенная в Октябрьском районе г. Барнаула. Она снабжает электрической и тепловой энергией жилищно-коммунальный сектор. От ТЭЦ также получают тепло промышленные потребители г. Барнаула: ЗАО «Комбинат химических волокон имени И.И. Юшкиной», ОАО «ПО «Алтайский моторный завод», ОАО «ПО «Алтайский шинный комбинат», ООО «Барнаул РТИ» и другие.

Установленная мощность Барнаульской ТЭЦ-2 на 31.12.2016 составляла: электрическая - 275 МВт, тепловая – 1087,00 Гкал/ч. В качестве основного топлива используется каменный уголь. В 2002 году на природный газ был переведен котлоагрегат № 9.

АО «Барнаульская ТЭЦ-3» (группа «СГК»)

Организация находится в г. Барнауле. Основные виды деятельности:

производство электрической и тепловой энергии;

продажа и покупка электрической энергии и мощности, тепловой энергии;

передача и распределение тепловой энергии;

распределение воды.

Генерирующим активом организации является Барнаульская ТЭЦ-3, находящаяся в Индустриальном районе г. Барнаула. ТЭЦ обеспечивает электрической и тепловой энергией предприятия Власихинского промышленного узла и жилищно-коммунальный сектор.

Установленная мощность Барнаульской ТЭЦ-3 на 31.12.2016 составляла: электрическая - 445 МВт, тепловая - 1450 Гкал/ч, в том числе турбоагрегатов - 720 Гкал/ч. Станция работает на буром угле. На газ переведены четыре из семи водогрейных котлов.

АО «Барнаульская тепломагистральная компания» (группа «СГК»)

Организация находится в г. Барнауле. Основные виды деятельности:

производство тепловой энергии;

передача и распределение тепловой энергии;

реализация тепловой энергии;

распределение воды.

Генерирующим активом организации является РВК, которая снабжает горячей водой жилищно-коммунальный сектор г. Барнаула.

Установленная тепловая мощность РВК на 31.12.2016 составляла 500 Гкал/ч. Основные виды топлива: природный газ, мазут.

АО «Бийскэнерго» (АО «СИБЭКО», г. Новосибирск)

Организация находится в г. Бийске. Основной вид деятельности – производство электроэнергии и тепловой энергии тепловыми электростанциями. Генерирующим активом компании является ТЭЦ, расположенная в г. Бийске. Установленная мощность ТЭЦ на 31.12.2016 составляла: электрическая - 505 МВт, тепловая - 1089 Гкал/ч, в том числе турбоагрегатов - 981 Гкал/ч. В качестве топлива используется каменный уголь. ТЭЦ обеспечивает теплом и электроэнергией население и промышленные предприятия г. Бийска.

ОАО «Алтай-Кокс»

Организация находится в г. Заринске, производит кокс и химическую продукцию, располагает собственной ТЭЦ, обеспечивающей потребности в электроэнергии и тепле предприятия, а также энергопотребителей г. Заринска.

Установленная мощность станции на 31.12.2016 составляла: электрическая - 200 МВт, тепловая - 1321 Гкал/ч, в том числе турбо- агрегатов - 466 Гкал/ч. В качестве топлива используются газ горючий коксовый, горючая смесь, мазут топочный.

ООО «ИДК»

Организация зарегистрирована в г. Москве. Основным видом деятельности предприятия является производство на ТЭЦ предприятия электрической и тепловой энергии в режиме комбинированной выработкой и обеспечением энергоресурсами потребителей г. Рубцовска. В собственности ООО «ИДК» находится Рубцовская ТЭЦ, до 2012 года принадлежавшая ООО «Рубцовская теплоэлектроцентраль».

Установленная мощность станции на 31.12.2016 составляла:

электрическая - 18 МВт, тепловая - 141 Гкал/ч (по турбогенераторам).

В качестве топлива на ТЭЦ используются уголь каменный, мазут топочный.

Оставшиеся генерирующие мощности в объемах 30 МВт и 224 Гкал/ч имущественного комплекса Рубцовской ТЭЦ ООО «ИДК» выведены из эксплуатации с 01.11.2013.

МУП «Рубцовские тепловые сети» передано в аренду принадлежащее г. Рубцовску имущество ЮТС. Установленная тепловая мощность ЮТС на 31.12.2015 составляла 267 Гкал/ч. С 04.08.2016 указанное имущество вместе с тепловыми сетями и другими муниципальными котельными передано в аренду Обособленному структурному подразделению «Рубцовские тепловые сети» АО «Барнаульская тепломагистральная компания» (далее ОСП РТС АО «БТМК»).

Потребности г. Рубцовска в тепловой энергии обеспечиваются на 60 % Рубцовской ТЭЦ, на 36 % - ЮТС, на 4 % – муниципальными котельными.

МУП «ЯТЭК»

Организация находится в г. Яровое. Основным видом деятельности предприятия является производство на ТЭЦ электрической и тепловой энергии в режиме комбинированной выработки и обеспечением энергоресурсами потребителей г. Яровое. ТЭЦ является собственностью МО г. Яровое и передана в хозяйственное ведение МУП «ЯТЭК», ранее ТЭЦ принадлежала ОАО «Алтайские гербициды».

Установленная мощность ТЭЦ на 31.12.2016 составляла: электрическая - 24 МВт, тепловая - 276,7 Гкал/ч. В качестве основного топлива на ТЭЦ используется каменный уголь Кузнецкого бассейна, в качестве растопочного топлива - мазут.

ОАО «Кучуксульфат»

Организация находится в р.п. Степное Озеро Благовещенского района. Она осуществляет производство химической продукции, в основном сульфата натрия, и располагает собственной ТЭЦ, которая обеспечивает потребности предприятия в электроэнергии и тепле, а потребности р.п. Степное Озеро в части теплоснабжения.

Установленная мощность станции на 31.12.2016 составляла: электрическая - 18,0 МВт. В качестве топлива на ТЭЦ используются уголь каменный, мазут топочный.

ОАО «ГТ Энерго» (собственность иностранного юридического лица Energomash (UK) Ltd.)

Организация находится в г. Москве. Компания реализует проекты по строительству в Российской Федерации газотурбинных ТЭЦ. В г. Барнауле компания построила, и эксплуатирует ГТ-ТЭЦ (далее – «Барнаульская ГТ-ТЭЦ»). Установленная мощность станции на 31.12.2016 составляла: электрическая - 36 МВт, тепловая - 80 Гкал/ч, в том числе турбоагрегатов - 20 Гкал/ч. Основное топливо ТЭЦ - природный газ.

ОАО «Черемновский сахарный завод» (ДЗО ОАО «Южный Сахар - Холдинг», г. Краснодар)

Организация находится в с. Черемном Павловского района. Она осуществляет производство свекловичного сахарного песка, и располагает собственной ТЭЦ, которая обеспечивает электрической и тепловой энергией предприятие и потребителей с. Черемного.

Установленная мощность станции на 31.12.2016 составляла: электрическая - 7,5 МВт, тепловая - 78 Гкал/ч, в том числе турбоагрегатов - 56 Гкал/ч. Основное топливо ТЭЦ - природный газ.

ООО «ПрогрессАгроПром»

Организация эксплуатирует Белокурихинскую ГП ТЭС, расположенную на территории ЗАО «Теплоцентраль Белокуриха».

Установленная мощность станции на 31.12.2016 составляла: электрическая - 15,6 МВт, тепловая - 16,2 Гкал/ч. Основное топливо - природный газ.

ЗАО «Теплоцентраль Белокуриха» (ДЗО ООО «Центргазсервис-опт», г. Москва - ДЗО ОАО «Росгазификация»)

Организация находится в г. Белокурихе. Основной вид деятельности - производство и сбыт тепловой энергии для обеспечения потребностей населения и организаций г. Белокурихи. В состав генерирующих мощностей компании входят две котельные - центральная котельная и котельная хозяйственной зоны. Установленная тепловая мощность на 31.12.2016 центральной котельной - 100 Гкал/ч, котельной хозяйственной зоны - 13 Гкал/ч. В качестве топлива используются уголь каменный, природный газ, дизельное топливо.

Кроме вышеперечисленных компаний генерирующими мощностями в Алтайском крае располагают: ЗАО «Бийский сахарный завод» (ТЭЦ с установленной электрической мощностью 2,5 МВт), ООО «Сибирский сахар» в г. Камне-на-Оби (ТЭЦ с установленной электрической мощностью 4,0 МВт). В настоящих схеме и программе генерирующие мощности этих организаций не рассматриваются и не учитываются.

3.1.3. Основные электросетевые компании

Основными электросетевыми компаниями, работающими в Алтайском крае, являются:

филиал ПАО «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы» – «Западно-сибирское предприятие магистральных электрических сетей» (далее - ЗСП МЭС);

Алтайэнерго;

АО «Сетевая компания Алтайкрайэнерго» (далее - СК Алтайкрайэнерго);

ООО «Барнаульская сетевая компания» (далее – БСК).

ЗСП МЭС

В зону обслуживания филиала входят Алтайский край, Омская область и часть Новосибирской области. В регионе предприятие ведет деятельность по эксплуатации линий электропередач и ПС напряжением 110 - 1150 кВ, отнесенных к единой национальной электрической сети России.

Основные технические характеристики ВЛ ЗСП МЭС по территории Алтайского края на 01.01.2017:

протяженность ЛЭП по цепям составляет 2901,38 км, в том числе ВЛ - 2901,38 км, включая:

ВЛ 1150 кВ - 504,4 км;

ВЛ 500 кВ - 829,55 км;

ВЛ 220 кВ - 1491,31 км;

ВЛ 110 кВ - 60,92 км;

ЛЭП 0,4-10 кВ - 15,2 км.

В эксплуатации ЗСП МЭС на территории Алтайского края находится 10 ПС 220 - 1150 кВ суммарной трансформаторной мощностью 4909,051 МВА, в том числе:

7 ПС класса напряжения 220 кВ суммарной трансформаторной мощностью 2213 МВА;

2 ПС класса напряжения 500 кВ суммарной трансформаторной мощностью 2004 МВА;

1 ПС класса напряжения 1150 кВ без трансформаторной мощности.

Алтайэнерго

Филиал осуществляет деятельность по транспортировке и распределению электрической энергии потребителям. В состав филиала входят 7 производственных отделений:

Белокурихинские электрические сети (г. Белокуриха);

Восточные электрические сети (г. Бийск);

Западные электрические сети (г. Рубцовск);

Кулундинские электрические сети (р.п. Кулунда);

Северные электрические сети (г. Камень-на-Оби);

Северо-Восточные электрические сети (г. Новоалтайск);

Центральные электрические сети (г. Барнаул).

Основные технические характеристики Алтайэнерго на 01.01.2017:

протяженность ЛЭП по цепям составляет 54246 км, в том числе ВЛ - 54026,9 км, КЛ - 219,1 км, включая:

ВЛ 110 кВ - 7037,9 км;

ВЛ 35 кВ - 3832,1 км;

КЛ 35 кВ - 12,7 км;

ВЛ 0,4 - 10 кВ - 43156,9 км;

КЛ 0,4 - 10 кВ - 206,4 км.

В эксплуатации Алтайэнерго находится 11205 ПС 0,4 - 110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 6441,1 МВА, в том числе:

181 ПС 110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 3751,9 МВА;

142 ПС 35 кВ суммарной трансформаторной мощностью 833,1 МВА;

10890 ПС 0,4 - 10 кВ суммарной трансформаторной мощностью 1856,1 МВА.

СК Алтайкрайэнерго

Организация осуществляет свою деятельность в 9 городах и 81 населенном пункте Алтайского края. В состав компании входят 9 филиалов:

Алейские МЭС (г. Алейск);

Белокурихинские МЭС (г. Белокуриха);

Бийские МЭС (г. Бийск);

Змеиногорские МЭС (г. Змеиногорск);

Каменские МЭС (г. Камень-на-Оби);

Кулундинские МЭС (с. Кулунда);

Новоалтайские МЭС (г. Новоалтайск);

Рубцовские МЭС (г. Рубцовск);

Славгородские МЭС (г. Славгород).

Основные технические характеристики СК Алтайкрайэнерго на 01.01.2017:

протяженность ЛЭП по цепям составляет 8480,94 км, в том числе:

ВЛ - 7238,91 км, КЛ - 1242,03 км, включая:

ВЛ 20 - 35 кВ - 59,79 км;

ВЛ 0,4 - 10 кВ - 7179,12 км;

КЛ 0,4 - 10 кВ - 1242,03 км.

В эксплуатации СК Алтайкрайэнерго находится 3192 ПС 0,4 - 110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 1079,113 МВА, в том числе:

1 ПС 110 кВ трансформаторной мощностью 6,363 МВА;

15 ПС 35 (РП) кВ суммарной трансформаторной мощностью 59,79 МВА;

3176 ТП 0,4 – 10 кВ суммарной трансформаторной мощностью 1012,96 МВА.

БСК

Зона обслуживания организации - г. Барнаул и ряд пригородных поселков. В состав организации входят 3 сетевых района (1-й, 2-й и 3-й). Основные технические характеристики БСК на 01.01.2017:

протяженность ВЛ и КЛ напряжением 0,4 - 110 кВ по цепям составляет 2930,997 км, в том числе ВЛ 110 кВ – 2,446 км.

В эксплуатации находится оборудование общей трансформаторной мощностью 1005,674 МВА, в том числе:

3 ПС 110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 170 МВА;

2 ПС 35 кВ (№ 10 «2-й подъем», № 61 «Затон»);

1096 комплектных трансформаторных ПС 0,4 - 6 - 10 кВ.

Также деятельность по передаче электрической энергии в Алтайском крае осуществляют: филиал ОАО «РЖД» - Западно-Сибирская дирекция по энергообеспечению «Трансэнерго», ООО «Заринская сетевая компания», ООО «Южно-Сибирская энергетическая компания», МУП «ЯТЭК».

филиал ОАО «РЖД» - Западно-Сибирская дирекция по энергообеспечению «Трансэнерго» эксплуатирует расположенные в Алтайском крае электросетевые объекты РЖД. Основные технические характеристики филиала на 01.01.2017:

7 ПС 220 кВ суммарной трансформаторной мощностью 606 МВА;

3 ПС 110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 180 МВА.

ООО «Заринская сетевая компания» обслуживает г. Заринск, поселки Кытманово, Тогул, Залесово, Тягун, Голуха, ст. Аламбай Заринского района. Основные технические характеристики ООО «Заринская сетевая компания» на 01.01.2017:

протяженность ЛЭП по цепям составляет 869,92 км (включая арендованные ЛЭП), в том числе: ВЛ 0,4 - 10 кВ – 749,64 км, КЛ 0,4-10 кВ – 120,28 км;

в эксплуатации находится оборудование общей трансформаторной мощностью 82,2 МВА (259 ПС 0,4 - 10 кВ, в том числе 125 арендованных).

ООО «Южно-Сибирская энергетическая компания» оказывает услуги по передаче электрической энергии на территории Алтайского края. Для обслуживания объектов электросетевого хозяйства сформированы сетевые участки, в том числе:

Павловский (с. Павловск Павловского района Алтайского края). В зоне обслуживания находятся: ВЛ 10 кВ - 82,6 км, ВЛ 6 кВ - 3,156 км, ВЛ/КЛ 0,4 кВ - 135,99 км, ТП 10-6/0,4 кВ - 80 шт;

Немецкий (Немецкий национальный район и г. Славгород Алтайского края). В зоне обслуживания располагаются: ВЛ 10 кВ - 1,12 км, ВЛ 0,4 кВ - 147,9 км.

Также компания обслуживает ВЛ 35 кВ «БД-300» - 26 км, ГПП 110 кВ АШК, ГПП 110 кВ РТИ, отпайка ВЛ 110 кВ «ТШ-103», «ТШ-104» в сторону ОАО «ПО АМЗ» - 0,874 км.

Кроме того, в крае эксплуатируют электрические сети другие организации различных форм собственности и ведомственной подчиненности:

филиал «Сибирский» ОАО «Оборонэнерго»;

МУМКП ЗАТО Сибирский;

ЗАО «Техническое обслуживание»;

ОАО «Бийское производственное объединение «Сибприбормаш»;

ООО «Энергия-Транзит»;

ООО «Регион-Энерго».

3.1.4. Сбытовые компании

В Алтайском крае на оптовом и розничных рынках ведут деятельность 12 сбытовых компаний, 5 из которых являются г/п электрической энергии, в том числе:

АО «Алтайэнергосбыт» - г/п;

АО «Барнаульская горэлектросеть» - г/п;

АО «Алтайкрайэнерго» - г/п;

ООО «Заринская городская электрическая сеть» - г/п;

ОАО «Оборонэнергосбыт» - г/п;

ОАО «Русэнергосбыт»;

ЗАО «Система»;

ЗАО «МАРЭМ+»;

ЗАО «Энергопромышленная компания»;

ООО «ЭСКК»;

ООО «Энергия-Маркет»;

ОАО «Московское городское энергосбытовое предприятие».

АО «Алтайэнергосбыт»

Предприятие обслуживает потребителей электроэнергии на территории Алтайского края и Республики Алтай, включает 8 межрайонных отделений, 1 филиал («Горно-Алтайский») и 76 участков.

Межрайонные отделения: Белокурихинское, Бийское, Змеиногорское, Каменское, Кулундинское, Новоалтайское, Рубцовское, Центральное.

Организация является субъектом ОРЭМ.

АО «Барнаульская горэлектросеть»

Предприятие обслуживает г. Барнаул и пригородные поселки в границах МО, является субъектом ОРЭМ.

АО «Алтайкрайэнерго»

Деятельность общества организована в 9 городах и 81 населенном пункте края. Организация имеет девять филиалов: Алейские МЭС, Белокурихинские МЭС, Бийские МЭС, Змеиногорские МЭС, Каменские МЭС, Кулундинские МЭС, Новоалтайские МЭС, Славгородские МЭС, Рубцовские МЭС.

Компания является субъектом ОРЭМ.

ООО «Заринская городская электрическая сеть»

Предприятие обслуживает потребителей г. Заринска, станции Голуха, Тягун и Аламбай Заринского района, а также районные центры Кытманово, Залесово и Тогул. Организация является субъектом ОРЭМ.

ОАО «Оборонэнергосбыт»

Организация имеет 15 филиалов по России. В территорию обслуживания филиала «Сибирский» входят отделения: Алтайское (г. Барнаул), Кемеровское, Красноярское, Хакасско-Тывинское, Омское, Томское, Иркутское и Новосибирское. Организация не является субъектом ОРЭМ.

3.1.5. Диспетчерское управление

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Алтайского края и Республики Алтай осуществляет Алтайское РДУ. В диспетчерском управлении находятся объекты генерации суммарной установленной электрической мощностью 1559,1 МВт, 179 ЛЭП классом напряжения 110 - 500 кВ, 93 трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций напряжением 110 - 500 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 9940,3 МВА.

3.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Алтайском крае и структура электропотребления в 2008 – 2016 годах

С началом финансово-экономического кризиса в 2009 году электропотребление в Алтайском крае сократилось на 8 % относительно уровня 2008 года. Сокращение электропотребления в 2009 году произошло по следующим основным группам потребителей:

обрабатывающие производства - на 16 %;

сельское хозяйство - на 7 %;

транспорт и связь - на 11 %.

В 2010 году электропотребление в Алтайском крае восстановилось до уровня 2008 года. В последующие годы оно изменялось незначительно в пределах 2,5 %. Общий объем электропотребления по состоянию на 2016 год увеличился по сравнению с 2006 годом на 1,6 %, а по сравнению с кризисным 2009 годом - на 0,3 %.

В 2007 - 2016 годах доминировали две основные группы потребителей: население, доля которого в общем электропотреблении в 2016 году составила 26,9 %, и обрабатывающие производства, доля которых в общем электропотреблении – 15,7 %.

Доля собственного электропотребления энергокомпаниями в Алтайском крае в 2016 году составила 14,5 %, а потери в электросетях общего пользования - 11,4 %.

Таблица 1

Динамика электропотребления в Алтайском крае в 2008 - 2016 годах

CBПоказатель

CBГоды

CB2008

CB2009

CB2010

CB2011

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

CB2016

LNАлтайкрайстат

LNЭлектропотребление, млн. кВт'ч

CB10876,3

CB10005,4

CB10608,9

CB10516,0

CB11116,0

CB10814,5

CB10998,4

CB10657,9

CB10657,9*

LNАбсолютный прирост электропотребления, млн. кВт'ч

CB818,1

CB-870,9

CB603,5

CB-92,9

CB600,0

CB-301,5

CB183,9

CB-340,5

CB0,0*

LNСреднегодовые темпы прироста, %

CB8,1

CB-8,0

CB6,0

CB-0,9

CB5,7

CB-2,8

CB1,7

CB-3,2

CB0,0*

LNАлтайское РДУ

LNЭлектропотребление, млн. кВт'ч

CB10337,4

CB9962,1

CB10384,0

CB10276,6

CB10532,4

CB10286,7

CB10370,6

CB10139,5

CB10296,0

LNАбсолютный прирост электропотребления, млн. кВт'ч

CB364,4

CB-375,3

CB421,9

CB-107,4

CB255,9

CB-245,7

CB83,9

CB-231,1

CB156,5

LNСреднегодовые темпы прироста, %

CB3,7

CB-3,6

CB4,2

CB-1,0

CB2,5

CB-2,3

CB0,81

CB-2,28

CB1,5

* - оперативная информация

Таблица 2

Структура электропотребления Алтайского края по видам экономической деятельности за 2011 - 2016 годы

(по данным Алтайкрайстата)

CBПоказатель

CBГоды

CB2011

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

LN2016*

CBмлн. кВт'ч

CB%

CBмлн. кВт'ч

CB%

CBмлн. кВт'ч

CB%

CBмлн. кВт'ч

CB%

CBмлн. кВт'ч

CB%

CBмлн. кВт'ч

CB%

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

CB8

CB9

CB10

CB11

CB12

CB13

LNПотреблено электроэнергии, всего

CB10516,0

CB100,0

CB11116,0

CB100,0

CB10814,5

CB100,0

CB10998,4

CB100,0

CB10657,9

CB100,0

CB10657,9

CB100,0

LNв том числе

LNРаздел А. Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

CB698,1

CB6,6

CB394,0

CB3,5

CB367,0

CB3,4

CB377,0

CB3,5

CB551,6

CB5,2

CB551,6

CB5,2

LNРаздел C. Добыча полезных ископае-мых

CB79,0

CB0,8

CB0,3

CB0,0

CB96,0

CB0,95

CB113,0

CB1,1

CB91,7

CB0,9

CB91,7

CB0,9

LNРаздел D. Обраба-тывающие произ-водства

CB2644,5

CB25,2

CB2626,0

CB23,6

CB2583,0

CB23,2

CB2522,0

CB23,2

CB1675,5

CB15,7

CB1675,5

CB15,7

LNРаздел E. Произ-водство и распре-деление электро-энергии, газа и воды

CB1506,5

CB14,3

CB1236,0

CB11,1

CB1152,0

CB12,0

CB1320,0

CB13,0

CB1284,8

CB12,1

CB1284,8

CB12,1

LNРаздел F. Строи-тельство

CB66,3

CB0,6

CB80,0

CB0,7

CB81,0

CB0,7

CB84,0

CB0,7

CB78,9

CB0,7

CB78,9

CB0,7

LNРаздел I. Транспорт и связь

CB956,7

CB9,1

CB932,0

CB8,4

CB872,0

CB9,7

CB978,0

CB9,8

CB962,7

CB9,0

CB962,7

CB9,0

LNРаздел O. Предос-тавление прочих коммунальных, со-циальных и персо-нальных услуг

CB199,5

CB1,9

CB133,0

CB1,2

CB134,0

CB1,2

CB133,0

CB1,2

CB296,9

CB2,8

CB296,9

CB2,8

LNПрочие виды дея-тельности

CB175,2

CB1,7

CB1593,0

CB14,3

CB1455,0

CB14,9

CB1665,0

CB16,9

CB1156,5

CB10,9

CB1156,5

CB10,9

LNПотреблено населе-нием

CB2810,1

CB26,7

CB2675,0

CB24,1

CB2594,0

CB26,4

CB2407,0

CB24,9

CB2864,3

CB26,9

CB2864,3

CB26,9

LNв том числе

LNсельским населением

CB981,9

CB9,0

CB1111,0

CB11,2

CB1096,0

CB11,0

CB1080,0

CB11,0

CB1095,0

CB11,0

CB1095,0

CB11,0

LNгородским населением

CB1828,0

CB17,4

CB1564,0

CB15,1

CB1498,0

CB15,1

CB1327,0

CB13,9

CB1453,0

CB14,7

CB1453,0

CB14,7

LNПотери в электросетях общего пользования

CB1380,1

CB13,1

CB1448,0

CB13,0

CB1350,0

CB12,5

CB1284,0

CB11,7

CB1217,0

CB11,4

CB1217,0

CB11,4

3.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей электрической энергии в Алтайском крае

В 2016 году из 10296,00 млн. кВт'ч, потребленных в Алтайском крае конечными потребителями, 7062,85 млн. кВт'ч, то есть 68,6 %, было получено от трех энергосбытовых компаний, самая крупная из которых АО «Алтайэнергосбыт».

Таблица 3

Динамика покупки на ОРЭМ объемов электрической энергии и мощности в 2015 - 2016 годах энергосбытовыми компаниями, осуществляющими свою деятельность на территории Алтайского края (по данным управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов)

CBНаименование

CBпокупателя

CBВид деятельности

CBГодовой объем электропотребления, млн. кВт'ч

CBМаксимум нагрузки,

CBМВт

CB2015 год

CB2016 год

CB2015 год

CB2016 год

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

LNАО «Алтайэнергосбыт»

LNпокупка и реализация электроэнергии

CB3857,66

CB3689,93

CB518,24

CB686,09

LNАО «Алтайкрайэнерго»

LNпокупка и реализация электроэнергии
LN
CB1837,53
CB1829,98
CB270,8
CB350,72
LNАО «Барнаульскаягор-электросеть»

LNпокупка и реализация электроэнергии

CB1551,67

CB1542,94

CB230,41

CB279,38

LNООО «Энергосбытовая компания Кузбасса»

LNпокупка и реализация электроэнергии

CB75,50

CB123,49

CB7,8

CB8,7

LNЗАО «МАРЭМ+»

LNпокупка и реализация электроэнергии
LN
CB111,09
CB106,64
CB17,84
CB16,4
LNООО «Заринскаягор-электросеть»

LNпокупка и реализация электроэнергии

CB126,25

CB125,95

CB19,66

CB19,15

LNЗАО «Энергопромышлен-ная компания»

LNпокупка и реализация электроэнергии

CB69,97

CB72,648

CB7,1

CB8,0

LNЗАО «Система»

LNпокупка и реализация электроэнергии

CB174,74

CB178,30

CB21,11

CB22,3

LNОАО «Оборонэнергосбыт»

LNпокупка и реализация электроэнергии

CB16,58

CB35,63

CB4,6

CB7,2

LNОАО «Мосгорэнерго»

LNпокупка и реализация электроэнергии

CB3,16

CB-

CB0,6

CB-

LNОАО «Мосэнергосбыт»

LNпокупка и реализация электроэнергии

CB2,93

CB3,07

CB0,4

LNООО «Русэнергосбыт»

LNпокупка и реализация электроэнергии

CB500,87

CB883,15

CB60,8

CB69,0

Среди конечных потребителей самым крупным потребителем электрической энергии в регионе является ЗСЖД - филиал ОАО «РЖД». К крупным потребителям электрической энергии относятся промышленные предприятия, имеющие собственные ТЭЦ, такие как ОАО «Алтай-Кокс», ОАО «Кучуксульфат», а также ряд других энергоемких предприятий, перечень которых указан в таблице 4.

