СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ......IV–6. Прогноз развития энергетики Приморского края на основе возобновляемых

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «ДЖИ ДИНАМИКА»

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ

НА 2016 – 2020 ГОДЫ

КНИГА ПЕРВАЯ ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Санкт-Петербург 2015

G-Dynamic

2

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ...................................................................................................................................... 5 РАЗДЕЛ I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИМОРСКОГО КРАЯ ........................................................ 8 РАЗДЕЛ II. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭНЕРГЕТИКИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ ЗА ПРОШЕДШИЙ ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД .......................................................................................... 11

II–1. Характеристика энергосистемы Приморского края с учетом баланса мощности и электроэнергии прилегающих энергосистем, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории Приморского края, а также блок-станциям промышленных предприятий ................................................................................................ 11 II–2. Отчетная динамика потребления электроэнергии и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет ........................................................... 12 II–3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Приморском крае с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет .... 16 II–4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет ......................................................................................... 19 II–5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Приморском крае, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние 5 лет........... 21 II–6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Приморском крае, включая системы теплоснабжения муниципальных образований, с указанием их потребности в тепловой энергии, источников ее покрытия, как собственных, так и внешних объектов тепловой генерации, включая ТЭЦ энергосистемы Приморского края, а также типов используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности и года ввода в эксплуатацию ....................................................... 24 II–7. Структура установленной электрической мощности на территории Приморского края, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в последнем году ..................................................... 35 II–8. Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт .......................................................... 36 II–9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности ......................................................................................................................... 39 II–10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет . 41 II–11. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике) с отражением тарифных последствий для потребителей Приморского края ............................................................... 43 II–12. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 35/110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 35/110 кВ с указанием сводных данных по ним ......................................... 44 II–13. Основные внешние электрические связи энергосистемы Приморского края ........... 48 II–14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Приморского края в последнем году ................................................................. 50 II–15. Единый топливно-энергетический баланс Приморского края (ЕТЭБ) за предшествующие пять лет, отражающий все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД ................................................................................................................. 52

РАЗДЕЛ III. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ ............................................................................................. 56

3

III–1. Особенности функционирования энергосистемы на территории Приморского края 56 III–2. Оценка балансовой ситуации и наличия проблем, связанных с электроснабжением 57

III–2.1. Наличие отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети с указанием ограничивающих элементов .............................................................................................. 57 III–2.2. Недостатки пропускной способности электрических сетей 35/110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов .............................................................................................. 63 III–2.3. Отсутствие возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения) ........ 65

РАЗДЕЛ IV. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ ........... 67 IV–1. Цели и задачи развития энергетики Приморского края .............................................. 67 IV–2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-летний период (с разбивкой по годам) по территории Приморского края с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов ........................................................................... 71

IV–2.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности, разрабатываемый ОАО «СО ЕЭС», являющийся основным ........................................................................................... 71 IV–2.2. Анализ существующих и перспективных балансов мощности и электрической энергии Приморского края по срокам ввода генерирующих мощностей и объектов электрических сетей Объединенной энергетической системы Востока в период 2012 – 2020 гг................................................................................................................................ 77 IV–2.3. Варианты схем внешнего электроснабжения крупных потребителей ............... 78 IV–2.4. Перечень намечаемых к сооружению в составе плана развития электрических объектов 35 кВ и выше (с указанием номинальных параметров оборудования ПС и ВЛ) с укрупненной оценкой стоимости их сооружения .......................................................... 93 IV–2.5. Анализ условий формирования баланса реактивной мощности и определение объема необходимых средств компенсации реактивной мощности и мест их установки для крупных потребителей с учетом роста энергопотребления при присоединении энергопринимающих устройств ...................................................................................... 106

IV–3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Приморского края с выделением потребителей, составляющих не менее 1 % потребления электроэнергии региона и влияющих на режим работы энергорайона в энергосистеме ....................................................................................................................... 107 IV–4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения муниципальных образований Приморского края................................................................................................................. 108 IV–5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей хозяйствующими субъектами Приморского края мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта с учетом максимального развития когенерации. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость) .................................................................................................................... 112 IV–6. Прогноз развития энергетики Приморского края на основе возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ) и местных видов топлива ........................................... 116

IV–6.1. Предложения по вводу ВЭИ .............................................................................. 116 IV–6.2. Перечень ВЭИ, предлагаемых к вводу .............................................................. 119

IV–7. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период ....................................................................................................................... 122

4

IV–8. Определение развития электрической сети напряжением 35/110 кВ и выше ЭС Приморского края по годам 2016-2020 гг. на основании расчетов электрических режимов работы сети для каждого варианта электропотребления .................................................... 123 IV–9. Перечень проблем в электрической сети напряжением 35/110 кВ и выше, возможные технологические ограничения, обусловленные их возникновением, и предварительные предложения в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 35/110 кВ и выше для ликвидации проблемных участков в энергосистеме ....................................... 133 IV–10. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ с выделением сводных данных для сети 35/110 кВ (для каждого года) ............................... 137 IV–11. Определение потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основании балансов электрической и тепловой энергии ................................. 139 IV–12. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Приморского края с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных) ................................................................................................. 147 IV–13. Разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Приморского края с учетом максимального развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных с указанием мероприятий по их реконструкции ............................................... 157 IV–14. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования.............................................................. 158

IV–14.1. Строительство ПГУ-ТЭЦ на площадке ВТЭЦ-2 ............................................ 158 IV–14.2. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Восточная» на площадке ЦПВБ .......................... 159 IV–14.3. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» г. Владивосток ..................................... 159 IV–14.4. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» г. Артем ........................................ 159 IV–14.5. Строительство Артемовской ТЭЦ-2 г. Артем ................................................ 159 IV–14.6. Строительство Уссурийской ТЭЦ г. Уссурийск ............................................. 160 IV–14.7. Строительство ТЭС «ВНХК» на базе ПГУ ..................................................... 160

IV–15. Разработка Программы реконструкций существующих локальных систем теплоснабжения крупных муниципальных образований Приморского края, в пользу централизованной, с указанием всех источников финансирования, сроков ее финансирования и реализации ............................................................................................. 160 IV–16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Приморского края на 5-летний период................................................................................ 176 IV–17. Разработка предложений по компенсации реактивной мощности потребителями и сетевыми организациями в разрезе баланса мощностей .................................................... 185

5

ВВЕДЕНИЕ Основанием для выполнения настоящей работы является государственный

контракт № 0120200004715000148-0523095-02 от 1 июня 2015 года с Департаментом энергетики, нефтегазового комплекса и угольной промышленности Приморского края (далее — Заказчик), а также Приложение № 1 к указанному контракту — «Техническое задание на выполнение работ по корректировке «Схемы и программы развития электроэнергетики Приморского края на 5-летний период» (далее — Техническое задание).

Основными целями разработки схемы и программы перспективного развития электроэнергетики являются развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Основными задачами работы являются: ‒ планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих

мощностей для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию;

‒ формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Приморского края, а также для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей Приморского края, снижения последствий аварийных и послеаварийных режимов.

При выполнении работы учтены и использованы следующие материалы: ‒ Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года; ‒ Схема и программа развития Единой энергетической системы России на

2013-2019 годы (утв. приказом Минэнерго России от 19.06.2013 г. № 309); ‒ Схема и программа развития Единой энергетической системы России на

2014-2020 годы (утв. приказом Минэнерго России от 01.08.2014 г. № 495); ‒ Комплексная программа развития электроэнергетики Дальневосточного

федерального округа на период до 2025 года (утв. приказом Минэнерго России от 16.05.2012 г.);

‒ Государственная программа Российской Федерации «Социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Байкальского региона» (утв. постановлением Правительства РФ от 15.04.2014 г. № 308);

‒ Инвестиционные программы генерирующих и электросетевых компаний, одобренные в соответствии с правилами (утв. постановлением Правительства РФ от 01.12.2009 г. №977 «Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики»);

‒ Документы территориального планирования Приморского края и органов местного самоуправления городских округов и муниципальных районов;

‒ Сведения о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

‒ Схема и программа перспективного развития электроэнергии Приморского края на 5-летний период (утв. первым вице-губернатором Приморского края С.В. Сидоровым 29.04.2012 г.);

6

‒ Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Приморскому краю и основным крупным узлам нагрузки, расположенным в Приморском крае;

‒ Предложения субъектов оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах о перечне и размещении генерирующих и сетевых объектов на территории Приморского края, относящихся к технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам;

‒ Схема развития распределительных электрических сетей 35-110 кВ Приморского края на период до 2020 года с учетом перспективы до 2025 года (ОАО «Дальэнергосетьпроект», 2011 г.);

‒ Предложения системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти субъектов РФ по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Приморского края.

Оформление работы выполнено в соответствии со следующими нормативно-техническими документами (НТД):

‒ Федеральный закон РФ от 26.03.2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»; ‒ Федеральный закон РФ от 27.07.2010 г. № 190-ФЗ «О теплоснабжении»; ‒ Федеральный закон РФ от 27.12.2002 г. № 184-ФЗ «О техническом

регулировании»; ‒ Федеральный закон РФ от 23.11.2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и

о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»;

‒ Федеральный закон РФ от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»;

‒ Федеральный закон РФ от 04.05.1999 г. № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»;

‒ Градостроительный кодекс РФ от 29.12.2004 г. № 190-ФЗ; ‒ Федеральный закон РФ от 20.03.2011 г. № 41-ФЗ «О внесении изменений в

Градостроительный кодекс РФ и отдельные законодательные акты РФ в части вопросов территориального планирования»;

‒ Федеральный закон РФ от 22.07.2008 г. № 123-ФЗ «Технических регламент о требованиях пожарной безопасности»;

‒ Федеральный закон РФ от 21.12.1994 г. № 69-ФЗ «О пожарной безопасности»;

‒ Федеральный закон РФ от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;

‒ Постановление Правительства РФ от 15.05.2010 г. № 340 «О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности»;

‒ Постановление Правительства РФ от 16.02.2008 г. № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию»;

‒ Правила устройства электроустановок (утв. приказом Минэнерго России от 08.07.2002 г. № 204);

7

‒ Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (утв. приказом Минэнерго России от 19.06.2003 г. № 229);

‒ Методические указания по устойчивости энергосистем (утв. приказом Минэнерго России от 30.06.2003 г. № 277);

‒ Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем (утв. приказом Минэнерго России от 30.06.2003 г. № 281);

‒ РД 153-34.3-20.409-99 Руководящие указания об определении понятий и отнесении видов работ и мероприятий в электрических сетях отрасли «Электроэнергетика» к новому строительству, расширению, реконструкции и техническому перевооружению.

В работе использованы и учтены отчетные данные за 2010-2014 годы; расчетный срок — 2020 год.

8

РАЗДЕЛ I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИМОРСКОГО КРАЯ

Приморский край как субъект Российской Федерации входит в состав Дальневосточного Федерального округа (ДФО) и расположен на востоке России в пределах Дальневосточного экономического района. Приморский край занимает юго-восточную окраину России и расположен в самой южной части Дальнего Востока в пограничной зоне.

На юге и востоке Приморский край омывается Японским морем, на севере граничит с Хабаровским краем, на западе — с Китаем и Северной Кореей.

В состав Приморского края кроме материковой части входят многочисленные острова: Аскольд, Петрова, Попова, Путятина, Рейнеке, Рикорда, Русский, группа островов архипелага Римского-Корсакова и др.

Площадь территории Приморского края — 164 672,2 км², что составляет 0,97 % площади Российской Федерации.

Административным центром Приморского края является г. Владивосток. В состав Приморского края входят 12 городских округов, 22 муниципальных

района, 25 городских и 112 сельских поселений. Численность населения на 1 января 2015 года составила 1 933 308 человек, или

31,13 % от численности населения ДФО, в том числе: ‒ городского населения — 1 486 440 человек; ‒ сельского населения — 446 868 человек.

Таким образом, на 1 января 2015 года удельный вес городского населения составил 76,89 %, а плотность населения — 11,74 чел./км².

В табл. I–1.1.1 представлен перечень наиболее крупных населенных пунктов Приморского края с указанием численности постоянного населения.

Таблица I–1.1.1. Перечень наиболее крупных населенных пунктов Приморского края с указанием численности постоянного населения

№ п/п

Населенный пункт Среднегодовая численность постоянного населения

Численность постоянного населения на начало года

2014 2014 2015

1. Всего по Приморскому краю, в том числе: 1 935 912 1 938 516 1 933 308

1.1. г. Владивосток 630 707 630 027 631 387 1.2. г. Уссурийск 193 547 192 844 194 250 1.3. г. Находка 157 023 157 397 156 649 1.4. г. Артем 112 646 111 840 113 451 1.5. г. Арсеньев 53 814 54 085 53 543 1.6. г. Партизанск 45 605 45 646 45 564 1.7. г. Лесозаводск 44 432 44 643 44 221 1.8. г. Дальнегорск 44 203 44 446 43 961 1.9. г. Спасск-Дальний 42 256 42 491 42 020

1.10. г. Большой Камень (ЗАТО) 40 136 40 393 39 879 1.11. г. Фокино (ЗАТО) 31 344 31 309 31 379 1.12. г. Дальнереченск 29 415 29 516 29 314

9

Приморский край — стратегически важный субъект Российской Федерации,

непосредственно граничащий со странами Северо-Восточной Азии, стремящийся стать новым мощным центром социально-экономического развития в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР).

Экономика Приморского края диверсифицирована и состоит из 15 секторов, основными из которых являются транспорт и связь, оптовая и розничная торговля, операции с недвижимым имуществом.

Структура валового регионального продукта (ВРП) Приморского края по видам деятельности представлена в табл. I–1.1.2.

Таблица I–1.1.2. Структура ВРП Приморского края по видам деятельности № п/п

Вид экономической деятельности

Единица измерения

Значение по годам 2010 2011 2012 2013

1. Валовой региональный продукт, в том числе:

млн руб. 470 679,2 549 722,8 557 489,3 575 615,4 % 100,0 100,0 100,0 100,0

1.1. Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство % 4,1 4,4 4,2 4,2

1.2. Рыболовство, рыбоводство % 4,4 4,0 4,7 4,2 1.3. Добыча полезных ископаемых % 1,1 1,2 1,2 1,0 1.4. Обрабатывающие производства % 8,1 8,1 8,7 9,0

1.5. Производство и распределение электроэнергии, газа и воды % 4,3 3,8 3,7 3,8

1.6. Строительство % 17,3 20,4 10,3 5,9

1.7.

Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования

% 16,1 15,6 18,3 18,8

1.8. Гостиницы и рестораны % 0,8 0,8 1,0 1,5 1.9. Транспорт и связь % 21,1 19,1 20,5 20,5

1.10. Финансовая деятельность % 0,5 0,2 0,4 0,4

1.11. Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг

% 7,2 7,6 9,0 10,4

1.12.

Государственное управление и обеспечение военной безопасности; социальное страхование

% 7,5 7,1 8,8 9,4

1.13. Образование % 2,9 2,7 3,3 3,9

1.14. Здравоохранение и предоставление социальных услуг

% 3,8 4,0 4,5 5,3

1.15. Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг

% 0,8 1,0 1,4 1,7

Промышленный комплекс является интенсивно развивающейся частью

экономики Приморья. Его основными секторами являются: пищевая промышленность, электроэнергетика и добыча угля, машиностроение, судоремонт, горнодобывающая, рыбная, лесная и деревообрабатывающая промышленность.

Сельскохозяйственное производство ведется по всей территории Приморского края, особенно интенсивно в южных и юго-западных районах. Климатические условия благоприятны для возделывания практически всех культур.

10

Перспективы экономического развития и территориальной организации

Приморского края определяются следующими основными факторами: ‒ исключительно благоприятным экономико-географическим (в частности

транспортно-географическим) положением; ‒ геополитическими и внешнеэкономическими факторами; ‒ природно-ресурсным потенциалом; ‒ созданной инфраструктурой, в том числе транспортной, энергетической.

Основная часть населения и, следовательно, социально-экономического потенциала сосредоточена в южной части края, которая характеризуется относительно комфортным климатом, максимально приближена одновременно к нескольким странам Азиатско-Тихоокеанского региона, обладает незамерзающей акваторией, богатой биологическими ресурсами, самой высокой плотностью инфраструктуры, относительно диверсифицированной структурой экономики и наличием признанных научно-исследовательских учреждений.

11

РАЗДЕЛ II. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭНЕРГЕТИКИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ ЗА ПРОШЕДШИЙ ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД

II–1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПРИМОРСКОГО КРАЯ С УЧЕТОМ БАЛАНСА МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИЛЕГАЮЩИХ ЭНЕРГОСИСТЕМ , В ТОМ ЧИСЛЕ ИНФОРМАЦИЯ ПО ГЕНЕРИРУЮЩИМ , ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫМ И СБЫТОВЫМ КОМПАНИЯМ , ОСУЩЕСТВЛЯЮЩИМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА ТЕРРИТОРИИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ , А ТАКЖЕ БЛОК-СТАНЦИЯМ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Энергосистема (ЭС) Приморского края действует в составе Объединенной энергосистемы (ОЭС) Востока, в состав которой кроме энергосистемы Приморского края входят энергосистема Амурской области, Объединенный энергорайон (ОЭР) энергосистем Хабаровского края и Еврейской автономной области, Южно-Якутский энергорайон (ЮЯЭР) Якутской энергосистемы.

ОЭС Востока работает изолированно от Единой энергосистемы (ЕЭС) России. Основные характеристики ОЭС Востока и ЭС Приморского края за 2014 год

представлены в табл. II–1.1.1.

Таблица II–1.1.1. Основные характеристики ОЭС Востока и ЭС Приморского края за 2014 год

Показатель ОЭС Востока ЭС Приморского

края

Доля ЭС в ОЭС Востока, %

Электропотребление, млрд кВт·ч 31,802 12,545 39,5 Максимум электрической нагрузки, МВт 5 398 2 263 41,9 Число часов использования максимума, ч 5 890 5 540 - Установленная мощность электростанций, МВт 9 061 2 612 28,8 Выработка электроэнергии, млрд кВт·ч 35,36 9,92 28,1 Отпуск теплоэнергии от электростанций, тыс. Гкал 21 965 5 241 23,9

Из приведенных данных следует, что ЭС, обслуживающая территорию

Приморского края, является крупнейшей в ОЭС Востока, на ее долю приходится 39,5 % потребления электроэнергии, 28,1 % вырабатываемой электрической и 23,9 % тепловой энергии.

Централизованным электроснабжением от ЭС охвачено около 75 % общей площади края и около 98 % населения Приморского края. Только населенные пункты, расположенные в отдаленных северных районах и имеющие незначительные объемы электропотребления, снабжаются электроэнергией от автономных дизельных электростанций.

В энергосистеме Приморского края действуют: 1. Филиалы АО «Дальневосточная генерирующая компания» (ДГК) —

«Приморская генерация», «ЛуТЭК» (производство электрической и тепловой энергии, транспортировка и реализация тепловой энергии);

3. Филиал ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ФСК ЕЭС) — «Приморское предприятие магистральных сетей» (Приморское ПМЭС, передача электрической энергии, оперативное

12

управление, эксплуатация и услуги по присоединению к электрическим сетям напряжением 220/500 кВ);

4. Филиал ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) — «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Приморского края» (Приморское РДУ, функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики);

5. Филиал АО «Дальневосточная распределительная сетевая компания» (ДРСК) — «Приморские электрические сети» (передача и распределение электрической энергии, оперативное управление, эксплуатация и услуги по присоединению к электрическим сетям напряжением 110/35/10 кВ);

6. Филиал ПАО «Дальневосточная энергетическая компания» (ДЭК) — «Дальэнергосбыт» (сбыт электрической энергии потребителям Приморского края).

7. АО «Дальневосточная энергоуправляющая компания» (ДВЭУК, ввод электроэнергетических объектов, финансируемых из Федерального бюджета).

Кроме этого в крае действуют электросетевые предприятия (21 предприятие —транспортировщики и гарантирующие поставщики), приведены в Приложении К.

Потребность в электрической и тепловой энергии хозяйственного комплекса и населения края в основном обеспечиваются от тепловых электростанций филиалов АО «ДГК» — «Приморская генерация», «ЛуТЭК».

II–2. ОТЧЕТНАЯ ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ ПО ОСНОВНЫМ ГРУППАМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ

Отчетная динамика потребления электроэнергии на территории Приморского края за последние 5 лет представлена в табл. II–2.1.1 и на рис. II–2.1.1.

13

Таблица II–2.1.1. Отчетная динамика электропотребления ЭС Приморского края Показатель 1990 1998 2000 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2010-2014

Электропотребление, млн кВт·ч 11 624 8 280 9 579 10 645 12 136 12 426 12 741 12 577 12 545 -

Абсолютный прирост (снижение) электропотребления, млн кВт·ч - –3 344 +1 299 +1 066 +1 491 +290 +315 –164 –32 +409

Абсолютные темпы прироста (снижения), % - –28,8 +15,7 +11,1 +14,0 +2,4 +2,5 –1,3 –0,3 +3,4

Среднегодовые темпы прироста (снижения), % - 1990-1998

–4,2 1998-2000

+7,6 2000-2005

+2,1 2005-2010

+2,7

+2,4

+2,5

–1,3

–0,3

+0,83

14

Рисунок II–2.1.1. Динамика электропотребления ЭС Приморского края

Из приведенных данных следует, что с 2010 по 2012 год наблюдался рост электропотребления, среднегодовые темпы роста составили 2,5 %.

В 2013 и 2014 годы произошло снижение электропотребления, составившее 1,3 % и 0,3 % относительно предыдущих лет соответственно, что обусловлено как влиянием экономического кризиса, так и погодными условиями.

Сравнительные среднегодовые темпы изменения электропотребления в целом по России, в ОЭС Востока и ЭС Приморского края за рассматриваемые периоды представлены в табл. II–2.1.2.

Таблица II–2.1.2. Сравнительные среднегодовые темпы изменения электропотребления, %

Изменение электропотребления

1990-1998 гг. 1998-2005 гг. 2005-2010 гг. 2010-2014 гг.

В целом по России –3,5 +1,2 +1,4 +0,9 ОЭС Востока –4,0 +1,1 +1,7 +3,0 ЭС Приморского края –4,2 +3,7 +2,6 +0,8

По децентрализованной зоне электроснабжения Приморского края

электропотребление за 2014 год составило 28,8 млн кВт·ч, или 0,2 % от электропотребления Приморского края.

Структура электропотребления Приморского края по видам экономической деятельности за 2010-2014 годы (по данным филиала Федеральной службы государственной статистики по Приморскому краю) представлена в табл. II–2.1.3.

15

Таблица II–2.1.3. Структура электропотребления Приморского края по видам экономической деятельности Показатель 2010 2011 2012 2013 2014

млн кВт·ч % млн кВт·ч % млн кВт·ч % млн кВт·ч % млн кВт·ч % Потребление электроэнергии, всего, в том числе: 12 180,5 100,0 12 471,0 100,0 12 667,1 100,0 12 631,0 100,0 12 617,1 100,0

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство 92,9 0,8 93,4 0,8 107,3 0,9 101,5 0,8 109,7 0,9

Добыча полезных ископаемых 371,8 3,1 372,2 3,0 317,0 2,5 257,0 2,0 195,1 1,6 Обрабатывающие производства 1 165,2 9,6 1 225,9 9,8 1 265,4 10,0 1 090,6 8,6 1 103,2 8,7 Производство и распределение электроэнергии, газа и воды 2 186,5 17,9 2 255,4 18,1 2 095,3 16,5 2 206,0 17,5 2 087,8 16,5

Оптовая и розничная торговля - - - - 619,1 5,0 698,6 5,5 643,6 5,1 Строительство 108,9 0,9 138,7 1,1 177,4 1,4 141,7 1,1 140,8 1,1 Транспорт и связь 1 389,2 11,4 1 530,4 12,3 1 663,1 13,1 1 662,3 13,2 1 695,3 13,4 Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг

683,8 5,6 475,5 3,8 487,4 3,8 481,5 3,8 482,8 3,8

Прочие виды 1 158,8 9,5 1 185,2 9,5 978,0 7,7 878,9 7,0 981,6 7,8 Потребление населением 2 948,0 24,2 3 056,0 24,5 3 393,1 26,8 3 557,5 28,2 3 491,2 27,7 Потери в электрических сетях 2 075,4 17,0 2 138,3 17,1 1 564,0 12,3 1 555,4 12,3 1 686,0 13,4

16

Анализ структуры электропотребления за 2010-2014 годы показывает, что основными потребителями электроэнергии являются: транспорт и связь, обрабатывающие производства, предприятия электроэнергетики (38,3-40,2 %). Доля потребления населением составила 24,2-28,2 %, потерь в электрических сетях — 17,1-12,3 %, доля остальных производств (строительство, сельское хозяйство и др.) не превысила 2,0-4,0 %. от суммарного электропотребления края.

II–3. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ПРИМОРСКОМ КРАЕ С УКАЗАНИЕМ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ

Наиболее крупными потребителями электроэнергии на территории края являются предприятия энергоемких отраслей промышленности: металлургической, судоремонта и судостроения, машиностроения.

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Приморском крае с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет представлен в табл. II–3.1.1.

В таблице II–3.1.1 приведены потребители электрической энергии, являющиеся крупными для Приморского края, хотя и составляющие менее 1 % потребления электроэнергии региона по данным АО «ДЭК».

17

Таблица II–3.1.1. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Приморском крае № п/п

Наименование потребителя Место расположения

Вид деятельности Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч/Максимум нагрузки, МВт 2010 2011 2012 2013 2014

1. ЗАО «Система» (ОАО «Спаскцемент»)

г. Спасск-Дальний промышленность н/д н/д н/д н/д н/д

2. ООО «Русэнергоресурс» (ОАО «РЖД») Приморский край ж/д перевозки н/д н/д н/д н/д н/д

3. ООО «Русэнергоресурс» (КГУП «Примводоканал») г.Владивосток комбыт н/д н/д н/д н/д н/д

4. ООО «Русэнергоресурс» (ООО «Транснефть-Дальний Восток») Приморский край транспорт н/д н/д н/д н/д н/д

5. ООО «Русэнергоресурс» «Транснефть-Порт Козьмино») п.Врангель перегрузочный

комплекс -/- 21,6/2,5 178,0/14,5 55,2/5,1 45,0/4,7

6. ООО «СОЛЛЕРС-Дальний восток» г. Владивосток машиностроение 6,5/2,0 6,5/2,0 6,5/2,0 6,5/2,0 6,5/2,0

7. Судостроительный комплекс «Звезда» (ОАО «ДЦСС»)

г. Большой Камень судостроение 35,7/7,0 38,5/10,4 43,5/10,4 46,77/6,8 48,5/11,0

8. ЗАО «Лес-Экспорт» г. Дальнереченск лесоперерабатывающий

и перегрузочный комплексы

8,2/1,1 8,2/1,1 8,2/1,1 8,2/1,1 8,2/1,1

9. ОАО «Дальприбор» г. Владивосток обороно-

промышленный комплекс

16,3/4,9 16,3/4,9 16,3/4,9 16,3/4,9 16,3/4,9

10. ОАО «Терминал Астафьева» г. Находка перегрузочный комплекс 7,5/1,4 7,5/1,4 7,5/1,4 7,5/1,4 7,5/1,4

11. ОАО «АКК «Прогресс» им. Н.И. Сазыкина» г. Арсеньев авиастроение 41,1/12,0 43,8/14,5 46,0/14,0 47,3/12,3 42,6/13,1

12. ЗАО «ГХК «Бор» г. Дальнегорск горная, химическая 144,1/20,0 136,7/19,0 128,0/22,7 126,8/18,4 131,4/19,7 13. ОАО «ГМК» Дальполиметалл» г. Дальнегорск горная металлургия 101,5/13,5 103,6/13,7 95,3/14,9 91,8/15,3 88,7/13,3

14. ООО «Ярославская ГРК» Хорольский р-н, п. Ярославка

горнодобывающий комплекс 6,0/1,9 6,0/1,9 6,0/1,9 58,8/1,9 7,2/1,9

15. ОАО «Приморскуголь» г. Владивосток угледобыча 34,1/6,6 34,1/6,6 34,1/6,6 76,3/6,6 41,3/6,6 16. ОАО «ЦСД» г. Владивосток судостроение и ремонт 45,1/7,5 43,1/6,5 45,6/8,6 40,9/7,5 42,3/10,9

17. ОАО «Владморпорт» г. Владивосток перегрузочный комплекс 31,3/5,5 31,3/5,5 31,3/5,5 31,3/5,5 31,3/5,5

18. ОАО «ГРК «АИР» Красноармейский р-н, п. Восток горная металлургия 24,0/4,6 24,0/4,6 24,0/4,6 24,5/4,6 23,2/4,6

19. ОАО «ЕВРАЗ Находкинский Морской Торговый порт» г. Находка перегрузочный

комплекс 19,5/0,9 19,5/0,9 19,5/0,9 19,5/0,9 19,5/0,9

18

№ п/п

Наименование потребителя Место расположения

Вид деятельности Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч/Максимум нагрузки, МВт

20. ООО «Ратимир» г. Владивосток пищевая промышленность 18,4/2,8 18,4/2,8 18,4/2,8 18,4/2,8 18,4/2,8

21. ОАО «Славянский СРЗ» г. Славянка судостроение и ремонт 17,0/3,7 17,0/3,7 17,0/3,7 17,0/3,7 17,0/3,7

22. ОАО «Владхлеб» г. Владивосток пищевая промышленность 10,9/1,9 10,9/1,9 10,9/1,9 10,9/1,9 10,9/1,9

23. ОАО «Радиоприбор» г. Владивосток обороно-

промышленный комплекс

10,5/2,8 10,5/2,8 10,5/2,8 10,5/2,8 10,5/2,8

ВСЕГО: 577,7/101,1 597,5/106,7 746,6/125,2 714,5/105,5 616,3/112,8

19

II–4. ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА НАГРУЗКИ И НАЛИЧИЕ РЕЗЕРВА МОЩНОСТИ КРУПНЫХ УЗЛОВ НАГРУЗКИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ

На территории ЭС Приморского края выделено четыре крупных энергорайона по электрическим сетям (ЭС): Южные ЭС, Центральные ЭС, Западные ЭС и Северные ЭС. Энергорайон Южных ЭС подразделяется на:

‒ район г. Владивостока; ‒ район г. Находки (с учетом Оборонэнерго); ‒ район г. Артема и Хасанского р-на; ‒ район между Артемовской ТЭЦ и Партизанской ГРЭС.

Перечень основных крупных энергорайонов Приморского края с указанием электропотребления и максимума электрической нагрузки за 2010-2014 годы представлен в табл. II–4.1.1.

Таблица II–4.1.1. Перечень основных крупных энергорайонов Приморского края с указанием электропотребления и максимума электрической нагрузки

№ п/п

Наименование энергоузла 2010 2011 2012 2013 2014

ЭС ПРИ М О РС КО ГО КР А Я , ВС ЕГО , В Т . Ч . : Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 12 136 12 426 12 741 12 577 12 545 Максимум нагрузки, МВт 2 164 2 198 2 258 2 210 2 263

1. ЮЖ Н Ы Е ЭС Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 7 018 7 586 7 611 7 597 7 416 Максимум нагрузки, МВт 1 251 1 342 1 349 1 335 1 338

1.1 р-н г. Владивостока Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 3 559 3 444 3 375 3 640 3 679 Максимум нагрузки, МВт 634 609 598 639 664

1.2 р-н г. Находки Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 752 762 761 738 742 Максимум нагрузки, МВт 134 135 135 130 134

1.3. р-н г. Артема и Хасанского р-на Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 1 676 2 164 1 571 1 303 1 489 Максимум нагрузки, МВт 299 383 279 229 268

1.4. р-н между АТЭЦ и Партизанской ГРЭС Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 1 030 1 216 1 904 1 916 1 506 Максимум нагрузки, МВт 184 215 337 337 272

2. ЦЕН ТР АЛ Ь Н Ы Е ЭС Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 2 020 1 972 1 909 1 911 2 014 Максимум нагрузки, МВт 360 349 338 336 363

3. ЗАП А Д Н ЫЕ ЭС Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 1 865 1 623 2 093 1 909 2 099 Максимум нагрузки, МВт 333 287 371 335 379

4. СЕВЕ РН ЫЕ ЭС Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 1 233 1 245 1 128 1 160 1 016 Максимум нагрузки, МВт 220 220 200 204 183

20

Из приведенных данных следует, что за прошедший пятилетний период рост

электропотребления наблюдался в крупных энергорайонах: г. Владивостоке, г. Артеме и г. Находке, что свидетельствует о более динамичном развитии промышленного производства и транспорта в этих районах.

Потребность в генерирующей мощности энергорайонов покрывалась как за счет собственных электрических станций юга ЭС Приморского края (Артемовская ТЭЦ, Партизанская ГРЭС, Владивостокская ТЭЦ-2, МГТС), так и перетоком мощности с Приморской ГРЭС и из ОЭС Востока.

Юг ЭС Приморского края дефицитен по мощности, однако, наличие значительного резерва мощности на Приморской ГРЭС и в ОЭС Востока позволило обеспечить рост потребности в электрической мощности энергорайонов края.

Динамика изменения собственного максимума нагрузки ЭС Приморского края представлена в табл. II–4.1.2.

Таблица II–4.1.2. Динамика изменения собственного максимума нагрузки ЭС Приморского края

Показатель 1990 1998 2000 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2010-2014

Собственный максимум нагрузки, МВт 2 195 1 647 1 913 1 974 2 164 2 198 2 258 2 210 2 263 -

Абсолютные прирост (+), снижение (-) максимума нагрузки, МВт

- –548 +266 +61 +190 +34 +60 –48 +53 +99

Среднегодовые темпы прироста/снижения, % - –3,5 +7,8 +1,6 +1,9 +1,6 +2,7 –2,1 +2,4 +1,1

Из приведенных данных следует, что темпы изменения собственного

максимума нагрузки в 2010-2014 годы были неравномерными: от –2,1 % до +2,7 %. Собственный максимум электрической нагрузки энергосистемы,

зафиксированный 17декабря 2014 года, увеличился на 53 МВт относительно 2013 года и составил 2 263 МВт.