Таблица 4

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Алтайском крае за последние 5 лет

(по данным организаций)

CBНаименование потребителя

CBГодовое электропотребление, млн. кВтч

CBМаксимум нагрузки, МВт

CB2012

CBгод

CB2013

CBгод

CB2014

CBгод

CB2015

CBгод

CB2016

CBгод

CB2012

CBгод

CB2013

CBгод

CB2014

CBгод

CB2015

CBгод

CB2016

CBгод

LNВсего по Алтайскому краю (по данным Ал-тайского РДУ)

CB10532,4

CB10286,7

CB10370,6

CB10139,5

CB10296,0

CB1964,0

CB1783,0

CB1871,0

CB1790,0

CB1780,0

LNЗСЖД - филиал ОАО «РЖД»

CB672,8

CB831,7

CB853,1

CB788,5

CB826,8

CB415,4

CB163,0

LNОАО «Алтай-Кокс»

CB485,3

CB466,7

CB473,9

CB319,1

CB140,5

CB55,3

CB53,2

CB54,1

CB52,9

LNОАО «Кучуксульфат»

CB62,2

CB54,6

CB58,6

CB53,2

CB61,4

CB9,8

CB6,7

CB7,1

LNОАО ХК «Барнаульс-кий станкостроитель-ный завод»

CB30,1

CB30,2

CB19,3

CB37,6

CB17,2

CB42,1

CB8,4

CB4,9

CB11,2

CB3,5

LNООО «Литейный за-вод»

CB10,2

CB10,5

CB9,2

CB9,3

CB9,9

CB10,0

CB3,0

CB1,4

CB1,5

CB1,6

LNОАО «Авиапредприя-тие «Алтай»

CB6,1

CB5,7

CB5,8

CB5,6

CB4,6

CB5,7

CB1,3

CB1,2

CB1,3

CB0,6

LNООО «Барнаульский во-доканал»

CB21,9

CB54,8

CB24,9

CB27,5

CB21,7

CB10,7

CB3,1

CB2,4

CB2,3

CB2,7

LNМУП «Горэлектротранс» г. Барнаул

CB7,1

CB7,0

CB6,8

CB6,7

CB31,5

CB6,4

CB6,3

CB6,7

LNОАО «Цемент»

CB41,5

CB47,7

CB46,0

CB46,5

CB35,4
CB8,7
CB1,3
CB5,8
CB5,2
CB8,7
LNМУП «Водоканал»г. Бийск

CB11,5

CB20,4

CB19,8

CB19,5

CB18,4

CB1,6

CB1,2

CB1,3

Таблица 5

Перечень

крупных потребителей электрической энергии в Алтайском крае

в 2016 году (по данным компаний)

CB№ п/п

CBНаименование

CBпотребителя

CBГодовой объем электропотребления,

CBмлн. кВт'ч

CBМаксимум нагрузки (фактический), МВт

CB1

CB2

CB3

CB4

CB1

LNООО «РН-Энерго»

LN116,970

LN16,408

CB2

LNЗападно-Сибирский филиал ООО «Русэнергосбыт»

LN115,446

LN16,399

CB3

LNФКП «БОЗ»

LN63,070

LN17,147

CB4

LNООО «Энергия Маркет»

LN62,214

LN4,642

CB5

LNФилиал ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго»

LN40,871

LN-

CB6

LNАО «Барнаульская тепломагистральная компания»

LN36,943

LN10,594

CB7

LNОАО «Цемент»

LN35,379

LN8,690

CB8

LNМУП «Горэлектротранс» г. Барнаула

LN31,520

LN6,677

CB9

LNОАО «БПО «Сибприбормаш»

LN27,279

LN4,385

CB10

LNОАО «Барнаульский пивоваренный завод»

LN26,096

LN8,153

CB11

LNОАО «Индустриальный»

LN24,472

LN8,140

CB12

LNАО БМК «Меланжист Алтая»

LN21,744

LN3,170

CB13

LNООО «Барнаульский водоканал»

LN21,652

LN2,738

CB14

LNЗАО «Алтайский бройлер»

LN21,327

LN4,350

CB15

LNАО «БийскэнергоТеплоТранзит»

LN21,137

LN5,853

CB16

LNМуниципальное унитарное многоотраслевое коммунальное предприятие

LN18,802

LN-

CB17

LNМУП «Водоканал» г. Бийск

LN18,415

LN1,300

CB18

LNОАО ХК «БСЗ»

LN17,167

LN3,438

CB19

LNАО «Барнаульский завод АТИ»

LN16,732

LN2,293

CB20

LNООО «Фирма Инсайдер»

LN15,771

LN2,261

CB21

LNАО «Вимм-Билль-Данн»

LN14,441

LN2,179

CB22

LNООО «Алтайхолод»

LN13,483

LN2,502

CB23

LNАО «Оборонэнергосбыт»

LN13,467

LN-

CB24

LNООО «ТехСтрой»

LN12,699

LN2,424

CB25

LNООО «Юг Сибири»

LN12,408

LN1,683

CB26

LNОП «Барнаульское» АО «Главное управление жилищно-коммунального хозяйства»

LN12,091

LN2,222

CB27

LNАО «НПК «Уралвагонзавод»

LN11,833

LN2,521

CB28

LNАО «БМК»

LN11,515

LN1,805

CB29

LNАО «ФНЦП «Алтай»

LN11,506

LN5,100

CB30

LNЗАО «Эвалар»

LN11,417

LN1,868

CB31

LNООО «ПО «Топчихинский мелькомбинат»

LN10,210

LN1,525

CB32

LNАО «Курорт Белокуриха»

LN10,033

LN1,093

CB33

LNООО «Алтай-Форест»

LN10,023

LN1,233

CB34

LNООО «Литейный завод»

LN9,845

LN1,558

CB35

LNАО «Алтайский бройлер»

LN9,086

LN1,419

CB36

LNМУП «Рубцовский водоканал»

LN8,767

LN0,390

CB37

LNООО «Маршрут»

LN8,696

LN1,660

CB38

LNООО «Милан»

LN8,151

LN1,024

CB39

LNОАО «Комбинат «Русский хлеб»

LN7,380

LN1,012

CB40

LNООО «Мегалит»

LN7,142

LN1,072

CB41

LNООО «ПО «Усть-Калманский элеватор»

LN6,953

LN0,973

CB42

LNООО «Первый»

LN6,496

LN1,401

CB43

LNООО «Пивная Артель»

LN6,496

LN0,690

CB44

LNООО «Холод»

LN5,475

LN1,461

CB45

LNООО «Первый»

LN5,466

LN1,352

CB46

LNОАО «Алтранс»

LN5,383

LN1,045

CB47

LNООО «ЖБИ Сибири»

LN5,365

LN1,099

CB48

LNЗАО «ГеоЭнергоСервис»

LN4,934

LN0,916

CB49

LNАО «Машиностроительное объединение «Восток»

LN4,909

LN1,023

CB50

LNООО «Каменский ЛДК»

LN4,825

LN0,614

CB51

LNОАО «Авиапредприятие «Алтай»

LN4,614

LN0,674

CB52

LNОАО «АлтайТеплосервис»

LN4,326

LN0,735

CB53

LNМУП г. Бийска «Трамвайное управление»

LN3,660

LN0,829

CB54

LNАО «Барнаульский хлебокомбинат № 4»

LN3,602

LN0,525

CB55

LNАО «Новоалтайский хлебокомбинат»

LN3,555

LN0,629

CB56

LNАО «БКЖБИ-2»

LN3,507

LN0,722

CB57

LNООО «Малл-Инвест»

LN3,360

LN0,864

CB58

LNАО «Альфа-банк»

LN2,747

LN0,561

CB59

LNООО «АПГ»

LN2,740

LN0,418

CB60

LNОАО «Барнаульский авторемонтный завод»

LN2,657

LN0,510

CB61

LNООО «Троицкий маслосыродел»

LN2,613

LN0,563

CB62

LNКГБУЗ «Центральная городская больница г.Бийска»

LN2,578

LN0,729

CB63

LNООО «Топчихинский элеватор»

LN2,384

LN0,416

CB64

LNАО «Терминал»

LN2,357

LN0,429

CB65

LNОАО «Рубцовский мясокомбинат»

LN2,086

LN0,341

CB66

LNООО «Барнаульский завод «Кристалл»

LN2,007

LN0,458

CB67

LNООО «5-Гамма»

LN1,900

LN1,066

CB68

LNООО «Энергосервис»

LN1,726

LN0,284

CB69

LNООО «Дворец зрелищ и спорта им. Г.С. Титова»

LN1,631

LN0,342

CB70

LNМБУ «АДС» г.Барнаул

LN1,602

LN0,278

CB71

LNООО «Алтайская мукомольно-крупяная компания»

LN1,474

LN0,511

CB72

LNОАО «ИПП «Алтай»

LN1,420

LN0,297

CB73

LNООО «ПО «Алтайснэк»

LN1,376

LN0,302

CB74

LNООО «Бийский лесхоз»

LN1,323

LN0,277

CB75

LNООО «Альфа»

LN1,286

LN0,205

CB76

LNОАО «Алейский мясокомбинат»

LN1,211

LN0,162

CB77

LNЧП Беседин О.Н.

LN1,056

LN0,241

CB78

LNООО «ФПГ «Алтайэкспрессцентр»

LN0,985

LN0,243

CB79

LNООО «ЭнергоХолдинг»

LN0,890

LN0,297

CB80

LNКАУ «Алтайский краевой театр драмы им. В.М. Шукшина»

LN0,418

LN0,089

3.4. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Алтайского края за 2008 - 2016 годы

В 2008 - 2016 годах максимум нагрузки энергосистемы Алтайского края изменялся циклично. В 2016 году он был равен 1780 МВт, что соответствует уровню 2013 года.

Мощности собственных источников энергосистемы региона недостаточно для покрытия максимума нагрузки, поэтому энергосистема не имеет резерва мощности.

Таблица 6

Динамика изменения собственного максимума нагрузки Алтайского края за 2008 - 2016 годы

CBПоказатель

CBГоды

CB2008

CB2009

CB2010

CB2011

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

CB2016

LNМаксимум нагрузки, МВт

CB1893,0

CB1822,0

CB1881,0

CB1877,0

CB1964,0

CB1783,0

CB1871,0

CB1790,0

CB1780,0

LNАбсолютный прирост/снижение, МВт

CB102,0

CB-71,0

CB59,0

CB-10,0

CB93,0

CB-181,0

CB88,0

CB-81,0

CB-10,0

LNСреднегодовые темпы роста/снижения,

LN%

CB5,7

CB-3,8

CB3,2

CB-0,5

CB5,

CB-9,2

CB4,9

CB-4,3

CB-0,6

Рисунок 1. Изменение максимума нагрузки энергосистемы

Алтайского края в 2008 - 2016 годах

3.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Алтайского края, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных

Суммарная мощность источников теплоснабжения в регионе на конец 2015 года составила 6252,01 Гкал/ч, на конец 2016 года - 6252,01 Гкал/ч.

Количество источников теплоснабжения на конец 2016 года составило 2114 единиц, в том числе мощностью до 3 Гкал/ч - 1897 единиц, от 3 до 20 Гкал/ч - 192 единицы, от 20 до 100 Гкал/ч – 16 единиц, в том числе 8 ТЭЦ.

Таблица 7

Динамика потребления тепловой энергии по системе централизованного теплоснабжения Алтайского края в 2012 - 2016 годах

(по данным генерирующих компаний)

CBПоказатель

CBГоды

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

CB2016

LNВыработано теплоэнергии, тыс. Гкал

CB12850,4

CB12839,7

CB12738,5

CB11782,0

CB12104,1

LNПотреблено теплоэнергии (отпу-щено теплоэнергии), тыс. Гкал

CB11137,9

CB10111,9

CB10084,5

CB9657,0

CB9880,9

LNАбсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал

CB-38,0

CB-1026,0

CB-27,4

CB-427,5

CB223,9

LNСреднегодовой темп прироста, %

CB-0,3

CB-9,2

CB-0,3

CB-4,43

CB2,27

LNПотери теплоэнергии, тыс. Гкал

CB3163,0

CB2728,0

CB2654,0

CB2125,0

Таблица 8

Структура отпуска тепловой энергии электростанциями и котельными генерирующих компаний Алтайского края за 2016 год

(по данным генерирующих компаний)

CBНаименование энергоисточника

CBОтпуск теплоэнергии,

CBтыс. Гкал

CBВид топлива

CB1

CB2

CB3

CBТЭС энергокомпаний

LNВсего от ТЭС, в том числе

CB7236,0

LNБарнаульская ТЭЦ-2,

LNАО «Барнаульская генерация»

CB2107,1

LNуголь, мазут

LNБарнаульская ТЭЦ-3,

LNАО «Барнаульская ТЭЦ-3»

CB2868,8

LNуголь бурый, мазут, газ

LNБийская ТЭЦ, АО «Бийскэнерго»

CB1728,0

LNуголь, мазут

LNРубцовская ТЭЦ, ООО «ИДК»

CB511,3

LNуголь, мазут

LNБарнаульская ГТ ТЭЦ,

LNОАО «ГТ - ТЭЦ Энерго»

CB0,0

LNгаз

LNБелокурихинская ГП ТЭС,

LNООО «ПрогрессАгроПром»

CB0,0

LNгаз

LNТЭЦ г. Яровое, МУП «ЯТЭК»

CB20,8

LNмазут, уголь

CBКотельные

LNВсего от котельных, в том числе

CB1302,1

LNкотельные г. Барнаула, в том числе

CB277.9

LNгаз, уголь

LNмуниципальные котельные, арендуемые МУП «Энергетик»

CB277.9

LNгаз, уголь

LNКотельные г. Алейска

CB15,5

LNуголь

LNКотельные г. Белокуриха, в том числе

CB137,0

LNкотельная ЗАО «Теплоцентраль Белокуриха»

CB137,0

LNприродный газ, дизельное топливо, уголь

LNКотельные г. Бийска, в том числе

CB151,7

LNуголь, мазут

LNмуниципальные котельные, арен-дуемые ООО «Теплоэнергогаз»

CB151,7

LNуголь, мазут

LNКотельные г. Заринска, в том числе

CB17,1

LNмуниципальные котельные г. Заринска, арендуемые ООО «Жилищно-коммунальное управление»

CB11,1

LNуголь

LNГУП ДХ АК «Северо-Восточное ДСУ» «филиал Заринский»

CB5,2

LNуголь

LNМУП «Коммунальное хозяйство»

CB0,8

LNуголь

LNКотельные г. Новоалтайска, в том числе

CB155,6

LNгаз, уголь

LNмуниципальные котельные, арендуемые МУП «Новоалтайские тепловые сети»

CB155,6

LNгаз, уголь

LNКотельные г. Рубцовска, в том числе

CB334,8

LNЮТС г. Рубцовска

CB334,8

LNуголь

LNКотельные г. Славгорода, в том числе

CB126,9

LNуголь

LNКотельные ООО «АТССлавгород»

CB126,9

LNуголь

LNКотельные ЗАТО Сибирский

CB85,6

LNгаз

CBЭлектростанции предприятий

LNВсего от электростанций, в том числе

CB1342,8

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB836,0

LNгаз коксовый, мазут, горючая смесь

LNТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

CB506,8

LNмазут, уголь

Таблица 9

Динамика потребления тепловой энергии по городам Алтайского края

тыс. Гкал

CBПоказатель

CBГоды

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

CB2016*

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

LNг. Барнаул

LNПотребление теплоэнергии

CB4173,6

CB5133,3

CB5344,5

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB4173,6

CB5133,3

CB5344,5

LNТЭЦ, в том числе

CB3648,4

CB4713,8

CB4912,6

LNэнергокомпаний

CB3648,4

CB4713,8

CB4912,6

LNпромышленных предприятий

CB0,0

LNмуниципальные котельные

CB525,2

CB413,5

CB431,9

LNкотельная генерирующей компании

CB0,0

CB6

LNг. Алейск

LNПотребление теплоэнергии

CB105,6

CB67,4

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB105,6

CB67,4

LNТЭЦ, в том числе

LNэнергокомпаний

CB0,0

LNпромышленных предприятий

CB0,0

LNмуниципальные котельные

CB105,6

CB52,4

LNпрочие источники (ведомственные котельные)

CB0,0

CB15,0

LNг. Белокуриха

LNПотребление теплоэнергии

CB146,6

CB139,1

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB146,6

CB139,1

LNТЭЦ, в том числе

CB0,0

LNэнергокомпаний

CB0,0

LNпромышленных предприятий

CB0,0

LNкотельная

CB141,6

CB139,1

LNпрочие источники (ведомственные котельные)

CB5,0

CB0,0

LNг. Бийск

LNПотребление теплоэнергии

CB1937,8

CB1719

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB1937,8

CB1719

LNТЭЦ, в том числе

CB1791,9

CB1611,7

LNэнергокомпаний

CB1791,9

CB1611,7

LNпромышленных предприятий

CB0,0

LNмуниципальные котельные

CB122,1

CB107,3

LNпрочие источники (ведомственные котельные)

CB23,8

CB0,0

LNг. Заринск

LNПотребление теплоэнергии

CB352,4

CB322,1

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB352,4

CB322,1

LNТЭЦ, в том числе

CB342,2

CB310,7

LNэнергокомпаний

CB0,0

LNпромышленных предприятий

CB335,7

CB310,7

LNмуниципальные котельные

CB16,7

CB11,4

LNпрочие источники (ведомственные котельные)

CB0,0

LNг. Камень-на-Оби

LNПотребление теплоэнергии

CB159,4

CB156

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB159,4

CB156

LNТЭЦ, в том числе

LNэнергокомпаний

CB0,0

LNпромышленных предприятий

CB0,0

LNмуниципальные котельные

CB156

LNпрочие источники (ведомственные котельные)

LNг. Новоалтайск

LNПотребление теплоэнергии

CB314,7

CB268

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB314,7

CB268

LNТЭЦ, в том числе

LNэнергокомпаний

CB0,0

LNпромышленных предприятий

CB0,0

LNмуниципальные котельные

CB239,5

CB185,2

LNпрочие источники (ведомственные котельные)

CB75,2

CB82,8

LNг. Рубцовск

LNПотребление теплоэнергии

CB653,2

CB568,7

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB653,2

CB568,7

LNТЭЦ, в том числе

CB476,8

CB432,0

LNэнергокомпаний

CB476,8

CB432,0

LNпромышленных предприятий

CB0,0

LNмуниципальные котельные, в т.ч.

CB176,4

CB20,8

LNтепловая станция

CB0,0

CB115,9

LNг. Славгород

LNПотребление теплоэнергии

CB142,7

CB120,6

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB142,7

CB120,6

LNТЭЦ, в том числе

LNэнергокомпаний

CB0,0

LNпромышленных предприятий

CB0,0

LNкотельные

CB142,7

CB120,6

LNг. Яровое

LNПотребление теплоэнергии

CB204,5

CB249,3

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB204,5

CB249,3

LNТЭЦ, в том числе

CB204,5

CB249,3

LNэнергокомпаний

CB204,5

CB249,3

LNпромышленных предприятий

CB0,0

LNкотельные

LNпрочие источники (ведомственные котельные)

CB0,0

LNЗАТО Сибирский

LNПотребление теплоэнергии

CB113,6

CB102,7

LNИсточники тепловой энергии, в том числе

CB113,6

CB102,7

LNТЭЦ, в том числе

LNэнергокомпаний

CB0,0

LNпромышленных предприятий

CB0,0

LNкотельные

CB113,6

CB102,7

* - оперативная информация

3.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Алтайском крае

Среди промышленных предприятий региона крупными потребителями, в силу специфики технологических процессов, являются ОАО «Алтай-Кокс», ОАО «Кучуксульфат», ФКП «Бийский олеумный завод» и ОАО «Черемновский сахарный завод».

Таблица 10

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в 2016 году

CBНаименование

CBпотребителя, место расположения

CBВид

CBдеятельности

CBИсточник

CBпокрытия тепловой нагрузки

CBПараметры пара

CBПрисое-диненная нагрузка, Гкал/ч

LNАО «БийскЭнергоТепло-Транзит», г. Бийск

LNоказание услуг по передаче тепловой энергии

LNБийская ТЭЦ

CB-

CB510,83

LNОАО «Алтай-Кокс»,

LNг. Заринск

LNпроизводство кокса и химической продукции

LNсобственная ТЭЦ

LNPo = 140 кгс/см2,

LNTo = 550 0С

CB359,88

LNОАО «Кучуксульфат»,

LNр. п. Степное озеро Благовещенского района

LNпроизводство химической продукции

LNсобственная ТЭЦ

CB-

CB15,70

Таблица 11

Характеристика систем централизованного теплоснабжения городов

Алтайского края в 2016 году

CBНаименование города

CBНаименование теплоисточника

CBПрисоединенная нагрузка, Гкал/ч

CB1

CB2

CB3

LNг. Алейск

LNкотельные

CB26,2

LNг. Барнаул

LNБарнаульская ТЭЦ-2

CB801,0

LNБарнаульская ТЭЦ-3

CB774,0

LNРВК

CB156,0

LNГТ ТЭЦ

CB0,0

LNкотельные

CB129,1

LNг. Белокуриха

LNкотельные

CB55,1

LNГП ТЭС

CB0,0

LNг. Бийск

LNБийская ТЭЦ

CB559,3

LNкотельные

CB52,3

LNг. Заринск

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB177,2

LNкотельные

CB166,2

LNг. Камень-на-Оби

LNкотельные

CB64,5

LNг. Новоалтайск

LNкотельные

CB93,0

LNг. Рубцовск

LNРубцовская ТЭЦ

CB120,8

LNЮТС

CB106,0

LNкотельные

CB7,2

LNг. Славгород

LNкотельные

CB80,2

LNЗАТО Сибирский

LNкотельная

CB39,6

LNг. Яровое

LNТЭЦ г. Яровое

CB68,6

3.7. Основные характеристики теплосетевого хозяйства городов Алтайского края

Основной проблемой эксплуатации тепловых сетей населенных пунктов Алтайского края является их физический износ. Существующие темпы замены тепловых и паровых сетей не опережают темпы их старения, в результате чего удельный вес сетей, нуждающихся в замене, увеличился с 30 % в 2010 году до 33,9 % в 2016 году.

Таблица 12

Состояние и динамика замены паровых и тепловых сетей в Алтайском крае

в 2012 - 2016 годах (по данным Алтайкрайстата)

CBПоказатель

CBГоды

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

CB2016*

LNПротяженность паровых и тепловых сетей в двухтрубном исчислении – всего, км

CB2985,9

CB2965,7

CB2960,3

CB2984,2

LNв том числе нуждающиеся в замене

CB931,0

CB1006,3

CB1013,7

CB1037,7

CB31,0

CB31,2

CB33,9

LNиз них ветхие сети, км

CB685,3

CB777,2

CB789,2

CB799,7

LNЗаменено тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении, км

CB63,2

CB48,8

CB51,8

CB53,0

LNиз них ветхие сети, км

CB55,8

CB44,8

CB45,9

CB48,7

* - оперативная информация

В г. Барнауле централизованным теплоснабжением от ТЭЦ и муниципальных котельных охвачено около 90 % жилого фонда города. Общая протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении по городу составляет 786 км (включая магистральные тепловые сети протяженностью 144 км), в том числе по обслуживающим организациям:

АО «Барнаульская тепломагистральная компания» эксплуатирует магистральные тепловые сети протяженностью 284 км в однотрубном исчислении, по которым осуществляет транспортировку тепловой энергии от Барнаульских ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 и котельной РВК.

АО «Барнаульская теплосетевая компания» эксплуатирует внутриквартальные тепловые сети протяженностью 368 км;

МУП «Энергетик» обслуживает 184,5 км внутриквартальных тепловых сетей.

Износ сетей, обслуживаемых городскими эксплуатирующими организациями, составляет 65 %. Срок службы магистральных тепловых сетей АО «Барнаульская теплосетевая компания» протяженностью 60 км, - более 25 лет. Тепловые сети МУП «Энергетик» эксплуатируются более 30 лет, фактический их износ составляет 60 %. Кроме того, в г. Барнауле имеются бесхозные тепловые сети с уровнем износа до 90 %.

Общая протяженность тепловых сетей г. Бийска на 2016 год составляет 294 км, при этом диаметр большей части сетей - менее 200 мм.

Основными теплосетевыми организациями в городе являются АО «БийскэнергоТеплоТранзит» и ООО «Теплоэнергогаз» (тепловые сети подключенные к котельным). Всего в эксплуатационной ответственности АО «БийскэнергоТеплоТранзит» находится 217 км трубопроводов тепловых сетей, в том числе 75 км надземной прокладки (в основном на низких опорах) и 142 км подземной прокладки. Общая протяженность тепловых сетей ООО «Теплоэнергогаз» - 66 км.

На сегодняшний день срок эксплуатации около 35 % трубопроводов тепловых сетей составляет свыше 25 лет. Большинство котельных ООО «Теплоэнергогаз» имеет степень износа тепловых сетей около 80 %, степень износа теплосетей АО «БийскэнергоТеплоТранзит» превышает 60 %.

Протяженность тепловых и паровых сетей в г. Рубцовске составляет 193,6 км, из них 103,1 км нуждаются в замене.

Основной организацией, эксплуатирующей в городе тепловые сети до августа 2016 года являлось МУП «Рубцовские тепловые сети» с 04.08.2016 тепловые сети переданы по договору аренды ОСП РТС АО «БТМК».

Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении в г. Новоалтайске составляет 81,9 км, из них 25,7 км нуждаются в замене.

Основной организацией, эксплуатирующей в городе тепловые сети, является МУП «Новоалтайские тепловые сети».

Протяженность тепловых и паровых сетей в г. Заринске в двухтрубном исчислении составляет 73,5 км, из них 15,6 км нуждаются в замене.

Основными организациями, эксплуатирующими в городе тепловые сети, являются ООО «ЖКУ» (обслуживает 44,08 км сетей) и МУП «Коммунальное хозяйство». Проблемой теплоснабжения города является износ сетей и теплотехнического оборудования.

В настоящее время в г. Камене-на-Оби теплоснабжение осуществляет МУП «Теплосети». Теплоснабжающие организации отпускают тепловую энергию потребителям на нужды теплоснабжения жилых, административных, а также некоторых промышленных предприятий района. Бесхозяйные тепловые сети отсутствуют.

Протяженность тепловых сетей г. Славгорода в двухтрубном исполнении составляет 71,7 км (из них 25,5 км нуждаются в замене). Годы ввода в эксплуатацию сетей - 1980 - 1990 годы, износ тепловых сетей составляет 80 %.

Единой теплоснабжающей организацией, обеспечивающей потребности города в тепловой энергии, является ООО «АТССлавгород» (обслуживает сети протяженностью 62,9 км в двухтрубном исчислении).

Уровень износа сетей и объектов теплоснабжения г. Алейска составляет 71 % (годы ввода в эксплуатацию – 1975 - 1995). Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении составляет 52,9 км, из них 16 км нуждаются в замене.

Основной организацией, эксплуатирующей тепловые сети и теплотехнические объекты, являются МУП «Тепло-1» и МУП «Тепло-2» (42,4 км в двухтрубном исчислении, диаметры труб от 20 мм до 250 мм).

Протяженность тепловых и паровых сетей в г. Яровое в двухтрубном исчислении составляет 59,8 км. Основной организацией, эксплуатирующей в городе тепловые сети, является МУП «ЯТЭК» (обслуживает сети протяженностью 48,9 км в однотрубном исчислении).

Общая протяженность тепловых сетей г. Белокуриха в двухтрубном исчислении составляет 19,45 км. Ввод сетей теплоснабжения в эксплуатацию осуществлен в 1977 году. Удельная аварийность магистральных тепловых сетей - 0,01 единицы/км.

Основной теплоснабжающей организацией, эксплуатирующей теплоисточники и все тепловые сети, является ЗАО «Теплоцентраль Белокуриха».

Протяженность тепловых и паровых сетей ЗАТО «Сибирский» в двухтрубном исчислении составляет 42,7 км, из них 23,5 км нуждаются в замене. Ввод сетей теплоснабжения в эксплуатацию осуществлен в 1983 году.

Теплоснабжение ЗАТО «Сибирский» осуществляется от сетей МУМКП, которое эксплуатирует муниципальную котельную и тепловые сети, находящихся в собственности МО. Протяжность магистральных трубопроводов тепловых сетей в однотрубном исполнении составляет 10,208 км, распределительных тепловых сетей - 29,535 км, трубопроводов горячего водоснабжения - 15,15 км. Общая протяжность тепловых сетей в двухтрубном исчислении составляет 42,214 км.

3.8. Структура установленной электрической мощности на территории Алтайского края

Особенность энергетической системы Алтайского края заключается в том, что выработка электроэнергии на территории региона осуществляется исключительно тепловыми электростанциями типа ТЭЦ.

Суммарная установленная мощность электростанций Алтайского края на конец 2016 года в зоне централизованного электроснабжения составляла 1544,1 МВт.

Таблица 13

Структура установленной мощности на территории Алтайского края

на конец 2016 года

CBНаименование объекта

CBУстановленная мощность, МВт

CBСтруктура,

CB%

LNВСЕГО

CB1544,1

CB100,0

LNв том числе

LNАЭС

CB0,0

LNТЭС

CB1544,1

CB100,0

LNв том числе

LNКЭС

CB0,0

LNиз них ПГУ

CB0,0

LNТЭЦ

CB1492,5

CB96,6

LNиз них ПГУ и ГТ-ТЭЦ

CB51,6

CB3,3

LNГЭС

CB0,0

LNНетрадиционные и возобновляемые источники энергии

CB0,0

LNв том числе

CB0,0

LNветровые ЭС

CB0,0

LNмини-ГЭС

CB0,0

LNгео ТЭС

CB0,0

LNсолнечные ЭС

CB0,0

LNПрочие

CB0,0

В рамках программы технического перевооружения энергообъектов группы «СГК» на Барнаульской ТЭЦ-2 был произведен вывод из эксплуатации трех паровых турбин, установленных в 50-х годах 20 века. По состоянию на 01.01.2014 установленная электрическая мощность Барнаульской ТЭЦ-2 уменьшилась до 200 МВт, а тепловая мощность - до 881,4 Гкал/ч. В феврале 2014 года после реконструкции введена в эксплуатацию турбина № 8, а в декабре 2014 года - турбина № 9. Установленная электрическая мощность Барнаульской ТЭЦ-2 на 31.12.2016 составила 275 МВт.

В 2016 году в Алтайской энергосистеме ввод и вывод электрических мощностей не осуществлялся.

Таблица 14

Структура установленной электрической мощности на 01.01.2017 на территории Алтайского края с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в 2016 году

(по данным генерирующих компаний)

МВт

CBНаименование электростанции

CBУстановлен-ная мощность

CBна 01.01.2017

CBВвод мощности

CBв 2016 году

CBРекон-струкция мощности

CBв 2016 году

CBПеремар-кировка

CBв 2016 году

CBДемонтаж мощности

CBв 2016 году

CBВывод мощности из консер-вации

CBв 2016 году

CBОграни-чение мощности на 01.01.2017

CBРаспола-гаемая мощность

CBна 01.01.2017

LNВсего, в том числе

CB1544,1

CB0,0

CB14,6

CB1529,5

LNБарнаульская ТЭЦ-2

CB275,0

CB0,0

CB275,0

LNБарнаульская ТЭЦ-3

CB445,0

CB0,0

CB445,0

LNБийская ТЭЦ

CB505,0

CB0,0

CB505,0

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB200,0

CB0,0

CB200,0

LNРубцовская ТЭЦ ООО «ИДК»

CB18,0

CB0,0

CB18,0

LNБарнаульская ГТ ТЭЦ

CB36,0

CB0,0

CB36,0

LNТЭЦ МУП «ЯТЭК»

CB24,0

CB0,0

CB14,6

CB9,4

LNТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

CB18,0

CB0,0

CB18,0

LNБелокурихинская ГП ТЭС

CB15,6

CB0,0

CB0

CB15,6

LNВсего по зоне централи-зованного электроснаб-жения

CB1536,6

CB0,0

CB14,6

CB1522,0

LNТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

CB7,5

CB0,0

CB7,5

3.9. Состав существующих электростанций Алтайского края

На конец 2016 года основной проблемой существующих электростанций оставалось старение энергетического оборудования. К 2016 году возраст 30 и более лет имеет оборудование суммарной установленной мощностью 859 МВт, что составляет 55,9 % от установленной мощности электростанций энергосистемы Алтайского края. На ТЭЦ Барнаульского и Бийского энергорайонов работает оборудование, произведенное еще в середине 20-го века.