Число часов использования собственного максимума электрической нагрузки энергосистемы края за рассматриваемый период приведено ниже и изменялось в 2010-2014 годы в пределах 5 540-5 690 ч, увеличившись относительно предыдущих периодов.

Таблица II–4.1.3. Число часов использования собственного максимума электрической нагрузки ЭС Приморского края

Показатель 1990 1998 2000 2005 2010 2011 2012 2013 2014 Число часов использования собственного максимума электрической нагрузки, ч

5 300 5 030 5 010 5 400 5 610 5 650 5 640 5 690 5 540

21

II–5. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ В ПРИМОРСКОМ КРАЕ, СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ОТ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ ОСНОВНЫМ ГРУППАМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ

Теплоснабжение крупных населенных пунктов Приморского края осуществляется как централизованно — от крупных источников АО «ДГК» и АО «ДВЭУК», так и децентрализовано — от мелких котельных и индивидуальных источников тепла.

Сведения об установленной мощности систем теплоснабжения и количестве источников теплоснабжения в Приморском крае представлены в табл. II–5.1.1.

Таблица II–5.1.1. Установленная мощность систем теплоснабжения и количество источников теплоснабжения в Приморском крае

№ п/п

Показатель Единица измерения

Значение по годам 2010 2011 2012 2013 2014

1. Количество теплоисточников шт. 1 027 989 861 879 882 2. в том числе введено за год шт. 1 37 65 3. Количество энергоустановок шт. 3 045 2 952 2 406 2 538 2 535 4. Установленная мощность Гкал/ч 6 569,2 6 422,1 5 738,2 6 223,9 6 234,7

Структура установленной мощности электростанций и котельных Приморского

края и отпуска тепловой энергии представлена в табл. II–5.1.2.

Таблица II–5.1.2. Структура установленной мощности электростанций и котельных Приморского края и отпуска тепловой энергии

№ п/п

Наименование теплоисточника

Установленная мощность,

Гкал/ч

Отпуск теплоэнергии,

тыс. Гкал

Наименование организации

1. ТЭС, в том числе: 1 908,6 3 981,5

1.1. Владивостокская ТЭЦ-2 1 051,0 2 580,2 Ф-л «Приморская генерация» АО «ДГК» 1.2. Артемовская ТЭЦ 297,0 774,7

1.3. Партизанская ГРЭС 160,0 225,2 1.4. Приморская ГРЭС 237,0 281,0 Ф-л «ЛуТЭК» АО «ДГК» 1.5. Мини-ТЭЦ «Северная» 10,8 0,3

АО «ДВЭУК» 1.6. Мини-ТЭЦ «Центральная» 123,3 105,7 1.7. Мини-ТЭЦ «Океанариум»» 29,5 14,4

2. Котельные энергокомпаний, в том числе: 1 010,0 1 379,9

2.1. КЦ-1 (Владивостокская ТЭЦ-1) 350,0 291,1 Ф-л «Приморская генерация» АО «ДГК» 2.2. КЦ-2 (Северная, 2-я Речка) 555,0 448,3

2.3. КЦ-3 (ЦПВБ, Снеговая) 105,0 640,5

3. Котельные муниципальные, блок-станции 3 316,1 3 228,5

Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного

теплоснабжения Приморского края за последние пять лет представлена в табл. II–5.1.3 и на рис. II–5.1.1.

22

Таблица II–5.1.3. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Приморского края

№ п/п


Значение по годам

2000 2005 2008 2010 2011 2012 2013 2014 2010-2014

1. Потребление тепловой энергии тыс. Гкал 9 977,7 9 140,2 9 555,0 9 286,7 9 091,0 8 633,8 9 320,3 8 589,9 -

2. Абсолютный прирост (снижение) теплопотребления тыс. Гкал - –837,5 +414,8 –268,3 –195,7 –457,2 +686,5 –730,4 –696,8

3. Абсолютные темпы прироста (снижения) % - –8,39 +4,54 –2,81 –2,11 –5,03 +7,95 –7,84 –7,50

4. Среднегодовые темпы прироста (снижения) % - 2000-2005

–1,68 2005-2008

+1,51 2008-2010

–1,40

–2,11

–5,03

+7,95

–7,84

–1,50

23

Рисунок II–5.1.1. Динамика потребления тепловой энергии в системах

централизованного теплоснабжения Приморского края

Структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных Приморского края представлена в табл. II–5.1.4 и на рис. II–5.1.1.

Таблица II–5.1.4. Структура отпуска тепловой энергии в Приморском крае № п/п

Показатель Значение по годам, тыс. Гкал 2010 2011 2012 2013 2014

1. Отпуск тепловой энергии, в том числе: 9 286,7 9 091,0 8 633,8 9 320,3 8 589,9 1.1. ТЭС 4 370,9 4 246,5 4 344,3 4 179,5 3 981,5 1.2. котельные 4 915,8 4 844,5 4 289,5 5 140,8 4 608,4

Рисунок II–5.1.1. Структура отпуска тепловой энергии в Приморском крае за

отчетный год

24

Структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей представлена в табл. II–5.1.5 и на рис. II–5.1.2.

Таблица II–5.1.5. Структура отпуска тепловой энергии основным группам потребителей Приморского края

№ п/п

Наименование группы потребителей

Значение по годам 2010 2011 2012 2013 2014 тыс. Гкал

тыс. Гкал

тыс. Гкал

тыс. Гкал

% тыс. Гкал

%

1. Промышленность 121,7 123,5 136,5 135,2 1,45 129,3 1,51 2. Сельское хозяйство 133,3 111,3 79,4 76,7 0,82 83,2 0,97 3. УК, ТСЖ, ЖСК 276,5 275,4 402,5 387,3 4,16 310,7 3,62 4. Бюджетные потребители 1 546,0 1 453,7 1 307,5 1 446,4 15,52 1 432,5 16,68 5. Население 6 512,4 6 296,7 5 960,8 6 311,6 67,72 5 666,9 65,97 5. Прочие 696,9 830,4 747,1 963,1 10,33 967,3 11,26 ВСЕГО: 9 286,7 9 091,0 8 633,8 9 320,3 100,0 8 589,9 100,0

Рисунок II–5.1.2. Структура отпуска тепловой энергии основным группам

потребителей Приморского края за отчетный год

II–6. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В ПРИМОРСКОМ КРАЕ, ВКЛЮЧАЯ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ , С УКАЗАНИЕМ ИХ ПОТРЕБНОСТИ В ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ , ИСТОЧНИКОВ ЕЕ ПОКРЫТИЯ , КАК СОБСТВЕННЫХ , ТАК И ВНЕШНИХ ОБЪЕКТОВ ТЕПЛОВОЙ ГЕНЕРАЦИИ, ВКЛЮЧАЯ ТЭЦ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПРИМОРСКОГО КРАЯ , А ТАКЖЕ ТИПОВ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ УСТАНОВОК ТЕПЛОВОЙ ГЕНЕРАЦИИ С УКАЗАНИЕМ ИХ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ И ГОДА ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Приморском крае с указанием их потребности в тепловой энергии и источников ее покрытия представлен в табл. II–6.1.1.

25

Таблица II–6.1.1. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Приморском крае № п/п

Наименование потребителя,

юр. адрес

Место расположения

Вид деятельности Годовой объем теплопотребления,

тыс. Гкал

Источник покрытия тепловой нагрузки Присоединенная нагрузка, Гкал/час

1. ДВФУ,

г. Владивосток, ул. Суханова, 8

г. Владивосток, о. Русский, п. Аякс, 25

Высшее профессиональное

образование 149,901

Мини-ТЭЦ «Центральная»; суммарная тепловая мощность — 123,3 Гкал/ч

(5 КУ-ГТУ по 9,18 Гкал/ч, 6 ПВК по 12,9 Гкал/ч); год ввода — 2012

87,224

2.

ФГУП «Дальневосточное»,

г. Артем, с. Суражевка, ул. Кубанская, 57

г. Артем, с. Суражевка,

ул. Ярославская, 1 Овощеводство 55,348

Артемовская ТЭЦ; суммарная тепловая мощность — 297 Гкал/ч

(2 теплофикационные энергоустановки); год ввода — 2000

87,816

3. ФГУП «РСУ»

Управления делами Президента РФ

г. Владивосток, о. Русский,

п-ов Житкова

Строительство зданий и

сооружений 37,763

Мини-ТЭЦ «Океанариум»; суммарная тепловая мощность — 29,54 Гкал/ч


18,160

4. ООО «ДЭМ-Лазурное КСП», г. Партизанск,

ул. Тепличная, 1а

г. Партизанск, ул. Тепличная, 1а Овощеводство 17,389

Партизанская ГРЭС; суммарная тепловая мощность — 160 Гкал/ч

(1 теплофикационная энергоустановка); год ввода — 1980

26,325

5.

ФГБОУ ВПО «ВГУЭС»,

г. Владивосток, ул. Гоголя, 41

г. Владивосток, ул. Державина, 59

Обучение в образовательных

учреждениях высшего

профессионального образования

(университетах, академиях,

институтах и в др.)

15,084

Владивостокская ТЭЦ-2; суммарная тепловая мощность — 1 051 Гкал/ч

(6 теплофикационных энергоустановок); год ввода — 1970

0,551

г. Владивосток, ул. Гоголя, 39а 0,506



г. Владивосток, ул. Гоголя, 41 0,919




г. Владивосток, ул. Державина, 57 0,531

26

№ п/п


юр. адрес



тыс. Гкал


г. Владивосток, ул. Державина, 57 0,092

г. Владивосток, ул.

Добровольского, 20 1,786

г. Владивосток, ул. Тунгусская, 59 0,217

г. Владивосток, ул. Адмирала Фокина, 11/4 КЦ-1 (Владивостокская ТЭЦ-1);

суммарная тепловая мощность — 350 Гкал/ч (5 котлов); год ввода — 1967

0,020

г. Владивосток, ул. Алеутская,

29/31 0,259

г. Владивосток, ул. Уткинская, 1 0,077

г. Владивосток, ул. Чапаева, 5

КЦ-2 (Объединенная котельная «Северная»); суммарная тепловая мощность — 555 Гкал/ч

(12 котлов); год ввода — 1985 1,313

6. ОАО «ЦСД»,

г. Владивосток, ул. Светланская, 72

г. Владивосток, наб. Корабельная,

17а

Предоставление услуг по ремонту и

техническому обслуживанию,

переделка и разрезка на

металлолом судов, плавучих платформ

и конструкций

13,915



0,304

г. Владивосток, ул. Дальзаводская,

2а 13,724


2а 0,037


2а 0,024


2б 7,833


2б 0,133

27

№ п/п


юр. адрес



тыс. Гкал



2б 0,031

г. Владивосток, ул. Светланская, 72 8,807

7.

МГУ им. адм. Г.И. Невельского, г. Владивосток,

ул. Верхнепортовая, 50а

г. Владивосток, ул. Новожилова,

35а





0,084

г. Владивосток, ул. Новожилова, 39 0,043

г. Владивосток, ул. Новожилова, 41 0,191

г. Владивосток, ул. Новожилова,

41а 0,074

г. Владивосток, ул. Авраменко, 16

КЦ-1 (Владивостокская ТЭЦ-1); суммарная тепловая мощность — 350 Гкал/ч

(5 котлов); год ввода — 1967

0,195

г. Владивосток, ул. Авраменко, 8 0,752

г. Владивосток, ул. Авраменко, 9а 0,392


Верхнепортовая, 50а/1

0,856


Верхнепортовая, 50а/2

1,021


Верхнепортовая, 7 0,102

г. Владивосток, ул. Станюковича,

57а 1,170

28

№ п/п


юр. адрес



тыс. Гкал



60 0,628


60б 2,118


62 2,412


66 0,193

8.

ООО «Птицефабрика Уссурийская»,

г. Артем, п. Артемовский,

ул. Ворошилова, 45

г. Артем, п. Артемовский,

ул. Ворошилова, 45

Разведение сельскохозяйствен-

ной птицы 10,469

Артемовская ТЭЦ; суммарная тепловая мощность — 297 Гкал/ч

(2 теплофикационные энергоустановки); год ввода — 2000

24,070

9.

ФГБОУ ВПО «Дальрыбвтуз», г. Владивосток, ул. Луговая, 52б

г. Владивосток, ул. Луговая, 48





0,401

г. Владивосток, ул. Луговая, 52 0,380

г. Владивосток, ул. Луговая, 52а 0,451

г. Владивосток, ул. Луговая, 52б 1,072

г. Владивосток, ул. Луговая, 52в 1,822

г. Владивосток, ул. Луговая, 52г 0,515

г. Владивосток, ул. Луговая, 52л 0,132

г. Владивосток, ул. Луговая, 54 0,424

г. Владивосток, ул. Луговая, 56а 0,529

29

№ п/п


юр. адрес



тыс. Гкал


г. Владивосток, ул. Башидзе, 6



0,275


Верхнепортовая, 18 0,143


10. ОАО «Варяг»,

г. Владивосток, ул. Русская, 94а

г. Владивосток, ул. Русская, 100

Производство пластмассовых

плит, полос, труб и профилей

8,552








(12 котлов); год ввода — 1985 20,205

11. ГБУ «ХОЗУ»,

г. Владивосток, ул. Алеутская, 16

г. Владивосток, ул. Светланская,

152 Деятельность органов

государственной власти по

управлению вопросами общего характера, кроме судебной власти,

субъектов Российской Федерации

5,141



0,276

г. Владивосток, ул. 1-я Морская, 2/7



0,593

г. Владивосток, ул. 1-я Морская, 4/6 0,604

г. Владивосток, ул. Алеутская, 16 0,187


г. Владивосток, ул. Бородинская, 12



30

№ п/п


юр. адрес



тыс. Гкал


12.

Дальневосточная пожарно-спасательная академия — филиал

ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский университет ГПС МЧС

России»


Обучение в образовательных

учреждениях высшего

профессионального образования

(университетах, академиях,

институтах и в др.)

3,185



3,184

13.

ФКУ «ЦХиСО УМВД России по

Приморскому краю», г. Владивосток,

ул. Алеутская, 29/31


Деятельность по обеспечению

общественного порядка и

безопасности

0,744



0,740

14.

КГУП «Приморский водоканал»,

Шкотовский р-н, п. Штыково,

ул. Центральная, 5

г. Владивосток, о. Русский,

п-ов Саперный

Сбор, очистка и распределение

воды 0,512



0,224

31

Перечень систем теплоснабжения муниципальных образований Приморского края с указанием их потребности в тепловой энергии и источников ее покрытия представлен в II–6.1.2.