Основными собственниками существующих электростанций, функционирующих в Алтайском крае, являются группа «СГК», которой принадлежит 46,63 % от суммарной установленной мощности, АО «СИБЭКО» - 32,71% и ПАО «Новолипецкий металлургический комбинат» (ПАО «НЛМК») с долей 12,95 %.

Рисунок 2. Структура установленной мощности по видам собственности

Таблица 15

Состав (перечень) электростанций мощностью 5 МВт и выше в Алтайском крае по состоянию на 01.01.2017

(по данным генерирующих компаний)

CBНаименование

CB(компания)

CBНомер агрегата

CBТип

CBоборудования

CBГод ввода

CBВид топлива

CBМесто

CBрасположения

CBУстановленная мощность

CBМВт

CBГкал/ч,

CB(т/ч)

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

CB8

LN1. Электростанции

LNгруппы «СГК», всего

CB720,0

CB3037,0

LNв том числе:

LNБарнаульская ТЭЦ-2

LNАО «Барнаульская гене-рация»

LN5 паровые турбины и 12 паровых котлов

CBкузнецкий уголь, мазут, природный газ

CBг. Барнаул,

CB ул. Бриллиантовая, д. 2

CB275,0

CB1087,0

LNТГ 05

LNпаровая турбина

LNПТ-60-120/13

CB1962

CB60,0

CB139,0

LNТГ 06

LNпаровая турбина

LNПР-60-120/13

CB2001

CB60,0

CB139,0

LNТГ 07

LNпаровая турбина

LNР-25-130/1

CB1967

CB25,0

CB123,0

LNТГ 08

LNпаровая турбина

LNТ 65-130-2М

CB2014

CB65,0

CB103,0

LNТГ 09

LNпаровая турбина

LNТ 65-130-2М

CB2014

CB65,0

CB103,0

LNКП 06

LNкотел паровой БКЗ 210-140Ф

CB1961

CBуголь

CB-

CB126

LNКП 07

LNкотел паровой БКЗ 210-140Ф

CB1962

CBуголь

CB-

CB126

LNКП 09

LNкотел паровой БКЗ 210-140Ф

CB1964
CBгаз
CB
CB-
CB126
LNКП 10
LNкотел паровойБКЗ 220-140Ф220

CB1967

CBуголь

CB-

CB129,1

LNКП 11

LNкотел паровой БКЗ 250-140Ф

CB1967

CBуголь

CB-

CB146,7

LNКП 12

LNкотел паровой БКЗ 250-140Ф

CB1967

CBуголь

CB-

CB146,7

LNКП 13

LNкотел паровой БКЗ 210-140Ф-4

CB1969

CBуголь

CB-

CB126

LNКП 14

LNкотел паровой БКЗ 210-140Ф-4

CB1970

CBуголь

CB-

CB126

LNКП 15

LNкотел паровой БКЗ 210-140Ф-4

CB1971

CBуголь

CB-

CB126

LNКП 16

LNкотел паровой БКЗ 210-140Ф-4

CB1971

CBуголь

CB-

CB126

LNКП 17

LNкотел паровой БКЗ 210-140-2

CB1972

CBуголь

CB-

CB126

LNКП 18

LNкотел паровой БКЗ 210-140-2

CB1973

CBуголь

CB-
CB126
LNБарнаульская ТЭЦ-3 АО «Барнаульская ТЭЦ-3»
LN
CB
LN3 паровые турбины,
LN5 паровых котлов,7 водогрейных кот-лов, 2 паровых котла вертикально-водот-рубных

CBканско-ачинский уголь, природный газ, мазут

CBг. Барнаул,

CBул. Трактовая,

CBд. 7

CB445,0

CB1450,0

CBТГ № 1

LNпаровая турбина

LNПТ-80/100-130/13

CB1982

CB80,0

CB180,0

CBТГ № 2

LNтурбина

LNТ-175/210-130

CB1983

CB175,0

CB270,0

CBТГ № 3

LNтурбина

LNТ-190/220-130

CB1986

CB190,0

CB270,0

CBКП № 1

LNпаровой котел

LNБКЗ-420-140ПТ-2

CB1981

CBуголь

CB-

CBКП № 2

LNпаровой котел

LNБКЗ-420-140ПТ-2

CB1983

CBуголь

CB-

CBКП № 3

LNпаровой котел

LNБКЗ-420-140ПТ-2

CB1983

CBуголь

CB-

CBКП № 4

LNпаровой котел

LNБКЗ-420-140ПТ-2

CB1985

CBуголь

CB-

CBКП № 5

LNпаровой котел

LNБКЗ-420-140Ж

CB1986

CBуголь

CB-

CBКВ 01

LNкотел водогрейный

LNПТВМ-100

CB1977

CBмазут

CB-

CB100,0

CBКВ 02

LNкотел водогрейный

LNПТВМ-100

CB1977

CBмазут

CB-

CB100,0

CBКВ 03

LNкотел водогрейный

LNПТВМ-100

CB1978

CBмазут

CB-

CB100,0

CBКВ 04

LNкотел водогрейный

LNКВГМ-116,3-150

CB1987

CBгаз

CB-

CB100,0

CBКВ 05

LNкотел водогрейный

LNКВГМ-116,3-150

CB1989

CBгаз

CB-

CB100,0

CBКВ 06

LNкотел водогрейный

LNКВГМ-116,3-150

CB1992

CBгаз

CB-

CB100,0

CBКВ 07

LNкотел водогрейный

LNКВГМ-116,3-150

CB1994

CBгаз

CB-

CB100,0

CBКП 08

LNпаровой котел

LNДЕ-25-14-225ГМ

CB1995

CBмазут

CB-

CB15,0

CBКП 09

LNпаровой котел

LNДЕ-25-14-225ГМ

CB1995

CBмазут

CB-

CB15,0

LNРайонная водогрейная котельная АО «Барна-ульская теплосетевая компания»

LN5 водогрейных котлов

CBприродный газ, резервное топливо -мазут

CBг. Барнаул,

CB ул. Космонавтов,

CB д. 14 ж

CB500,0

CBВК № 1

LNкотел водогрейный ПТВМ-100

CB1969

CBгаз

CB-

CB100,0

CBВК № 2

LNкотел водогрейный ПТВМ-100

CB1969

CBгаз

CB-

CB100,0

CBВК № 3

LNкотел водогрейный ПТВМ-100

CB1974

CBгаз

CB-

CB100,0

CBВК № 4

LNкотел водогрейный ПТВМ-100

CB1974

CBгаз

CB-

CB100,0

CBВК № 5

LNкотел водогрейный ПТВМ-100

CB1975

CBгаз

CB-

CB100,0

LN2. Прочие производители электроэнергии и станции промышленных предп-риятий - всего

CB816,6

CB3398,1

LNв том числе:

LNБийская ТЭЦ АО «Бийск-энерго»

LN7 паровых турбин,

LN8 паровых котлов

CBг. Бийск

CB505,0

CB981,0

CBТГ-1

LNпаровая турбина

LNПТ-25-90/10

CB1957

CB25,0

CB108,0

CBТГ-3

LNпаровая турбина

LNПТ-50-130/13

CB1964

CB50,0

CB128,0

CBТГ-4

LNпаровая турбина

LNПТ-50-130/13

CB1966

CB50,0

CB128,0

CBТГ-5

LNтурбина Т-50-130

CB1967

CB50,0

CB92,0

CBТГ-6

LNтурбина

LNТ-100/120-130-3

CB1974

CB110,0

CB175,0

CBТГ-7

LNтурбина

LNТ-110/120-130-4

CB1988

CB110,0

CB175,0

CBТГ-8

LNтурбина

LNТ-110/120-130-5

CB1990

CB110,0

CB175,0

CBКП-7

LNпаровой котел

LNБКЗ-210-140Ф

CB1966

CBуголь

CB-

CB125,0

CBКП-10

LNпаровой котел

LNБКЗ-210-140-7

CB1972

CBуголь

CB-

CB125,0

CBКП-11

LNпаровой котел

LNБКЗ-210-140-7

CB1973

CBуголь

CB-

CB125,0

CBКП-12

LNпаровой котел

LNБКЗ-210-140-7

CB1976

CBуголь

CB-

CB125,0

CBКП-13

LNпаровой котел

LNБКЗ-210-140

CB1976

CBуголь

CB-

CB125,0

CBКП-14

LNпаровой котел

LNТПЕ-430-А

CB1988

CBуголь

CB-

CB287,0

CBКП-15

LNпаровой котел

LNТПЕ-430-А

CB1990

CBуголь

CB-

CB287,0

CBКП-16

LNпаровой котел

LNТПЕ-430-А

CB2002

CBуголь

CB-

CB287,0

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

LN3 паровые турбины,

LN4 паровых котла

CBкоксовый газ, мазут, горючая смесь

CBг. Заринск,

CBул. Притаежная,

CB д. 2

CB200,0

CB1321,0

CBТГ № 1

LNпаровая турбина

LNПТ-60-130/13

CB1981

CB60,0

CB138,0

CBТГ № 2

LNпаровая турбина

LNПТ-60-130/13

CB1982

CB60,0

CB138,0

CBТГ № 3

LNпаровая турбина

LNПТ-80-130/13

CB1987

CB80,0

CB185,0

CBКП № 1

LNпаровой котел

LNБКЗ-320-140ГМ7

CB1981

CBкоксовый газ, мазут, горючая смесь

CB-

CB285,0

CBКП № 2

LNпаровой котел

LNБКЗ-320-140ГМ7

CB1982

CBкоксовый газ, мазут, горючая смесь

CB-

CB285,0

CBКП № 3

LNпаровой котел

LNБКЗ-420-140НГМ4

CB1985

CBкоксовый газ, мазут, горючая смесь

CB-

CB375,0

CBКП № 4

LNпаровой котел

LNБКЗ-420-140НГМ4
CB1995
CBкоксовый газ, мазут, горючая смесь
CB
CB-
CB375,0
LNРубцовская ТЭЦООО «ИДК»

LN2 паровых турбины,

LN5 паровых котлов

CB18,0

CB675,0

CBТГ № 5

LNтурбина Р-12-29/1,2

CB1952

CB12,0

CB81,0

CBТГ № 6

LNтурбина АР-6-10

CB1961

CB6,0

CB60,0

CBКП № 5

LNпаровой котел «Рил-лей-стокер» JPR-28

CB1949

CBуголь

CB-

CB75,0

CBКП № 6

LNкотел барабанный

LNТП-150

CB1955

CBуголь

CB-

CB150,0

CBКП № 7

LNкотел барабанный ТП-150

CB1964

CBуголь

CB-

CB150,0

CBКП № 8

LNкотел барабанный ТП-150

CB1977

CBуголь

CB-

CB150,0

CBКП № 9

LNкотел барабанный ТП-150

CB1979

CBуголь

CB-

CB150,0

LNБарнаульская ГТ ТЭЦ

LN4 газотурбинные установки

CBприродный газ

CBг. Барнаул,

CBул. Ткацкая, д. 77г

CB36,0

CB80,0

CBГТУ № 1

LNГТЭ-009

CB2007

CBгаз

CB9,0

CB20,0

CB№ 2

LNГТЭ-009

CB2007

CBгаз

CB9,0

CB20,0

CB№ 3

LNГТЭ-009

CB2007

CBгаз

CB9,0

CB20,0

CB№ 4

LNГТЭ-009

CB2007

CBгаз

CB9,0

CB20,0

LNМУП «ЯТЭК»

LN2 паровые турбины и 5 паровых котлов

CBКузнецкий уголь

CBг. Яровое,

CBпл. Предзаводская, д. 1

CB24,0

CB276,7

CBТА № 6

LNпаровая турбина ПТ-12-35/10М

CB2008

CB12,0

CB65,0

CBТА № 7

LNпаровая турбина

LNР-12-35/5

CB2010
CB
CB
CB12,0
CB85,0
CBКА № 7
LNпаровой котелБКЗ-50-39ф

CB1963

CB-

CB39,5

CBКА № 8

CBКА № 9

CBКА № 10

CBКА № 11

LNпаровой котел

LNБКЗ-75-39ф (4 шт.)

CB1987

CB1970

CB1971

CB1974

CBуголь

CB-

CB59,3

LNТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

LN3 турбогенератора и 6 котлоагрегатов

CBуголь, резервное топливо – мазут

CBБлаговещенский район, р.п. Степное Озеро

CB18,0

CB174,9

CBТА № 1

LNтурбина П-6-35/5

CB1992

CB6,0

CBТА № 4

LNтурбина ПР-6-35/10/5

CB1976

CB6,0

CBТА № 5

LNтурбина ПР-6-35/10/5

CB1979

CB6,0

CBКА № 1

CBКА № 2

CBКА № 3

LNпаровой котел

LNТП-35-У (3 шт.)

CB1962,

CB1963, 1964

CBуголь, мазут

CB-

CB24

CBКА № 4

CBКА № 5

CBКА № 6

LNпаровой котел

LNК-50-40 (3 шт.)

CB1976, 1982, 1983

CBуголь, мазут

CB-

CB34,3

LNБелокурихинская ГП ТЭС ООО «ПрогрессАгро-Пром»

LN8 ГПА Caterpiller

CB15,6

CB16,2

CBГПА № 1, ГПА № 2, ГПА № 3, ГПА № 4, ГПА № 5, ГПА № 6, ГПА № 7, ГПА № 8

LNгазопоршневой агрегат Caterpiller

LNG3520 C

CB2010

CBприродный газ

CB1,95

CBКУ № 1

CBКУ № 2

CBКУ № 3

CBКУ № 4

CBКУ № 5

CBКУ № 6

CBКУ № 7

CBКУ № 8

LNкотел-утилизатор

LN№-25-750/4000-1H

CB2010

CB-

CB2,025

LNВсего по зоне централизо-ванного электроснабжения

CB1536,6

CB6435,1

LNТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

LN3 паровые турбины, 5 паровых котлов

CBприродный газ, мазут- резервное топливо

CBПавловский р-н,

CBс. Черемное, Станционный переулок, д. 1

CB7,5

CB-

CBТГ

LNтурбина паровая

LNP 2,5-21/3

CB1993

CB2,5

CBТГ

LNтурбина паровая

LNP 2,5-21/4

CB1994

CB2,5

CBТГ

LNтурбина паровая

LNP 2,5-15/3

CB2007

CB2,5

CB78

CBКП

LNкотел ДЕ 25-24-380 ГМ

CB1990

CBгаз, мазут

CB18,6

CB16

CBКП

LNкотел ДЕ 25-24-380 ГМ

CB1990

CBгаз, мазут

CB18,6

CB16

CBКП

LNкотел ДЕ 25-24-380 ГМ

CB1992

CBгаз, мазут

CB18,6

CB16

CBКП

LNкотел ДЕ 25-24-380 ГМ

CB1993

CBгаз, мазут

CB18,6

CB16

CBКП

LNкотел ДЕ 16-24-380 ГМ

CB2002

CBгаз, мазут

CB-

CB14

LNИтого

CB1544,1

CB6435,1

3.10. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

В Алтайском крае 100 % электрической энергии вырабатывается на тепловых электростанциях.

Таблица 16

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций в Алтайском крае за 2015 - 2016 годы (по данным генерирующих компаний)

CBНаименование объекта

CBВыработка электроэнергии в 2015 году,

CBмлн. кВт'ч

CBВыработка электроэнергии в 2016 году,

CBмлн. кВт'ч

CBДоля в

CB2016 году,

CB%

CBИзменение выработки к предыдущему году, %

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

LNБарнаульская ТЭЦ-2

CB1062,5

CB1310,0

CB17,00

CB23,29

LNБарнаульская ТЭЦ-3

CB2469,7

CB2535,0

CB32,83

CB2,64

LNБийская ТЭЦ

CB2682,7

CB2664,5

CB34,51

CB-0,68
LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»
CB1089,2
CB992,1
CB12,79
CB-8,91
LNРубцовская ТЭЦООО «ИДК»

CB41,0

CB38,5

CB0,50

CB-6,1

LNБарнаульская ГТ ТЭЦ

CB0,4

CB1,3

CB0,017

CB225,0

LNТЭЦ МУП «ЯТЭК»

CB70,35

CB77,3

CB1,00

CB9,88

LNТЭЦ ОАО «Кучуксуль-фат»

CB53,3

CB61,4

CB0,79

CB14,82

LNБелокурихинская ГП ТЭС

CB17,2

CB18,9

CB0,24

CB9,88

LNТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

CB26,1

CB24,5

CB0,31

CB-6,2

LNИтого,

LNв том числе:

CB7512,45

CB7723,5

CB100,0

CB2,8

LNАЭС

CB0,0

LNТЭС,

LNв том числе:

CB7512,45

CB7723,5

CB100,0

CB2,8

LNКЭС,

LNв том числе:

CB0,0

LNПГУ

CB0,0

LNТЭЦ,

LNв том числе:

CB7512,45

CB7723,5

CB100,0

CB2,8

LNГЭС

CB0,0

LNнетрадиционные и возобновляемые источники энергии,

LNв том числе:

CB0,0

LNветровые ЭС

CB0,0

LNмини-ГЭС

CB0,0

LNгео ТЭС

CB0,0

LNсолнечные ЭС

CB0,0

LNпрочие

CB0,0

Таблица 17

Структура производства электроэнергии в Алтайском крае по видам собственности на конец 2016 года (по данным генерирующих компаний)

CBСобственник

CBНаименование объекта

CBУстанов-ленная мощность, МВт

CBПроизводство электроэнер-гии,

CBмлн. кВт·ч

CBСтруктура, %

LNАО «Барнаульская генерация» (группа «СГК»)

LNБарнаульская ТЭЦ-2

CB275,0

CB1310,0

CB17,00

LNАО «Барнаульская ТЭЦ-3» (группа «СГК»)

LNБарнаульская ТЭЦ-3

CB445,0

CB2535,0

CB32,83

LNАО «Бийскэнерго»

LN(ДЗО АО «СИБЭКО»)

LNБийская ТЭЦ

CB505,0

CB2664,5

CB34,51

LNОАО «Алтай-Кокс»

LN(ПАО «Новолипецкий металлургический комбинат» (ПАО «НЛМК»)

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB200,0

CB992,1

CB12,79

LNООО «ИДК»

LNРубцовская ТЭЦ

CB18,0

CB38,5

CB0,50

LNАО «ГТ-ТЭЦ Энерго»

LNБарнаульская ГТ-ТЭЦ

CB36,0

CB1,3

CB0,017

LNМуниципальная собственность

LNг. Яровое

LNМУП «ЯТЭК»

CB24,0

CB77,3

CB1,00

LNООО «Капок Инвестментс ЛТД»

LNТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

CB18,0

CB61,4

CB0,79

LNЗАО «Инновация»

LNБелокурихинская ГП ТЭС

CB15,6

CB17,2

CB0,24

LNОАО «Черемновс-кий сахарный завод» (ДЗО ОАО «Южный Сахар - Холдинг»)

LNТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

CB7,5

CB24,5

CB0,31

LNИтого

CB1544,1

CB7723,5

CB100,0

В Алтайском крае к концу 2016 года аналогично с предыдущими 5-ю годами было три основных собственника (группа «СГК», АО «СИБЭКО» и ПАО «Новолипецкий металлургический комбинат» (ПАО «НЛМК»)), на долю которых приходилось большинство произведенной электроэнергии. В 2015 году эта доля составляла 97,6 %, в 2016 году она изменилась незначительно, и составила 97,3 %.

Рисунок 3. Структура выработки электроэнергии по видам собственности на территории Алтайского края в 2016 году

3.11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности в энергосистеме Алтайского края за 2012 - 2016 годы

Энергосистема Алтайского края не располагает достаточной установленной мощностью для покрытия максимума нагрузки.

Таблица 18

Балансы мощностей энергосистемы Алтайского края на максимум нагрузки за 2012 – 2016 годы

тыс. кВт

CBПоказатели

CBГоды

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

CB2016

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CBБаланс мощности на час максимума нагрузки совмещенный с ЕЭС России

LNДата максимума ЕЭС Рос-сии (время московское)

CB21.12.2012 10:00

CB18.01.2013 10:00

CB31.01.2014 10:00

CB26.01.2015 18:00

CB20.12.2016

CB17:00

LNМаксимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России)

CB1865,0

CB1561,0

CB1726,06

CB1654,94

CB1576,00

LNНагрузка электростанций,

LNвсего,

LNв том числе

CB1114,6

CB1038,8

CB991,0

CB1226,1

CB1181,0

LNТЭС,

LNв том числе

CB994,5

CB895,0

CB845,5

CB1075,1

CB1045,0

LNБарнаульская ТЭЦ-2

CB172,9

CB168,8

CB137,4

CB274,4

CB206,0

LNБарнаульская ТЭЦ-3

CB382,5

CB327,4

CB398,8

CB391,0

CB421,0

LNАО «Бийскэнерго»

CB429,9

CB398,9

CB309,3

CB409,8

CB412,0

LNБарнаульская ГТ ТЭЦ

CB0,0

LNБелокурихинская ГП ТЭС

CB9,2

CB0,0

CB6,0

LNЭлектростанции пром-предприятий,

LNв том числе

CB120,1

CB143,8

CB145,4

CB150,9

CB136,0

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB81,1

CB114,8

CB112,4

CB118,9

CB101,0

LNМУП «Рубцовский тепловой комплекс»

CB15,0

CB13,0

CB-

LNТЭЦ ООО «ИДК»

CB0,0

CB12,0

CB8,0

LNТЭЦ МУП «ЯТЭК»

CB17,0

CB8,0

CB14,0

CB12,0

LNТЭЦ ОАО «Кучуксуль-фат»

CB7,0

CB6,0

CB10,0

LNТЭЦ ОАО «Черемновс-кий сахарный завод»

CB0,0

CB5,0

LNСальдо перетоков

CB750,4

CB522,2

CB735,1

CB428,8

CB395,0

CBБаланс мощности на час максимума нагрузки энергосистемы Алтайского края

LNДата максимума энерго-системы Алтайского края (время московское)

CB21.12.2012 07:00

CB09.01.2013 08:00

CB03.02.2014 07:00

CB27.01.2015 08:00

CB22.11.2016

CB14:00

LNМаксимум нагрузки

CB1964

CB1783

CB1871,46

CB1789,67

CB1780,00

LNНагрузка электростан-ций, всего,

LNв том числе

CB1211,0

CB1072,0

CB1036,8

CB1290,8

CB1169,0

LNТЭС,

LNв том числе

CB1094,0

CB934,0

CB893,3

CB1138,5

CB1029,0

LNБарнаульская ТЭЦ-2

CB175,0

CB170,0

CB140,3

CB275,7

CB208,0

LNБарнаульская ТЭЦ-3

CB430,0

CB323,0

CB400,0

CB423,2

CB389,0

LNООО «Бийскэнерго»

CB480,0

CB427,0

CB343,0

CB426,3

CB427,0

LNБарнаульская ГТ ТЭЦ

CB0,0

LNБелокурихинская ГП ТЭС

CB9,0

CB14,0

CB10,0

CB13,3

CB5,0

LNЭлектростанции пром-предприятий,

LNв том числе

CB117,0

CB138,0

CB143,5

CB152,3

CB140,0

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB78,0

CB102,0

CB111,5

CB120,3

CB112,0

LNМУП «Рубцовский тепловой комплекс»

CB15,0

CB16,0

CB12,0

CB-

LNТЭЦ ООО «ИДК»

CB0,0

CB12,0

CB8,0

LNТЭЦ МУП «ЯТЭК»

CB17,0

CB13,0

CB14,0

CB12,0

LNТЭЦ ОАО «Кучуксуль-фат»

CB7,0

CB6,0

CB8,0

LNТЭЦ ОАО «Черемновс-кий сахарный завод»

CB0,0

LNСальдо перетоков
CB753,0
CB711,0
CB834,6
CB498,9
CB611,0
Электростанциями Алтайского края производится около 3/4 потреб-ляемой регионом электроэнергии. В период 2010 - 2013 годов сложилась положительная тенденция увеличения доли собственной выработанной электроэнергии в общем объеме электропотребления. Так, если в 2010 году доля вырабатываемой в крае электроэнергии в общем объеме электропотребления составляла 64,4 %, то в 2016 году этот показательравен 75 %.

Таблица 19

Баланс электрической энергии энергосистемы Алтайского края

за 2012 - 2016 годы (по данным Алтайкрайстата)

CBПоказатели

CBЕдиницы измерения

CBГоды

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

CB2016*

LNЭлектропотребление по территории энер-госистемы

CBмлн. кВт'ч

CB11116,0

CB10814,5

CB10998,4

CB10657,9

LNПередача электро-энергии за пределы Алтайского края

LNмлн. кВт'ч

CB2742,0

CB2319,1

CB2368,1

CB3227,0

LNВыработка, всего,

LNв том числе

LNмлн. кВт'ч

CB7226,0

CB6422,0

CB6787,0

LNАЭС

LNмлн. кВт'ч

CB0,0

LNГЭС

LNмлн. кВт'ч

CB0,0

LNТЭС

LNмлн. кВт'ч

CB0,0

LNКЭС

LNмлн. кВт'ч

CB0,0

LNТЭЦ

LNмлн. кВт'ч

CB7226,0

CB6422,0

CB6787,0

LNВИЭ

LNмлн. кВт'ч

CB0,0

LNПолучение электро-энергии из смежных энергосистем

LNмлн. кВт'ч

CB6633,0

CB6711,4

CB6579,3

CB6375,8

LNЧисло часов исполь-зования установлен-ной мощности электростанций

LNАЭС

CBчас. в год

CB0,0

LNГЭС

CBчас. в год

CB0,0

LNТЭС

CBчас. в год

CB4543,0

CB4168,0

LNКЭС

CBчас. в год

CB0,0

LNТЭЦ

CBчас. в год

CB4543,0

CB4168,0

LNВИЭ

CBчас. в год

CB0,0

LNСальдированное получение электроэнергии Алтайским краем

CBмлн. кВт'ч

CB3891,0

CB3602,6

CB3332,6

* - оперативная информация

Таблица 20

Баланс электрической энергии энергосистемы

Алтайского края за 2012 - 2016 годы

(по данным Алтайского РДУ)

LNПоказатели

CBЕдиница измерения

CBГоды

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

CB2016

LNЭлектропотребление по территории энер-госистемы

CBмлн. кВт'ч

CB10532,4

CB10286,7

CB10370,6

CB10139,5

CB10296

LNВыработка, всего,

LNв том числе

CBмлн. кВт'ч

CB7265,2

CB6405,5

CB6765,7

CB7486,7

CB7714,0

LNАЭС

LNмлн. кВт'ч

CB0,0

LNГЭС

LNмлн. кВт'ч

CB0,0

LNТЭС

LNмлн. кВт'ч

CB7265,2

CB6405,5

CB6765,7

CB7486,7

CB7714,0

LNКЭС

LNмлн. кВт'ч

CB0,0

LNТЭЦ

LNмлн. кВт'ч

CB7265,2

CB6405,5

CB6765,7

CB7486,7

CB7714,0

LNВИЭ

LNмлн. кВт'ч

CB0,0

LNСальдированное по-лучение электро-энергии Алтайским краем

LNмлн. кВт'ч
CB3267,2
CB3881,2
CB3604,9
CB2652,8
CB2582,0
В период c 2013 по 2016 год выработка электроэнергии в Алтайском крае увеличивалась и в 2016 году достигла максимального значения.По состоянию на начало 2017 года регион является энерго- зависимым. Сальдированное получение электроэнергии остается на уровне 2,6 млрд. кВт*ч в год.

Рисунок 4. Сальдированное получение электроэнергии энергосистемой Алтайского края за 2012 - 2016 годы

3.12. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 2012 - 2016 годы

Энергоемкость ВРП в Алтайском крае в период 2010 - 2015 годов снизилась с 27,86 кг у.т. на 1000 рублей в 2010 году до 24,37 кг у.т. на1000 рублей в 2015 году.

Потребление электроэнергии на душу населения в 2008 - 2015 годах выросло. Вероятной причиной этого является улучшение уровня жизни проживающих в регионе и рост жилищного строительства. В этой связи очевидна необходимость внедрения в повседневную жизнь энергосбере-гающих технологий.

Таблица 21

Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности Алтайского края в 2012 - 2016 годах

CBНаименование показателей,

CBединицы измерения

CBГоды

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

CB2016

LNЭнергоемкость ВРП, кг у.т./1000 руб.

CB24,50

CB24,40

CB22,60

CB20,60

CB19,70

LNЭлектроемкость ВРП, тыс. кВт'ч/1000 руб. (или кВт'ч/руб.)

CB0,025

CB0,024

CB0,023

CB0,021

CB0,020

LNПотребление электроэнергии на душу населения, кВт'ч/чел.

CB1172,1

CB1118,9

CB1107,1

CB1009,5

LNЭлектровооруженность труда в эко-номике, кВт'ч на одного занятого в экономике

CB10310,7

CB9924,5

CB9807,9

CB9800,0

Наиболее высокая электровооруженность труда в Алтайском крае наблюдается в отрасли производства и распределении электроэнергии, газа и воды, а также в добыче полезных ископаемых. Выше среднего уровня электровооруженность труда в наблюдается в отрасли обрабатывающих производств. Самый низкий уровень электровооруженности труда - в строительстве и сельском хозяйстве.