Таблица II–6.1.2. Перечень систем теплоснабжения муниципальных образований Приморского края

№ п/п

Наименование показателя Единица измерения

Значение по годам 2010 2011 2012 2013 2014

1. В Л АД И ВО С Т О КС К И Й ГО РО Д С КО Й О К РУ Г Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 3 819,0 3 686,6 3 662,4 4 280,4 3 550,8 Источники тепловой энергии, всего,

в том числе: единица 86 86 84 90 93

ТЭС единица 1 1 3 3 4 котельные единица 85 85 81 87 89

2. АРС ЕН Ь ЕВ С КИ Й ГО РО Д С К О Й О КР УГ Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 364,0 349,2 345,3 343,9 318,6 Источники тепловой энергии, всего,


ТЭС единица котельные единица 12 12 12 12 10

3. АРТ ЕМ О ВС КИ Й ГО РО Д С КО Й О КР УГ Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 517,4 505,8 480,2 484,3 485,5 Источники тепловой энергии, всего,



4. ДАЛ Ь Н ЕГО РС КИ Й ГО РО Д С КО Й О КР УГ Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 244,8 234,2 235,5 233,6 227,7 Источники тепловой энергии, всего,



5. ДАЛ Ь Н ЕР ЕЧ ЕН С КИ Й ГО РО Д С КО Й О КР УГ Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 93,3 89,8 81,2 78,9 92,0 Источники тепловой энергии, всего,



6. ЛЕС О З АВО Д С КИ Й ГО РО Д С К О Й О КР УГ Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 200,9 181,9 156,0 149,6 151,9 Источники тепловой энергии, всего,



7. НАХ О Д КИ Н С КИ Й ГО РО Д С КО Й О КР УГ Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 793,6 726,4 710,8 673,5 647,6 Источники тепловой энергии, всего,



8. ПАР ТИ З АН С К И Й ГО РО Д С КО Й О К РУГ Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 220,8 224,2 213,7 194,3 184,9 Источники тепловой энергии, всего,



32

№ п/п


Значение по годам 9. ГО РО Д С КО Й О К РУ Г СП А С С К-Д АЛ Ь Н И Й Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 242,9 230,9 221,3 214,8 210,7 Источники тепловой энергии, всего,



10. УС С УРИ Й С КИ Й ГО РО Д С КО Й О КР УГ Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 807,0 864,6 633,3 678,7 658,8 Источники тепловой энергии, всего,



11. ГО РО Д С КО Й О К РУ Г Б О Л Ь Ш О Й КАМ ЕН Ь (ЗАТО) Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 217,6 205,7 202,0 198,7 239,2 Источники тепловой энергии, всего,



12. ГО РО Д С КО Й О К РУ Г Ф О КИ Н О (ЗАТО) Потребление теплоэнергии тыс. Гкал н.д. н.д. 131,6 131,6 136,1 Источники тепловой энергии, всего,



13. АН У ЧИ Н С КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р А Й О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 21,9 20,7 23,0 23,0 24,4 Источники тепловой энергии, всего,



14. ДАЛ Ь Н ЕР ЕЧ ЕН С КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р А Й О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 14,1 12,9 9,2 8,8 9,2 Источники тепловой энергии, всего,



15. КАВ АЛ ЕРО ВС КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 91,3 84,8 88,2 84,4 80,0 Источники тепловой энергии, всего,



16. КИ РО В С КИ Й М УН И Ц И П А Л Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 95,3 94,4 77,7 72,1 73,2 Источники тепловой энергии, всего,



17. КР АС Н О АРМ ЕЙ С КИ Й М УН И Ц И П А Л Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 58,8 56,8 54,8 54,0 49,8 Источники тепловой энергии, всего,


ТЭС единица котельные единица 24 22 18 18 18 ЛА ЗО ВС КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н

18. Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 49,4 48,1 46,8 45,5 41,6

33

№ п/п


Значение по годам Источники тепловой энергии, всего,


ТЭС единица котельные единица 21 18 16 16 16 МИ Х АЙ Л О ВС КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н

19. Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 103,1 101,5 101,2 98,1 98,0 Источники тепловой энергии, всего,



20. НАД ЕЖ Д И Н С КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 99,7 79,7 60,0 71,2 83,7 Источники тепловой энергии, всего,



21. ОКТЯ Б РЬ С КИ Й М УН И Ц И П А Л Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 104,2 84,4 76,3 72,9 79,0 Источники тепловой энергии, всего,



22. ОЛ Ь ГИ Н С КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 28,2 25,9 28,0 25,4 25,4 Источники тепловой энергии, всего,



23. ПАР ТИ З АН С К И Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р А Й О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 70,9 70,2 47,0 44,0 40,9 Источники тепловой энергии, всего,



24. ПО ГР АН И ЧН ЫЙ М У Н И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р А Й О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 56,2 53,0 33,9 36,6 38,7 Источники тепловой энергии, всего,



25. ПО Ж А РС КИ Й М УН И Ц И П А Л Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 227,7 245,3 241,9 253,0 259,3 Источники тепловой энергии, всего,



26. СП АС С КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р А Й О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 66,7 82,9 47,2 48,9 50,9 Источники тепловой энергии, всего,


ТЭС единица котельные единица 40 48 38 35 35 ТЕРН ЕЙ С КИ Й М УН И Ц И П А Л Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н



34

№ п/п


Значение по годам ТЭС единица котельные единица 22 22 19 19 19 ХА Н К АЙ С КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н




29. ХА С АН С КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 146,7 155,6 102,7 211,6 222,6 Источники тепловой энергии, всего,



30. ХО РО Л Ь С КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 87,2 29,9 81,9 79,2 80,9 Источники тепловой энергии, всего,



31. ЧЕРН И ГО ВС КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 107,4 93,4 81,1 75,8 81,9 Источники тепловой энергии, всего,



32. ЧУГУ ЕВС КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 78,1 65,7 58,8 57,1 57,4 Источники тепловой энергии, всего,



33. Ш КО ТО ВС КИ Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р АЙ О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 79,6 74,2 71,1 66,4 109,1 Источники тепловой энергии, всего,



34. ЯКО ВЛ Е ВС К И Й М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЙ Р А Й О Н Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 30,9 28,1 22,1 23,0 22,4 Источники тепловой энергии, всего,



35

II–7. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ НА ТЕРРИТОРИИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ , В ТОМ ЧИСЛЕ С ВЫДЕЛЕНИЕМ ИНФОРМАЦИИ ПО ВВОДАМ , ДЕМОНТАЖАМ И ДРУГИМ ДЕЙСТВИЯМ С ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ ОБЪЕКТАМИ В ПОСЛЕДНЕМ ГОДУ

Суммарная установленная мощность электростанций Приморского края на конец 2014 года составила 2 633,5 МВт, из них по энергосистеме края — 2 612 МВт.

Основными источниками энергоснабжения в энергосистеме являются пять тепловых электростанций филиалов «Приморская генерация» и «ЛуТЭК» АО «ДГК».

Четыре электростанции относятся к филиалу «Приморская генерация», располагаются в южной части края и имеют суммарную установленную мощность на конец 2014 года, равную 1 145 МВт:

‒ Владивостокская ТЭЦ-2 497 МВт; ‒ Артемовская ТЭЦ 400 МВт; ‒ Партизанская ГРЭС 203 МВт; ‒ Мобильные ГТЭС на ВТЭЦ-1 45 МВт.

Пятая электростанция — Приморская ГРЭС —относится к филиалу «ЛуТЭК» располагается в северной части края и имеет суммарную установленную мощность на конец 2014 года, равную 1 467 МВт.

Мощность ДЭС изолированных энергорайонов на конец 2014 года составила 21,5 МВт.

На электростанциях АО «ДГК» в 2014 году новые мощности не вводились. Вывода агрегатов из эксплуатации и изменения мощности действующих

энергоблоков в результате реконструкции (модернизации) или перемаркировки оборудования на электростанциях энергосистемы Приморского края в 2014 году не производилось.

Структура установленной электрической мощности на территории Приморского края представлена в табл. II–7.1.1 и на рис. II–7.1.1.

Таблица II–7.1.1. Структура установленной электрической мощности на территории Приморского края

Наименование объекта Установленная мощность, МВт

Структура, %

Всего по Приморскому краю, в том числе: 2 683,5 100,0

Энергосистема, в том числе: 2 662,0 99,2 ТЭС, в том числе: 2 662,0 99,2

КЭС 1 643,0 61,2 из них ГТУ 45,0 2,7

ТЭЦ 1 019,0 38,0 Коммунальные электростанции, в том числе: 21,5 0,8

ДЭС 21,5 0,8

36

Рисунок II–7.1.1. Структура установленной мощности по типам

электростанций

В структуре установленной мощности электростанций Приморского края преобладают КЭС — 61,2 %, доля ТЭЦ и ДЭС составила 38,0 % и 0,8 % соответственно.

II–8. СОСТАВ СУЩЕСТВУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ (А ТАКЖЕ БЛОК-СТАНЦИЙ) С ГРУППИРОВКОЙ ПО ПРИНАДЛЕЖНОСТИ К ЭНЕРГОКОМПАНИЯМ С ПОИМЕННЫМ ПЕРЕЧНЕМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, УСТАНОВЛЕННАЯ МОЩНОСТЬ КОТОРЫХ ПРЕВЫШАЕТ 5 МВТ

Состав (перечень) электростанций (включая блок-станции и прочие электростанции) Приморского края мощностью более 5,0 МВт с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям и информация об основном энергетическом оборудовании действующих электростанций представлены в табл. II–8.1.1.

37

Таблица II–8.1.1. Состав существующих электростанций с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям № п/п

Наименование Номер агрегата

Тип оборудования Год ввода Вид топлива Место расположения

Установленная мощность на конец 2014 г.

МВт Гкал/час 1. ЭЛ ЕК ТРО С Т АН Ц И И АО «ДГК» 2 612 1 745

1.1. Ф И Л И АЛ «ПРИ М О Р С К АЯ Г ЕН Е Р АЦ И Я» 1 145 1 508 1.1.1. Владивостокская ТЭЦ-2 нефтетопливо,

газ, уголь г. Владивосток 497 1 051

1 Р-80-115 30.04.1970 80 178 2 Р-98-115 30.12.1970 98 160 3 Т-105-115 30.09.1972 105 168 4 Т-109-116 31.12.1975 109 175 5 ПР-50[60]-115/13/1,2 31.12.1978 50 190 6 ПТ-55-115/13 09.10.1984 55 180

1.1.2. Артемовская ТЭЦ нефтетопливо, уголь

г. Артем 400 297

1 КТ-115-8,8-2 24.04.2000 100 100 2 КТ-115-8,8-2 01.04.2004 100 100 3 К-100-90-6 25.12.1966 100 4 К-100-90-6 30.09.1967 100

1.1.3. Партизанская ГРЭС нефтетопливо, уголь

г. Партизанск 203 160

1 Т-80/97-90 01.12.1980 80 120 2 К-82/100-90 01.02.2010 82 3 К-41/50-90 01.12.1958 41

1.1.4. Мобильные ГТС на ВТЭЦ-1 нефтетопливо, газ

г. Владивосток 45,0

1 FT-8-3 «Pratt&Whitney» 25.12.2008 22,5 2 FT-8-3 «Pratt&Whitney» 25.12.2008 22,5

38

№ п/п

Наименование Номер агрегата

Тип оборудования Год ввода Вид топлива Место расположения

Установленная мощность на конец 2014 г.

1.2. Ф И Л И АЛ «Л УТЭК» 1 467 237 1.2.1. Приморская ГРЭС нефтетопливо,

уголь п. Лучегорск 1 467 237

1 К-100-90-7 17.01.1974 110 18 2 К-100-90-7 25.03.1975 110 18 3 Т-96/110-90 29.12.1975 96 70 4 Т-96/110-90 01.01.1977 96 70 5 К-210-130-3 18.12.1980 210 6 К-210-130-3 19.01.1982 210 7 К-210-130-3 21.01.1983 210 8 К-210-130-3 01.01.1984 210 9 К-215-130-1 03.07.1990 215 22

2. ЭЛ ЕК ТРО С Т АН Ц И И АО «ДВЭУК» 49,8 163,3 2.1. Мини-ТЭЦ «Северная» нефтетопливо,

газ г. Владивосток 3,6 10,8

1 ГТУ OPRA DTG 1,8 2011 1,8 3,7 2 ГТУ OPRA DTG 1,8 2011 1,8 3,7

2.2. Мини-ТЭЦ «Центральная» нефтетопливо, газ

г. Владивосток 33,0 123,3

1 ГТУ KAWASAKI GRB 70 D 2012 6,6 9,2 2 ГТУ KAWASAKI GRB 70 D 2012 6,6 9,2 3 ГТУ KAWASAKI GRB 70 D 2012 6,6 9,2 4 ГТУ KAWASAKI GRB 70 D 2012 6,6 9,2 5 ГТУ KAWASAKI GRB 70 D 2012 6,6 9,2

2.3. Мини-ТЭЦ «Океанариум» нефтетопливо, газ


1 ГТУ KAWASAKI GRB 70 D 2012 6,6 9,2 2 ГТУ KAWASAKI GRB 70 D 2012 6,6 9,2

39

Рисунок II–8.1.2. Структура установленной мощности по видам

собственности

II–9. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ТИПАМ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВИДАМ СОБСТВЕННОСТИ Производство электроэнергии на территории Приморского края в 2014 году,

его структура и изменение по сравнению с предыдущим годом представлены в табл. II–9.1.1.

Таблица II–9.1.1. Структура выработки электроэнергии на территории Приморского края

Наименование объекта Выработка электроэнергии,

млн кВт·ч

Структура, % Изменение выработ-ки к предыдущему

году, % Электростанции АО «ДГК», в том числе: 9 919,2 100/99,7 +5,4

Артемовская ТЭЦ 2160,1 21,7 +3,6 Владивостокская ТЭЦ-2 1885,2 19,0 +12,1 Партизанская ГРЭС 935,6 9,4 +1,6 Приморская ГРЭС 4935,6 49,6 +4,6 МГТЭС 2,7 0,03 –50,0

Мини-ТЭЦ АО «ДВЭУК» 2,2 Прочие ДЭС 28,8 0,3 +0,1 Всего по Приморскому краю, в том числе: 9 950,2 100 +5,4

ТЭС, в том числе: 9 921,4 99,7 +5,4 КЭС 5 870,0 59,0 +12,9 ТЭЦ 4 051,4 40,7 +3,8

Прочие ДЭС 28,8 0,3 +0,1

Из приведенных данных следует, что основная доля электроэнергии

вырабатывается на ТЭС АО «ДГК», на электростанциях других ведомств в 2014 году выработано менее 0,3 %.

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и по видам собственности на территории Приморского края приведена также на рис. II–9.1.1 и II–9.1.2.

40

Рисунок II–9.1.1. Структура выработки электроэнергии по типам

электростанций на территории Приморского края

Рисунок II–9.1.2. Структура выработки электроэнергии по видам

собственности на территории Приморского края

41

II–10. ХАРАКТЕРИСТИКА БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ

Баланс электрической мощности энергосистемы Приморского края за 2010-2014 годы (на час прохождения максимума в ЭС) представлен в табл. II–10.1.1.

Таблица II–10.1.1. Баланс электрической мощности Приморского края за 2010-2014 годы


2010 2011 2012 2013 2014

ПО ТРЕБ Н О С ТЬ Максимум нагрузки тыс. кВт 2 164 2 198 2 258 2 210 2 263 Передача мощности тыс. кВт Фактический резерв тыс. кВт 1032 856 784 1 085 498 Оборудование в ремонте тыс. кВт 71 41 133 ИТОГО потребность тыс. кВт 3 196 3 054 3 113 3 336 2 894 ПО КРЫ ТИ Е Установленная мощность на конец года, в том числе: тыс. кВт 2 612 2 612 2 612 2 612 2 662

АЭС тыс. кВт ГЭС и ГАЭС тыс. кВт ТЭС, из них: тыс. кВт 2 612 2 612 2 612 2 612 2 612

КЭС тыс. кВт 1 643 1 643 1 643 1 643 1 643 ТЭЦ тыс. кВт 969 969 969 969 969

ВИЭ тыс. кВт Ограничения мощности на час максимума нагрузки тыс. кВт

Используемая в балансе мощность тыс. кВт 2 612 2 612 2 612 2 612 2 612 Получение мощности — ВСЕГО тыс. кВт 584 442 501 724 282 ИТОГО покрытие максимума нагрузки тыс. кВт 3 196 3 054 3 113 3 336 2 894 ИЗБЫТОК (+) / ДЕФИЦИТ (-) тыс. кВт -584 -442 -501 -724 -282

Энергосистема Приморского края дефицитна по мощности и электроэнергии,

особенно южная ее часть. Резерв мощности в ЭС Приморского края в 2014 году составил 498 МВт (или

22 % от Р макс. ЭС); в указанный период потребовалась передача в энергосистему 282 МВт мощности из ОЭС Востока.

Несмотря на имеющейся резерв мощности в энергосистеме, баланс мощности юга ЭС Приморского края (около 500 км между Приморской ГРЭС и электростанциями юга) остается напряженным, что связано с дефицитом генерирующей мощности на юге, где сосредоточена основная электрическая нагрузка, и ограниченной пропускной способностью электрических сетей при передаче мощности в направлении север-юг энергосистемы.

В контролируемом сечении «ПримГРЭС — Юг Приморского края» максимальный переток мощности в период прохождения максимума 2014 года составил 1 190 МВт при максимально допустимом перетоке (МДП), равном 1 430 МВт.

ТЭЦ юга энергосистемы Приморского края работают по экономичному теплофикационному графику.

42

Баланс электрической энергии энергосистемы Приморского края представлен в табл. II–10.1.2.

Таблица II–10.1.2. Баланс электроэнергии Приморского края за 2010-2014 годы


2010 2011 2012 2013 2014

ПО ТРЕБ Н О С ТЬ Электропотребление млн кВт·ч 12 136 12 426 12 741 12 577 12 545 Передача электроэнергии млн кВт·ч ИТОГО потребность млн кВт·ч 12 136 12 426 12 741 12 577 12 545 ПО КРЫ ТИ Е Выработка электроэнергии, в том числе: млн кВт·ч 9 305 10 104 10 438 9 410 9 921

АЭС млн кВт·ч ГЭС млн кВт·ч ТЭС, из них: млн кВт·ч 9 305 10 104 10 438 9 410 9 921

КЭС млн кВт·ч 4 957 5 652 6 134 5 200 5 870 ТЭЦ млн кВт·ч 4 348 4 452 4 304 4 210 4 051

ВИЭ млн кВт·ч Получение электроэнергии млн кВт·ч 2 831 2 322 2 303 3 167 2 624 ЧИ С Л О Ч А С О В И С П О Л Ь ЗО В АН И Я У С Т АН О ВЛ ЕН Н О Й М О Щ Н О С ТИ ЭЛ ЕКТ РО С Т АН Ц И Й :

АЭС ч/год ГЭС ч/год ТЭС, из них: ч/год 3 571 3 868 3 996 3 603 3 798

КЭС ч/год 3 060 3 440 3 730 3 160 3 570 ТЭЦ ч/год 4 410 4 594 4 442 4 345 4 181

ВИЭ ч/год

Переток электроэнергии из ОЭС Востока для покрытия дефицита ЭС

Приморского края в 2014 году составил 2,62 млрд кВт·ч. Число часов использования установленной мощности ТЭС энергосистемы в

2013-2014 годы снизилось относительно 2012 года и составило около 3 600-3 800 часов, что обусловлено снижением выработки электроэнергии на ТЭС при росте выработки на ГЭС в ОЭС Востока.

43

II–11. ДИНАМИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭНЕРГО- И ЭЛЕКТРОЭФФЕКТИВНОСТИ ЗА 5 ЛЕТ (ЭНЕРГОЕМКОСТЬ ВРП, ЭЛЕКТРОЕМКОСТЬ ВРП, ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ДУШУ НАСЕЛЕНИЯ , ЭЛЕКТРОВООРУЖЕННОСТЬ ТРУДА В ЭКОНОМИКЕ) С ОТРАЖЕНИЕМ ТАРИФНЫХ ПОСЛЕДСТВИЙ ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПРИМОРСКОГО КРАЯ

Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности Приморского края за 5 лет представлена в табл. II–11.1.1.

Таблица II–11.1.1. Основные показатели энерго- и электроэффективности Приморского края

№ п/п


Значение по годам

2010 2011 2012 2013 2014

1. ВРП (в текущих ценах) млрд руб. 470,68 549,72 557,49 575,62 580,221

2. Потребление ТЭР тыс. т у. т. 9 945,8 10 996,1 11 322,2 11 232,8 10 504,3

3. Потребление электрической энергии млн кВт·ч 12 180,5 12 471,0 12 667,1 12 631,0 12 617,1

4. Среднегодовая численность населения тыс. чел. 1 954,9 1 952,0 1 948,9 1 942,9 1 935,9

5. Среднегодовая численность занятых в экономике тыс. чел. 980,1 983,5 982,6 978,5 986,5

6. Энергоемкость ВРП кг у. т./ тыс. руб. 21,1 20,0 20,3 19,5 18,1

7. Электроемкость ВРП кВт ч/ тыс. руб. 25,9 22,7 22,7 21,9 21,7

8. Потребление электрической энергии на душу населения

кВт·ч/ чел. в год 624 639 650 652 653

9. Электровооруженность труда в экономике

кВт·ч на 1 занятого в экономике

12 428 12 680 12 891 12 909 12 790

В прошедший пятилетний период энергоемкость и электроемкость валового

регионального продукта (ВРП) Приморского края уменьшились на 6,75 % и 16,22 % соответственно, а потребление электроэнергии на душу населения и электровооруженность труда в экономике увеличились на 4,65 % и 2,91 % соответственно.

1 — Согласно предварительным данным рост ВРП Приморского края по итогам 2014 года составил 100,8 %.

44

II–12. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА РЕГИОНА 35/110 КВ И ВЫШЕ, ВКЛЮЧАЯ ПЕРЕЧЕНЬ СУЩЕСТВУЮЩИХ ЛЭП И ПОДСТАНЦИЙ , КЛАСС НАПРЯЖЕНИЯ КОТОРЫХ РАВЕН ИЛИ ПРЕВЫШАЕТ 35/110 КВ С УКАЗАНИЕМ СВОДНЫХ ДАННЫХ ПО НИМ

На территории Приморского края получили развитие электрические сети напряжением 500/220/110/35 кВ.

Системообразующая сеть энергосистемы сформирована на напряжении 500-220 кВ, распределительная — на напряжении 110-35 кВ.

Сети напряжением 500-220 кВ, расположенные на территории Приморского края, относятся к объектам магистральной электрической сети ПАО «ФСК ЕЭС» и обслуживаются филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» — «Приморское предприятие МЭС».

Характерной особенностью электрических сетей 220-500 кВ Приморского края является большая протяженность ВЛ, обусловленная размещением самой крупной электростанции — Приморской ГРЭС на севере вдали от центров электрических нагрузок, основная часть которых сосредоточена на юге края.

Сети высшего напряжения 500 кВ Приморского края представлены шестью ВЛ 500 кВ суммарной протяженностью ~ 1 278,36 км (из них ~ 1 070,6,5 км по территории Приморского края), в том числе:

1) ВЛ Приморская ГРЭС — Хехцир-2 (239,5 км, в том числе ~ 31,7 км по территории Приморского края);

2) ВЛ Приморская ГРЭС — Дальневосточная (345,2 км) с ПС Дальневосточная;

3) ВЛ Приморская ГРЭС — Чугуевка-2 (291,9 км) с ПС Чугуевка-2; 4) ВЛ Дальневосточная — Владивосток (95,4 км); 5) ВЛ Чугуевка-2 — Лозовая (189,5 км); 6) ВЛ Владивосток — Лозовая (116,9 км) с ПС Лозовая;

С вводом ВЛ Чугуевка-2 — Лозовая и ВЛ Владивосток — Лозовая с ПС Лозовая в 2012 году создано кольцо ВЛ 550 кВ.

Сети 220 кВ Приморского края представлены: 1) двумя ВЛ 220 кВ от Приморской ГРЭС до ПС 220 кВ Лесозаводск (~ 149 и

132 км); 2) двумя кольцами ВЛ 220 кВ (суммарной протяженностью ~ 1200 км):

а) ПС Лесозаводск — ПС Спасск — ПС Дальневосточная — ПС Арсеньев-2 — ПС Чугуевка-2 — ПС К — ПС Лесозаводск;

б) ПС Дальневосточная — ПС Уссурийск-2 — ПС Владивосток — Аэропорт — Артемовская ТЭЦ — Береговая-2 — ПС Широкая — Козьмино — Лозовая — ПП Партизанская ГРЭС — ПС Чугуевка-2 — ПС Арсеньев-2 — ПС Дальневосточная;

3) двумя ВЛ 220 кВ К — Горелое (~ 2×55 км); 4) тремя ВЛ 220 кВ, связывающими сети г. Владивостока с энергосистемой:

а) Владивосток — Волна (53,3 км); б) Владивосток — Зеленый Угол (64,3 км); в) Артемовская ТЭЦ — Владивостокская ТЭЦ-2 (47,4 км);

45

5) ВЛ 220 кВ Владивостокская ТЭЦ-2 — Зеленый Угол, Зеленый Угол — Волна (11,4 км), с вводом которой в 2011 году завершено строительство кольца ВЛ 220 кВ в г. Владивостоке;

6) двумя КВЛ Зеленый Угол — Русская (17,5 км) и Зеленый Угол — Патрокл (8,9 км), Патрокл — Русская (8,6 км) с ПС Патрокл и Русская, ввод которых в 2011 году обеспечил связь сетей материковой части г. Владивостока и о. Русский, а также электроснабжение новых крупных потребителей южного планировочного района города и острова.

Распределительные электрические сети напряжением 35-110 кВ в основном являются объектами АО «ДРСК» и обслуживаются его филиалом «Приморские электрические сети».

Низким напряжением ПС 35-220 кВ, на котором осуществляется распределение электроэнергии, является напряжение 6-10 кВ.

Электросетевые объекты 6-10 кВ обслуживаются частично филиалом АО «ДРСК» — «Приморские электрические сети», а также муниципальными унитарными и ведомственными предприятиями электрических сетей.

Суммарная протяженность линий электропередачи (ЛЭП) и трансформаторная мощность ПС (включая потребительские) по классам напряжения на 1 января 2015 года представлены в табл. II–12.1.1.

Таблица II–12.1.1. Протяженность ВЛ и КЛ и трансформаторная мощность ПС по классам напряжения на 01.01.2015 г.

Класс напряжения Протяженность ВЛ и КЛ, км (в одноцепном исполнении)

Трансформаторная мощность ПС, МВА

500 кВ 1 070,6 2 505,0 220 кВ 2 334,8 3 832,5 110 кВ 3 068,6 4 727,0 35 кВ 3 257,7 2 144,8

Длина ВЛ и трансформаторная мощность ПС энергосистемы Приморского края

принята по территории Приморского края. Поименные вводы новых и расширяемых электросетевых объектов

напряжением 110 кВ и выше за отчетный период (2010-2014 гг.) с разбивкой по классам напряжений и по принадлежности к компаниям представлены в табл. II–12.1.2.

Таблица II–12.1.2. Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной мощности на ПС напряжение 110 кВ и выше

№м п/п

Класс напряжения,

кВ

Наименование объекта Принадлежность к компании

Год ввода

Протяженность ВЛ (КЛ), км,

мощность АТ, Т, шт.×МВА

1. ЭЛ ЕК ТРО С ЕТ ЕВ ЫЕ О Б ЪЕК Т Ы 500 КВ: 1.1. 500 ВЛ Чугуевка-2 — Лозовая МЭС Востока 2012 189,5 1.2. 500 ВЛ Владивосток — Лозовая МЭС Востока 2012 116,9 1.3. 500 ПС Лозовая МЭС Востока 2012 501

Итого по ВЛ 500кВ, км 306,4 Итого по ПС 500кВ, км 501

2. ЭЛ ЕК ТРО С ЕТ ЕВ ЫЕ О Б ЪЕК Т Ы 220 КВ: 2.1. 220 КВЛ Владивосток — Аэропорт МЭС Востока 2010 21,7

46

№м п/п


кВ


Год ввода



2.2. 220 КВЛ Артемовская ТЭЦ — Аэропорт МЭС Востока 2010 19,9

2.3. 220 ПС Аэропорт МЭС Востока 2010 2×25 2.4. 220 ВЛ Владивосток — Волна МЭС Востока 2010 50,6 2.5. 220 ПС Береговая-2 (реконструкция) МЭС Востока 2010 2×63 2.6. 220 КВЛ Зеленый Угол — Русская МЭС Востока 2011 17,2 2.7. 220 КВЛ ВТЭЦ-2 — Зеленый Угол МЭС Востока 2011 4,3 2.8. 220 ВЛ Зеленый Угол — Волна МЭС Востока 2011 11,7

2.9. 220 ВЛ Владивосток — Зеленый Угол

(участок Артемовская ТЭЦ — Зеленый Угол)

МЭС Востока 2011 65,1

2.10. 220 КЛ Патрокл — Русская МЭС Востока 2011 8,4 2.11. 220 КВЛ Зеленый Угол — Патрокл МЭС Востока 2011 8,8 2.12. 220 ПС Зеленый Угол МЭС Востока 2011 2×63 2.13. 220 ПС Русская МЭС Востока 2011 2×63 2.14. 220 ПС Патрокл МЭС Востока 2011 2×63 2.15. 220 ПС Широкая (реконструкция) МЭС Востока 2011 2×63 2.16. 220 ВЛ Приморская ГРЭС — НПС 36 МЭС Востока 2011 106,9/242 2.17. 220 ВЛ Приморская ГРЭС — НПС 38 МЭС Востока 2011 110,8 2.18. 220 ВЛ НПС-38 — Лесозаводск МЭС Востока 2011 62,6 2.19. 220 ВЛ НПС-40 — НПС-41 МЭС Востока 2011 63,8 2.20. 220 ВЛ Дальневосточная — НПС-41 МЭС Востока 2011 48,9 2.21. 220 ВЛ Дальневосточная — НПС-40 МЭС Востока 2011 42,1 2.22. 220 ПС НПС-38 МЭС Востока 2011 2×25 2.23. 220 ПС НПС-40 МЭС Востока 2011 2×25 2.24. 220 ПС НПС-41 МЭС Востока 2011 2×25 2.25. 220 ВЛ Лозовая — Козьмино МЭС Востока 2012 29,35 2.26. 220 ВЛ Лозовая — Партизанск МЭС Востока 2012 21,97 2.27. 220 ПС Волна (замена 2×15 МВА) МЭС Востока 2014 2×40

Итого по КВЛ 220кВ, МВА 694,1/611,22 Итого по ПС 220кВ, МВА 910

3. ЭЛ ЕК ТРО С ЕТ ЕВ ЫЕ О Б ЪЕК Т Ы 110 КВ:

3.1. 110 ВЛ А — Мингородок

(реконструкция)/заход ВЛ на ПС Зеленый Угол

АО «ДРСК» 2010/2012 2,84

3.2. 110 ВЛ ВТЭЦ-2 — Загородная —

Улисс — Голдобин (реконструкция)

АО «ДРСК» 2010 7,8

3.3. 110 ПС Уссурийск-1 (замена 1×Т-31,5 МВА) АО «ДРСК» 2010 1×40

3.4. 110 ВЛ Стройиндустрия — 2Р АО «ДРСК» 2011 3,45

3.5. 110 КВЛ Зеленый Угол — Стройиндустрия АО «ДРСК» 2011 4,12

3.6. 110 КВЛ Зеленый Угол — Мингородок АО «ДРСК» 2011 2,2

3.7. 110 ВЛ Раздольная-1 — Пушкинская АО «ДРСК» 2011 9,2 3.8. 110 ВЛ Пушкинская — Давыдовка АО «ДРСК» 2011 31,66 3.9. 110 ВЛ Западная — Казармы АО «ДВЭУК» 2011 2×6,4

3.10. 110 отпайки от ВЛ Западная — Казармы на ПС Де-Фриз АО «ДВЭУК» 2011 2×11,1

3.11. 110 ВЛ 110 кВ Чайка-Седанка АО «ДРСК» 2011 7,8

3.12. 110 ВЛ Зеленый Угол — А № 1 АО «ДРСК» 2011 3,27 ВЛ Зеленый Угол — А № 2 2,8

2 — В знаменателе указана протяженность ВЛ по территории края.

47

№м п/п


кВ


Год ввода



3.13. 110 ПС Амурская (замена 2×Т-10 МВА) АО «ДВЭУК» 2011 2×25

3.14. 110 ПС Давыдовка (замена 2×Т-10 МВА) АО «ДРСК» 2011 2×25

3.15. 110 ПС Спутник (замена 1×Т-10 МВА) АО «ДРСК» 2011 1×25

3.16. 110 ПС Волчанец (замена 2×Т-6,3 МВА) АО «ДРСК» 2011 2×16

3.17. 110 ПС Загородная (замена 1×Т-25 МВА) АО «ДРСК» 2011 1×40

3.18. 110 ПС Муравейка (замена 2×Т-6,3 МВА) АО «ДВЭУК» 2011 2×16

3.19. 110 ПС Горностай (замена 2×Т-6,3 МВА) АО «ДВЭУК» 2011 2×25

3.20. 110 ПС Седанка АО «ДРСК» 2011 2×16 3.21. 110 ПС Кролевцы (замена Т-16 МВА) АО «ДРСК» 2011 1×25 3.22. 110 ПС Казармы АО «ДРСК» 2011 2×10 3.23. 110 ПС Пушкинская АО «ДРСК» 2011 2×16

3.24. 110 КВЛ 2Р — Амурская с отп. на ПС 1Р-тяга АО «ДРСК» 2012 5,73

3.25. 110 ВЛ Амурская — Залив АО «ДРСК» 2012 1

3.26. 110 ВЛ ВТЭЦ-2 — Патрокл с отп. на ПС Загородная АО «ДРСК» 2012 3,77

3.27. 110 ВЛ Патрокл — Голдобин с отп. на ПС Улисс АО «ДРСК» 2012 48

3.28. 110 ВЛ ВТЭЦ-1 — Орлиная АО «ДРСК» 2012 1,6

3.29. 110

ВЛ Артемовская ТЭЦ — А (реконструкция)

АО «ДВЭУК» 2012

52,43

в т. ч. ВЛ АТЭЦ — Муравейка 12,85 в т. ч. ВЛ Океан — Муравейка 15,69 в т. ч. ВЛ Горностай — Океан 23,89

3.30. 110 ВЛ Зеленый Угол — Горностай АО «ДРСК» 2012 5,8 3.31. 110 Заходы ВЛ ПС Зеленый Угол АО «ДРСК» 2012 2,8 3.32. 110 КЛ Залив — Бурная АО «ДРСК» 2012 2,44 3.33. 110 ВЛ Западная — Кролевцы АО «ДРСК» 2012 2×29 3.34. 110 ПС Западная АО «ДРСК» 2012 2×40 3.35. 110 ПС Бурная АО «ДРСК» 2012 2×40 3.36. 110 ПС Чуркин АО «ДРСК» 2012 2×25 3.37. 110 ПС Орлиная АО «ДРСК» 2012 2×40 3.38. 110 ПС Де-Фриз АО «ДВЭУК» 2012 2×10 3.39. 110 ПС Кролевцы АО «ДРСК» 2012 25

3.40. 110 ПС Междуречье (замена Т-6,3 МВА) АО «ДРСК» 2012 10

3.41. 110 ПС Ново-Никольск (замена Т-10 МВА) АО «ДРСК» 2012 16

3.42. 110 ПС Петровичи (замена Т-16 МВА) АО «ДРСК» 2012 10 3.43. 110 ПС Липовцы (замена Т-16 МВА) АО «ДРСК» 2012 25 3.44. 110 ПС Полевая (замена Т-20 МВА) АО «ДРСК» 2012 16

3.45. 110 ПС Краскино (замена 2×Т-6,3 МВА) АО «ДРСК» 2011/20

12 2×10

3.46. 110 ПС Шахта-7 (замена 10 МВА) АО «ДРСК» 2013 16 Итого по КВЛ 110 кВ, км 247,8 Итого по ПС 110 кВ, МВА 876

Техническое состояние линий электропередачи и подстанций напряжением

500, 220, 110, 35 кВ поддерживается в удовлетворительном состоянии.

48

На ряде ЛЭП и ПС эксплуатируется оборудование, которое выработало свой ресурс, морально устарело и нуждается в замене.