Таблица 22

Электровооруженность труда в экономике Алтайского края

в 2012 - 2016 годах

кВт/ч на одного занятого в экономике

CBВид экономической деятельности

CBГоды

CB2012

CB2013

CB2014

CB2015

CB2016*

CB1

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

LNВсего
CB10310,7
CB9924,5
CB9807,9
CB9800,0
CB9800,0
LNРаздел А. Сельскоехозяйство, охота и лесное хозяйство

CB1877,1

CB1845,1

CB1838,7

LNРаздел B. Рыболовство, рыбоводство

CB-

LNРаздел C. Добыча полезных ископаемых

CB33561,0

CB33560,0

CB33505,0

CB33496,3

LNРаздел D. Обрабатывающие производства

CB26319,0

CB26314,0

CB26304,0

CB26289,9

LNРаздел E. Производство и распределение электроэнергии, газа и воды

CB32815,0

CB32808,0

CB32801,0

CB32789,3

LNРаздел F. Строительство

CB1489,8

CB1469,8

CB1462,8

CB1448,7

LNРаздел I. Транспорт и связь

CB10913,4

CB10905,7

CB10901,2

CB10892,3

LNРаздел O. Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг

CB4262,8

CB4252,1

CB4244,7

CB4229,6

*- оперативная информация

3.13. Основные характеристики электросетевого хозяйства Алтайского края классом напряжения 110 кВ и выше

Электрические сети классом напряжения 110 кВ и выше в Алтайском крае включают в себя:

магистральные сети классов напряжения 220, 500, 1150 кВ и распределительные сети 110 кВ, находящиеся на балансе ЗСП МЭС;

распределительные сети класса напряжения 110 кВ, находящиеся на балансе Алтайэнерго;

распределительные сети класса напряжения 110 кВ, находящиеся на балансе БСК;

распределительные сети класса напряжения 110 кВ, находящиеся на балансе ОАО «РЖД».

ПС классом напряжения 110 кВ и выше в Алтайском крае включают в себя:

ПС 1150 кВ, ПС 500 кВ и 220 кВ ЗСП МЭС;

ПС 220 кВ ОАО «РЖД»;

ПС 110 кВ Алтайэнерго;

ПС 110 кВ СК Алтайкрайэнерго;

ПС 110 кВ БСК;

ПС 110 кВ ООО «Энергия-Транзит».

ПС 220-1150 кВ энергосистемы Алтайского края: ПС 1150 кВ Алтай (подключена на напряжение 500 кВ и работает в качестве распределительного пункта), 2 ПС 500 кВ Барнаульская и Рубцовская, имеющие связь между собой по ВЛ 500 кВ, и 14 ПС 220 кВ Чесноковская, Власиха, Бийская, Южная, Светлая, Горняк, Урываево, Плотинная, Смазнево, Троицкая, Тягун, Шпагино, Световская и Ларичиха.

Таблица 23

Сводные данные по ПС класса напряжения 110 кВ и выше

(по состоянию на 31.12.2016)

CBПоказатель

CBКласс напряжения ПС, кВ

CB110

CB220

CB500

CB1150

LNКоличество, шт.

CB193

CB14

CB2

CB1

3.14. Основные внешние электрические связи энергосистемы Алтайского края

Энергосистема Алтайского края связана с энергосистемами соседних субъектов Российской Федерации и с ОЭС Республики Казахстан. За счет этих связей осуществляется переток электрической энергии и мощности по межсистемным линиям электропередачи напряжением 110, 220 и 500 кВ для обеспечения потребности региона.

Таблица 24

Внешние электрические связи энергосистемы Алтайского края

CB№ п/п

CBКласс напряжения

CBНаименование ЛЭП

CBПротяженность по территории Алтайского края, км

CB1

CB2

CB3

CB4

CBс Красноярской энергосистемой

CB1

LN500 кВ

LNВЛ 500 кВ Алтай - Итатская

CB134,68

CBс Кузбасской энергосистемой

CB2

LN500 кВ

LNВЛ 500 кВ Новокузнецкая - Барнаульская

CB163,5

CB3

LN220 кВ

LNВЛ 220 кВ Артышта - Смазнево

CB54,7

CB4

LN220 кВ

LNВЛ 220 кВ Бачатская - Тягун

CB17,7

CB5

LN110 кВ

LNВЛ 220 кВ Бенжереп - Ельцовка

CB48,8

CBс Новосибирской энергосистемой

CB6

LN500 кВ

LNВЛ 500 кВ Заря - Алтай

CB176,8

CB7

LN220 кВ

LNВЛ 220 кВ Ларичиха - Сузун

CB122,9

CB8

LN220 кВ

LNВЛ 220 кВ Сузун - Светлая

CB96,4

CB9

LN220 кВ

LNВЛ 220 кВ Урываево - Зубково

CB85,7

CB10

LN220 кВ

LNВЛ 220 кВ Световская - Краснозерская

CB98,0

CB11

LN110 кВ

LNВЛ 110 кВ Усть-Тальменская – Ново-Черепановская (Ю-13)

CB43,1

CB12

LN110 кВ

LNВЛ 110 кВ Посевная - Усть-Тальменская с отпайками (Ю-14)

CB43,1

CB13

LN110 кВ

LNВЛ 110 кВ Крутиха - Кочки

CB68,6

CBс ОЭС Республики Казахстан

CB14

LN500 кВ

LNВЛ 500 кВ Экибастузская - Алтай

CB372,23

CB15

LN500 кВ

LNВЛ 500 кВ ЕЭК - Рубцовская

CB163,4

CB16

LN500 кВ

LNВЛ 500 кВ Рубцовская - Усть-Каменогорск

CB79,5

CB17

LN110 кВ

LNВЛ 110 кВ Маралды - Кулунда

CB137,6

CB18

LN110 кВ

LNВЛ 110 кВ Маралды - Кулунда

CB131,6

CB19

LN110 кВ

LNВЛ 110 кВ Павлодар - Кулунда

CB21,6

CB20

LN110 кВ

LNВЛ 110 кВ Горняк - Жезкент

CB8,4

CB21

LN110 кВ

LNВЛ 110 кВ Горняк - Жезкент

CB8,4

Рисунок 5. Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Алтайского края

Таблица 25

Поступление и отпуск электрической энергии (мощности) на территории Алтайского края в смежные субъекты Российской Федерации (Республика Алтай, Новосибирская область, Кемеровская область)

за 2012-2016 годы

тыс. кВт

CB№ п/п

CBНаименование ВЛ

CB2012 год

CB2013 год

CB2014 год

CB2015 год

CB2016 год

CBпоступле-ние

CBотпуск

CBпоступле-ние

CBотпуск

CBпоступле-ние

CBотпуск

CBпоступле-ние

CBотпуск

CBпоступле-ние

CBотпуск

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

CB8

CB9

CB10

CB11

CB12

CB1

LNВЛ-110 ОМ-139 Отпайка –Майма

LN192,0

LN171056,0

LN354,0

LN169556,0

LN354,0

LN171092,0

LN706,0

LN166935,0

LN550,0

LN165941,0

CB2

LNВЛ-110 БМ-85 Быстрянка –Майма

LN1243,0

LN141163,0

LN583,0

LN145467,0

LN1187,0

LN140431,0

LN560,0

LN144719,0

LN2208,0

LN141066,0

CB3

LNВЛ-110 ДН-86 Дмитриевка - Ненинка

LN3,0

LN67264,0

LN69,0

LN66074,0

LN44,0

LN73937,0

LN1,0

LN74224,0

LN61,0

LN74882,0

CB4

LNВЛ-110 ПЧ-3 Предгорная – Черга

LN293,0

LN180167,0

LN278,0

LN171149,0

LN278,0

LN177092,0

LN1240,0

LN164272,0

LN1019,0

LN159867,0

CB5

LNВЛ-110 СС-178 Солонешенская – Совхозная

LN0,0

LN2302

LN0,0

LN2379,0

LN0,0

LN2398,0

LN0,0

LN2333,0

LN0,0

LN2350,0

CB6

LNВЛ-110 СС-179 Солонешенская –Совхозная

LN0,0

LN1187,0

LN0,0

LN1051,0

LN0,0

LN1059,0

LN0,0

LN1039,0

LN0,0

LN1053,0

CB7

LNВЛ 10 кВ 14-4, оп. №457/31/44

LN0,0

LN4101,0

LN600,0

LN8,0

LN0,0

LN21,0

LN122,0

CB8

LNВЛ 10 кВ № 14-4, оп. №174

LN0,0

LN4401,0

LN0,0

LN7425,0

LN0,0

LN7298,0

LN0,0

CB9

LNВЛ 10 кВ № 14-25, оп. №174

LN0,0

LN4760,0

LN0,0

LN4333,0

LN0,0

LN4488,0

LN0,0

CB10

LNВЛ 10 кВ № 20-11, оп. №117/12

LN0,0

LN625,0

LN0,0

LN615,0

LN0,0

LN624,0

LN0,0

CB11

LNВЛ 10 кВ № 20-14, оп. № 25

LN0,0

LN2767,0

LN0,0

LN2362,0

LN0,0

LN2648,0

LN0,0

CB12

LNВЛ-10кВ, № 14-4

LN0,0

LN653,0

LN0,0

CB13

LNВЛ-10 кВ № 14-4

LN0,0

LN4756,0

LN0,0

CB14

LNВЛ-10 кВ № 14-7

LN0,0

LN2545,0

LN0,0

CB15

LNВл-10 кВ № 20-11

LN0,0

LN347,0

LN0,0

CB16

LNВЛ-10кВ № 20-14

LN0,0

LN1064,0

LN0,0

CB17

LNВЛ-10кВ № 20-14 до КТП 20-14-15

LN0,0

LN83,0

LN0,0

CB18

LNВл-10 кВ № 20-14 до КТП 20-14-19

LN0,0

LN2,0

LN0,0

CB19

LNВЛ КК-113 Крутиха-Кочки

LN1213,0

LN0,0

LN350,0

LN3,0

LN505,0

LN4,0

LN445,0

LN0,0

LN533,0

LN0,0

CB20

LNПС Верх-Аллак Т-1

LN1259,0

LN0,0

LN1908,0

LN0,0

LN1946,0

LN0,0

LN1578,0

LN0,0

LN1901,0

LN0,0

CB21

LNПС Верх-Аллак Т-2

LN1417,0

LN0,0

LN393,0

LN0,0

LN929,0

LN0,0

LN943,0

LN0,0

LN797,0

LN0,0

CB22

LNПС Верх-Аллак ТСН-1

LN15,0

LN0,0

LN20,0

LN0,0

LN13,0

LN0,0

LN6,0

LN0,0

LN21,0

LN0,0

CB23

LNПС Верх-Аллак ТСН-2

LN18,0

LN0,0

LN1,0

LN0,0

LN16,0

LN0,0

LN16,0

LN0,0

LN5,0

LN0,0

CB24

LNПС Столбово Т-1

LN56,0

LN0,0

LN146,0

LN0,0

LN422,0

LN0,0

LN674,0

LN0,0

LN432,0

LN0,0

CB25

LNПС Столбово Т-2

LN735,0

LN0,0

LN694,0

LN0,0

LN382,0

LN0,0

LN24,0

LN0,0

LN240,0

LN0,0

CB26

LNПС Столбово ТСН-1

LN0,0

LN5,0

LN0,0

LN2,0

LN0,0

CB27

LNПС Столбово ТСН-2

LN8,0

LN0,0

LN20,0

LN0,0

LN30,0

LN0,0

LN12,0

LN0,0

LN23,0

LN0,0

CB28

LNПотери в ВЛ БА-307, ВЛ АС-308

LN106,0

LN0,0

LN112,0

LN0,0

LN137,0

LN0,0

LN138,0

LN0,0

LN169,0

LN0,0

CB29

LNВЛ-110 кВ Ю-13 ПС Южная - ПС Тальменская

LN24267,0

LN7430,0

LN23207,0

LN9055,0

LN30728,0

LN7767,0

LN19839,0

LN15527,0

LN11696,0

LN31704,0

CB30

LNВЛ-110 кВ Ю-14 ПС Южная - ПС Тальменская

LN40427,0

LN7458,0

LN37603,0

LN8268,0

LN45292,0

LN7677

LN28970,0

LN18512,0

LN18674,0

LN39897,0

CB31

LNВЛ-110 кВ БЕ-26 Бенжереп-Ельцовка

LN19594,0

LN23,0

LN19708,0

LN20,0

LN4904,0

LN2,0

LN519,0

LN145,0

LN22,0

LN179,0

LNИтого по филиалу ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго»

LN90845,0

LN578050,0

LN94243,0

LN573676,0

LN103821,0

LN582059,0

LN70421,0

LN587706,0

LN53433,0

LN617062,0

CB32

LNВЛ 220 кВ Бачатская-Тягун (ВЛ БТ-228)

LN207004,5

LN11712,4

LN271511,0

LN17363,9

LN348659,4

LN7170,4

LN449594,1

LN8280,6

LN510510,4

LN5022,0

CB33

LNВЛ 220 кВ Артышта-Смазнево (ВЛ АРС-229)

LN133820,9

LN25312,6

LN166243,9

LN23719,5

LN240595,5

LN11149,0

LN314742,0

LN13081,0

LN402600,3

LN6478,8

CB34

LNВЛ 220 кВ Ларичиха-Сузун

LN3232,6

LN297029,9

LN1394,1

LN323381,3

LN731,9

LN399089,5

LN1572,3

LN459577,3

LN1065,0

LN557493,8

CB35

LNВЛ 220 кВ Сузун-Светлая (ВЛ СС-211)

LN215645,7

LN10688,6

LN236721,3

LN5924,3

LN306967,2

LN4956,2

LN377246,8

LN6876,1

LN458743,6

LN6809,1

CB36

LNВЛ 220 кВ Световская-Красноозерская

LN80875,1

LN53662,6

LN71572,2

LN75325,0

LN27139,9

LN141637,7

LN14723,6

LN260478,2

LN4903,3

LN344594,6

CB37

LNВЛ 220 кВ Урываево-Зубково

LN185932,0

LN18499,6

LN167241,8

LN39247,1

LN71506,5

LN73086,1

LN41838,6

LN194408,9

LN17909,7

LN296929,2

CB38

LNВЛ 220 кВ Барнаульская-Плотинная

CB-

LN0,0

LN155466,6

LN474,0

LN799847,0

CB39

LNВЛ 220 кВ Плотинная –Светлая (ВЛ ПС-212)

CB-

LN132920,4

LN63,5

LN683364,1

LN5336,3

LNИтого по ПАО «ФСК ЕЭС» - ЗСП МЭС Алтайского края

LN826510,8

LN416905,8

LN914684,1

LN484961,2

LN995600,4

LN637088,9

LN1332637,9

CB1098232,0

LN2079570,5

LN2022510,7

CB40

LNВЛ ДПР-2 Тягун-Артышта

CB-

LN19,3

CB-

LN28,3

CB-

LN19,3

CB-

LN5,9

CB-

LN0,0

LNИтого по Филиала ОАО «РЖД» Трансэнерго

CB-

LN19,3

CB-

LN28,3

CB-

LN19,3

CB-

LN5,9

CB-

LN0,0

3.15. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Алтайского края в 2016 году

Основным видом топлива энергетики региона является уголь. На ТЭЦ в 2016 году в общем объеме использованного топлива доля угля составила 84,4 %, доля природного газа - 0,9 %, доля прочих видов топлива, включая мазут, - 14,7 %.

Доля сжигаемого угля на котельных в 2016 году составила 58,3 % от всего использованного котельными топлива. В последние годы стабильно увеличивается потребление природного газа котельными Алтайского края. Так, доля природного газа в общем потреблении топлива в 2015 году - 38,7 %, а в 2007 году аналогичный показатель был равен 27,7 %. Доля потребления мазута в 2015 году - 2,7 %.

Таблица 26

Потребление топлива электростанциями и котельными Алтайского края

в 2016 году

тыс. т у.т.

CB№ п/п

CBПоказатель

CBВсего

CBВ том числе

CBгаз

CBуголь

CBнефте-

CBтопливо

CB(мазут)

CBпрочее топли-во

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

LNГодовой расход топлива, всего, в том числе

CB4412,92

CB422,24

CB3482,19

CB37,82

CB470,67

CB1

LNКЭС

CB0,0

CB2

LNТЭЦ,

LNв том числе

CB3371,08

CB29,03

CB2873,67

CB11,05

CB457,33

CB2.1

LNБарнаульская ТЭЦ-2

CB523,22

CB0,11

CB521,32

CB1,79

CB0,0

CB2.2

LNБарнаульская ТЭЦ-3

CB984,31

CB0,25

CB983,03

CB1,03

CB0,0

CB2.3

LNТЭЦ АО «Бийскэнерго»

CB1127,15

CB0,0

CB1123,39

CB3,76

CB0,0

CB2.4

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB460,95

CB0,0

CB3,62

CB457,33

CB2.5

LNТЭЦ ООО «ИДК»

CB96,6

CB0,0

CB96,2

CB0,4

CB0,0

CB2.6

LNТЭЦ МУП «ЯТЭК»

CB45,2

CB0,0

CB45,2

CB0,0

CB2.7

LNТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

CB104,97

CB0,0

CB104,53

CB0,44

CB0,0

CB2.8

LNБелокурихинская ГП ТЭС

CB5,40

CB0,0

CB2.9

LNБарнаульская ГТ ТЭЦ

CB1,44

CB0,0

CB2.10

LNТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

CB21,84

CB21,83

CB0,0

CB0,01

CB0,0

CB2.11

LNпрочие

CB0,0

CB3

LNСтанции промышленных предприятий, всего

CB0,0

CB4

LNКотельные, всего,

LNв том числе

CB1041,84

CB393,21

CB608,52

CB26,77

CB13,34

CB4.1

LNкотельные генерирующих компаний

CB78,74

CB22,82

CB55,3

CB0,62

CB0,0

CB4.1.1

LNв том числе:

LNРВК (г. Барнаул)

CB1,03

CB0,92

CB0,0

CB0,11

CB0,0

CB4.1.2

LNЮТС

CB54,91

CB0,0

CB54,4

CB0,51

CB0,0

CB4.1.3

LNкотельная ЗАО «Теп-лоцентраль Белокуриха»

CB22,8

CB21,9

CB0,90

CB0,0

CB4.2

LNмуниципальные, ведомственные и производственные котельные

CB963,1

CB370,39

CB553.22

CB26,15

CB13,34

CB4.2.1

LNв том числе

LNмуниципальные котельные городов

CB178,62

CB68,34

CB110,28

CB0,0

CB4.2.1.1

LNв том числе

LNмуниципальные котельные

LNг. Барнаула

CB21,5

CB0,0

CB4.2.1.2

LNмуниципальные котельные

LNг. Бийска

CB35,61

CB0,0

CB35,61

CB0,0

CB4.2.1.3

LNмуниципальные котельные

LNг. Рубцовска

CB10,66

CB0,0

CB10,66

CB0,0

CB4.2.1.4

LNмуниципальные котельные

LNг. Новоалтайска

CB36,54

CB29,0

CB7,54

CB0,0

CB4.2.1.5

LNмуниципальные котельные

LNг. Заринска

CB2,77

CB0,0

CB2,77

CB0,0

CB4.2.1.6

LNмуниципальные котельные

LNг. Камень-на-Оби

CB38,52

CB0,0

CB38,52

CB0,0

CB4.2.1.7

LNмуниципальные котельные

LNг.Алейска

CB15,18

CB0,0

CB15,18

CB0,0

CB4.2.1.8

LNмуниципальные котельная

LNЗАТО Сибирский

CB17,84

CB0,0

CB4.2.2

LNдругие котельные

CB784,48

CB302,05

CB442,94

CB26,15

CB13,34

CB4.2.2.1

LNв том числе

LNкотельные ООО «АТССлавгород»

CB0,0

CB15,18

CB0,0

Таким образом, в целом по энергосистеме Алтайского края доля угля в потреблении топлива электростанциями и котельными в 2016 году составила 78,9 %, доля природного газа - 9,7 %, остальные доли в структуре топливного баланса Алтайского края занимают прочие виды топлива и мазут.

Рисунок 6. Структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Алтайского края в 2016 году

Таблица 27

УРУТ на отпуск электроэнергии и тепла по основным производителям тепла Алтайского края в 2016 году (факт)

CBНаименование объекта

CBУРУТ

CBна отпу-щенную электро-энергию,

CBг/кВт'ч

CBна отпущенную теплоэнергию, кг/Гкал

CBобщий

CBпо электро-станции

CBпо котельной

LNБарнаульская ТЭЦ-2

CB338,6

CB152,8

CB-

LNБарнаульская ТЭЦ-3

CB314,2

CB138,8

CB-

LNРВК АО «Барнаульская теплосетевая компания»

CB-

CB170,2

CB-

CB170,2

LNТЭЦ АО «Бийскэнерго»

CB372,0

CB158,1

CB-

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB326,6

CB171,7

CB-

LNРубцовская ТЭЦ ООО «ИДК»

CB521,3

CB199,3

CB-

LNЮТС

CB-

CB181,1

CB-

CB181,1

LNТЭЦ МУП «ЯТЭК»

CB440,0

CB179,6

CB-

LNТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

CB603,75

CB172,3

CB-

LNБелокурихинская ГП ТЭС

CB189,0

CB-

LNБарнаульская ГТ-ТЭЦ

CB489

CB-

LNТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

CB185,2

CB152,3

CB-

LNКотельные ООО «АТССлавгород»

CB-

CB248,2

CB-

CB248,2

LNМуниципальные котельные:

LNг. Барнаула

CB-

CB167,9

CB-

CB167,9

LNг. Бийска

CB-

CB301,4

CB-

CB301,5

LNг. Рубцовска

CB-

CB242,4

CB-

CB242,4

LNг. Новоалтайска

CB-

CB197,3

CB-

CB197,3

LNг. Заринска

CB-

CB197,9

CB-

CB197,9

LNг. Алейска

CB-

CB286,0

CB-

CB286,0

LNЗАТО Сибирский

CB-

CB161,7

CB-

CB161,7

LNг. Камень-на-Оби

CB-

CB241,7

CB-

CB241,7

С учетом того, что почти весь уголь, нефтепродукты и природный газ в Алтайский край поступают из других регионов Российской Федерации, можно сделать вывод о зависимости энергетической отрасли края от привозного топлива.

Таблица 28

Виды углей, используемых электростанциями и котельными генерирующих компаний за 2015 год

CBВид угля

CBГодовой расход угля (тыс. т у.т.)

CBОбщий расхода угля, %

LNВсего

CB2932,69

CB100

LNМестный уголь

CB0,0

LNПривозной уголь

CB2932,69

CB100

LNв том числе

LNТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»: уголь каменный кузнецкий, хакасский

CB104,53

CB3,57

LNБарнаульская ТЭЦ-2: уголь каменный

CB521,32

CB17,78

LNБарнаульская ТЭЦ-3: уголь бурый (2БР «Разрез Бородинский»)

CB983,03

CB33,52

LNТЭЦ АО «Бийскэнерго»: уголь каменный кузнецкий

CB1127,15

CB38,43

LNРубцовская ТЭЦ: уголь каменный

CB96,16

CB3,28

LNТЭЦ МУП «ЯТЭК»: уголь каменный

CB45,2

CB1,54

LNЮТС: уголь каменный

CB54,4

CB1,85

LNКотельная ЗАО «Теплоцентраль Белокуриха»: уголь каменный

CB0,9

CB0,03

3.16. ЕТЭБ Алтайского края за 2012 - 2016 годы

ЕТЭБ Алтайского края за рассматриваемый период отражает использование всех видов ресурсов группами потребителей в соответствии с ОКВЭД.

Таблица 29

Единый топливно-энергетический баланс Алтайского края за2012- 2016 годы

тыс. т у.т.

CBГоды

CBУголь

CBСырая нефть

CBНефте-про-дукты

CBПри-род-ный газ

CBГидро-энер-гия и НВИЭ

CBПро-чее топли-во

CBЭлек-тро-энер-гия

CBТепло

CBВсего

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

CB8

CB9

CB10

LNПроизводство

LN2012

CB0,0

CB207,6

CB0,0

CB207,6

LN2013

CB0,0

CB208,4

CB0,0

CB208,4

LN2014

CB0,0

CB191,5

CB233,8

CB265,2

CB690,5

LN2015*

CB0,0

CB192,5

CB234,8

CB266,2

CB693,5

LN2016*

CB0,0

CB193,5

CB235,8

CB267,2

CB695,5

LNВвоз

LN2012

CB12317,1

CB0,0

CB496,3

CB1006,1

CB0,0

CB15,5

CB815,2

CB0,0

CB14650,2

LN2013

CB3751,9

CB0,0

CB55,6

CB640,7

CB0,0

CB805,8

CB0,0

CB5254,0

LN2014

CB4537,1

CB0,0

CB73,1

CB796,5

CB0,0

CB802,1

CB0,0

CB6208,8

LN2015*

CB4538,1

CB0,0

CB74,1

CB797,5

CB0,0

CB803,1

CB0,0

CB6212,8

LN2016*

CB4539,1

CB0,0

CB75,1

CB798,5

CB0,0

CB804,1

CB0,0

CB6216,8

LNВывоз

LN2012

CB0,0

CB-337,0

CB0,0

CB-337,0

LN2013

CB0,0

CB-329,0

CB0,0

CB-329,0

LN2014

CB0,0

CB-317,0

CB0,0

CB-317,0

LN2015*

CB0,0

CB-318,0

CB0,0

CB-318,0

LN2016*

CB0,0

CB-319,0

CB0,0

CB-319,0

LNИзменение запасов

LN2012

CB1063,3

CB0,0

CB82,2

CB0,0

CB30,6

CB0,0

CB1176,1

LN2013

CB538,7

CB0,0

CB58,9

CB0,0

CB27,8

CB0,0

CB625,4

LN2014

CB0,0

LN2015*

CB0,0

LN2016*

CB0,0

LNПотребление первичной энергии (израсходовано)