Распределительный комплекс 35-110 кВ АО «ДРСК» характеризуется значительной изношенностью и перегруженностью электросетевых объектов.

Износ электрических сетей филиала АО «ДРСК» превышает 60 %, трансформаторных подстанций — 70 %. Более 25 лет эксплуатируется около 80 % ПС 35-110 кВ, более 40 лет эксплуатируется ~ 35 % ЛЭП 35-110 кВ (от общего количества).

В настоящее время являются перегруженными более 70 подстанций 35-110 кВ, у которых исчерпан резерв свободной трансформаторной мощности для технологического присоединения новых электрических нагрузок строящихся и планируемых к строительству объектов, особенно в южной части Приморского края.

Перечни линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше, эксплуатирующихся на территории Приморского края, представлены в Приложениях Г и Д.

II–13. ОСНОВНЫЕ ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПРИМОРСКОГО КРАЯ

Энергосистема Приморского края связана с энергосистемой Хабаровского края, входящей в состав Объединенной энергосистемы Востока, следующими ВЛ:

1) одной ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Хехцир 2; 2) тремя ВЛ 220 кВ:

а) Приморская ГРЭС — НПС-36; б) Приморская ГРЭС — Бикин/т; в) Приморская ГРЭС — Розенгартовка/т;

3) одной ВЛ 110 кВ Приморская ГРЭС — Бикин. Перечень ВЛ напряжением 220-500 кВ и ВЛ напряжением 110 кВ,

обеспечивающих внешние связи энергосистемы Приморского края, представлен в табл. II–13.1.1.

Таблица II–13.1.1. Внешнее электрические связи энергосистемы Приморского края с энергосистемой Хабаровского края

№ п/п

Класс напряжения Наименование объекта

Протяженность, км по территории Приморского

края

общая

1. 500 кВ ВЛ Приморская ГРЭС — Хехцир-2 31,71 239,46 2. 220 кВ ВЛ Приморская ГРЭС — Розенгартовка/т 23,95 111,40 3. 220 кВ ВЛ Приморская ГРЭС — Бикин/т 23,94 41,94 4. 220 кВ ВЛ Приморская ГРЭС — НПС-36 24,20 106,90 5. 110 кВ ВЛ Приморская ГРЭС — Бикин 240 50,70

Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Приморского края

представлена на рис. II–13.1.1 (ВЛ на блок-схеме показаны условно).

ЭС Хабаровского края

49

500 кВ 220 кВ 110 кВ

Рисунок II–13.1.1. Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Приморского края

ЭС Приморского края

50

II–14. ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ В ПОСЛЕДНЕМ ГОДУ

Потребность в топливе электростанций и котельных на производство тепловой и электрической энергии в 2014 году представлена в табл. II–14.1.1.

Таблица II–14.1.1. Потребление топлива электростанциями и котельными за отчетный год, тыс. т. у. т.

№ п/п Показатель Всего

в том числе: газ уголь мазут дизельное

топливо

1. Годовой расход топлива, всего, в том числе: 5 777,0 1 226,1 3 882,5 631,8 36,6

1.1. ТЭС 4 307,9 1 000,5 3 296,5 9,8 1,1 1.2. ДЭС 10,6 10,6

1.3. Котельные генерирующих компаний 225,6 225,6

1.4. Котельные муниципальные, блок-станции 1 233,0 586,0 622,0 24,9

Данные по абсолютному и удельному расходу топлива на отпуск

электроэнергии и теплоэнергии представлены в табл. II–14.1.2.

Таблица II–14.1.2. Абсолютный и удельный расходы топлива на отпуск электроэнергии и теплоэнергии

№ п/п

Наименование электростанции

Абсолютный расход условного топлива на отпуск:

Удельный расход условного топлива на отпуск:

электроэнергии, тыс. т у. т.

теплоэнергии, тыс. т у. т.

электроэнергии, кг/кВт·ч

теплоэнергии, кг/Гкал

1. Владивостокская ТЭЦ-2 647,84 431,64 418,69 167,29

2. Артемовская ТЭЦ 857,30 137,47 450,68 177,44

3. Партизанская ГРЭС 394,02 44,40 476,51 197,17

4. Приморская ГРЭС 1 720,92 50,76 390,11 180,64

5. МГТЭС, КЦ-1, КЦ-2, КЦ-3 1,04 225,63 380,13 163,51

6. Мини-ТЭЦ АО «ДВЭУК» 0,39 22,09 241,70 160,70

Структура используемого топлива электростанциями и котельными

генерирующих компаний в энергосистеме представлена на рис. II–14.1.1.

51

Рисунок II–14.1.1. Структура топливного баланса электростанций

энергосистемы Приморского края за отчетный год

Электростанции Приморского края используют в значительных объемах уголь.

Информация по видам углей представлена в табл. II–14.1.3.

Таблица II–14.1.3. Виды углей, используемых электростанциями и котельными генерирующих компаний за отчетный год

№ п/п Вид угля Годовой расход угля,

тыс. т у. т. % от общего расхода

угля

1. В С ЕГО , В Т О М ЧИ С Л Е: 3 882,5 100,0 1.1. Местный уголь, в том числе: 2 650,4 68,26

1.1.1. Липовецкий ДОМСШ 248,3 6,40 1.1.2. Лучегорский 1 088,1 28,03 1.1.3. Павловский БОМСШ 173,3 4,46 1.1.4. Павловский БР 450,0 11,59 1.1.5. Раковский 154,3 3,98 1.1.6. Суражевский Т 200 73,0 1,88 1.1.7. прочие 463,4 11,93 1.2. Привозной уголь 1 232,1 31,74

1.2.1. Каменный ДОМСШ 050 7,9 0,20 1.2.2. Нерюнгринский СС-0300 183,6 4,73 1.2.3. Нерюнгринский СС-050 246,4 6,35 1.2.4. Промпродукт Г 050 30,0 0,77 1.2.5. Степной ДСШ 29,2 0,75 1.2.6. Ургальский ГР 598,0 15,40 1.2.7. Хакасский ДМСШ 8,0 0,21 1.2.8. Эльгинский Ж-0100 6,3 0,16 1.2.9. прочие 122,7 3,16

52

II–15. ЕДИНЫЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС ПРИМОРСКОГО КРАЯ (ЕТЭБ) ЗА ПРЕДШЕСТВУЮЩИЕ ПЯТЬ ЛЕТ, ОТРАЖАЮЩИЙ ВСЕ ВИДЫ РЕСУРСОВ И ГРУППЫ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА ОСНОВАНИИ ОКВЭД

Единый топливно-энергетический баланс Приморского края (ЕТЭБ) за предшествующие пять лет год представлен в табл. II–15.1.1.

53

Таблица II–15.1.1. Единый топливно-энергетический баланс Приморского края (ЕТЭБ)

№ п/п Показатель Всего

в том числе уголь мазут природный

газ дизельное топливо

электро-энергия

тепловая энергия

1. 2010 ГО Д 1.1. Производство энергетических ресурсов 9 827,07 4 681,35 3 220,90 1 924,82 1.2. Ввоз 5 592,75 1 169,24 2 202,69 1 245,55 975,28 1.3. Вывоз 1.4. Изменение запасов -12,69 -5,13 -4,83 -2,73 1.5. Потребление первичной энергии 15 432,51 5 855,72 2 207,51 1 248,28 4 196,18 1 924,82

1.6. Преобразование в другие виды энергии (тепловая и электроэнергия) 4 226,93 2 530,96 1 083,36 612,61

1.7. Потери при передаче 1 259,79 714,98 544,81 1.8. Конечное потребление энергетических ресурсов 9 945,79 3 324,76 1 124,15 635,67 3 481,21 1 380,00

1.8.1. Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство 234,56 0,14 71,02 40,16 32,00 91,24 1.8.2. Промышленность 8 317,60 3 172,14 576,92 326,23 1 282,75 2 959,56 1.8.3. Строительство 86,42 1,63 15,73 8,90 37,52 22,64 1.8.4. Транспорт и связь 1 022,11 12,63 45,30 25,62 478,58 459,98 1.8.5. Население 3 402,83 29,20 169,76 95,99 1 015,59 2 092,30 8.6. Прочие 2 274,12 109,01 245,42 138,78 634,78 1 146,14 2. 2011 ГО Д

2.1. Производство энергетических ресурсов 10 412,76 4 851,90 3 496,33 2 064,53 2.2. Ввоз 6 181,44 865,58 3 034,69 133,91 1 347,34 799,93 2.3. Вывоз 2.4. Изменение запасов -14,92 -5,32 -6,65 -2,95 2.5. Потребление первичной энергии 16 609,12 5 722,79 3 041,34 133,91 1 350,29 4 296,26 2 064,53

2.6. Преобразование в другие виды энергии (тепловая и электроэнергия) 4 162,80 1 873,65 1 492,57 133,91 662,67


2.8.1. Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство 262,93 0,17 97,84 43,44 32,18 89,31 2.8.2. Промышленность 9 044,91 3 672,46 794,84 352,89 1 327,53 2 897,19 2.8.3. Строительство 103,13 1,89 21,68 9,62 47,78 22,17 2.8.4. Транспорт и связь 1 082,26 14,63 62,41 27,71 527,22 450,28 2.8.5. Население 3 472,52 33,80 233,88 103,84 1 052,79 2 048,20 2.8.6. Прочие 2 308,54 126,21 338,12 150,12 572,11 1 121,99

54

3. 2012 ГО Д 3.1. Производство энергетических ресурсов 10 089,60 4 455,90 3 570,43 2 063,27 3.2. Ввоз 8 390,70 1 062,68 4 462,64 673,91 1 398,09 793,38 3.3. Вывоз 3.4. Изменение запасов -17,73 -4,89 -9,78 -3,06 3.5. Потребление первичной энергии 18 498,03 5 523,46 4 472,42 673,91 1 401,15 4 363,82 2 063,27



3.8.1. Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство 310,88 0,14 143,88 45,08 36,96 84,82 3.8.2. Промышленность 8 628,69 3 075,21 1 168,85 366,19 1 266,97 2 751,49 3.8.3. Строительство 125,61 1,58 31,87 9,99 61,11 21,05 3.8.4. Транспорт и связь 1 133,36 12,25 91,78 28,75 572,94 427,64 3.8.5. Население 3 594,11 28,31 343,93 107,75 1 168,92 1 945,20 3.8.6. Прочие 2 542,34 105,68 497,22 155,77 718,11 1 065,56

4. 2013 ГО Д 4.1. Производство энергетических ресурсов 9 152,13 3 862,80 3 260,35 2 028,98 4.2. Ввоз 9 982,08 1 169,24 5 703,04 811,07 1 207,71 1 091,03 4.3. Вывоз 4.4. Изменение запасов -19,38 -4,24 -12,50 -2,65 4.5. Потребление первичной энергии 19 153,59 5 036,27 5 715,53 811,07 1 210,35 4 351,38 2 028,98




5. 2014 ГО Д 5.1. Производство энергетических ресурсов 8 775,35 3 462,75 3 442,62 1 869,98 5.2. Ввоз 9 346,19 1 077,61 5 256,11 995,45 1 113,06 903,97 5.3. Вывоз

55

5.4. Изменение запасов -17,75 -3,80 -11,52 -2,44 5.5. Потребление первичной энергии 18 139,30 4 544,15 5 267,63 995,45 1 115,50 4 346,59 1 869,98




56

РАЗДЕЛ III. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ

III–1. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА ТЕРРИТОРИИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ

Одной из основных проблем энергосистемы является старение действующих генерирующих мощностей, распределительных электрических и тепловых сетей.

Износ основного оборудования на энергоисточниках филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» составляет:

‒ по турбинному оборудованию — от 40 до 95 %; ‒ по котельному оборудованию — от 40 до 100 %.

Средний коэффициент использования установленной мощности электростанций:

‒ станции филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» — ~ 76 %; ‒ станции филиала «ЛуТЭК» АО «ДГК» — ~ 86 %.

Приоритетной задачей на ближайшую перспективу является поэтапное замещение на электростанциях выработавшего парковый ресурс генерирующего оборудования с последующим техническим перевооружением, с использованием передовых парогазовых и газотурбинных технологий.

Особенностью электрических сетей ОЭС Востока, в состав которых входят сети Приморского края, является их цепочечный характер и значительная протяженность.

Энергосистема Приморского края дефицитна по мощности и электроэнергии, особенно южная ее часть.

Дефицит мощности покрывается перетоком из ОЭС Востока. Перетоки мощности в сечении Хабаровскэнерго — Приморская ГРЭС

преимущественно направлены с запада на восток и юг ОЭС (передача мощности осуществляется из избыточной ЭС Амурской области в ЭС Хабаровского края и ЕАО, в ЭС Приморского края).

Характерной особенностью электрических сетей 220-500 кВ ЭС Приморского края является большая протяженность ВЛ, обусловленная размещением крупнейшей электростанции — Приморской ГРЭС — на значительном расстоянии от центров электрических нагрузок, основная часть которых сосредоточены на юге края.

Распределительные сети 110-35 кВ получили наибольшее развитие в южной части края, что обусловлено большей заселенностью территории, на которой размещаются крупные населенные пункты, в том числе г. Владивосток, г. Артем, г. Находка, г. Партизанск, г. Уссурийск, г. Большой Камень и др.

Анализ данных летнего и зимнего максимума электрических нагрузок КДЗ 2014 г. показал, что потоки мощности и уровни напряжения в электрической сети 35/110 кВ и выше энергосистемы Приморского края находились в допустимых пределах.

57

III–2. ОЦЕНКА БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ И НАЛИЧИЯ ПРОБЛЕМ , СВЯЗАННЫХ С ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ

Как отмечено выше, энергосистема Приморского края дефицитна по мощности и электроэнергии, с учетом размещения в ней значительной величины резерва мощности (30 % от Р макс. относительно 22 % расчетного резерва), что связано с размещением резерва ОЭС Востока на крупной Приморской ГРЭС, находящейся на севере края. Дефицит мощности покрывается перетоком из ОЭС Востока.

Несмотря на имеющейся резерв мощности в энергосистеме, баланс мощности юга энергосистемы Приморского края (около 500 км между ЛуТЭК и электростанциями юга) остается напряженным, что связано с дефицитом генерирующей мощности на юге, где сосредоточена основная электрическая нагрузка, и ограниченной пропускной способностью электрических сетей при передаче мощности на направлении север-юг энергосистемы.

III–2.1. Наличие отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети с указанием ограничивающих элементов

Проблемы, имеющиеся в распределительных электрических сетях, приводят к ограничению возможности технологического присоединения новых потребителей к сетям ЭС и к ограничениям развития городов и отдельных районов края.

Ограничивающие элементы сетей 220 кВ: 1) не достаточно надежны схемы внешнего электроснабжения городов и

крупных потребителей южной части энергосистемы без усиления электрических сетей 220 кВ:

а) г. Владивостока и г. Артема без развития сетей, связанного с вводом новых центров питания, в том числе ПС 220 кВ Артем и ПС 110 кВ Городская;

б) г. Находки без развития сетей, связанного с вводом РУ 220 кВ ПС Находка и заходом на него новой ЛЭП 220 кВ Широкая — Лозовая, а также с реконструкцией сети 110 кВ г. Находка;

в) Нефтеперегрузочного комплекса в Козьмино — без изменения схемы подключения его центра питания. Требуется перевести ПС 220 кВ Козьмино на постоянную схему электроснабжения с сооружением двух ВЛ 220 кВ от ПС 500 кВ Лозовая, что позволит повысить пропускную способность ВЛ 220 кВ Широкая — Лозовая и исключить ограничивающее действие ТТ 220 кВ ПС 220 кВ Козьмино (500 А);

2) исчерпан нормативный срок службы следующих электросетевых объектов 220 кВ, которые требуют реконструкции:

а) ВЛ 220 кВ, эксплуатирующиеся более 45 лет: Приморская ГРЭС — Губерово/т и Губерово/т — Лесозаводск (1970 г.), Лесозаводск — Свиягино/т, Свиягино/т — Спасск, Спасск — Дальневосточная, Дальневосточная — Уссурийск-2 №2, Владивосток — Уссурийск-2 и

58

Владивосток — Волна (1965 г.), Партизанск — Чугуевка-2, Чугуевка-2 — К и К — Горелое с отпайкой на ПС Высокогорск (1961 г.);

2) ПС 220 кВ: Горелое (1962 г.), Лесозаводск (1969, 1972 гг.), Спасск (1969 г.), Высокогорск (1970 г.), И (1973 г.), Уссурийск-2 (1973 г.), Кировка (1974 г.);

3) не обеспечивается достаточная степень надежности электроснабжения потребителей, питающихся от ПС 220 кВ Высокогорск и Кировка - из-за отсутствия вторых трансформаторов;

Ограничивающие элементы сетей 110-35 кВ: 1) наличие морально и физически изношенных, устаревших, электросетевых

объектов 110-35 кВ, состояние которых не соответствует современным требованиям по надежности электроснабжения, так как исчерпан нормативный срок эксплуатации (40 лет для ВЛ и 25 лет для ПС);

2) не обеспечивается достаточная степень надежности электроснабжения крупных городов края: Владивостока, Артема, Находки, Партизанска, Уссурийска, ЗАТО Большой Камень и др. по причине физического износа оборудования распределительной сети, в которой преобладают объекты со сроком службы 40-50 лет, и недостаточной пропускной способности значительной части электрических сетей.