LN2012

CB11253,8

CB0,0

CB414,1

CB1006,1

CB0,0

CB192,5

CB1366,2

CB1836,2

CB16068,9

LN2013

CB3751,9

CB0,0

CB55,6

CB640,7

CB0,0

CB208,4

CB1263,8

CB2567,7

CB8488,1

LN2014

CB4537,1

CB0,0

CB73,1

CB796,5

CB0,0

CB312,1

CB1124,1

CB1942,1

CB8785,3

LN2015*

CB4538,1

CB0,0

CB74,1

CB797,5

CB0,0

CB313,1

CB1125,1

CB1943,1

CB8791,3

LN2016*

CB4539,1

CB0,0

CB75,1

CB798,5

CB0,0

CB314,1

CB1126,1

CB1944,1

CB8797,3

LNПроизводство электроэнергии электростанциями

LN2012

CB-3090,6

CB0,0

CB-15,3

CB-72,7

CB0,0

CB888,1

CB1069,8

CB-1220,7

LN2013

CB-2738,8

CB0,0

CB-13,6

CB-64,4

CB0,0

CB787,0

CB1496,0

CB-533,8

LN2014

CB-2709,9

CB0,0

CB-12,7

CB-61,2

CB0,0

CB793,2

CB1227,0

CB-763,6

LN2015*

CB-2710,9

CB0,0

CB-13,7

CB-62,2

CB0,0

CB794,2

CB1228,0

CB-768,6

LN2016*

CB-2711,9

CB0,0

CB-14,7

CB-63,2

CB0,0

CB795,2

CB1229,0

CB-773,6

LNПроизводство тепловой энергии котельными

LN2012

CB-724,5

CB0,0

CB-30,0

CB-412,1

CB0,0

CB766,4

CB-400,2

LN2013

CB-1013,1

CB0,0

CB-42,0

CB-576,3

CB0,0

CB1071,7

CB- 559,7

LN2014

CB-906,2

CB0,0

CB-37,1

CB-508,4

CB0,0

CB988,8

CB-462,9

LN2015*

CB-907,2

CB0,0

CB-38,1

CB-509,4

CB0,0

CB989,8

CB-464,9

LN2016*

CB-908,2

CB0,0

CB-39,1

CB-510,4

CB0,0

CB990,8

CB-466,9

LNСобственные нужды

LN2012

CB0,0

CB-151,9

CB-2,2

CB-154,1

LN2013

CB0,0

CB-140,5

CB-3,1

CB-143,6

LN2014

CB0,0

CB-137,8

CB-3,8

CB-141,6

LN2015*

CB0,0

CB-138,8

CB-4,8

CB-143,6

LN2016*

CB0,0

CB-139,8

CB-5,8

CB-145,6

LNПотери при распределении

LN2012

CB0,0

CB-178,0

CB-332,0

CB-510,0

LN2013

CB0,0

CB-164,7

CB-464,3

CB-629,0

LN2014

CB0,0

CB-160,9

CB-474,1

CB-635,0

LN2015*

CB0,0

CB-161,9

CB-475,1

CB-637,0

LN2016*

CB0,0

CB-162,9

CB-476,1

CB-639,0

LNПотребление конечное энергии

LN2012

CB7438,7

CB0,0

CB368,8

CB521,3

CB0,0

CB192,5

CB1036,3

CB1502,0

CB11059,6

LN2013

CB0,0

CB208,4

CB958,6

CB2100,3

CB3267,3

LN2014

CB0,0

CB312,1

CB1052,3

CB2198,7

CB3563,1

LN2015*

CB0,0

CB313,1

CB1053,3

CB2199,7

CB3566,1

LN2016*

CB0,0

CB314,1

CB1054,3

CB2200,7

CB3569,1

LNРаздел А. Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

LN2012

CB102,3

CB0,0

CB124,1

CB68,0

CB0,0

CB12,3

CB48,4

CB333,4

CB688,5

LN2013

CB84,9

CB0,0

CB45,8

CB74,2

CB0,0

CB14,1

CB36,5

CB326,4

CB531,9

LN2014

CB61,7

CB0,0

CB147,4

CB61,2

CB0,0

CB4,1

CB94,1

CB110,1

CB478,6

LN2015*

CB62,7

CB0,0

CB148,4

CB62,2

CB0,0

CB5,1

CB95,1

CB111,1

CB484,6

LN2016*

CB63,7

CB0,0

CB149,4

CB63,2

CB0,0

CB6,1

CB96,1

CB112,1

CB490,6

LNРаздел C. Добыча полезных ископаемых

LN2012

CB9,6

CB0,0

CB21,3

CB0,0

CB163,8

CB194,7

LN2013

CB11,8

CB0,0

CB22,2

CB0,0

CB155,6

CB189,6

LN2014

CB10,1

CB0,0

CB19,9

CB0,0

CB28,5

CB5,5

CB64,0

LN2015*

CB11,1

CB0,0

CB20,9

CB0,0

CB29,5

CB6,5

CB68,0

LN2016*

CB12,1

CB0,0

CB21,9

CB0,0

CB30,5

CB7,5

CB72,0

LNРаздел D. Обрабатывающие производства

LN2012

CB5890,6

CB0,0

CB98,8

CB225,8

CB0,0

CB83,3

CB322,7

CB271,8

CB6893,0

LN2013

CB5742,6

CB0,0

CB112,9

CB198,2

CB0,0

CB85,9

CB321,2

CB264,3

CB6725,1

LN2014

CB457,2

CB0,0

CB69,5

CB235,0

CB0,0

CB70,6

CB593,2

CB753,2

CB2178,7

LN2015*

CB458,2

CB0,0

CB70,5

CB236,0

CB0,0

CB71,6

CB594,2

CB754,2

CB2184,7

LN2016*

CB459,2

CB0,0

CB71,5

CB237,0

CB0,0

CB72,6

CB595,2

CB755,2

CB2190,7

LNРаздел F. Строительство

LN2012

CB10,6

CB0,0

CB21,6

CB2,3

CB0,0

CB9,8

CB30,1

CB74,4

LN2013

CB9,2

CB0,0

CB23,1

CB2,4

CB0,0

CB9,4

CB29,4

CB73,5

LN2014

CB6,0

CB0,0

CB22,1

CB0,9

CB0,0

CB12,2

CB10,7

CB51,9

LN2015*

CB7,0

CB0,0

CB23,1

CB1,9

CB0,0

CB13,2

CB11,7

CB56,9

LN2016*

CB8,0

CB0,0

CB24,1

CB2,9

CB0,0

CB14,2

CB12,7

CB61,9

LNРаздел I. Транспорт и связь

LN2012

CB33,3

CB0,0

CB103,0

CB35,5

CB0,0

CB0,6

CB114,5

CB411,5

CB698,4

LN2013

CB39,7

CB0,0

CB89,5

CB44,2

CB0,0

CB0,9

CB115,2

CB409,4

CB698,9

LN2014

CB23,2

CB0,0

CB126,2

CB4,2

CB0,0

CB296,5

CB29,7

CB479,8

LN2015*

CB24,2

CB0,0

CB127,2

CB5,2

CB0,0

CB297,5

CB30,7

CB484,8

LN2016*

CB25,2

CB0,0

CB128,2

CB6,2

CB0,0

CB298,5

CB31,7

CB489,8

LNРаздел O. ЖКХ

LN2012

CB224,6

CB0,0

CB163,6

CB0,0

CB90,3

CB335,4

CB64,6

CB878,5

LN2013

CB247,1

CB0,0

CB195,6

CB0,0

CB69,2

CB348,7

CB60,0

CB920,6

LN2014

CB4,8

CB0,0

CB5,3

CB0,8

CB0,0

CB6,4

CB13,9

CB31,2

LN2015*

CB5,8

CB0,0

CB6,3

CB1,8

CB0,0

CB7,4

CB14,9

CB36,2

LN2016*

CB6,8

CB0,0

CB7,3

CB2,8

CB0,0

CB8,4

CB15,9

CB41,2

LNПрочие потребители

LN2012

CB1167,7

CB0,0

CB26,1

CB0,0

CB6,0

CB205,5

CB226,8

CB1632,1

LN2013

CB1245,9

CB0,0

CB29,8

CB0,0

CB7,5

CB223,0

CB211,7

CB1717,9

LN2014

CB121,4

CB0,0

CB34,1

CB14,2

CB0,0

CB26,9

CB120,3

CB316,9

LN2015*

CB122,4

CB0,0

CB35,1

CB15,2

CB0,0

CB27,9

CB121,3

CB321,9

LN2016*

CB123,4

CB0,0

CB36,1

CB16,2

CB0,0

CB28,9

CB122,3

CB326,9

* - оперативная информация

IV. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Алтайского края

4.1. Энергосистема Алтайского края имеет следующие характерные особенности:

потребность в электрической мощности и электроэнергии Алтайской энергосистемы покрывается за счет собственного производства электроэнергии на ТЭЦ края (около 2/3) и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами;

неравномерная загрузка ТЭЦ из-за снижения тепловых нагрузок в летний период, в частности снижение нагрузки Барнаульских ТЭЦ с 705 МВт до 320 МВт (более чем в 2 раза) при общем снижении потребления Алтайского края с 1790 МВт до 1200 МВт (в 1,4 раза);

отсутствие концентрированной потребительской нагрузки – крупных потребителей, которые могли бы оказывать системные услуги по участию в противоаварийной разгрузке при внезапном дефиците мощности или энергии;

разветвленная и протяженная сеть класса напряжения 110 кВ и выше, а также длинные ЛЭП с большим количеством ПС;

зависимость режимов работы от величины и направления перетока Сибирь – Казахстан – Урал, которые существенно влияют на уровни напряжения в прилегающей сети.

4.2. Проблемы функционирования энергосистемы на территории Алтайского края

На начало 2017 года нормативный срок службы (более 30 лет) отработало генерирующее оборудование с суммарной мощностью 835 МВт (54,3 % установленной мощности всех электростанций энергосистемы края). Более 40 лет отработало оборудование электростанций общей мощностью 346 МВт (22,5 %).

Так как наиболее масштабные вводы генерирующих мощностей в Алтайском крае происходили в 1960-е и 1980-е годы, при их проектировании изначально закладывалась значительная выработка технологического пара для нужд промышленных предприятий. В связи со структурными изменениями в промышленном производстве эта составляющая тепловых нагрузок оказалась невостребованной, что привело, с одной стороны, к снижению технико-экономических показателей энергопредприятий, а с другой - к ограничениям в выработке электроэнергии. Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ края в настоящее время составляет в среднем 25 %, тогда как в 1980-е годы он достигал 65 %.

Исходя из этого, основными проблемами функционирования генерирующих мощностей Алтайского края являются:

высокая степень морального и физического износа основных фондов энергосистемы края, которая достигает 70 %.;

зависимость объема выработки электрической энергии от фактических тепловых нагрузок;

сокращение физических объемов капитального ремонта и модернизации основных фондов энергосистемы.

Барнаульский энергорайон

1. В г. Барнауле с увеличением строительства жилья и объектов административно-торгового и социально-бытового назначения увеличиваются коммунально-бытовые нагрузки. В частности, в настоящее время ведется активная застройка северо-западного планировочного района города, в том числе прилегающей к нему пригородной территории - п. Спутник, п. Авиатор, с. Власиха, п. Октябрьский, п. Лесной. Электроснабжение указанных населенных пунктов в настоящее время осуществляется от ПС 110 кВ КМК и ПС 110 кВ Комсомольская.

По данным зимнего контрольного замера 2012 года загрузка ПС 110 кВ Комсомольская с установленными на ней силовыми трансформаторами Т-1 6,3 МВА и Т-2 10 МВА составила 6,4 МВт. Допустимая максимальная загрузка с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) 5,9 МВт. Загрузка ПС 110 кВ КМК с установленными на ней силовыми трансформаторами Т-1 15 МВА и Т-2 15МВА составила 16,9 МВт при допустимой максимальной загрузке (в режиме N-1) 14,1 МВт.

Таблица 30

Перспективная загрузка центров питания в соответствии с «Комплексной программой развития сетей напряжениями 35 кВ и выше на территории Алтайского края» на пятилетнийпериод 2017-2021 годы

CBНаименование ПС

CBУстановленная мощность трансформаторов, МВА

CBПредельно допустимая загрузка ПС, МВт

CBМаксимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 по контрольному замеру, МВт

CBМаксимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 с учетом действующих, МВт

CBТ-1

CBТ-2

LNПС 110 кВ Комсомольская

CB6,3

CB10

CB5,9

CB6,4

CB9,18

LNПС 110 кВ КМК

CB15

CB14,1

CB16,9

CB24,56

При аварийном отключении одного из силовых трансформаторов на ПС 110 кВ КМК, перегрузка второго составляет 2,8 МВт (113,5 %), что также не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 3 МВт.

Реконструкция ПС 110 кВ КМК в части замены существующих трансформаторов 2х15 МВА на трансформаторы большего номинала потребует полной перестройки фундаментов оборудования, зданий и сооружений ПС 110 кВ КМК (проектом не предусматривалось такое расширение) с установкой 4-х секций КРУ-10 кВ (вместо существующих двух). В связи с отсутствием резервирования потребителей, запитанных с ПС 110 кВ КМК и постоянно высокой нагрузкой, реконструкция данной ПС невозможна: на прилегающей к ПС 110 кВ Комсомольская и ПС 110 кВ КМК территориям отсутствуют иные центры питания, на которые возможно было бы перевести часть нагрузки.

Для ввода параметров режима в область допустимых значений необходимо строительство в пригородной части г. Барнаула новой ПС 110 кВ Ковыльная с установкой силовых трансформаторов 2х16 МВА. Присоединение ПС планируется от проходящей рядом с участком для строительства ВЛ 110 кВ Власихинская – Топчихинская (ВТ – 111).

Реализация указанного проекта позволит перевести часть нагрузки (до 12,5 МВА) с вышеуказанных ПС (с ПС 110 кВ КМК – 10 МВА; с ПС 110 кВ Комсомольская – 2,5 МВА (объем нагрузки в Павловском районе прилегающего к Барнаульскому городскому округу)).

2. ПС 110 кВ Топчихинская введена в эксплуатацию в 1969 году. На ПС установлены силовые трансформаторы разной мощности – Т-1 – 6,3 МВА, Т-2 – 10 МВА. Силовой трансформатор Т-1 - 1969 года выпуска, мощностью 6,3 МВА не обеспечивает существующие потребности в мощности.

Допустимая максимальная загрузка Т-1 с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) составляет 5,9 МВт.

По данным зимнего контрольного замера 2012 года перегрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2, составляет 2,8 МВт (44 %), что не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 3 МВт.

Таблица 31

Перспективная загрузка ПС 110 кВ Топчихинская в соответствии с «Комплексной программой развития сетей напряжениями 35 кВ и выше на территории Алтайского края» на пятилетнийпериод 2017-2021 годы

CBНаименование ПС

CBУстановленная мощность трансформаторов, МВА

CBПредельно допустимая загрузка ПС, МВт

CBМаксимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 по контрольному замеру, МВт

CBМаксимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 с учетом действующих, МВт

CBТ-1

CBТ-2

LNПС 110 кВ Топчихинская

CB6,3

CB10

CB5,9

CB8,7

CB10,97

В с.Топчиха иные центры питания для перевода существующих нагрузок отсутствуют. В связи с этим необходима реконструкция ПС 110 кВ Топчихинская в части замены силового трансформатора 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.

3. Электроснабжение ПС 35 кВ Прудская осуществляется по ВЛ 35 кВ Подгорная – Прудская (ВЛ ПП-300, ВЛ ПП-307) от ПС 110 кВ Подгорная. ПС 35 кВ Прудская, находящаяся в г. Барнаул, сдана в эксплуатацию в 1961 году. За время эксплуатации оборудование и здание ПС выработало нормативный ресурс. По данным отчета специализированной организации (ООО «Союзстальконструкция», отчет от 2012 года, Шифр: 18.22.3745.12/136) здание и помещения ПС имеют недопустимый износ связанный, в том числе с регулярными подтоплениями грунтовыми и талыми водами. Для выноса объекта из зоны затопления, а также с учетом ее фактического состояния требуется строительство новой ПС 110 кВ Прудская с подключением отпайками к двухцепной ВЛ 110 кВ Подгорная – Центральная (ВЛ ПЦ-39, ВЛ ПЦ-40).

Таблица 32

Перспективная загрузка ПС 110 кВ Подгорная в соответствии с «Комплексной программой развития сетей напряжениями 35 кВ и выше на территории Алтайского края» на пятилетнийпериод 2017-2021 годы

CBНаименование ПС

CBУстановленная мощность трансформаторов, МВА

CBПредельно допустимая загрузка ПС, МВт

CBМаксимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 по контрольному замеру, МВт

CBМаксимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 с учетом действующих, МВт

CBТ-1

CBТ-2

LNПС 110 кВ Подгорная

CB40

CB37,55

CB39,43

CB40,45

Кроме того, в послеаварийном режиме, связанном с отключением одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Подгорная, загрузка трансформаторов установленных на ПС 110 кВ Подгорная по данным зимних контрольных замеров 2012-2016 годов составляет 105 % без учета выданных ТУ на ТП. Допустимая максимальная загрузка трансформатора с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) составляет 37,55 МВт. С учетом выданных ТУ на ТП перегрузка оставшегося в работе трансформатора в указанном послеаварийном режиме составляет 2,9 МВт (108 %). В качестве мероприятия обеспечивающее разгрузку трансформаторов в послеаварийных режимах предлагается разгрузка шин 35 кВ ПС 110 кВ Подгорная путем перевода ПС 35 кВ Прудская на напряжение 110 кВ. Возможность разгрузки ПС 110 кВ Подгорная или перевода мощности на другие ЦП отсутствует.

Таким образом, перевод ПС 35 кВ Прудская на напряжение 110 кВ позволит решить две проблемы в центральной части г. Барнаула.

4. ПС 110 кВ Комсомольская сдана в эксплуатацию в 1978 году. На ПС установлены силовые трансформаторы разной мощности (Т-1 – 6,3 МВА; Т-2 – 10 МВА). Допустимая максимальная загрузка трансформатора Т-1 составляет 5,9 МВт. По условиям филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» загрузка указанного оборудования не должна превышать допустимых значений. Допустимая максимальная загрузка Т-1 с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) составляет 5,9 МВт. По данным зимнего контрольного замера 2012 г. загрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 без учета выданных ТУ на ТП, составляет 6,4 МВт (108,5 %), что не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 0,5 МВт.

Загрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 с учетом выданных ТУ на ТП и с учетом перевода нагрузки на ПС 110 кВ Ковыльная, составит 6,95 МВт (117,7 %).

5. В соответствии с расчетами аварийных режимов работы сети, а именно в случае отключения выключателя на ТЭЦ – 3 ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Подгорная I цепь с отпайками (далее ВЛ ТП-45), ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Подгорная II цепь с отпайками (далее ВЛ ТП-46) токовая загрузка каждой ВЛ 110 кВ Опорная – Подгорная I цепь с отпайками (далее ВЛОП-93), ВЛ 110 кВ Опорная – Подгорная II цепь с отпайками (далее ВЛ ОП-94), с учетом выданных ТУ (71,353 МВт) составляет 770 А (с учетом данных зимнего контрольного замера 2012 года – максимального потребления за последние 5 лет), что превышает предельно допустимые значения (600 А – перегруз не допустим) на 170 А (28,3 %). На фактическое потребление перегрузы не выявлены.

Для обеспечения пропускной способности ВЛ ОП-93, ВЛ ОП-94 необходимо реконструировать ПС 110 кВ Опорная и ПС 110 кВ Подгорная в части замены оборудования с номинальным током 600 А и 630 А на оборудование с номинальным током 1000 А: ВЧ заградители, выключатели 110 кВ, разъединители 110 кВ, трансформаторы тока 110 кВ.

Другим вариантом позволяющим обеспечить ввод параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений в послеаварийных режимах является реконструкция ПС 110 кВ Сиреневая с переводом питания с ВЛ ТП-45 и ВЛ ТП-46 на ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Власиха I цепь (ВЛ ТВ -43) и ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Власиха II цепь (ВЛ ТВ-44). Данное мероприятие включено в ТУ на ТП ПС 110 кВ Кристалл к сетям ПАО «МРСК Сибири» связанных с увеличением присоединяемой мощности ООО «Барнаульская сетевая компания» (договор ТП от 17.09.2014 № 20.2200.3964).

Реализация данного проекта, позволит снизить токовую загрузку ВЛ ОП-93, ВЛ ОП-94, ВЛ ТП-45, ВЛ ТП-46 до 590 А, что ниже допустимого значения (600 А).

Кулундинский энергорайон

По данным филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» схемы электроснабжения потребителей в отдельных административных районах Алтайского края не соответствует требованиям правил устройства электроустановок: электроприемники второй категории в нормальных режимах не обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Так электроснабжение потребителей с электроприемниками второй категории Бурлинского, Мамонтовского, Романовского районов Алтайского края осуществляется только от одной ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Славгородская – Бурлинская, ВЛ 110 кВ Корчинская – Мамонтовская и ВЛ 110 кВ Мамонтовская – Романовская соответственно.

1. ВЛ 110 кВ Корчино – Мамонтово (ВЛ КМ-110) является тупиковой. В случае аварийного отключения данной ВЛ электроснабжение двух муниципальных районов Алтайского края (Мамонтовский, Романовский) с суммарной нагрузкой до 12 МВт прекращается в полном объеме в том числе и потребители второй категории.

Для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей Романовского и Мамонтовского районов Алтайского края в послеаварийных режимах и ремонтных схемах необходимо строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Сидоровская до ПС 110 кВ Завьяловская с организацией реконструкции ОРУ данных ПС.

2. Транзит 110 кВ Славгородская – Бурлинская – Новосельская является тупиковым (одноцепная ВЛ 110 кВ Славгородская – Бурла (ВЛ СБ-128); одноцепная ВЛ 110 кВ Бурлинская – Новосельская (ВЛ БН-2)). Протяженность транзита 74,07 км. Согласно дефектных ведомостей филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» данная ВЛ требует замены провода по всей длине транзита, а также требуется замена 45 % опор. В случае аварийного отключения одной из ВЛ 110 кВ транзита Бурлинский район Алтайского края будет обесточен в том числе и потребители второй категории. На территории указанного района проживает более 11 тыс. человек.

Для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей Бурлинского района Алтайского края необходимо строительство ВЛ 110 кВ позволяющей обеспечить резервное питание указанного района.

В связи с вышеизложенным, необходимо строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Гальбштадт до ПС 110 кВ Бурлинская протяженностью порядка 33 км.

Бийский энергорайон

Электроснабжение Бийского энергорайона осуществляется по ВЛ 220 кВ Барнаульская - Бийская и ВЛ 220 кВ Троицкая - Бийская, входящих в контролируемое сечение ББУ-3, а также от Бийской ТЭЦ.

1. ПС 110 кВ Предгорная сдана в эксплуатацию в 1987 г. от ПС осуществляется электроснабжение территории, на которой проживает 25,6 тыс. человек Физический износ ПС – 75 %. На ПС установлены силовые трансформаторы разной мощности (Т-1 – 6,3 МВА, Т-2 – 10 МВА).

Аварийное отключение трансформатора Т-2 мощностью 10 МВА в осенне-зимний период, приводит к перегрузу остающегося в работе трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА.

Допустимая максимальная загрузка Т-1 с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) составляет 5,9 МВт. По данным зимнего контрольного замера 2012 г. перегрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2, составляет 1,56 МВт (26,4 %) без учета действующих договоров ТП, что не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения. С учетом действующих договоров ТП перегруз составит– 2,1 МВт (36 %).

Допустимая максимальная загрузка указанной ПС (в режиме N-1) составляет 5,9 МВт.

На прилегающей к указанной ПС территории отсутствуют иные центры питания, на которые возможно было бы перевести часть нагрузки. Ликвидация перегруза трансформатора Т-1 возможна только путем ввода графиков аварийного отключения в объеме до 1,6 МВт (без учета действующих договоров ТП).

На основании изложенного, замена трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА позволит исключить необходимость ввода графиков аварийного отключения в послеаварийных режимах, а также обеспечит возможность исполнения филиалом ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» обязательств по действующим договорам ТП.

2. По результатам ОЗМ 2012 года зарегистрирована суммарная нагрузка в ремонтном режиме по ВЛ 35 кВ БЗ-331 – 220,68 А. В связи с планируемым присоединением к сетям филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» потребителя ООО «Карбид-Хеннкелль металл» (договор о технологическом присоединении от 05.04.2013 № 20.2200.804.13) произойдет увеличение передаваемой мощности на 2,5 МВт (45 А по 35 кВ). При наборе максимальной мощности до 2,5 МВт потребителя ЗАО «Алтайский бройлер» (договор ТП от 2010 года) суммарная нагрузка по ВЛ БЗ-331 составит 300 А. ВЛ 35 кВ БЗ-331 выполнен проводом АС-70. Максимальная долговременная нагрузка провода АС-70 составляет 255 А. Учитывая техническое состояние ВЛ 35 кВ БЗ-331 (введена в эксплуатацию в 1963 года) перегруз недопустим.

Перевод нагрузки с шин ПС 35 кВ запитанных от ВЛ БЗ-331 на другие центры питания не возможен в виду значительной удаленности. Реконструкция ВЛ БЗ-331 в части замены провода, на провод большего сечения, не возможна без замены опор и фундаментов.

В непосредственной близости от ПС 35 кВ Полевая проходит двухцепнаяВЛ 110 кВ Бийская– Бийская ТЭЦ с отпайкой на ПС ГПП-4 (ВЛ БТ-105, ВЛ БТ-106). Перевод питания ПС 35 кВ Полевая уровень напряжения 110 кВ (от ВЛ 110 кВ БТ-105, ВЛ БТ-106), с заменой существующего силового трансформатора и установкой второго силового трансформатора 110/35/10 кВ, позволит обеспечить допустимую загрузку ВЛ БЗ-331.

Рубцовский энергорайон

1.Наиболее сложной схемно-режимной ситуацией, приводящей к выходу параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений, является одновременное аварийное отключение ВЛ 220 кВ Рубцовская – Южная I цепь и ВЛ 220 кВ Рубцовская – Южная II цепь в летний период при потреблении свыше 200 МВт в период экстремально высоких температур наружного воздуха (далее – ПЭВТ). В соответствии со сводом правил СП 131.13330.2012 «Строительная климатология» температура ПЭВТ в Рубцовском энергорайоне составляет +28,2°C при проведении расчетов принято значение +30°C.

Ограничивающими элементом является провод АС-150/24 подвешенный на ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148).

В данной схемно-режимной ситуации имеет место токовая перегрузка проводов ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) на 2,7 % (499 А при допустимом токе 486 А) и снижение напряжения в сети 110 кВ ниже минимально-допустимого напряжения (85 кВ), например, на ПС 110 кВ Шипуновская до 84,5 кВ, ПС 110 кВ Северная до 84,9 кВ.

В летний период в ПЭВТ при потреблении Рубцовского энергорайона свыше 200 МВт ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) должна быть разомкнута со стороны ПС 110 кВ Горняцкая. В противном случае в указанном выше послеаварийном режиме в следствии превышения аварийно-допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) будут повреждены провода данной ВЛ с отключением большей части Рубцовского энергорайона с нагрузкой до 150 МВт (на час максимального потребления).

В целях исключения указанной перегрузки осуществляется ввод графиков аварийного ограничения режима потребления на ПС 110 кВ Алтайвагон, ПС 110 кВ Алттрак-1, ПС 110 кВ Алттрак-2, ПС 110 кВ Приозёрная в объёме до 34 МВт: для снижения загрузки ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) до значений длительно допустимой токовой нагрузки 423 А в ПЭВТ.

В качестве мероприятия для исключения ввода графиков аварийного отключения в указанной выше ситуации, является реконструкция ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) с увеличением пропускной способности до величины не менее 499 А (при температуре ПЭВТ +30оС) с последующим включением данной ВЛ в транзит на ПС 110 кВ Горняцкая в летний период.

2. ПС 110 кВ Волчихинская введена в эксплуатацию в 1972 году. На ПС установлены два силовых трансформатора Т-1 – 6,3 МВА; Т-2 – 10 МВА.

Допустимая максимальная загрузка Т-1 с учетом перегрузочной способности (в режиме N-1) составляет 5,9 МВт.По данным зимнего контрольного замера 2012 г. перегрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2, составляет 1,51 МВт (26 %) без учета действующих договоров ТП, что не допускается п. 2.1.21 ПТЭЭП и приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 1,5 МВт. С учетом действующих договоров ТП перегрузка трансформатора Т-1 при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 составляет 3 МВт (50 %).

По условиям филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» загрузка Т-1 не должна превышать 5,9 МВт.

ПС 110 кВ Волчихинская является единственным источником электроэнергии в Волчихинском районе Алтайского края, в связи с чем возможность перевода существующих нагрузок на другие центры питания отсутствуют.

На основании изложенного, для исключения перегруза Т-1 в послеаварийных режимах с отключением Т-2 и исполнения обязательств филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Алтайэнерго» по действующим договорам ТП необходима реконструкция ПС 110 кВ Волчихинская в части замены силового трансформатора 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.

3. ПС 110 кВ Северная введена в эксплуатацию в 1952 году. По данным зимнего контрольных замеров 2012-2016 гг. с учетом действующих договоров ТП составляет не более 8,2 МВт (40-46 %).

В рамках разработки проектной документации (проект ЕИ-022.13) по заказу ПАО «МРСК Сибири» по титулу «Реконструкция объекта электросетевого комплекса, принадлежащего филиалу «МРСК Сибири»-«Алтайэнерго» ПС 110 кВ № 20 «Северная» проведено предпроектное обследование ПС 110 кВ Северная. По результатам обследования установлено, что оборудование ПС отработало 2 нормативных срока эксплуатации и его техническое состояние не соответствует требования безопасной эксплуатации электротехнического оборудования.

Подстанция оснащена выключателями 6 кВ типа ВМГ-133 с приводом ПС 10 и МГГ-10 с приводом ПЭ-21. В связи с прекращением выпуска оборудования данных типов дальнейший ремонт и эксплуатация затруднительны. На подстанции установлены силовые трансформаторы Т-1 – 20 МВА и Т-2 – 25 МВА.

В связи с выше изложенным, необходимо проведение реконструкции данной ПС в части замены оборудования ОРУ-110 кВ, а также силовых трансформаторов.

Энергообъекты ОАО «РЖД»

Существующие схемы ПС 220 кВ Артышта (Кемеровская область) и ПС 220 кВ Тягун не позволяют осуществить вывод в ремонт (ввод в работу) ЛЭП без кратковременного (на время переключения) погашения ПС. Это служит причиной затягивания сроков ремонтов ЛЭП 220 кВ, и приводит к невозможности обеспечить ее ввод со временем аварийной готовности.

Необходимо проведение реконструкции ПС 220 кВ Тягун.

4.3. Потери в электрических сетях

В Алтайском крае потери электроэнергии в сетях составляют 11,6 %. Коммерческие потери (несовершенство системы учета, неточность снятия показаний счетчиков, наличие неучтенных потребителей, несвоевременная оплата услуг) в сетях Российской Федерации составляют 20 – 30 % суммарных потерь. В Алтайском крае в отдельных районах этот показатель достигает 50 %. Потери Алтайэнерго: общие потери - от 8 до 25 %; технологические потери - от 6 до 16 %.

4.4. Теплоснабжение

В сфере теплоснабжения Алтайского края сложилась ситуация, заключающаяся в низком техническом уровне и изношенности оборудования ТЭЦ и котельных, отсутствии систем автоматического регулирования. Отмечаются случаи гидравлической разрегулированности тепловых сетей, неудовлетворительное качество теплоснабжения потребителей и неэффективного использованием топлива.

В Алтайском крае на начало 2016 года эксплуатировалось 2985,9 км тепловых сетей (водяных и паровых) в двухтрубном исчислении. Из всего объема тепловых сетей 29,8 % нуждаются в замене. Потери в тепловых сетях в 2015 году составили 22,8 % от общего количества поданной в сеть тепловой энергии.

V. Основные направления развития электроэнергетики Алтайского края на 2018 - 2022 годы

5.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Алтайского края

Одним из стратегических направлений Стратегии социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года, утвержденной законом Алтайского края от 21.11.2012 № 86-ЗС, является создание инфраструктурной основы динамичного социально-экономического развития региона. Вместе с тем приведенный в Стратегии социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года анализ относит к внутренним сдерживающим факторам (слабым сторонам) недостаточный уровень развития энергетической инфраструктуры и энергозависимость краевой экономики от поставок энергоносителей из других регионов страны.

Основной целью стратегического развития энергетики Алтайского края является обеспечение эффективности и сбалансированности ТЭК края, преодоление дефицитности по энергии и топливу, устойчивое развитие экономики и поступательного роста уровня жизни населения региона при безусловном соблюдении технологических стандартов и экологических норм.

В целях обеспечения потребностей экономики и социальной сферы Алтайского края в электроэнергии к числу стратегических задач развития энергетической системы Алтайского края отнесены:

обеспечение надежности и энергетической безопасности работы системы электроснабжения Алтайского края в части преодоления в крае сложившейся дефицитности по электроэнергии и обеспечению ТЭР в нормальных и чрезвычайных ситуациях, а также удовлетворение потребностей экономики и населения в электроэнергии (мощности) по доступным конкурентоспособным ценам, обеспечивающим окупаемость инвестиций в электроэнергетику, а также усиление межрегиональных энергетических связей края с соседними регионами;

повышение энергетической эффективности Алтайского края в части формирования рациональной структуры генерирующих мощностей края;

повышения использования установленной мощности электростанций;

сокращения потерь в электросетевом хозяйстве до уровня международной практики;

улучшения использования топливных ресурсов, в том числе путем использования собственных запасов угля при производстве тепловой и электрической энергии.

Согласно энергетической стратегии Алтайского края на период до 2020 года стратегическое развитие ТЭК Алтайского края должно исходить из реализации следующих стратегических целей:

повышение энергетической безопасности края;

повышение энергетической эффективности экономики края;

повышение бюджетной эффективности ТЭК края.

Согласно главной стратегической цели развития ТЭК Алтайского края к 2020 году он должен стать высокоэффективным, сбалансированным инфраструктурным комплексом, способным обеспечить устойчивое развитие экономики и поступательный рост уровня жизни населения региона при безусловном соблюдении экологических норм и технологических стандартов.

Для выбора наиболее эффективных путей достижения поставленных целей энергетической стратегией Алтайского края рассматривается реализация шести стратегических направлений:

1) развитие газификации края;

2) энергосбережение и повышение энергетической эффективности;

3) наращивание генерирующих мощностей;

4) развитие электрических сетей;

5) создание собственной угледобывающей промышленности;

6) использование ВИЭ.

Стратегическое направление «Развитие газификации края» предусматривает повышение энергетической эффективности экономики и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением следующих стратегических задач:

повышение эффективности установок, использующих топливо;

снижение вредных выбросов от источников тепла и электроэнергии;

повышение качества жизни населения;

создание возможности для строительства высокоэффективных мини-ТЭЦ на природном газе;

создание возможности для перевода автотранспорта и сельхозтехники на более дешевый и экологически чистый вид моторного топлива.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

газификация южных районов Алтайского края в направлении месторасположения особой экономической зоны туристско-рекреационного типа «Бирюзовая Катунь» и игорной зоны «Сибирская монета»;

газификация юго-западных районов Алтайского края в направлении Барнаул - Рубцовск;

газификация западных районов Алтайского края в направлении Барнаул - Славгород.

Стратегическое направление «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности» предусматривает повышение энергетической эффективности экономики и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением следующих стратегических задач:

снижение удельного потребления топлива источниками тепла и электроэнергии;

снижение потерь электрической и тепловой энергии в передающих сетях;

снижение потерь ТЭР у потребителей;

снижение энергоемкости ВРП;

снижение расхода ТЭР в бюджетной сфере.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

применение энергоэффективного оборудования и материалов;

внедрение контрольно-измерительной и регулирующей аппаратуры;

создание условий для массовой энергоэффективной реконструкции зданий с целью снижения показателя удельного расхода тепловой энергии;

внедрение стимулов энергосбережения.

Государственная программа Алтайского края «Энергоэффективность и развитие электроэнергетики» на 2015 - 2020 годы, утвержденная постановлением Администрации Алтайского края от 13.10.2014 № 468, предусматривает, что повышение эффективности использования топлива (энергии) в электроэнергетике может быть достигнуто путем реализации энергосберегающих мероприятий, применения энергоэффективных технологий, предложенных по результатам обязательных энергетических обследований.

К направлениям использования энергоэффективных технологий относятся:

внедрение усовершенствованных горелочных устройств;

внедрение энергосберегающей техники, повышение экономичности оборудования;

модернизация систем теплоснабжения с применением эффективных теплоизоляционных материалов и конструкций, с проведением режимных эксплуатационно-наладочных мероприятий;

внедрение АСКУЭ и систем управления энергией на объектах;

комплексная оптимизация режимов работы всех действующих на территории края теплоэлектрических станций.

Стратегическое направление «Наращивание генерирующих мощностей» предусматривает повышение энергетической безопасности Алтайского края и связано с решением ряда стратегических задач:

повышение надежности энергоснабжения производственных, коммунально-бытовых потребителей и населения;

снижение зависимости Алтайского края от поставок электроэнергии из соседних энергосистем;

гарантированное обеспечение растущего спроса на электроэнергию как со стороны действующих потребителей, так и со стороны вновь возникающих.

Одним из возможных мероприятий этого направления является строительство конденсационной электростанции на базе Мунайского буроугольного месторождения.

Стратегическое направление «Развитие электрических сетей» предусматривает повышение энергетической безопасности Алтайского края и связано с решением таких стратегических задач, как:

повышение надежности энергоснабжения производственных, коммунально-бытовых потребителей и населения;

гарантированное обеспечение спроса на электроэнергию как со стороны действующих потребителей, так и со стороны вновь присоединяемых;

усиление электрических связей с соседними энергосистемами;

обеспечение свободного доступа производителей и потребителей электроэнергии на рынки мощности и электроэнергии.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

организация внешнего электроснабжения объектов игорной зоны «Сибирская монета»;

строительство и реконструкция линий электропередачи и ПС для подключения к сети новых потребителей электроэнергии.

Стратегическое направление «Создание собственной угледобывающей промышленности» предусматривает повышение энергетической безопасности и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением таких стратегических задач, как:

снижение зависимости электроэнергетики и теплового хозяйства Алтайского края от поставок угля из других регионов - Красноярского края, Кемеровской области, Республики Казахстан;

снижение себестоимости тепловой и электрической энергии за счет использования более дешевого местного угля;

создание возможности строительства собственной крупной электростанции.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

развитие мощностей Мунайского угольного разреза;

доразведка запасов бурых углей Мунайского и близлежащих месторождений с целью постановки на государственный баланс.

Стратегическое направление «Использование возобновляемых источников энергии» предусматривает повышение энергетической безопасности и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края, связано с решением следующих стратегических задач:

снижение зависимости Алтайского края от поставок ТЭР из соседних регионов;

повышение надежности энергоснабжения удаленных и изолированных потребителей энергии;

внедрение новых технологий;

развитие инновационной составляющей экономики края.

Учитывая природно-климатические условия Алтайского края и степень проработанности технологий использования ВИЭ, к основным мероприятиям на рассматриваемую перспективу можно отнести строительство СЭС, малых ГЭС, ВЭС, биогазовых установок.

5.2. Прогноз потребления электроэнергии энергосистемы Алтайского края на 2017 - 2022 годы

Таблица 33

Прогноз электропотребления Алтайской энергосистемы по данным разработанным системным оператором

CBПоказатель,

CBединицы измерения

CBГоды

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

LNЭлектропотребление, млрд. кВт'ч

CB10,174

CB10,183

CB10,193

CB10,231

CB10,227

CB10,236

LNПрогнозные темпы прироста, %

CB0,002

CB0,003

CB0,012

CB0,011

CB0,037

5.3. Прогноз максимума нагрузки энергосистемы Алтайского края на 2017 - 2022 годы

Согласно прогнозу максимального потребления электроэнергии в энергосистеме Алтайского края, разработанному АО «СО ЕЭС», величина максимальной нагрузки в период 2017 - 2022 годов практически не изменится. Ожидается, что прирост максимальной нагрузки в энергосистеме Алтайского края за последующие пять лет составит 18 МВт, или приблизительно 1 %.

Таблица 34

Прогноз изменения собственного максимума нагрузки Алтайского края на 2017-2022 годы по данным разработанным системным оператором

CBПоказатель

CBГоды

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

LNМаксимум нагрузки, МВт

CB1806,00

CB1810,00

CB1813,00

CB1816,00

CB1821,00

CB1824,00

LNПрогнозные среднегодовые темпы прироста/снижения, %

CB0,22

CB0,21

CB0,22

CB0,24

Детализация прогноза электропотребления и максимума нагрузки по крупным потребителям энергосистемы Алтайского края представлена в таблице 35.

Таблица 35

Прогноз электропотребления и максимума нагрузки крупных потребителей Алтайского края на 2017 - 2022 годы

(по данным компаний)

CBПотребитель

CBГодовое электропотребление, млн. кВтч

CBМаксимум нагрузки, МВт

CBгоды

CBГоды

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

LNЗападно-Сибирская железная дорога - филиал ОАО «РЖД»

CB764,4

CB619,3

LNОАО «Алтай-Кокс»,

LNг. Заринск

CB460,0

CB59,4

LNОАО «Кучуксульфат», Благовещенский район

CB21,4

CB9,4
CB9,4
CB9,4
CB9,4
CB9,4
CB9,4
LNОАО ХК «Барнаульский станкостроительный завод»,г. Барнаул

CB31,9

CB38,1

LNЗАО «Станко-Цепь»,

LNг. Барнаул

CB2,6

CB5,0

LNООО «Литейный завод»

CB9,1

CB10,0

LNОАО «Авиапредприятие Алтай», г. Барнаул

CB6,8

CB5,7

LNООО «Барнаульский Водоканал», г. Барнаул

CB22,1

CB10,7

LNООО «Алтайский комбинат химических волокон»

CB8,7

CB54,1
CB54,1
CB54,1
CB54,1
CB54,1
CB54,1
LNМУП «Горэлектротранс»,г. Барнаул

CB6,3

CB6,4

LNОАО «Цемент», Заринский район

CB40,6

CB40,3

CB8,3

LNМУП «Водоканал», г. Бийск

CB11,1

CB1,5

5.4. Фактические и прогнозируемые показатели потребления тепловой энергии в Алтайском крае в 2016 - 2022 годах

Прогноз потребности в тепловой энергии выполнен на основании существующих прогнозов теплопотребления по промышленным предприятиям и зонам централизованного теплоснабжения городских округов Алтайского края, отнесенных к крупным потребителям тепловой энергии.

Таблица 36

Фактические и прогнозируемые показатели теплопотребления крупных потребителей Алтайского края на 2016 - 2022 годы

тыс. Гкал

CBНаименование потребителя, источники покрытия

CBГоды

CB2016

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CBфакт

CBпрогноз

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

CB8

LNОАО «Алтай-Кокс»

CB426,4

LNпокрытие: ТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB546,6

LNОАО «Кучуксульфат»

CB453,3

LNпокрытие: ТЭЦ ОАО«Кучуксульфат»

CB453,3

LNг. Барнаул, централизо-ванное теплоснабжение

CB5630,0

CB5690,0

CB5710,0

CB5715,8

CB5720,0

LNпокрытие:

LNБарнаульская ТЭЦ-3

CB2757,3

CB2659,4

CB2709,5

LNБарнаульская ТЭЦ-2

CB2163,1

LNГТ-ТЭЦ

CB70,0

CB130,0

CB150,0

LNРВК

CB127,4

LNмуниципальные котельные

CB413,5

LNг. Алейск, централизо-ванное теплоснабжение

CB67,4

LNпокрытие:

LNмуниципальные котельные

CB52,4

LNведомственные котельные

CB15,0

LNг. Белокуриха, централизо-ванное теплоснабжение

CB145,0

LNпокрытие:

LNГП ТЭЦ

CB0,0

LNкотельная ЗАО «Тепло-централь Белокуриха»

CB145,0

LNг. Бийск, централизо-ванное теплоснабжение

CB1835,3

CB1822,1

LNпокрытие:

LNБийская ТЭЦ

CB1728,0

CB1714,8

LNмуниципальные котельные

CB107,3

LNг. Заринск, централизо-ванное теплоснабжение

CB322,1

LNпокрытие:

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB310,7

LNмуниципальные котельные

CB11,4

LNЗона централизованного теплоснабжения г. Камень-на-Оби

CB156,0

LNпокрытие – муници-пальные котельные

CB156,0

LNг. Новоалтайск, централизо-ванное теплоснабжение

CB268,0

LNпокрытие:

LNмуниципальные котельные

CB182,2

LNведомственные котельные

CB82,8

LNг. Рубцовск, централизо-ванное теплоснабжение

CB568,7

LNпокрытие:

LNРубцовская ТЭЦ

CB432,0

LNЮТС

CB115,9

LNмуниципальные котельные

CB20,8

LNг. Славгород, централизо-ванное теплоснабжение

CB120,6

LNпокрытие: котельные ООО «АТССлавгород»

CB120,6

LNЗАТО Сибирский, центра-лизованное теплоснабже-ние

CB105,6

LNпокрытие: муници-пальные котельные

CB105,6

LNг. Яровое, централизо-ванное теплоснабжение

CB267,2

LNпокрытие: ТЭЦ

LNг. Яровое

CB267,2

Прогноз потребности в тепловой энергии выполнен на основании существующих прогнозов теплопотребления, анализа тенденций в потреблении тепловой энергии, с учетом взаимозаменяемости энергоносителей в сфере теплоснабжения, информации администраций муниципальных образований Алтайского края и потребителей теплоэнергии.

Таблица 37

Фактические и прогнозируемые показатели потребления тепловой энергии в Алтайском крае

CBПоказатель

CBГоды

CB2016

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CBфакт

CBпрогноз

LNПотребление тепло-энергии, тыс. Гкал

CB18695,0

CB18755,0

CB18775,0

CB18780,0

CB18785,0

CB18790,0

CB18795,0

LNАбсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал

CB192,0

CB60,0

CB20,0

CB5,0

LNСреднегодовые темпы прироста, %

CB1,0

CB0,3

CB0,1

CB0,0

Таблица 38

Фактические и прогнозируемые показатели отпуска теплоэнергии от ТЭС (включая котельные генерирующих компаний)

тыс. Гкал

CBОтпуск теплоэнергии

CBГоды

CB2016

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CBфакт

CBпрогноз

LNОт электростанций ТГК

CB4872,6

LNОт прочих электростанций

CB2596,2

CB2656,2

CB2676,2

LNОт котельных генерирующих компаний

CB388,3

LNОт станций промышленных предприятий

CB882,9

5.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Алтайского края мощностью свыше 5 МВт на период 2017 - 2022 годов

Планируется замена котлоагрегата на ТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод». В 2013 году была введена в эксплуатацию первая очередь ГП ТЭС ООО «Алтаймясопром» мощностью 1,27 МВт, к 2018 году планируется ввод второй очереди станции мощностью 7,68 МВт. Данная ГП ТЭС работает изолированно от ЕЭС России для обеспечения собственных потребностей.

Другие изменения установленной мощности в период 2017 - 2022 годов на действующих электростанциях централизованной энергосистемы Алтайского края представлены в таблице 39.

Таблица 39

Перечень вводов/выводов энергетического и котельного оборудования на электростанциях Алтайского края

(по данным генерирующих компаний)

CBНаименование электростанции

CBОборудо-вание

CBИзменение

CBГод

CBВид топ-лива

CBВводимая (+)/ Выводимая (-) мощность

CBМесто располо-жения

CBМВт

CBГкал/ч

CBЭнергетическое оборудование

CBГП ТЭС ООО «Алтаймясопром»

CB(с изолированной работой от ЕЭС России)

CBГПА GE Jenbacher

CBввод

CB2018

CBгаз

CB+7,68

CBТаль-менский район, пос. Сред-неси-бирский

CBКотельное оборудование

CBТЭЦ КСК ОАО «Кучуксульфат»

CBКП № 1

CBввод

CB2019

CBуголь

CB-

CB+34,3

CBпос. Степ-ное озеро

CBТЭЦ КСК ОАО «Кучуксульфат»

CBКП № 2

CBввод

CB2019

CBуголь

CB-

CB+34,3

CBпос. Степ-ное озеро

CBТЭЦ КСК ОАО «Кучуксульфат»

CBКП № 3

CBввод

CB2019

CBуголь

CB-

CB+34,3

CBпос. Степ-ное озеро

CBТЭЦ КСК ОАО «Кучуксульфат»

CBКП № 1

CBвывод

CB2019

CBуголь

CB-

CB-24,0

CBпос. Степ-ное озеро

CBТЭЦ КСК ОАО «Кучуксульфат»

CBКП № 2

CBвывод

CB2019

CBуголь

CB-

CB-24,0

CBпос. Степ-ное озеро

CBТЭЦ КСК ОАО «Кучуксульфат»

CBКП № 3

CBвывод

CB2019

CBуголь

CB-

CB-24,0

CBпос. Степ-ное озеро

В соответствии с законом Алтайского края от 06.04.2010 № 25-ЗС «Об утверждении программы социально-экономического развития Алтайского края на период до 2020 года» возможно строительство Алтайской КЭС на базе Мунайского буроугольного месторождения в Солтонском районе суммарной мощностью 660 МВт. Объем производства электроэнергии КЭС оценивается более 4,5 млрд. кВт'ч в год. Согласно программе социально-экономического развития Алтайского края на период до 2020 год ввод первого блока Алтайской КЭС планируется в 2019 году, второго – в 2021 году. В настоящее время ведутся поиски инвесторов для строительства Алтайской КЭС.

В случае принятия решения о строительстве Алтайской КЭС необходимо обеспечить строительство следующих объектов электросетевого хозяйства, предусмотренных схемой выдачи ее мощности:

1) строительство ВЛ 220 кВ Алтайская КЭС – Власиха (240 км);

2) строительство ВЛ 220 кВ Алтайская КЭС – Айская (140 км);

3) строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Алтайская КЭС – ПС Бийская (2х120 км).

Таблица 40

Перечень вводимых генерирующих объектов (электростанций) в Алтайском крае

CBНаимено-вание электро-станции

CBНомер блока

CBПринадлеж-ность к компании

CBГод ввода

CBОбоснование необходимости ввода

CBВид топлива

CBТип ввода

CBВводимая мощность

CBМесто расположения

CBПлощадь резервиро-вания земель, га

CBМВт

CBГкал/ч

CBОсновные вводы

CBАСТ-Алтайская СЭС-3

CB-

CBООО «Авелар Солар Технолоджи»

CB2019

CBНаличие в

CBСиПР ЕЭС

CBсолнеч-ная энергия

CBновое строи-тельст-во

CB10

CB-

CBг. Горняк

CB40

CBАСТ-Алтайская СЭС-7

CB-

CBООО «Авелар Солар Технолоджи»

CB2019

CBНаличие в

CBСиПР ЕЭС

CBсолнеч-ная энергия

CBновое строи-тельст-во

CB10

CB-

CBг. Змеиногорск

CB40

CBВероятные вводы

CBГП ТЭС ООО «Алтай-мясопром»

CB(с изолированной работой от ЕЭС России)

CB1-7

CBООО «Алтай-мясопром»

CB2018

CBэнергетическая обеспеченность производствен-ных мощностей

CBприрод-ный газ

CBновое строи-тельст-во

CB7,68

CB-

CBп. Среднеси-бирский, Тальменский район

CBна сущест-вующих площадях

CBАлтайская КЭС

CB1-я очередь

CBООО «Алтайс-кая КЭС»

CB2019

CBИспользование местных видов топлива для производства электроэнергии

CBуголь

CBновое строи-тельст-во

CB330

CB-

CBСолтонский район

CBАлтайская КЭС

CB2-я

CBочередь

CBООО «Алтайс-кая КЭС»

CB2021

CBИспользование местных видов топлива для производства электроэнергии

CBуголь

CBновое строи-тельст-во

CB330

CB-

CBСолтонский район

Кроме ввода новых объектов генерации в период до 2022 года в соответствии с СиПР ЕЭС России на 2017-2023 гг. на территории Алтайского края планируется проведение модернизации существующего генерирующего оборудования:

в 2018 году на Бийской ТЭЦ предусматривается модернизация двух турбоагрегатов ТГ-4 и ТГ-8 с увеличением установленной мощности на 10 МВт и 4,9 МВт соответственно.

в 2020 году на Барнаульской ТЭЦ-2 предусмотрена модернизация ТГ-7 с увеличением установленной мощности на 25 МВт.

Составлено 2 варианта прогноза остающейся мощности действующих и новых электростанций Алтайского края. Вариант 1 (оптимистичный) учитывает все проекты по вводу генерирующих объектов, перечисленных выше. Вариант 2 (базовый) учитывает только ввод генерирующих объектов, включенных в перечень вводов/выводов/модернизаций генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации, учтенных в СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы.

Вариант 1 (оптимистичный)

Таблица 41

Фактическая и прогнозная мощность действующих и новых электростанций Алтайского края в 2016 - 2022 годах

МВт

CBЭлектростанции

CBГоды

CB2016

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CBфакт

CBпрогноз

LNВсего,

LNв том числе

CB1544,1

CB1559,0

CB1909,0

CB1934,0

CB2264,0

LNГЭС и ГАЭС

CB0,0

LNАЭС

CB0,0

LNТЭС,

LNв том числе

CB1544,1

CB1559,0

CB1889,0

CB1914,0

CB2244,0

LNКЭС

CB0

CB330

CB660

LNТЭЦ

CB1544,1

CB1559,0

CB1584,0

LNНВИЭ,

LNв том числе

CB0,0

CB20,0

LNветровые ЭС

CB0,0

LNмини ГЭС

CB0,0

LNбио ЭС

CB0,0

LNгео ТЭС

CB0,0

LNсолнечные ЭС

CB0,0

CB20,0

LNПрочие

CB0,0

Вариант 2 (базовый)

Таблица 42

Фактическая и прогнозная мощность действующих и новых электростанций Алтайского края в 2016 - 2022 годах

МВт

CBЭлектростанции

CBГоды

CB2016

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CBфакт

CBпрогноз

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

CB8

LNВсего,

LNв том числе

CB1544,1

CB1559

CB1579

CB1604

LNГЭС и ГАЭС

CB0,0

LNАЭС

CB0,0

LNТЭС,

LNв том числе

CB1544,1

LN1559,0

LN1584,0

LNКЭС

CB0,0

LNТЭЦ

CB1544,1

LN1559,0

LN1584,0

LNНВИЭ,

LNв том числе

CB0,0

CB20,0

LNветровые ЭС

CB0,0

LNмини ГЭС

CB0,0

LNбио ЭС

CB0,0

LNгео ТЭС

CB0,0

LNсолнечные ЭС

CB0,0

CB20,0

LNПрочие

CB0,0

Рисунок 7. Прогноз остающейся мощности энергосистемы Алтайского края в 2017 - 2022 годах

5.6. Прогноз развития энергетики Алтайского края на основе ВИЭ и местных видов топлива

В настоящее время энергетика Алтайского края на 99 % зависит от поставок угля из других регионов – Кемеровской области, Красноярского края и Республики Казахстан. Удаленность потребителей угля от угледобывающих предприятий предопределяет риски, связанные со своевременной доставкой необходимых объемов топлива, а также его относительно высокую стоимость за счет транспортной составляющей.

Развитие в крае Мунайского буроугольного месторождения в Солтонском районе способно обеспечить в ближайшие годы потребности в энергетическом угле районов восточной зоны Алтайского края, прилегающих к Солтонскому району (Бийского, Зонального, Смоленского, Советского, Солтонского, Тогульского и Целинного), а в перспективе - потребности новой Алтайской КЭС мощностью 660 МВт в Солтонском районе.

Алтайский край располагает существенным потенциалом возобновляемых источников энергии. Суммарные ресурсы ВИЭ, доступные потребителям в Алтайском крае, представлены в таблице 43.

Таблица 43

Ресурсы ВИЭ Алтайского края

CBРесурсы
CBВаловыймлн. т у.т./год

CBТехническиймлн. т у.т./год

CBЭкономическиймлн. т у.т./год

LNМалая гидроэнергетика

CB5,2

CB1,7

CB0,9

LNЭнергия биомассы

CB0,8

CB0,3

CB0,2

LNЭнергия ветра

CB1126,0

CB87,4

CB0,4

LNЭнергия солнечной радиации

CB26038,3

CB26,0

CB0,2

LNНизкопотенциальное тепло

CB529,9

CB3,4

CB0,4

LNИтого

CB27700,2

CB118,9

CB2,1

Для Алтайского края перспективными направлениями использования ВИЭ являются освоение энергии солнечной радиации и гидро- ветроэнергетического потенциалов и местных видов топлива.

Наиболее благоприятными для размещения ветроэнергетических установок являются территории со среднегодовой скоростью ветра более4 - 4,5 м/с. Этим условиям удовлетворяют города: Алейск, Барнаул, Белокуриха, Камень-на-Оби, Рубцовск, Славгород; районы: Волчихинский, Завьяловский, Ключевский, Кулундинский, Ребрихинский, Родинский, Романовский, Славгородский, Третьяковский, Угловский, Хабарский, Шипуновский.

Города и районы, на территории которых возможна реализация пилотных проектов по сооружению ветрогенерирующих установок малой мощности, приведены в таблице 44.

Таблица 44

Характеристики проектов по сооружению ВЭС на территории

Алтайского края

CBГород, район

CBКоличество,

CBшт.

CBУстановленная мощность,

CBМВт

CBРасчетная среднегодовая (потенциальная) выработ-ка электроэнергии в год,

CBмлн кВт'ч

LNг. Алейск

CB6

CB1,8

CB5,67

LNг. Барнаул

CB2

CB1,0

CB3,15

LNг. Камень-на-Оби

CB4

CB2,0

CB6,30

LNг. Рубцовск

CB8

CB4,0

CB12,60

LNЗавьяловский район

CB1

CB0,05

CB0,15

LNКулундинский район

CB25

CB2,0

CB39,40

LNКлючевский район

CB5

CB2,5

CB7,88

LNРебрихинский район

CB4

CB2,0

CB6,30

LNМуниципальное образование город Славгород

CB50

CB2,0

CB78,80

LNТретьяковский район

CB3

CB1,5
CB4,73
LNХабарский район
CB8
CB4,0
CB12,60
Гидроэнергетический потенциал рек Алтайского края способен в значительной степени уменьшить дефицит электроснабжения удаленных отсуществующей энергосистемы сельских районов, а также районов с одноцепными и радиальными физически изношенными линиями электропередачи 10 кВ.

Таблица 45

Основные характеристики малых ГЭС

CBНаименование малой ГЭС

CBМесто расположения

CBУстановленная электрическая мощность, МВт

CBРасчетная выработка, млн. кВт'ч

CB1

CB2

CB3

CB4

CBСолонешенская МГЭС

LNр. Ануй, Солонешен-ский район

CB1,2

CB4,8

CBГилевская МГЭС

LNГилевское водохра-нилище, Локтевский район

CB2,4

CB8,3

CBЧарышская МГЭС

LNр. Чарыш, Чарышский район

CB15,0

CB51,8

CBКрасногородская МГЭС

LNр. Песчаная, Смолен-ский район

CB8,0

CB27,6

CBСибирячихинская МГЭС

LNр. Ануй, в 9 км выше пос. Сибирячиха Солонешенского района

CB5,0

CB20,0

LNИтого

CB31,6

CB112,5

Кроме указанных в таблице 45 потенциальных для строительства малых ГЭС, перечень перспективных малых ГЭС Алтайского края включает 26 потенциальных объектов суммарной установленной мощностью 404,0 МВт и расчетной годовой выработкой 1541 млн. кВт'ч.

Перспективным направлением развития энергетики в Алтайском крае, где традиционно развито растениеводство и животноводство, может стать использование биотоплива. На территории предприятия ЗАО «Алтайский бройлер» возможно строительство биоэнергетической установки, работающей на энергии, полученной из органических отходов птицефабрики, и вырабатывающей тепловую и электрическую энергию, с одновременным производством экологически чистых минеральных удобрений.

5.7. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) в Алтайском крае на 2017 - 2022 годы

Перспективные балансы мощности

В перспективе до 2022 года в энергосистеме Алтайского края сохранится дефицит мощности. Прогнозные балансы мощности энергосистемы составлены по двум вариантам прогноза максимума потребления и остающейся мощности действующих и новых электростанций Алтайского края на 2018 - 2022 годы. В случае развития ситуации с реализацией проектов по вводу генерирующих объектов по оптимистическому варианту, в 2022 году получение мощности из смежных энергосистем может значительно сократиться по сравнению с 2016 годом за счет ввода в эксплуатацию первой и второй очередей Алтайской КЭС. При развитии событий по базовому варианту – энергосистема Алтайского края до 2022 года останется дефицитной.

Располагаемая мощность СЭС изменяется в течение суток и зависит от освещенности в конкретный период времени и наличия напряжения во внешней сети. В связи с тем, что час максимума нагрузок приходится на темное время суток, располагаемая мощность СЭС при проведении расчетов балансов принята равной нулю.

Вариант 1 (оптимистичный) Прогнозные величины максимума потребления определены с учетом всех договоров технологического присоединения осуществляемого по индивидуальным проектам, утвержденных управлением Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов.

Таблица 46

Баланс мощности энергосистемы Алтайского края на период

2017 - 2022 годов

МВт

CBПоказатели

CBГоды

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

LNПотребность

LNМаксимум нагрузки

CB1815,0

CB1820,0

CB1823,0

CB1825,0

CB1830,0

CB1835,0

LNПередача мощности, всего

CB0,0

LNПередача мощности в смежные энергосистемы

CB0,0

LNЭкспорт

CB0,0

LNПокрытие

LNУстановленная мощность на конец года

CB1544,1

CB1559,0

CB1909,0

CB1934,0

CB2264,0

LNАЭС

CB0,0

LNГЭС

CB0,0

LNТЭС,

LNв том числе

CB1544,1

CB1559,0

CB1889,0

CB1914,0

CB2244,0

LNКЭС

CB0,0

CB330,0

CB660,0

LNТЭЦ

CB1544,1

CB1559,0

CB1584,0

LNНВИЭ

CB0,0

CB20,0

LNпрочие

CB0,0

LNОграничения мощности на час максимума нагрузки

CB0,0

LNГЭС

CB0,0

LNТЭС

CB0,0

LNРасполагаемая мощность на час максимума нагрузки

CB1544,1

CB1559,0

CB1889,0

CB1914,0

CB2244,0

LNАЭС

CB0,0

LNГЭС

CB0,0

LNТЭС,

LNв том числе

CB1544,1

CB1559,0

CB1889,0

CB1914,0

CB2244,0

LNКЭС

CB0,0

CB330,0

CB660,0

LNТЭЦ

CB1544,1

CB1559,0

CB1584,0

LNНВИЭ

CB0,0

CB20,0

LNпрочие

CB0,0

LNПолучение мощности, всего

CB270,9

CB261,0

CB0,0

LNИзбыток (+) / Дефицит (-)

CB-270,9

CB-261,0

CB66,0

CB89,0

CB414,0

CB409,0

Вариант 2 (базовый)

Таблица 47

Баланс мощности энергосистемы Алтайского края на период

2017 – 2022 годов

МВт

CBПоказатели

CBГоды

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

LNПотребность

LNМаксимум нагрузки

CB1806,0

CB1810,0

CB1813,0

CB1816,0

CB1821,0

CB1824,0

LNПередача мощности, всего

CB0,0

LNПередача мощности в смежные энергосистемы

CB0,0

LNЭкспорт

CB0,0

LNИтого потребность

CB1806,0

CB1810,0

CB1813,0

CB1816,0

CB1821,0

CB1824,0

LNПокрытие

LNУстановленная мощность на конец года

CB1544,1

CB1559,0

CB1579,0

CB1604,0

LNАЭС

CB0,0

LNГЭС

CB0,0

LNТЭС,

LNв том числе

CB1544,1

CB1559,0

CB1584,0

LNКЭС

CB0,0

LNТЭЦ

CB1544,1

CB1559,0

CB1584,0

LNНВИЭ

CB0,0

CB20,0

LNпрочие

CB0,0

LNОграничения мощности на час максимума нагрузки

CB0,0

LNГЭС

CB0,0

LNТЭС

CB0,0

LNРасполагаемая мощность на час максимума нагрузки

CB1544,1

CB1559,0

CB1584,0

LNАЭС

CB0,0

LNГЭС

CB0,0

LNТЭС,

LNв том числе

CB1544,1

CB1559,0

CB1584,0

LNКЭС

CB0,0

LNТЭЦ

CB1544,1

CB1559,0

CB1584,0

LNНВИЭ

CB0,0

LNпрочие

CB0,0

LNПолучение мощности, всего

CB261,9

CB251

CB254

CB232

CB237

CB240

LNИзбыток (+) / Дефицит (-)

CB-261,9

CB-251

CB-254

CB-232

CB-237

CB-240

Перспективные балансы электроэнергии

Представлено два варианта перспективного баланса электроэнергии. Для обоих вариантов за основу взят прогноз электропотребления энергосистемы Алтайского края, представленный Алтайским РДУ. Варианты различаются в части прогноза выработки электроэнергии: в варианте 1 выработка принята согласно схеме и программе ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов, выделенная по территории Алтайского края (таблица 48), в варианте 2 – выработка рассчитана по прогнозным данным генерирующих компаний с учетом планов ввода новых генерирующих мощностей (таблица 49).