III–2.1.1. г. Владивосток Неудовлетворительное физическое состояние имеет часть электрических сетей

110 кВ, которые выработали нормативный срок эксплуатации, исчерпали пропускную способность и требуют реконструкции или замены на новые:

‒ ВЛ 110 кВ: АТЭЦ — Промузел — Спутник — Чайка — Волна, часть которой проходит по территории г. Артема (срок службы ~ 80 % протяженности ВЛ достиг 75 лет);

‒ исчерпана пропускная способность трансформаторов на ПС 110 кВ: Загородная, Промузел, Стройиндустрия, Чайка, А, Улисс, 1Р, Спутник.

Не достаточно надежны схемы внешнего электроснабжения части районов города по следующим причинам:

‒ в западном планировочном районе исчерпана пропускная способность трансформаторов на ПС 35 кВ Эгершельд;

‒ в северном планировочном районе в неудовлетворительном физическом состоянии находятся исчерпавшие нормативный срок службы и пропускную способность эксплуатирующиеся более 70 лет ВЛ 35 кВ Бурун — Академическая — Ипподром — Седанка (в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел требуются ограничения потребителей ПС 110 кВ Чайка, Седанка, Спутник и Промузел на 30 МВт для предотвращения недопустимой перегрузки ВЛ 110 кВ Волна — Чайка в режиме зимнего максимума с учетом выданных ТУ);

‒ исчерпана пропускная способность трансформаторов на ПС 35 кВ: Инструментальный завод и З.

‒ имеют ненадежную, упрощенную схему РУ 110 кВ (с отделителями в цепях трансформаторов) ПС 110 кВ: Стройиндустрия, Чайка, 2Р-котельная.

59

III–2.1.2. г. Артем

Неудовлетворительное физическое состояние имеет значительная часть электрических сетей 35-110 кВ, которые выработали нормативный срок эксплуатации и требуют реконструкции или замены на новые:

‒ практически все ВЛ 110 кВ и значительная часть ВЛ 35 кВ исчерпали свой нормативный срок службы, имеют неудовлетворительное физическое состояние: эксплуатируются более 70 лет ВЛ 35 кВ Заводская — Угловая, Западная — Надеждинская, более 65 лет — ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Уссурийск-1 и ВЛ 35 кВ АТЭЦ — Шкотово, более 55 лет — ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7 — Западная и ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Кролевцы — Западная, более 47 лет — ВЛ 110 кВ Западная — Давыдовка.

Не достаточно надежна схема выдачи мощности Артемовской ТЭЦ (Руст. = 400 МВт), которая осуществляется на напряжении 220 кВ (по 3 ВЛ), 110 кВ (по 7 ВЛ) и 35 кВ (по 5 ВЛ):

‒ превышает двойную экономическую загрузка отходящих от АТЭЦ ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел, АТЭЦ — Шахта-7 и ВЛ 35 кВ АТЭЦ — Шахтовая;

‒ в послеаварийных режимах отключения двухцепного ответвления от ВЛ 110 кВ Западная — Штыково на АТЭЦ загрузка ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7 превышает длительно допустимую по нагреву при температуре воздуха 0 °C;

‒ не отвечает требованиям надежности схема подключения двух АТ 220/110 кВ мощностью по 180 МВА под один выключатель к ОРУ 110 и 220 кВ АТЭЦ.

Исчерпана пропускная способность электрических сетей города: ‒ трансформаторов на ПС 110/6 кВ Шахта-7 и на ПС 35/6 кВ Артемовская; ‒ ВЛ 35 кВ АТЭЦ — Шахтовая (АС-185), загрузка которой в зимний к. д. з.

2014 г. превысила двойную экономическую; ‒ в послеаварийном режиме отключения ВЛ 35 кВ Западная —

Надеждинская при уровне нагрузок зимнего к. д. з. 2014 г. происходит недопустимое снижение напряжения на шинах 35 кВ ПС Надеждинская;

‒ загрузка ВЛ 35 кВ Давыдовка — Тавричанка — Шмидтовка превышает длительно допустимую по нагреву, что требует ограничения нагрузок потребителей ПС Надеждинская на ~ 15 МВт;

‒ в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Западная с отп. на ПС Кролевцы и Штыково № 1 или № 2 загрузка ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7 превышает допустимые значения, для предотвращения которых требуется ограничение потребителей ПС Западная на 40 МВт в режиме зимнего максимума 2016 г. нагрузки с учетом выданных ТУ.

Не отвечают требованиям надежности схемы ОРУ 110 кВ ПС Шахта-7 и ОРУ 35 кВ ПС Шахтовая, Касатка, Птицефабрика из-за отсутствия секционного выключателя.

60

III–2.1.3. г. Находка, г. Партизанск Неудовлетворительное физическое состояние имеет значительная часть сетей

35-110 кВ, из которых выработали нормативный срок эксплуатации практически все ВЛ 35 кВ г. Находки и сети 35 кВ г. Партизанска:

‒ более 50 лет эксплуатируются: ‒ ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Находка-тяга — Находка, Находка

— С-55 с отпайкой на Волчанец; ‒ ВЛ 35 кВ Находка — Рыбники, Находка — Бархатная, Соленое

Озеро — Екатериновка, Екатериновка — Владимиро-Александровское, Угольная — Морская, Угольная — Микрорайон;

‒ ВЛ 35 кВ г. Партизанска и прилегающего района: Партизанская ГРЭС — Партизан — Горная — Северная — Авангард;

‒ трансформаторы на ПС 35 кВ Горная (2×10 МВА), Рыбники (5,6 МВА), Северная (3,2 МВА);

‒ более 40 лет эксплуатируются: ‒ ВЛ 110 кВ ПГРЭС — Южная, ВЛ 35 кВ Широкая — Нефтебаза —

Парус — УАМР — Астафьева, ПГРЭС — Шторм; ‒ трансформаторы на ПС 110 кВ Находка (40; 40,5 МВА) и на ПС 35 кВ:

Астафьева (2×3,2 МВА), Бархатная (2х5,6 МВА), Партизан (2х16 МВА), Парус (2×10 МВА), Северная (3,2; 5,6 МВА), УАРМ (2×6,3).

Исчерпана пропускная способность сетей, питающих г. Находка и г. Партизанск:

‒ в зимний к. д. з. 2014 г. загрузка ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Находка — Находка-тяга близка к двойной экономической;

‒ исчерпан резерв свободной трансформаторной мощности для присоединения новых потребителей на двух ПС 110 кВ и на пяти ПС 35 кВ, при отключении одного из трансформаторов на этих ПС загрузка другого превышает номинальную мощность на следующую величину: ПС 110 кВ Находка — на 46 %, ПС 110 кВ Учебная — на 21 %, ПС 35 кВ Партизан — на 30 %, Гайдамак — на 63 %, Бархатная — на 44 %, Рыбники — на 86 % (при отключении трансформатора мощностью 10 МВА);

‒ в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Находка-тяга требуется ограничение потребителей ПС 110 кВ Находка на 20 МВт для предотвращения перегрузки сверх допустимых значений ВЛ 110 кВ Широкая — Находка в режиме зимнего максимума нагрузки (ограничивающий элемент — ошиновка ПС 110 кВ Находка, выполненная проводом марки М-70);

‒ в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Екатериновка загрузка ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Находка/т близка к допустимой по нагреву;

‒ в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Широкая — Находка загрузка ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Находка/т — Находка превышает длительно допустимую по нагреву, при уровне нагрузок зимнего к. д. з. 2014 г., требуется ограничение нагрузки потребителей на 12 МВт.

Не отвечают требованиям надежности:

61

‒ схема РУ и схема присоединения ПС 110 кВ НСРЗ, так как на ПС установлены отделители в цепях трансформаторов, подстанция присоединена к сетям города одноцепной, радиальной ВЛ 110 кВ Находка — НСРЗ, отключение которой приводит к ее погашению;

‒ схема присоединения ПС 110 кВ Волчанец (район г. Находки) — одноцепным ответвлением к ВЛ Находка — С-55, отключение которого приводит к погашению ПС (ВЛ эксплуатируется с 1954 г.).

III–2.1.4. г. Большой Камень Не отвечает современным требованиям надежности существующая схема

электрической сети г. Большой Камень и прилегающего района, поскольку: ‒ неудовлетворительное физическое состояние имеют выработавшие

нормативный срок службы ВЛ 220 кВ Береговая-2 — Перевал и Широкая — Перевал, а также ВЛ 110 кВ: Смоляниново/т — Береговая-1, Береговая-1 — Промысловка, Промысловка — С-55 (эксплуатируется более 50 лет), Береговая-2 — Береговая-1 (эксплуатируется более 40 лет);

‒ исчерпана пропускная способность трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Промысловка (2×16 МВА).

III–2.1.5. г. Уссурийск

Электроснабжение города осуществляется по двум ВЛ 220 кВ, связывающим ПС 500/220 кВ Дальневосточная с центром питания города — ПС 220/110/35/6 кВ Уссурийск-2, который присоединен несколькими ВЛ 110 кВ к южной, западной и северной частям энергосистемы. Через сети 110 кВ города проходят транзитные потоки мощности в направлении г. Владивостока и г. Артема, а также в направлении ПС 110 кВ Полевая, Павловка-1, Павловка-2.

В настоящее время достаточная степень надежности электроснабжения г. Уссурийска не обеспечивается.

Неудовлетворительное физическое состояние имеет ряд ВЛ и ПС 35-110 кВ, которые выработали нормативный срок эксплуатации:

‒ более 50 лет эксплуатируются ВЛ 110 кВ Артемовская ТЭЦ — Уссурийск-1, Уссурийск-1 — Тереховка, Уссурийск-1 — Кожзавод, Уссурийск-1 — Студгородок — З — Промышленная — Полевая, Уссурийск/т — Надеждинская/т, Уссурийск-2 — Павловка-1;

‒ более 40 лет эксплуатируются трансформаторы на ПС 110 кВ Кожзавод (31,5 МВА), Уссурийск-1 (31,5 МВА), Новоникольск (Т-35 кВ 10 МВА) и на ПС 35 кВ Молокозавод.

Исчерпан резерв свободной трансформаторной мощности на питающих город подстанциях 110 кВ Уссурийск-1, Междуречье, а также на ПС 35 кВ УМЗ, Баневурово.

Нерациональная загрузка работающих параллельно сетей 110 и 220 кВ (ВЛ 220 кВ Уссурийск-2 — Владивосток), которые связывают г. Уссурийск с южной частью ЭС (загрузка ВЛ 220 кВ значительно меньше, чем ВЛ 110 кВ, что приводит к увеличению потерь мощности в сети).

62

Не отвечают требованиям надежности схемы ПС 110 кВ З и ПС 35 кВ Молокозавод, на которых установлены отделители в цепях трансформаторов.

III–2.1.6. Прочие Не обеспечивается надежное электроснабжение следующих районов края, так

как устарели физически и исчерпали пропускную способность питающие район ВЛ и ПС 110 кВ:

1) Надеждинский и Хасанский районы: а) более 40 лет эксплуатируются ВЛ 110 кВ: Раздольное —

Давыдовка — Барабаш — Славянка — Троица — Краскино, Западная — Давыдовка и ВЛ 35 кВ Краскино — Хасанская;

б) исчерпаны нормативный срок эксплуатации и пропускная способность трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Барабаш и на ПС 35 кВ Соловей Ключ, на которых отсутствует резерв свободной мощности для присоединения новых потребителей;

2) район Северных ЭС (в т. ч. г. Арсеньев): а) 50 лет эксплуатируются ВЛ 110 кВ Чугуевка — Молодежная,

Арсеньев 1 — Прогресс; б) более 40 лет эксплуатируются ВЛ 110 кВ К — Богополь (2 ВЛ) —

Плавзавод и трансформаторы на ПС 110 кВ Плавзавод, Тимофеевка, Арсеньев-1, Чугуевка;

в) исчерпана пропускная способность трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Арсеньев-1, Молодежная (эксплуатируется более 35 лет) и трансформаторов 110/10 кВ на ПС 220/110/10 кВ Чугуевка;

3) район Центральных ЭС (севернее г. Уссурийска): а) 50 лет и более эксплуатируются ВЛ 110 кВ Липовцы — Преозерная

— Хороль — Ярославка — Сибирцево/т — М — Реттиховка, Ярославка — Павловка 1, Ярославка — Черниговка — Дмитриевка — Спасск и трансформаторы на ПС 110 кВ М, Полевая;

б) более 40 лет эксплуатируются ПС 110 кВ Камень-Рыболов, Михайловка, Павловка-1, Реттиховка, Хороль, М;

в) исчерпана пропускная способность ПС 110 кВ: Михайловка, Камень-Рыболов на которых отсутствует резерв свободной трансформаторной мощности для присоединения новых потребителей, ВЛ 35 кВ: Липовцы — Дружба — Барано-Оренбургская (срок эксплуатации более 40 лет) и Полевая — Покровка, загрузка которых превышает двойную экономическую в зимний к. д. з. 2014 г.

Не достаточно надежны схемы присоединения следующих ПС 110 кВ, питающихся по одноцепным радиальным ВЛ, аварийное или ремонтное отключение которых приводит к полному погашению этих ПС (см. табл. III–2.1.1).

63

Таблица III–2.1.1. ПС 110 кВ, питающиеся по одноцепным радиальным ВЛ Наименование

ПС 110 кВ Район размещения ВЛ 110 кВ, питающие ПС Наименование Длина, км Год ввода

Пластун, Черемшаны Тернейский Горбуша — Пластун с отп. на

Черемшаны 79 1977

Рощино, Глубинная, Восток Красноармейский Новопокровка —Рощино —

Глубинная — Восток 177 1984

Южная, Новицкое, Тайфун,

Преображение Лазовский,

Партизанская ГРЭС — Южная — Новицкое —

Тайфун — Преображение 88,6 19633, 1984

Р, Ольга, Тимофеевка Ольгинский Богополь — Р —

Тимофеевка — Ольга 70 19683, 19693

Троица, Краскино Хасанский Славянка — Троица — Краскино 53,7 19683

Не присоединены к системе централизованного электроснабжения отдаленные

малонаселенные пункты: ‒ в районах на севере края: Пожарском, Красноармейском, Тернейском,

Дальнереченском; ‒ в районах центральной и юго-восточной части края: Чугуевском,

Лозовском, Партизанском; ‒ о-в Попова и о-в Рейнеке, входящие в состав Владивостокского городского

округа. Для обеспечения надежного электроснабжения действующих и новых

потребителей Приморского края необходимо выполнить значительный объем работ по реконструкции и техперевооружению действующих электрических сетей 35-110 кВ и выше, а также по сооружению новых ПС и ВЛ напряжением 110 кВ и выше.

III–2.2. Недостатки пропускной способности электрических сетей 35/110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов

В системообразующей сети 500-220 кВ Приморского края имеется следующие проблемы, связанные с ограничением ее пропускной способности:

1) Не обеспечивается максимально-допустимый переток (МДП) мощности в сечении ПримГРЭС — Юг Приморского края в послеаварийных и ремонтных схемах, ограничивающими элементами являются:

а) трансформаторы тока ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Дальневосточная: при ремонте одного выключателя (ВЛ включена через два выключателя по обоим концам) допустимый ток по ВЛ снижается до 1 000 А при пропускной способности провода ВЛ ≈ 2 070 А при +25 °C;

б) трансформаторы тока ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Чугуевка-2: допустимый ток по ВЛ ограничен величиной 1 000 А при пропускной способности провода ВЛ ≈ 2 070 А при +25 °C;

3 — Срок службы ВЛ превышает 40 лет.