Вариант 1

Таблица 48

Баланс электроэнергии энергосистемы Алтайской края на основе прогнозов выработки электроэнергии, предусмотренный СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов*

млн. кВт'ч

CBПоказатели

CBГоды

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

LNЭлектропотребление

CB10174

CB10183

CB10193

CB10231

CB10227

CB10236

LNВыработка

CB7066

CB6469

CB6850

CB7535

CB7628

CB7721

LNАЭС

CB0

LNГЭС

CB0

LNТЭС

CB7066

CB6469

CB6850

CB7499

CB7592

CB7685

LNКЭС

CB0

LNВЭС

CB0

LNСЭС

CB0

CB36

LNпрочие

CB0

LNСальдо получения электроэнергии

CB3108

CB3714

CB3343

CB2696

CB2599

CB2515

LNЧисло часов исполь-зования установленной мощности, ч/год

CB4576

CB4149

CB4338

CB4678

CB4755

CB4813

*- данные СиПР ЕЭС на 2017-2023 годы выделены по территории Алтайского края

Вариант 2

Таблица 49

Баланс электроэнергии энергосистемы Алтайской края с учетом выработки, прогнозируемой генерирующими компаниями Алтайского края на период 2017 - 2022 годов

млн. кВт'ч

CBПоказатели

CBГоды

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

LNЭлектропотребление

CB10174,0

CB10183,0

CB10193,0

CB10231,0

CB10227,0

CB10236,0

LNВыработка, в том числе:

CB6941,64

CB6990,44

CB8154,44

CB9294,44

CB9303,44

LNАЭС

CB0,0

LNГЭС

CB0,0

LNТЭС,

LNв том числе

CB6941,64

CB6990,44

CB6999,44

CB7014,44

CB7023,44

LNТЭЦ,

LNв том числе

CB6941,64

CB6990,44

CB6999,44

CB7014,44

CB7023,44

LNБарнаульская ТЭЦ-2

CB1262,62

LNБарнаульская ТЭЦ-3

CB1951,61

LNБийская ТЭЦ

CB2656,5

LNТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс»

CB934,7

LNРубцовская ТЭЦ

CB44,6

LNТЭЦ МУП «ЯТЭК»

CB78,31

LNТЭЦ ОАО «Кучуксуль-фат»

CB59,0

CB62,0

CB59,0

CB62,0

CB59,0

LNБелокурихинская ГП ТЭС

CB20,0

LNГП ТЭС ООО «Алтай-мясопром»

CB8,0

CB41,8

LNТЭЦ «Черемновский сахарный завод»

CB18,8

LNКЭС

CB0,0

CB1125,0

CB2250,0

LNАлтайская КЭС

CB0,0

CB1125,0

CB2250,0

LNНетрадиционные и возо-бновляемые источники энергии, включая:

CB0,0

CB30,0

LNСЭС

CB0,0

CB30,0

LNПрочие

CB0,0

LNСальдо получения электроэнергии

CB3232,36

CB3192,56

CB2038,56

CB981,56

CB923,56

CB932,56

LNЧисло часов использова-ния установленной мощ-ности, ч/год

CB4496

CB4484

CB4272

CB4806

CB4109

Частичное покрытие дефицита электроэнергии может быть обеспечено через увеличение степени загрузки генерирующих мощностей. Однако увеличение числа часов использования установленной мощности ограничено эксплуата-ционными характеристиками физически и морально устаревшего генерирующего оборудования существующих электростанций.

5.8. Уточнение «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

С учетом прогнозных балансов электроэнергии мощности «узких мест» энергосистемы на территории Алтайского края не выявлено. Проблемы с пропускной способностью ВЛ 110 кВ Южная - Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) возникают при потреблении Рубцовским энергорайоном свыше 200 МВт. На основании данных прогнозного потребления энергосистемы на территории Алтайского края, потребление Рубцовского энергорайона планируется на уровне 2015-2016 годов, в том числе в летний период. На основании изложенного, реконструкцию ВЛ 110 кВ Южная – Горняцкая с отпайками (ВЛ ЮГ-148) с увеличением ее пропускной способности необходимо рассматривать при предпосылках к росту потребления в Рубцовском энергорайоне в летний период.

В связи с тем, что данное ограничение возникает при потреблении Рубцовским энергорайоном свыше 200 МВт, при снижении потребления ниже данного значения срок реализации проекта по реконструкции указанной ВЛ может быть уточнен при разработке Схемы и программы на последующие периоды.

5.9. Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения «узких мест»

В целях формирования единого документа по развитию электрических сетей 110 кВ и выше в Алтайском крае и реализации важнейших инвестиционных проектов сетевых организаций разработаны схема и программа, включающие перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения «узких мест».

При разработке Схемы и программы учтены следующие материалы:

1) СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы;

2) предложения органов исполнительной власти Алтайского края;

3) предложения Алтайского РДУ;

4) Комплексная программа развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Алтайского края на пятилетний период 2017-2021 годов, разработанная филиалом ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго»;

6) договоры на технологическое присоединение к электрическим сетям.

Данные материалы являются результатом работ, выполненных электросетевыми компаниями Алтайского края на основании:

1) электрических расчетов режимов основной электрической сети напряжением 110 кВ и выше, энергосистемы Алтайского края (режимы зимних и летних максимальных нагрузок рабочего дня, режим зимних минимальных нагрузок рабочего дня, режим летних минимальных нагрузок выходного дня, режим максимальных и минимальных нагрузок в весенне-осенний период) с учетом поэтапного ввода электроустановок и присоединяемой мощности;

2) анализа характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети напряжением 110 кВ и выше с выделением годов поэтапного ввода электроустановок, присоединяемой мощности.

Расчет и анализ характерных нормальных и послеаварийных электрических режимов работы электрических сетей выполнен филиалом ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго» в Комплексной программе развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Алтайского края на пятилетний период 2017 - 2021 годов.

Таблица 50

Программа развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории Алтайского края на2018 – 2022 годы (с разбивкой по годам) - перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения «узких мест»

CB№

CBп/п

CBНаименование объекта, класс напряжения, описание мероприятия

CBОснование для включения в перечень

CBГоды реализации

CBПротя-женность/ мощность

CBОбоснование необходимости строительства

CBСтои-мость, строи-тельства с НДС, млн. руб.

CBПланируемые капвложения по годам,

CBмлн. руб., с НДС

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CBИтого 2017-2022

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

CB8

CB9

CB10

CB11

CB12

CB13

CB14

CB1

CBМероприятия, направленные на исключение «узких» мест

CB1.1

LNОбъекты 220 кВ

CB1.1.1

LNРеконструкция ПС 220 кВ Тягун с установкой СВ-220 кВ

CB2021

CB0

LNобеспечение бесперебойно-го электроснаб-жения потреби-телей при про-ведении ре-монтов в сети 220 кВ, сокра-щение сроков вывода в ре-монт ВЛ 220 и ввода их в работу

CB190,0

CB1.2

LNОбъекты 110 кВ

CB1.2.1

LNСтроительство ПС 110 кВ Ковыльная с трансформа-торами 2х16 МВА

LNрасчеты электричес-ких режи- мов

CB2014-2019

CB2х16 МВА

LNперевод части нагрузки с ПС 110 кВ КМК и ПС 110 кВ Комсомольская на ПС 110 кВ Ковыльная для исключения перегрузки трансформаторов на них в послеаварийных режимах

CB259,6

CB1.2.2

LNСтроительство ВЛ 110 кВ «Сидоровская – Завъяловс-кая» с организацией реконструкции ОРУ ПС 110 кВ Сидоровская и ПС 110 кВ Завьяловская

LNпредложе- Алтайэнерго для обеспе-чения су-ществую-щих потре-бителей второй категории надежности в Мамон-товском и Романовс-ком районах

CB2020-2023

CB45 км

LNэлектроснабже-ние существую-щих потребите-лей второй категории надежности подключенных к ПС 110 кВ: Сидоровская, ПС 110 кВ Романовская и ПС 110 кВ Мамонтовская в послеаварийных режимах и ремонтных схемах

CB353,7

CB32,8

CB132,2

CB165,0

CB1.2.3

LNСтроительство ВЛ 110 кВ Гальбштадская - Бурла

LNпредложе-ния Алтай-энерго для обеспечения существующих потре-бителей второй ка-тегории на-дежности в Бурлинском

CB2021-2024

CB33 км

LNэлектроснабже-ние существую-щих потребите-лей второй категории надежности подключенных к ПС 110 кВ: Бурлинская, ПС 110 кВ Бурсоль в послеаварий-

CB171,0

CB18,9

CB152,1

CB171,0

LNрайоне

LNных режимах и ремонтных схемах

CB1.2.4

LNРеконструкция ПС 110 кВ Северная с заменой оборудования

LNрасчеты электричес-ких режи- мов

CB2009-2018

CB2х10 МВА

LNпроектная документация «Реконструк-ция объекта электросетево-го комплекса, принадлежа-щего филиалу «МРСК Сиби-ри»-«Алтай-энерго» ПС 110 кВ № 20 «Северная»

CB41,8

CB1.2.5

LNРеконструкция ПС 110 кВ Волчихинская с заменой трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА

LNрасчеты электричес-ких режи- мов

CB2018

CB10 МВА

LNисключения перегруза Т-1 в ремонтных и послеаварийных режимах с отк-лючением Т-2 и исполнения обязательств филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Алтайэнерго» по действующим договорам ТП

CB3,0

CB1.2.6

LNРеконструкция ПС 110 кВ Топчихинская с заме-ной трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА

LNрасчеты электричес-ких режи- мов

CB2014-2017

CB10 МВА

LNисключения перегруза Т-1 в послеаварийных режимах с отключением Т-2 и исполнения обязательств филиала ПАО «МРСК Сиби-ри»-«Алтай-энерго» по действующим договорам ТП

CB25,0

CB1.2.7

LNРеконструкция ПС 110 кВ Предгорная c заме-ной силового трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА

LNрасчеты электричес-ких режи- мов

CB2018

CB10 МВА

LNисключения перегруза Т-1 в послеаварийных режимах с отк-лючением Т-2 и исполнения обязательств филиала ПАО «МРСК Сиби-ри»-«Алтай-энерго» по действующим договорам ТП

CB2,0

CB1.2.8

LNРеконструкция ПС 35 кВ Прудская с переводом питания на 110 кВ от ВЛ ПЦ-39, ВЛ ПЦ-40

LNне соответс-твие техни-ческого сос-тояния тре-бованиям безопасной эксплуата-ции электротехнического оборудова-ния, расчеты электричес-ких режи-мов

CB2017-2020

CB2х10 МВА

LNисключение перегрузки трансформаторов ПС 110 кВ Подгорная и

LNОбеспечение безопасной эксплуатации оборудования

LN ПС 35 кВ Прудская

CB308,0

CB2

CBМероприятия необходимые для осуществления ТП новых потребителей

CB2.1

LNОбъекты 220 кВ

CB2.1.1

LNСтроительство ПС 220 кВ Цемент

LNдоговор ТП от 27.12.2016 между ПАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Це-мент»

LNподключение заявленной мощности потребителя

CB2.2

LNОбъекты 110 кВ

CB2.2.1

LNРеконструкция ПС 110/10 кВ Строительная с заменой силовых трансформаторов 2х16 на 2х25

LNдоговор ТП от 17.03.2017 с ОАО «Ин-дустри-альный»

CB2018

CB2х25 МВА

LNнедостаточная установленная мощность силовых трансформато-ров для присоединения тепличного комплекса ОАО «Индустриаль-ный»

CB2.2.2

LNСтроительство ПС 110 кВ Сибирская монета, ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Сибирская монета до ВЛ 110 кВ Бийская ТЭЦ – Бирюзовая Катунь (отпайка)

LNдоговор на технологи-ческое при-соединение № 20.2200. 512.14

CB2015-2018

CB2х25 МВА

LNэлектроснаб-жение игорной зоны «Сибирс-кая монета»

CB315,3

CB2.2.3

LNСтроительство ПС 110 кВ Белокуриха-2 2х10 МВА с отпайками ВЛ 110 кВ Смоленская-Предгорная и ВЛ 110 кВ Смоленская-Курортная

LNдоговор на технологи-ческое при-соединение№ 20.2200. 2804.14

CB2018

CB2х10 МВА

LNэлектроснаб-жение курорт-ного субклас-тера Белоку-риха-2

CB317,0

CB2.2.4

LNСтроительство ПС 110 кВ Индустриальный парк с отпайками от ВЛ 110 кВ Чесноковская – Новоал-тайская I, II цепь с отпай-ками на ПС 110 кВ Завод-ская

LNдоговор на технологи-ческое при-соединение № 20.2200. 2490.14

CB2019

CB2х25 МВА

LNэлектроснабже-ние индустрии-ального парка «Новоалтайск Южный»

CB262,0

CB2.2.5

LNРеконструкция ПС 110 кВ Сиреневая с переводом питания от ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 - Подгорная с отпайками (ВЛ ТП-45, ТП-46) на ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 - Власиха (ВЛ ТВ -43, ВЛ ТВ-44)

LNрасчеты электричес-ких режимов,

LNисполнение договора ТП от 17.09.2014 № 20.2200. 3964

CB2014-2018

CB1 км

LNнедопущение перегрузки ВЛ 110 кВ Барна-ульская ТЭЦ-3 - Подгорная с отпайками (ВЛ ТП-45, ТП-46) с отключением существующих потребителей в послеаварийном режиме с учетом действующих договоров ТП.

CB5,03

CB2.2.6

LNРеконструкция ПС 110 кВ Комсомольская с заменой трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА

LNрасчеты электричес-ких режи- мов

CB2019-2021

CB10 МВА

LNисключения перегруза Т-1 в послеаварийных режимах с отключением Т-2 и исполнения обязательств филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Алтайэнерго» по действующим

LNдоговорам ТП от 17.09.2014 № 20.2200.3964

CB21,17

CB2.2.7

LNРеконструкция ПС 35 кВ Полевая с переводом питания на 110 кВ от ВЛ БТ-105, ВЛ БТ-106

LNрежимы работы сети 35 кВ

CB2022-2026

CB0,1 км,

CB12,6 МВА

LNобеспечение бесперебойного электроснаб-жения потре-бителей существующих потребителей Зонального района и г. Бийска Алтайского края в ПАР и ремонтных схемах

CB275,0

CB25,0

CB250,0

CB275,0

Таблица 51

Плановые значения показателей надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Алтайского края

CBНаименование территориальной сетевой организации

CBПлановые значения показателя надежности

CB2017 год

CB2018 год

CB2019 г.

CB2020 г.

CB2021 г.

CB2022 г.

LNАлтайэнерго

CB-

LNБСК

CB0,0012

CB-

LNРЖД

CB0,0000

CB-

Оценку плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении Алтайэнерго, оказывающему услуги по передаче электрической энергии на территории Алтайского края, с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей не представляется возможным в связи с тем, что очередной долгосрочный период регулирования начнется с 2018 года.

По результатам анализа мероприятий, предусмотренных программой развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории Алтайского края на 2018 - 2022 годы установлено, что при их реализации плановые значения показателя надежности оказываемых услуг в отношении БСК и РЖД могут быть достигнуты.

5.10. Сводные данные по развитию электрической сети края при развитии базового и оптимистического вариантов в совокупности

Таблица 52

Сводные данные по ПС класса 35 кВ и выше на 2016 - 2022 годы

CBКласс напряжения ПС, кВ

CBПоказатель

CBГоды

CB2016

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

CB8

CB9

CB35

LNКоличество ПС

CB159

CB157

LNСуммарная трансформатор-ная мощность ПС, МВА

CB882,9

CB894,9

CB883,2

CB110

LNКоличество ПС

CB194

CB195

CB197

LNСуммарная трансформатор-ная мощность ПС, МВА

CB4411,2

CB4443,2

CB4475,8

CB220

LNКоличество ПС

CB14

CB15

LNСуммарная трансформатор-ная мощность ПС, МВА

CB2819,0

CB2945,0

CB500

LNКоличество ПС

CB2

LNСуммарная трансформатор-ная мощность ПС, МВА

CB2004,0

CB1150

LNКоличество ПС

CB1

LNСуммарная трансформатор-ная мощность ПС, МВА

CB-

Таблица 53

Сводные данные по ЛЭП по цепям класса 20 кВ и выше на 2016- 2022 годы

LNКласс напряжения ЛЭП (ВЛ и КЛ), кВ

CBГоды

CB2016

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

LN20-35

CB3938,6

LN110

CB7487,0

CB7498,1

CB7638,7

LN220

CB1491,3

CB1866,3

CB2486,3

LN500

CB829,6

LN1150

CB504,4

5.11. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний Алтайского края в топливе

Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний на перспективу до 2021 года определена исходя из прогнозируемых объемов выработки электрической и тепловой энергии с учетом удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию, а также с учетом демонтажа и ввода генерирующего оборудования в период2017 - 2021 годов.

Таблица 54

Фактическая и плановая потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на период 2016 - 2022 годов

CBГод

CBГаз

CBМазут

CBУголь

CBПрочее

CBИтого

CBтыс.

CBт у.т.

CB%

CBтыс.

CBт у.т.

CB%

CBтыс.

CBт у.т.

CB%

CBтыс.

CBт у.т.

CB%

CBтыс.

CBт у.т.

CB%

CB1

CB2

CB3

CB4

CB5

CB6

CB7

CB8

CB9

CB10

CB11

CB2016 (факт)

CB73,87

CB1,68

CB16,71

CB0,38

CB3689,19

CB83,91

CB617,73

CB14,05

CB4397,5

CB100,0

CB2017

CB81,13

CB1,68

CB18,35

CB0,38

CB4052,02

CB83,91

CB678,48

CB14,05

CB4829,98

CB100,0

CB2018

CB82,58

CB1,68

CB18,68

CB0,38

CB4124,26

CB83,91

CB690,58

CB14,05

CB4916,1

CB100,0

CB2019

CB85,46

CB1,68

CB19,33

CB0,38

CB4268,17

CB83,91

CB714,67

CB14,05

CB5087,63

CB100,0

CB2020

CB85,46

CB1,68

CB19,33

CB0,38

CB4268,17

CB83,91

CB714,67

CB14,05

CB5087,63

CB100,0

CB2021

CB85,46

CB1,68

CB19,33

CB0,38

CB4268,17

CB83,91

CB714,67

CB14,05

CB5087,63

CB100,0

CB2022

CB85,46

CB1,68

CB19,33

CB0,38

CB4268,17

CB83,91

CB714,67

CB14,05

CB5087,63

CB100,0

Существенных изменений в пропорциях структуры использования топлива электростанциями и котельными генерирующих компаний Алтайского края в период до 2022 года не предполагается. Доминирующим видом топлива в энергетике края останется каменный уголь.

5.12. Анализ наличия разработанных схем теплоснабжения городов Алтайского края

Обязательность наличия выполненных схем теплоснабжения МО субъектов Российской Федерации установлена Федеральным законом от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении» (далее – «Федеральный закон № 190-ФЗ»).

Схемы теплоснабжения разработаны на основе документов территориального планирования поселений, городских округов, утвержденных в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности. Схемы теплоснабжения разработаны на срок не менее 15 лет и подлежат ежегодной актуализации.

Требования к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения схем теплоснабжения утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 № 154 (далее – постановление № 154).

Схема теплоснабжения г. Барнаула до 2029 года утверждается приказом Минэнерго России. Схемы теплоснабжения остальных муниципальных образований Алтайского края утверждаются органами местного самоуправления.

Объем требований к структуре и содержанию схем теплоснабжения зависит от численности населения в поселениях: до 10 тыс. человек; от 10 до 100 тыс. человек; свыше 100 тыс. человек.

В Алтайском крае численность свыше 100 тыс. человек имеет г. Барнаул (700,3 тыс. человек), г. Бийск (213,6 тыс. человек) и г. Рубцовск (146,4 тыс. человек).

Девятнадцать муниципальных образований Алтайского края имеют численность населения от 10 тыс. до 100 тыс. человек, в том числе:

г. Новоалтайск - 73,1 тыс. человек;

г. Заринск - 47,0 тыс. человек;

г. Камень-на-Оби - 42,5 тыс. человек;

г. Славгород - 40,6 тыс. человек;

г. Алейск - 28,5 тыс. человек;

г. Яровое - 18,1 тыс. человек;

г. Белокуриха - 15,1 тыс. человек;

ЗАТО Сибирский: 12,2 тыс. человек;

г. Змеиногорск - 10,7 тыс. человек;

г. Горняк - 13,0 тыс. человек;

сельское поселение Алтайский сельсовет Алтайского района - 14,2 тыс. человек;

городское поселение Благовещенский поссовет Благовещенского района - 11,6 тыс. человек;

сельское поселение Волчихинский сельсовет Волчихинского района - 10,3 тыс. человек;

сельское поселение Кулундинский сельсовет Кулундинского района - 14,5 тыс. человек;

сельское поселение Михайловский сельсовет Михайловского района - 10,8 тыс. человек;

сельское поселение Павловский сельсовет Павловского района - 14,8 тыс. человек;

сельское поселение Поспелихинский Центральный сельсовет Поспе-лихинского района - 11,9 тыс. человек;

городское поселение Тальменский поссовет Тальменского района - 19,0 тыс. человек;

сельское поселение Шипуновский сельсовет Шипуновского района - 13,5 тыс. человек.

В соответствии с постановлением № 154 для вышеуказанных поселений, кроме г. Барнаула, схемы теплоснабжения разработаны в соответствии со всеми требованиями указанного постановления кроме требований по разработке схемы теплоснабжения в части разработки Электронной модели системы теплоснабжения поселения, городского округа.

Схема теплоснабжения г. Барнаула разработана в соответствии с требованиями постановления № 154 и включает Электронную модель системы теплоснабжения городского округа.

Для поселений Алтайского края существует два варианта разработки схем теплоснабжения:

для поселений, в которых в соответствии с документами территориального планирования используется индивидуальное теплоснабжение потребителей тепловой энергией, соблюдение требований, касающихся структуры схемы теплоснабжения и содержания информации, утвержденных постановлением № 154, не является обязательным;

для поселений, в которых в соответствии с документами территориального планирования используется централизованное теплоснабжение потребителей тепловой энергией, соблюдение требований, касающихся структуры схемы теплоснабжения и содержания информации, утвержденных постановлением № 154, является обязательным.

При анализе наличия схем теплоснабжения городов Алтайского края установлено следующее.

1. В 2013 году администрацией г. Барнаула была разработана Схема теплоснабжения городского округа г. Барнаула (исполнитель - ООО Строительная компания «ИНМАР» (г. Москва). Актуализированная схема теплоснабжения г. Барнаула утверждена приказом Минэнерго России от 13.03.2015 № 129.

2. В 2013 году была разработана схема теплоснабжения г. Бийска до 2030 года. Актуализированная схема теплоснабжения г. Бийска утверждена постановлением администрации г. Бийска от 15.06.2015 № 1122. Схема теплоснабжения не включает новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных. Перечень котельных, заплпнированных к реконструкции и строительству, представлен в п. 5.14.

3. Схема теплоснабжения г. Рубцовска Алтайского края на период до 2029 года утверждена постановлением администрации г. Рубцовска от 06.08.2015 № 3646.

4. Схема теплоснабжения г. Новоалтайска Алтайского края на период 2013 - 2028 годов разработана в 2014 году. Актуализированная схема теплоснабжения утверждена постановлением администрации г. Новоалтайска от 06.05.2016 № 743.

5. Схема теплоснабжения г. Заринска Алтайского края на период 2015 - 2029 годов утверждена в 2015 году.

6. Схема теплоснабжения г. Камня-на-Оби Алтайского края до 2029 годы утверждена в 2014 году

7. В 2016 году администрацией г. Славгорода была разработана и утверждена схема теплоснабжения городского округа Славгорода на период 2016 - 2031 годов. Схема теплоснабжения г. Славгорода выполнена ООО «Корпус». Новое строительство и расширение котельных не планируется.

8. Схема теплоснабжения г. Алейска на период до 2035 года утверждена в 2014 году.

9. В 2013 году администрацией г. Яровое была разработана схема теплоснабжения г. Яровое на период до 2027 года. Новое строительство, расширение ТЭЦ и котельных не планируется. Подробная характеристика теплосетевого хозяйства города приведена в городской целевой программе «Развитие систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования г. Яровое Алтайского края» на 2012-2014 годы, утвержденной постановлением администрации г. Яровое от 01.12.2011 № 1204.

10. Схема теплоснабжения г. Белокурихи Алтайского края до 2032 года утверждена постановлением администрации г. Белокурихи от 09.12.2013 № 2385 «Об утверждении схемы теплоснабжения МО город Белокуриха Алтайского края».

Схема теплоснабжения не предусматривает строительства новых и расширения существующих ТЭЦ и крупных котельных.

11. Схема теплоснабжения ЗАТО Сибирский Алтайского края утверждена решением Совета депутатов ЗАТО Сибирский от 22.04.2014 № 46/273 «Об утверждении схемы теплоснабжения городского округа закрытого административно-территориального образования Сибирский Алтайского края».

12. Схема теплоснабжения г. Змеиногорска утверждена постановлением администрации г. Змеиногорска от 29.04.2015 № 109.

13. Разработана и утверждена схема теплоснабжения г. Горняк Локтевского района Алтайского края на 2012-2015 годы и на период до 2027 года.

5.13. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения

В настоящее время внедрению комбинированного производства электрической энергии на базе ПГУ в Алтайском крае препятствуют следующие факторы:

ограниченное количество крупных узлов нагрузки;

наличие недозагруженных мощностей по производству тепла, вызванное снижением его потребления промышленными предприятиями;

относительная дороговизна строительства ПГУ-ТЭЦ в условиях ограниченных инвестиционных возможностей в Алтайском крае;

консолидация энергетических и угледобывающих активов, предопределяющая заинтересованность в использовании угля в качестве топлива.

Строительство в Алтайском крае ГТУ-надстроек для паросиловых блоков на существующих ТЭЦ и строительство ПГУ на их базе, строительство иных ТЭЦ с ПГУ и ГТ установками с одновременным выбытием котельных в 2018 - 2022 годах существующими схемами теплоснабжения муниципальных образований, а также планами генерирующих компаний не предусматривается ввиду отсутствия предпосылок для этого. Также в крае не предусматривается переоборудование котельных в источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

Для модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований края, генерирующими и сетевыми компаниями в основном планируются мероприятия по следующим направлениям:

реконструкция тепловых сетей с увеличением их диаметра;

строительство новых магистральных, распределительных и внутриквартальных тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;

реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса;

новое строительство тепловых сетей для обеспечения надежности;

строительство новых котельных в целях обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;

реконструкция котельных с целью повышения энергетической эффективности работы источника тепловой энергии, увеличения установленной тепловой мощности, обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки, в том числе с расширением котельных и одновременным закрытием котельных с демонтажем старого оборудования;

обновление основного оборудования ТЭЦ.

Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников в 2018 - 2022 годах по городам Алтайского края на основании разработанных схем теплоснабжения (или программ развития коммунальной инфраструктуры - при отсутствии выполненной схемы теплоснабжения) включают следующие мероприятия:

1. Мероприятия по изменению состояния и структуры тепло-источников г. Барнаула

Администрацией г. Барнаула определены основные направления модернизации теплоснабжения города в отношении теплоисточников в целях обеспечения покрытия нагрузок новых потребителей:

модернизация оборудования Барнаульской ТЭЦ-2 (реконструкция турбины типа Р-50-130);

модернизация оборудования Барнаульской ТЭЦ-3;

реконструкция изношенного оборудования котельных, ЦТП;

перевод на газовое топливо муниципальных отопительных котельных.

В рамках развития систем теплоснабжения г. Барнаула планируется реализация следующих проектов по техническому перевооружению источников теплоснабжения:

В 2010 году ООО «ЭнергоФихтнер» выполнило предварительное ТЭО «Разработка обоснования инвестиций расширения Барнаульской ТЭЦ-3 энергоустановками общей мощностью 100 МВт», в котором было предложено 9 вариантов состава основного оборудования для расширения станции, в том числе вариант с пылеугольным теплофикационным энергоблоком, включающим:

один пылеугольный энергетический паровой котел типа Е-500;

одну паротурбинную установку типа Т-100.

Также предполагается переключение абонентов пяти котельных(по ул. Власихинская, д. 29, Павловский тракт, д. 54/1, ул. Чкалова, д. 1б, ул. Новосибирская, д. 44а, ул. Чкалова, д. 194) на ТЭЦ Группы «СГК». Переключение потребителей котельных на источники с комбинированной выработкой тепло- и электроэнергии приведет к снижению расхода топлива на выработку электроэнергии, сокращению затрат на оплату труда работников, сокращению платы за выбросы, затрат на топливо, цеховых и общехозяйственных расходов.

2. Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Бийска

В 2017 - 2030 годах в г. Бийске предусмотрено строительство и реконструкция котельных:

№ 10, реконструкция и строительство (4,3 Гкал/ч – завершение в 2020 году, 10,32 Гкал/ч – завершение в 2025 г., 4,3 Гкал/ч – завершение в 2030 году);

№ 14, реконструкция и строительство (30,19 Гкал/ч, в том числе:9,55 Гкал/ч – завершение в 2020 году, 10,32 Гкал/ч - завершение в 2025 году, 10,32 Гкал/ч – завершение в 2030 году);

№ 42, реконструкция (15,47 Гкал/ч, в т. ч.: 10,32 Гкал/ч – завершение в 2015 году, 5,15 Гкал/ч – завершение в 2020 году);

котельной микрорайона «Флора», строительство (34,4 Гкал/ч, в т. ч., 17,2 Гкал/ч – завершение в 2025 году, 17,2 Гкал/ч – завершение в 2030 году);

котельной промзоны, строительство (1,33 Гкал/ч, завершение в 2020 году).

На Бийской ТЭЦ запланированы следующие мероприятия:

установка турбины типа КТ-120/140-130 (ввод в эксплуатацию в 2017 году);

продление ресурса турбины типа ПТ-50-130 № 3 (завершение в 2019 году);

реконструкция турбины типа Т-100/120-130 № 6 (завершение в 2023 году).

В 2018 - 2022 годах планируется перевод схемы горячего водоснабжения по системе централизованного теплоснабжения от Бийской ТЭЦ с открытой схемы на закрытую. Перевод открытой системы ГВС на закрытую позволяет обеспечить:

снижение расхода тепла на отопление и ГВС за счет перевода на качественноколичественное регулирование температуры теплоносителя в соответствии с температурным графиком;

снижение внутренней коррозии трубопроводов и отложения солей;

снижение темпов износа оборудования тепловых станций и котельных;

кардинальное улучшение качества теплоснабжения потребителей, исчезновение перетопов во время положительных температур наружного воздуха в отопительный период;

снижение объемов работ по химводоподготовке подпиточной воды и, соответственно, затрат;

снижение аварийности систем теплоснабжения.

Кроме того, для развития теплосетевого хозяйства г. Бийска необходима реконструкция магистральных тепловых сетей от ТЭЦ, замена насосного оборудования ПНС, ежегодная замена ветхих участков трубопроводов тепловых сетей протяжённостью не менее 7 км, что позволит улучшить эксплуатационные качества и надёжность теплоснабжения потребителей тепловой энергии города, а так же возможность присоединения новых потребителей без снижения качества теплоснабжения подключённых потребителей.

3. Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Рубцовска

В городе Рубцовске основными теплоснабжающими организациями являются МУП «Рубцовские тепловые сети» и ООО «ИДК».

В 2016 году на объектах теплоснабжения планируется выполнить работ на общую сумму 79,17 млн. рублей, в том числе МУП «Рубцовские тепловые сети» 28,81 млн.рублей и ООО «ИДК» 50,36 млн.рублей. В настоящее время осуществляется актуализация схемы теплоснабжения. В 2017-2018 годах планируется реконструкция системы теплоснабжения г. Рубцовска.

4. Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Новоалтайска

В соответствии с инвестиционной программой ООО «Новоалтайские тепловые сети» в городе ведутся работы по переводу открытой системы отопления для нужд горячего водоснабжения на закрытую систему. Реализацию мероприятий программы планируется завершить в 2017 году.

Кроме того, в 2017 году в г. Новоалтайске планируется осуществить строительство блочно-модульной котельной мощностью 30 Гкал/ч с подключением абонентов строящегося микрорайона № 11.

5. Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Заринска

В целях модернизации объектов теплоснабжения в г. Заринскев 2017 году предусмотрено завершить работы по замене 4-х устаревших самосварных котлов на 5 котельных.

6. Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Камня-на-Оби.

В 2017 годах в целях модернизации системы централизованного теплоснабжения предусмотрено завершение строительства новой модульной котельной МКУ-5,0 по ул. Кадыковой, д. 27а.

В целях повышения эффективности работы котельных и снижения тепловых потерь, связанных с длительной эксплуатацией, необходима замена котлов и оборудования в котельных г. Камня-на-Оби.

Таблица 55

Предложения по замене котлов источников тепловой энергии с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения

CB№

CBп/п

CBКотельная

CBМарка и тип рекомен-дуемого оборудования

CBКоличество,

CBшт.

CB1

CB2

CB3

CB4

CB1

LNКотельная № 2, ул. Первомайская, д. 16а

LNкотел КВа Богатырь 2-К

CB5

CB2

LNКотельная № 5, ул. Каменская, д. 130а

LNкотел КВа Богатырь 4-К

CB5

CB3

LNКотельная № 8, ул. Каменская, д. 122а

LNкотел КВа Богатырь 4-К

CB5

CB4

LNКотельная № 9, ул. Гоголя, д. 91а

LNкотел КП 700

CB1

CB5

LNКотельная № 10, ул. Первомайская, д. 166

LNкотел КВа Богатырь 3-К

CB3

CB6

LNКотельная № 19, ул. Толстого, д. 6

LNкотел КВа Богатырь 4-К

CB5

CB7

LNКотельная № 21, ул. Куйбышева, д. 48а

LNкотел КВа Богатырь 3-К

CB2

CB8

LNКотельная № 22, ул. Маяковского, д. 25а

LNкотел КВа Богатырь 2-К

CB3

CB9

LNКотельная № 29, ул. Терешковой, д. 58

LNкотел ДКВР10-13с

CB1

CB10

LNКотельная № 31, ул. Громова, д. 160а

LNкотел КВа Богатырь 1-К

CB1

CB11

LNКотельная № 36, ул. Кондратюка, д. 36а

LNкотел КВр-0,8

CB3

CB12

LNКотельная №39, ул. Северная, д. 60

LNкотел КВа Богатырь 4-К

CB4

CB13

LNКотельная № 40, ул. Карасев Лог

LNкотел КВа Богатырь 1-К

CB1

CB14

LNКотельная № 41, ул. Ворошилова, д. 63а

LNкотел КВа Богатырь 2-К

CB2

CB15

LNКотельная № 43, ст. Плотинная

LNкотел КВа Богатырь 3-К

CB3

CB16

LNКотельная № 44, ул. 598 км

LNкотел ДКВР10-13с

CB1

CB17

LNКотельная № 46,

LNул. Сельскохозяйственная

LNкотел КВа Богатырь 2-К

CB2

CB18

LNКотельная № 50, ул. Ленина, д. 189

LNкотел КВр-0,8 Богатырь

LN3-К

CB1

7. Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Славгорода

Модернизация котельных и всего котельного оборудования технологически необходима в связи с тем, что их существенная часть была введена в эксплуатацию в 1980 - 1990-е годы. Износ котельного оборудования составляет порядка 85 %. Кроме того, модернизация обусловлена требованиями нормативно-технических документов и Ростехнадзора.

Работы по реконструкции котельного оборудования городского округа Славгород будут проводиться в согласовании с запланированными мероприятиями по модернизации тепловых сетей и реконструкции котельных в период с 2017-2026 гг.

Предлагаются для реализации следующие мероприятия:

1.Реконструкция магистрального трубопровода от котельной № 10:

Увеличение участка магистрального трубопровода для оптимизации прохождения теплоносителя при присоединении других источников теплоснабжения, создание выходного коллектора (кот. № 23). С D530 на D630 – 500 м.

Цели мероприятия: Снижение аварийности, увеличение коэффициента надежности.

1.Модернизация (капитальный ремонт крыши) котельной № 10.

Цели мероприятия: Снижение аварийности, увеличение безопасности персонала.

2.Модернизация (увеличение мощности) котельной №38.

А) Установка третьего котлоагрегата:

- котел КВ – ТС – 20 – 150П с топкой Т Л 3М – 2,7*6,5 в обмуровке.

- установка тягодутьевых машин (дымосос ДН – 17,5 (л), вентилятор ВДН – 15).

- установка батарейного циклона марки БЦ – 4/1200.

Б) Замена сетевого насоса 1Д – 320/50 на насос ЦН – 400/105.

В) Увеличение производственной площади котельной под установку третьего котлоагрегата.

Цели мероприятия: Повышение коэффициента надежности, снижение аварийности системы теплоснабжения более 70 %, увеличение мощности на 33 %.

3.Переключение тепловых нагрузок котельной № 7 на котельную № 38.

Данное мероприятие включает в себя строительство участка магистральной тепловой сети надземно - подземного исполнения из электросварных труб диаметром D219 протяженностью участка 500 м. в двухтрубном исполнении.

Цель мероприятия: Оптимизация затрат на содержание при закрытии и переключении на более мощный источник теплоснабжения.

4.Переключение тепловых нагрузок котельной № 12 на котельную № 38.

Данное мероприятие включает в себя строительство участка магистральной тепловой сети надземно - подземного исполнения из электросварных труб диаметром D159 протяженностью участка 80 м. в двухтрубном исполнении.

5.Переключение тепловых нагрузок котельной № 15 на котельную № 13.

Данное мероприятие включает в себя строительство магистральной тепловой сети надземно - подземного исполнения из электросварных труб диаметрами D219,159,133,114 общей протяженностью участка тепловой сети в двухтрубном исполнении 1200 м.

6.Переключение тепловых нагрузок котельной № 23 на котельную № 10.

Данное мероприятие включает в себя строительство участка тепловой сети подземного исполнения из электросварных труб диаметром D125 протяженностью в двухтрубном исполнении 35 м.

7.Переключение тепловых нагрузок котельной № 39 на котельную № 8.

Данное мероприятие включает в себя строительство участка магистральной тепловой сети надземно - подземного исполнения из электросварных труб диаметром D219 протяженностью участка в двухтрубном исполнении 500 м.

8.Переключение тепловых нагрузок котельной № 37 на котельную № 24.

Данное мероприятие включает в себя строительство участка магистральной теплосети надземно - подземного исполнения из электросварных труб диаметром D159 протяженностью участка 1000 м. в двухтрубном исполнении.

9.Модернизация котельной № 10:

А) Капитальный ремонт трех котлов КВ-ТС-20-150П с заменой конвективных пучков.

Б) Замена решеток топливного полотна в количестве трех единиц с марки ТЧЗМ – 2,7*6,5 на марку ТЛЗМ – 2,7*6,5.

В) Замена забрасывателей топлива марки ЗП – 600 в количестве 6 единиц.

Г) Замена поворотных экранов котлов КВ-ТС-20-150П (экран длинный) в количестве 3 единиц.

Д) Замена сетевых насосов марки ЦН – 400/105 в количестве трех единиц на насосы с меньшим электропотреблением с большей производительностью.

Цели мероприятия: Повышение коэффициента надежности, снижение аварийности системы теплоснабжения более 70 %.

Этапы модернизации системы теплоснабжения городского округа Славгород

Реализация запланированных мероприятий по годам представлена в таблице 56.

Таблица 56

CBГод реализации

CB2017

CB2018

CB2019

CB2020

CB2021

CB2022

CB2023

CB2024

CB2025

CB2026

CBНомер мероприятия

CB№7

CB№6

CB№1

CB№9

CB№2

CB№3

CB№8

CB№4

CB№10

CB№5

8. Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Алейска

В соответствии со схемой теплоснабжения до 2035 года в г. Алейске предусмотрено новое строительство и реконструкция следующих котельных:

в связи с аварийным состоянием котельной № 1 мощностью 11,16 МВт, расположенной по адресу: пер.Ульяновский, 90 а, планируется капитальный ремонт до 2020 года.

в период до 2020 года планируется капитальный ремонт котельной, расположенной по адресу: пер.Ульяновский, 5, с переключением нагрузок от пяти котельных, подлежащих закрытию (№ 2, № 7, № 9, № 13, № 16).

9. Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Яровое.

В городе не предусмотрены мероприятия по строительству и реконструкции теплоисточников.

10. Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Белокурихе.

В 2017 - 2032 годах в г. Белокурихе не предусмотрено закрытие котельных.

В целях модернизации теплоснабжения города Белокуриха ЗАО «Теплоцентраль Белокуриха» предполагает перевод угольной котельной хозяйственной зоны на блочно-модульную газовую котельную с установкой двух газовых котлов типа КВ-ГМ-20-150. В Центральной котельной предполагается замена двух угольных котлов типа КВТСВ-20-150 накотлы типа КВГМ-35-150.

11. Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников ЗАТО Сибирский.

Существующая котельная располагает достаточной мощностью для покрытия перспективных нагрузок.

Кроме мероприятий, запланированных схемами теплоснабжения муниципального образования в Алтайском крае реализуются мероприятия подпрограммы «Газификация Алтайского края на 2015 - 2020 годы» государственной программы Алтайского края «Обеспечение населения Алтайского края жилищно-коммунальными услугами» на 2014 - 2020 годы. Одним из программных мероприятий является перевод котельных на природный газ. Ожидаемый результат от реализации мероприятий - увеличение количества котельных, работающих на природном газе.

Таблица 57

Динамика изменения целевого показателя эффективности реализации подпрограммы «Газификация Алтайского края на 2015 - 2020 годы» государственной программы Алтайского края «Обеспечение населения Алтайского края жилищно-коммунальными услугами»

на 2014 - 2020 годы

CBНаименование показателя

CBЕдиница измерения

CBЗначение показателя по годам

CB2017

CB2018

CB2019

LN2020

LNКоличество котельных переведен-ных на природный газ

CBед.

CB24

CB14

CB20

5.14. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих ТЭЦ

Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих ТЭЦ (Барнаульская ТЭЦ-2, Барнаульская ТЭЦ-3, Бийская ТЭЦ, ТЭЦ ОАО «Алтай-Кокс», Рубцовская ТЭЦ, ТЭЦ г. Яровое, ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат», ТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод») отсутствуют. Также инвестиционными планами собственников ТЭЦ в2017 - 2021 годах не предусмотрено начало проектно-изыскательских работ или иных работ по переводу ТЭЦ на парогазовый цикл, в том числе строительству газотурбинных надстроек для паросиловых блоков или строительству ПГУ на базе существующих ТЭЦ.

5.15. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Алтайского края на период 2018 - 2022 годов.

Изменение ключевых показателей развития теплосетевого хозяйства на территории Алтайского края на период 2018 - 2022 годов планируется Энергетической стратегией Алтайского края на период до 2022 года с достижением уровня к 2022 году следующих показателей:

снижение уровня износа оборудования с 85 % до 50 % (в том числе оборудование котельных);

рост доли средств внебюджетных источников для модернизации коммунальной инфраструктуры с 12 % до 65 % (в том числе тепло-источников);

снижение непроизводственных потерь в коммунальных сетях до 14 %;

снижение аварийности в коммунальных сетях до 0,5 аварий на 1 км.

Также Энергетической стратегией Алтайского края предусмотрена перекладка 780 км сетей теплоснабжения.

Развитие теплосетевого хозяйства по муниципальных образований Алтайского края планируется схемами теплоснабжения, муниципальными программами по развитию систем коммунальной инфраструктуры и генеральными планами.

Мероприятия по развитию тепловых сетей

1) Мероприятия по развитию тепловых сетей г. Барнаула:

а) мероприятия по строительству и реконструкции тепловых сетей для обеспечения перераспределения тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой мощности:

б) мероприятия по строительству тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки комплексной застройки в зоне действия ОАО «Барнаульская тепломагистральная компания»:

строительство новых сетей для подключения перспективных потребителей в зоне действия ТЭЦ-2 в период 2013 - 2027 годов;

строительство новых сетей для подключения перспективных потребителей в зоне действия ТЭЦ-3 в период 2013 - 2027 годов.

в) мероприятия по строительству тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки комплексной застройки в зоне действия котельных МУП «Энергетик», предусматривающие строительство новых сетей для подключения перспективных потребителей в зоне котельных:

по ул. Интернациональной, д. 121;

по ул. Павловский тракт, д. 49/1;

по ул. Первомайская, д. 50б;

по ул. 6-ая Нагорная, д. 15;

по ул. Лесной тракт, д. 75;

по ул. Пушкина, д. 30.

г) мероприятия по строительству тепловых сетей для переключения на ТЭЦ нагрузок пяти котельных, имеющих высокий удельный расход условного топлива и находящихся в зоне действия ТЭЦ или расположенных в непосредственной близости от нее:

прокладка нового участка сети от распределительных квартальных сетей Барнаульской ТЭЦ-3 от тепловой камеры 1-02-ТК.ТП-6а до котельной по ул. Власихинская, д. 29, закрытие котельной, перевод абонентов на Барнаульскую ТЭЦ-3;

прокладка нового участка от распределительных сетей от Барнаульской ТЭЦ-3 до котельной по ул. Павловский тракт, д. 54/1, закрытие котельной, перевод абонентов на Барнаульскую ТЭЦ-3;

прокладка нового участка от распределительных сетей Барнаульской ТЭЦ-2 до котельной по ул. Чкалова, д. 1б, закрытие котельной, перевод абонентов на Барнаульскую ТЭЦ-2 (длина участка – 240 метров, диаметр – 50 мм);

прокладка нового участка от распределительных сетей Барнаульской ТЭЦ-3 до котельной по ул. Новосибирская, д. 44а (пос. Пригородный, Индустриальный район), закрытие котельной, перевод абонентов на Барнаульскую ТЭЦ-3 (длина участка – 400 метров, диаметр – 175 мм);

прокладка нового участка от распределительных сетей Барнаульской ТЭЦ-3 до котельной по ул. Чкалова, д. 194, закрытие котельной, перевод абонентов на Барнаульскую ТЭЦ-3 (длина участка – 350 метров, диаметр – 50 мм);

д) перечень участков существующих тепловых сетей, требующих реконструкции по причине исчерпания эксплуатационного ресурса, не приводится.

2) Мероприятия по развитию тепловых сетей г. Бийска

Предложения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей, насосных станций сформированы в составе групп:

а) новое строительство магистральных, распределительных и внутриквартальных тепловых сетей, в том числе:

предложения по новому строительству магистральных и распределительных тепловых сетей включают:

в 2016 - 2020 годах - строительство 5140 м тепловых сетей;

в 2021 - 2025 годах - строительство 6770 м тепловых сетей;

в 2026 - 2030 годах - строительство 6055 м тепловых сетей;

предложения по новому строительству внутриквартальных тепловых сетей включают:

в 2016 - 2020 годах - строительство 49616 м тепловых сетей;

в 2021 - 2025 годах - строительство 19931 м тепловых сетей;

в 2026 - 2030 годах - строительство 12649 м тепловых сетей.

б) реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра теплопроводов для обеспечения присоединения потребителей до 2030 года, в том числе:

предложения по реконструкции тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки включают:

реконструкция 6386 м тепловых сетей;

строительство тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения: 3440 метров.

в) реконструкция тепловых сетей без увеличения диаметра для обеспечения надежности теплоснабжения;

г) строительство и реконструкция насосных станций.

3) В г. Рубцовске в период 2017 – 2021 годов планируется объединение зон теплоснабжения со строительством магистральных трубопроводов между Рубцовской ТЭЦ и Южной тепловой станцией, автоматизированных ЦТП и ИТП, системы рециркуляции гвс, восстановлением изоляции трубопроводов.

4) В г. Новоалтайске в 2017 - 2021 годах не планируются мероприятия по модернизации и новому строительству сетей теплоснабжения.

5) В г. Заринске в 2017 году в составе мероприятий по модернизации объектов теплоснабжения планируются ремонт и реконструкция тепловых сетей.

6) Схемой теплоснабжения г. Камня-на-Оби планируется проведение полной реконструкции тепловых сетей до 2019 года с перекладкой трубопроводов в объеме 79 км.

7) В г. Славгороде модернизацию системы теплоснабжениядо 2026 года предполагается провести в рамках реализации мероприятий по переключению тепловых нагрузок и реконструкции котельных.

8) В г. Алейске для обеспечения до 2035 года перспективных приростов тепловой нагрузки в осваиваемых районах под жилищную, комплексную или производственную застройку предусмотрено строительство тепловых сетей общей протяженностью более 15,5 км.

9) В г. Яровое предусмотрены мероприятия по реконструкции тепловых сетей протяженностью 1,1 км.

10) В г. Белокурихе в рамках модернизации системы теплоснабжения для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, обеспечения нормативной надежности теплоснабжения в период до 2032 года предполагается перекладка участков тепловых сетей общей протяженностью 1,1 км.

При дальнейшем развитии города и обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки необходимо выполнить перекладку теплотрасс суммарной протяженностью 256 м в двухтрубном исчислении, а также выполнить строительство повысительной насосной станции.

11) В ЗАТО Сибирский в период до 2027 года мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства не предусмотрены.

5.16. Карта - схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше Алтайского края на 2018 – 2022 годы

VI.Список принятых сокращений

LN1) АЛАР

LNавтоматическая ликвидация асинхронного режима;

LN2) АПБЭ

LNагентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике;

LN3) АПНУ

LN4) АСКУЭ

LNавтоматика предотвращения нарушения устойчивости;

LNавтоматизированная система контроля учета электроэнергии;

LN5) АТ

LNавтотрансформатор;

LN6) АЧР

LNавтомат частотной разгрузки;

LN7) АШК

LNАлтайский шинный комбинат;

LN8) АЭС

LNатомная электростанция;

LN9) био ЭС

LNбиогазовая электростанция;

LN10) БЭК

LNбиоэнергетический комплекс;

LN11) ВГТ

LNвыключатель элегазовый;

LN12) ВИЭ

LNвозобновляемые источники энергии;

LN13) ВЛ

LNвоздушная линия;

LN14) ВРП

LN15) ВЭС

LNваловый региональный продукт;

LNветровая электростанция;

LN16) г. Барнаул

LNгородской округ - город Барнаул Алтайского края;

LN17) г. Алейск

LNмуниципальное образование город Алейск Алтайского края;

LN18) г. Бийск

LNгородской округ город Бийск;

LN19) г. Рубцовск

LNмуниципальное образование город Рубцовск Алтайского края;

LN20) г. Новоал-тайск

LNмуниципальное образование городской округ город Новоалтайск Алтайского края;

LN21) г. Заринск

LNмуниципальное образование город Заринск Алтайского края;

LN22) г. Камень-на-Оби

LNмуниципальное образование город Камень-на-Оби Алтайского края;

LN23) г. Слав-город

LNмуниципальное образование город Славгород Алтайского края;

LN24) г. Яровое

LNмуниципальное образование город Яровое Алтайского края;

LN25) г. Белоку-риха

LNмуниципальное образование город Белокуриха Алтайского края;

LN26) ЗАТО Сибирский

LNмуниципальное образование городской округ ЗАТО Сибирский Алтайского края;

LN27) г. Змеино-горск

LNмуниципальное образование город Змеиногорск Змеиногорского района Алтайского края;

LN28) г. Горняк

LNмуниципальное образование Город Горняк Локтевского района Алтайского края;

LN29) ГАЭС

LNгидроаккумулирующая электростанция;

LN30) гвс

LNгорячее водоснабжение;

LN31) гео ТЭС

LNгеотермальная электростанция;

LN32) Гкал

LNгигакалория;

LN33) Гкал/ч

LNгигакалорий в час;

LN34) ГО

LNгородской округ;

LN35) ГПП

LNглавная понизительная подстанция

LN36) г/п

LNгарантирующий поставщик;

LN37) ГРЭС

LNгидро-реактивная электростанция;

LN38) ГТ-ТЭЦ

LNгазотурбинная теплоэлектроцентраль;

LN39) ГТУ-ТЭЦ

LNгазотурбинная установка – теплоэлектроцентраль;

LN40) ГП ТЭС

LNгазопоршневая теплоэлектростанция;

LN41) ГЭС

LNгидроэлектростанция;

LN42) ДЗШ

LNдифференциальная защита шин;

LN43) ДЗО

LNдочернее зависимое общество;

LN44) ДФЗ

LNдифференциально-фазная защита;

LN45) ЕТЭБ

LNединый топливно-энергетический баланс;

LN46) ЕЭС

LNединая энергетическая система;

LN47) ЖКУ

LNжилищно-коммунальные услуги

LN48) ЗРУ

LNзакрытое распределительное устройство;

LN49) ЗСЖД

LNЗападно-Сибирская железная дорога;

LN49) ЗСП

LNЗападно-Сибирское предприятие;

LN50) ИТП

LNиндивидуальный тепловой пункт;

LN51) ИП

LNинвестиционная программа;

LN52) ИРМ

LNисточник реактивной мощности;

LN53) КВ

LNкотел водогрейный;

LN54) КЛ

LNкабельная линия;

LN55) КП

LNкотел паровой;

LN56) КПД

LNкоэффициент полезного действия;

LN57) КРУ

LNкомплектное распределительное устройство;

LN58) КРУЭ

LNкомплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией;

LN59) КРУН

LNкомплектное распределительное устройство наружной установки;

LN60) КТПБ

LNкомплектная трансформаторная подстанция блочная;

LN61) КТПР

LNкомплексное техническое перевооружение и реконструкция;

LN62) КЭС

LNконденсационная электростанция;

LN63) ЛДК

LNлесопильно-деревообрабатывающий комбинат;

LN64) ЛЭП

LNлиния электропередачи;

LN65) МВА

LNмегавольт-ампер;

LN66) МВАр

LNмегавольт-ампер реактивный;

LN67) МВт

LNмегаватт;

LN68) МГЭС

LNмалая гидроэлектростанция;

LN69) МДП

LNмаксимально допустимый переток;

LN70) МК

LNметаллургический комбинат;

LN71) МО

LNмуниципальное образование;

LN72) МРСК

LNмежрегиональная распределительная сетевая компания;

LN73) МУМКП

LNмуниципальное унитарное многоотраслевое коммуналь-ное предприятие;

LN74) МЭС

LNмежрайонные электрические сети;

LN75) НВИЭ

LNнетрадиционные и возобновляемые источники энергии;

LN76) ОДУ

LNоперативное диспетчерское управление;

LN77) ОВ

LNобходной выключатель;

LN78) ОКВЭД

LNобщероссийский классификатор видов экономической деятельности;

LN79) ОСШ

LNобходная система шин;

LN80) ОРЭМ

LNоптовый рынок электрической энергии и мощности;

LN81) ОРУ

LNоткрытое распределительное устройство;

LN82) ОЭС

LNобъединенная энергетическая система;

LN83) ПА

LNпротивоаварийная автоматика;

LN84) ПГУ

LNпарогазовая установка;

LN85) ПМЭС

LNпредприятие магистральных электрических сетей;

LN86) ПНС

LNперекачивающая насосная станция;

LN87) ПО

LNпроизводственное объединение;

LN88) ПС

LNподстанция;

LN89) ПТП

LNпромежуточная тяговая подстанция;

LN90) РЗ

LNрелейная защита;

LN91) РЗА

LNрелейная защита и автоматика;

LN92) РВК

LNрайонная водогрейная котельная;

LN93) РДУ

LNрегиональное диспетчерское управление;

LN94) РЖД

LNОАО «Российские железные дороги»;

LN95) РПП

LNраспределительно-переключательный пункт;

LN96) РТК

LNРубцовский тепловой комплекс;

LN97) РУ

LNраспределительное устройство;

LN98) РЭС

LNраспределительные электрические сети / район электрических сетей;

LN99) САОН

LNспециальная автоматика отключения нагрузки;

LN100) СВМ

LNсхема выдачи мощности;

LN101) СИБЭКО

LNОА «Сибирская энергетическая компания»;

LN102) СиПР ЕЭС

LNСхема и программа развития Единой энергетической системы России;

LN103) СМР

LNстроительно-монтажные работы;

LN104) СН

LNсистема собственных нужд;

LN105) СО

LNсистемный оператор;

LN106) СОПТ

LNсистема оперативного постоянного тока;

LN107) Схема и программа

LNсхема и программа «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2017 – 2021 годы;

LN108) СЭС

LNсолнечная электростанция;

LN109) СШ

LNсистема шин;

LN110) ТП

LNтурбина паровая;

LN111) ТПиР

LNтехническое перевооружение и реконструкция;

LN112) т у.т.

LNтонна условного топлива;

LN113) т/ч

LNтонн пара в час;

LN114) ТУ

LNтехнические условия;

LN115) ТЭК

LNтопливно-энергетический комплекс;

LN116) ТЭО

LNтехнико-экономическое обоснование;

LN117) ТЭР

LNтопливно-энергетические ресурсы;

LN118) ТЭС

LNтепловая электростанция;

LN119) ТЭЦ

LNтеплоэлектроцентраль;

LN120) УК

LNуправляющая компания;

LN121) УРОВ

LNустройство резервирования при отказе выключателя;

LN122) УРУТ

LNудельный расход условного топлива;

LN123) УШР

LNуправляемый шунтирующий реактор;

LN124) ФСК

LNФедеральная сетевая компания;

LN125) ЦП

LNцифровой преобразователь;

LN126) ЦТП

LNцентральный тепловой пункт;

LN127) ЧДА

LNчастотная делительная автоматика;

LN128) ЮТС

LNЮжная тепловая станция;

LN129) ЯТЭК

LNЯровской теплоэлектрокомплекс;

LN130) ЭС

LNэлектростанция.

Основные сведения

Тип документа decree

Дата April 27, 2017

Страна Россия

Источник legal_document