64

в) пропускная способность ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС — Губерово/т ограничена величиной 605 А при +25 °C, ограничивающим элементом является ошиновка 220 кВ ПС 220 кВ Губерово/т, выполненная проводом АС-240, при этом ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС — Губерово/т выполнена проводом АС-300;

2) Пропускная способность ВЛ 220 кВ Лесозаводск — Свиягино/т с отпайкой на ПС Кировка и ВЛ 220 кВ Свиягино/т — Спасск ограничена величиной 605 А при +25 °C, ограничивающим элементом является ошиновка 220 кВ ПС 220 кВ Свиягино/т, выполненная проводом АС-240, при этом ВЛ 220 кВ Лесозаводск — Свиягино/т с отпайкой на ПС Кировка и ВЛ 220 кВ Свиягино/т — Спасск выполнены проводом АС-300;

3) Пропускная способность ВЛ 220 кВ Лозовая — Козьмино и Широкая — Козьмино ограничена величиной 500 А при пропускной способности провода ВЛ ≈ 680 А при +25 0C, ограничивающим элементом является ТТ секционного выключателя ПС 220 кВ Козьмино, ограничения будут сняты после изменения схемы электроснабжения ПС 220 кВ Козьмино с существующей на схему электроснабжения по двум отдельным ВЛ 220 кВ от ПС Лозовая;

4) Не обеспечивается достаточная степень надежности электроснабжения потребителей, питающихся от ПС 220 кВ Лесозаводск, так как в послеаварийном режиме отключения одного из трансформаторов загрузка второго трансформатора (32 МВА) превышает номинальную на ~ 60 % (при уровне нагрузок зимнего к. д. з. 2014 г.), ограничения будут сняты после замены трансформаторов (2×20 на 2×40);

В распределительной сети 110-35 кВ Приморского края имеются следующие проблемы, связанные с ограничением ее пропускной способности:

1) Ограничена пропускная способность трансформаторов, установленных на следующих ПС 110-35 кВ:

а) г. Владивосток — ПС Загородная, ПС Промузел, ПС Стройиндустрия, ПС Чайка, ПС А, ПС Улисс, 1Р, ПС Спутник, ПС 35 кВ Инструментальный завод, Телецентр, Эгершельд, Лазурная, Океанская, З;

б) г. Артем — ПС 110 кВ Шахта-7, ПС 35 кВ Соловей Ключ, Заводская, Суражевка, Угловая, Артемовская, Тавричанка, Касатка;

в) г. Находка, Партизанск — ПС 110 кВ Находка, Угольная, Учебная, ПС 35 кВ Бархатная, Астафьева, Рыбники, Гайдамак, Партизан;

г) г. Большой Камень — ПС 110 кВ Промысловка; д) Хасанский район — ПС 110 кВ Барабаш, ПС 35 кВ Занадворовка; е) район Северных ЭС — ПС110 кВ Молодежная, Арсеньев-1,

Чугуевка, ПС 35 кВ Рудник, Город; ж) район Центральных ЭС — ПС 110 кВ Камень-Рыболов, Междуречье,

ПС 35 кВ УМЗ, Баневурово; 2) Ограничена пропускная способность следующих ВЛ 110-35 кВ:

а) г. Владивосток — ВЛ 35 кВ Бурун — Академическая — Ипподром — Седанка (для повышения пропускной способности требуется перевод указанных ВЛ на 110 кВ);

65

б) г. Артем — ВЛ 110 кВ Артемовская ТЭЦ — Шахта-7, Западная — Шахта-7, Артемовская ТЭЦ — Промузел — Спутник — Чайка — Волна, ВЛ 35 кВ Артемовская ТЭЦ — Шахтовая, Артемовская — Шахтовая;

в) г. Находка — ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Находка/т — Находка и ВЛ 110 кВ Находка — С-55 с отпайкой на ПС Волчанец;

г) г. Большой Камень — ВЛ 110 кВ Смоляниново/т — Береговая-1, Береговая-1 — Промысловка, Промысловка — С-55;

д) Хасанский район — ВЛ 110 кВ Западная — Давыдовка, ВЛ 35 кВ Западная — Надеждинская, ВЛ 35 кВ Давыдовка — Шмидтовка, ВЛ 35 кВ Надеждинская — Шмидтовка;

е) район Центральных ЭС — ВЛ 35 кВ Полевая — Покровка, Липовцы — Дружба.

Мероприятия, требуемые для устранения ограничений пропускной способности указанных ВЛ и ПС 110-35 кВ, представлены в Главе IV–8.

III–2.3. Отсутствие возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения)

При выполнении электрических расчетов, результаты и анализ которых представлены в Приложении И, выявлено недопустимое снижение уровней напряжения:

‒ на шинах 6-35 кВ ПС 35 кВ Надеждинская в нормальном режиме зимнего максимума;

‒ на ПС 35-110 кВ Хасанского района в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Западная — Давыдовка.

Для снятия ограничений нагрузки потребителей и нормализации уровня напряжения в указанных режимах требуется усиление схемы сети рассматриваемого района путем осуществления следующих мероприятий:

‒ сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка; ‒ перевод ПС 35 кВ Надеждинская на напряжение 110 кВ с подключением ее

отпайками к новой двухцепной ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка. Обеспечение допустимых уровней напряжения в нормальных режимах до

перевода ПС 35 кВ Надеждинская на напряжение 110 кВ и до ввода ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка, который принят в 2018 году, предлагается путем установки на ПС 35 кВ Надеждинская шунтовых конденсаторных батарей (ШКБ) на шинах 6 кВ мощностью 2×2+2×4 МВАр.

Следует отметить, что в послеаварийном режиме отключения ВЛ 35 кВ Западная — Надеждинская загрузка ВЛ 35 кВ Давыдовка — Тавричанка превышает допустимые значения. При этом недопустимо снижается уровень напряжение на шинах 6-35 кВ ПС 35 кВ Надеждинская даже при принятой установке ШКБ.

Устранение требуемых ограничений нагрузки потребителей и недопустимого снижения напряжения в этом послеаварийном режиме возможно с переводом ПС 35 кВ Надеждинская на напряжение 110 кВ.

Для обеспечения допустимых уровней напряжения в электрической сети ЭС определена необходимость установки следующих дополнительных средств

66

регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в рассматриваемый период:

‒ УШР 220 кВ мощностью 63 МВАр на ПС 220 кВ Скрытая для компенсации зарядной мощности протяженных ВЛ 220 кВ К — Скрытая и Скрытая — Лесозаводск и поддержания допустимого уровня напряжения в сети;

‒ ШКБ (шунтовых конденсаторных батарей) на шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ Портовая для поддержания допустимых уровней напряжения в нормальных и послеаварийных режимах;

‒ ШКБ на шинах 6 кВ ПС 35/6 кВ Надеждинская для поддержания допустимых уровней напряжения в нормальных и послеаварийных режимах.

67

РАЗДЕЛ IV. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ

IV–1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ Приморский край является крупным потребителем топливно-энергетических

ресурсов (ТЭР). Основными видами ТЭР, потребляемыми в Приморском крае, являются: электрическая и тепловая энергии, нефтепродукты, уголь, древесное топливо, природный и сжиженный газ.

Важнейшей особенностью Приморского края является его энергодефицитность практически по всем видам основных энергоносителей — электроэнергии, котельно-печного и моторного топлива. В Приморский край извне поставляется пятая часть потребляемой электроэнергии, треть сжигаемого в регионе угля, весь используемый в регионе топочный мазут и природный газ. По величине данного индикатора регион с точки зрения энергетической безопасности относится к классу неблагополучных.

Электроэнергетика является одной из базовых отраслей экономики Приморского края, обеспечивающей электрической и тепловой энергией внутренние потребности промышленных предприятий, народного хозяйства и населения края.

Основной проблемой генерирующих мощностей ЭС Приморского края является недостаток маневренной мощности. Несмотря на избыточный баланс ОЭС Востока энергоснабжение отдельных районов Приморского края затруднено в связи с недостатком генерирующих мощностей на юге края и, как следствие, значительной перегруженностью электросетевых объектов распределительного комплекса.

Электроснабжение ряда населенных пунктов осуществляется от локальных дизельных электростанций (ДЭС). Значительные затраты на их содержание и приобретение топлива определяют высокую стоимость электроэнергии, а качество услуг, предоставляемых населению и предприятиям, не соответствует нормативу; частые аварийные ситуации приводят к отключениям электроэнергии.

За последние годы в электроэнергетике края наметились положительные тенденции к глобальным преобразованиям: строительство новых объектов генерации и электросетевых объектов, реконструкция и модернизация существующих объектов, изменение топливно-энергетического баланса региона, связанное с переходом на более экономичные и экологичные виды топлива.

Потенциал экономического развития Приморского края сегодня чрезвычайно высок. Растущая потребность стран АТР в топливно-энергетических ресурсах, а также наличие в Приморском крае соответствующих природно-ресурсных и производственных возможностей делает необходимым:

‒ развитие добычи и обогащения руд цветных, редких и благородных металлов, металлургического и горнохимического сырья;

‒ развитие базы судостроения, особенно для целей добычи и транспортировки углеводородного сырья, в том числе сжиженного природного газа;

‒ развитие базы судоремонта, в том числе в интересах Тихоокеанского флота; ‒ строительство предприятий нефтегазохимии, сжижения природного газа,

нефтепереработки; ‒ развитие портовых мощностей, транспортной и энергетической

инфраструктуры; ‒ продолжение развития авиастроения, других направлений машино- и

приборостроения гражданской и оборонной направленности, развитие

68

кластера автостроения.

69

Реализация крупных инвестиционных проектов в транспортно-логистическом,

перерабатывающем, туристическом комплексах, а также стремительное развитие Владивостокской агломерации потребуют опережающего развития энергетической инфраструктуры.

Утвержденная «Программа социально-экономического развития Приморского края на 2013-2017 годы» (далее — Программа СЭР) предусматривает опережающий рост экономики Приморского края и предполагает точечное стимулирование конкурентоспособных секторов экономики, развитие кластеров, внедрение наукоемких технологий, приводящее к росту уровня жизни населения и формированию конкурентной инновационной экономики, а также проведение комплекса мероприятий, направленных на создание в Приморском крае благоприятного инвестиционного климата.

Комплексный сценарий, принятый Программой СЭР в качестве основного, учитывает активное участие органов власти всех уровней в развитии Приморского края и характеризуется:

‒ реализацией (в том числе в рамках государственно-частного партнерства) крупных проектов;

‒ развитием транспортной инфраструктуры, обеспечивающей реализацию транзитного потенциала экономики;

‒ модернизацией и интенсивным развитием энергетики, вводом новых генерирующих и сетевых мощностей;

‒ наращиванием инновационной активности в сырьевых отраслях, машиностроительных производствах, обеспечивающей их технологическую модернизацию и повышение конкурентоспособности на внешних рынках;

‒ реализации высокотехнологичных проектов в рамках приоритетных технологических направлений и исследований в формате технологических платформ России.

В составе Программы СЭР предусматривается реализация 17-ти государственных программ Приморского края, в том числе:

‒ государственной программы Приморского края «Экономические развитие и инновационная экономика Приморского края» на 2013-2017 годы (утверждена постановлением Администрации Приморского края от 07 декабря 2012 года № 382-па);

‒ государственной программы Приморского края «Энергоэффективность, развитие газоснабжения и энергетики в Приморском крае» на 2013-2017 годы (утверждена постановлением Администрации Приморского края от 07 декабря 2012 года № 390-па).

В сфере энергетики Программа СЭР предусматривает: ‒ развитие энергетической инфраструктуры, позволяющее встроиться в

перспективные энергетические потоки стран АТР; ‒ развитие систем энерго- и газоснабжения для надежного обеспечения

энергоресурсами экономики и населения Приморского края; ‒ повышение эффективности использования топливно-энергетических

ресурсов на территории Приморского края для формирования эффективной развивающейся экономической системы Приморского края;

70

‒ замещение дорогостоящего топлива местными видами топлива (углем), газом;

‒ реализация программы газификации Приморского края. В южной зоне экономической плотности Приморского края планируется:

‒ ликвидация дефицита электрической мощности; ‒ повышение надежности энергоснабжения потребителей за счет

модернизации электросетевого хозяйства; ‒ переход от мазутных котельных и дизельных электростанций к угольной и

газовой генерации. В центрально-западной зоне экономической плотности планируется:

‒ развитие электросетевого хозяйства; ‒ газификация населенных пунктов; ‒ перевод мазутных котельных и автономной электрогенерации на газовое,

угольное и местное топливо. За время реализации Программы СЭР в топливно-энергетическом комплексе

предусматривается осуществить крупные и системообразующие проекты: ‒ строительство Восточной ТЭЦ (Владивостокский ГО); ‒ строительство Уссурийской ТЭЦ (Уссурийский ГО); ‒ газификация Приморского края; ‒ строительство нефтехимического комплекса; ‒ строительство газохимического завода.

Исходя из вышеизложенного можно сформулировать цели и задачи развития энергетики Приморского края следующим образом.

Цели развития энергетики Приморского края:

‒ надежное обеспечение энергоресурсами экономики и населения Приморского края;

‒ формирование энергетической инфраструктуры, позволяющей встроиться в перспективные энергетические потоки стран АТР;

‒ повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов на территории Приморского края для формирования эффективной развивающейся экономической системы Приморского края.

Задачи развития энергетики Приморского края:

1. Ликвидация дефицита электрической мощности в южной зоне экономической плотности;

2. Модернизация и расширение электросетевого хозяйства; 3. Перевод мазутных котельных и дизельных электростанция на газовое,

угольное и местное топливо. К ключевым вопросам развития электроэнергетики Приморского края в период

до 2020 года относятся: 1. Повышение надежности функционирования энергосистемы. 2. Обеспечение возрастающего спроса на электрическую энергию и

мощность в Приморском крае, в том числе нефтехимической,

71

судостроительной и судоремонтной промышленности, cельскохозяйственного производства, а также территорий опережающего развития (ТОР), для обеспечения которого необходимо осуществить реализацию следующих проектов:

а) строительство источников генерирующей мощности в г. Владивостоке: на площадке ЦПВБ (ГТУ-ТЭЦ «Восточная») и на площадке Владивостокской ТЭЦ-2;

б) ввод крупных потребителей электроэнергии — ЗСПГ с собственными источниками генерирующей мощности;

в) строительство ЛЭП 220 кВ Лесозаводск — Спасск — Дальневосточная;

3. Усиление связи ЭС Приморского края с ОЭС Востока на напряжении 500 кВ с вводом ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Хабаровская №2.

4. Реконструкция исчерпавших нормативный срок службы и пропускную способность сетей 110 кВ в г. Владивостоке, г. Артеме, г. Находке, г. Большой Камень и др., в том числе с переводом части распределительных сетей напряжением 35 кВ на напряжение 110 кВ.

5. Перевод на централизованное электроснабжение от энергосистемы Приморского края населенных пунктов с децентрализованным электроснабжением (Тернейский район, Дальнереченский и Чугуевский районы).

6. Организация поставок электроэнергии и мощности из Приморского края в ТЭЗ «Рассон» КНДР (в размере 40 МВт в рассматриваемый период до 2020 года).

IV–2. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ НА 5-ЛЕТНИЙ ПЕРИОД (С РАЗБИВКОЙ ПО ГОДАМ) ПО ТЕРРИТОРИИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ С ВЫДЕЛЕНИЕМ НАИБОЛЕЕ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ

IV–2.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности, разрабатываемый ОАО «СО ЕЭС», являющийся основным

Перечень наиболее крупных потребителей (расширяемых и новых), развитие которых предусматривается в Приморском крае в период до 2020 года, их ожидаемый уровень электропотребления и максимума электрической нагрузки представлены в табл. IV–2.1.1.

72

Таблица IV–2.1.1. Прогноз электропотребления и максимума электрических нагрузок крупных потребителей Приморского края на 2015-2020 гг.

№ п/п

Наименование предприятия, место расположения (адрес) Вид деятельности Значение по годам млн кВт·ч/МВт

2015 2016 2017 2018 2019 2020 1. ЗАО «Система» (ОАО «Спаскцемент») промышленность н/д н/д н/д н/д н/д н/д 2. ООО «Русэнергоресурс» (ОАО «РЖД») ж/д перевозки н/д н/д н/д н/д н/д н/д

3. ООО «Русэнергоресурс» (КГУП «Примводоканал») комбыт н/д н/д н/д н/д н/д н/д

4. ООО «Русэнергоресурс» (ООО «Транснефть-Дальний Восток») транспорт н/д н/д н/д н/д н/д н/д

5. ООО «Русэнергоресурс» «Транснефть-Порт Козьмино») перегрузочный комплекс н/д н/д н/д н/д н/д н/д

6. ООО «СОЛЛЕРС-Дальный восток» машиностроение 6,5 2,0

8,0 2,5

9,0 2,8

10,0 3,1

11,0 3,4

12,0 3,7

7. Судостроительный комплекс «Звезда» судостроение 37,8 9,9

39,7 10,4

40,3 10,6

40,9 10,7

41,5 10,9

42,1 11,0

8. ЗАО «Лес-Экспорт» лесоперерабатывающий и перегрузочный комплексы

8,2 1,1

8,2 1,1

8,2 1,1

8,2 1,1

8,2 1,1

8,2 1,1

9. ОАО «Дальприбор» обороно-промышленный комплекс 16,3 4,9

16,4 5,0

16,5 5,0

16,6 5,0

16,6 5,0

16,7 5,1

10. ОАО «Терминал Астафьева» перегрузочный комплекс 7,5 1,4

7,5 1,4

7,5 1,4

7,5 1,4

7,5 1,4

7,5 1,4

11. ОАО «АКК «Прогресс» им. Н.И. Сазыкина» авиастроение 44,6

14,1 44,8 14,2

45,0 14,3

45,3 14,4

45,5 14,4

45,7 14,5

12. ЗАО «ГХК «Бор» горная, химическая 124,0 19,1

125,9 19,4

127,7 19,7

129,7 20,0

131,6 20,3

133,6 20,6

13. ОАО «ГМК» Дальполиметалл» горная металлургия 95,9 13,5

96,0 13,5

96,1 13,5

96,2 13,5

96,3 13,5

96,4 13,5

14. ООО «Ярославская ГРК» горнодобывающий комплекс 6,0 1,9

6,1 1,9

6,1 1,9

6,1 1,9

6,2 1,9

6,2 1,9

15. ОАО «Приморскуголь» угледобыча 34,1 6,6

34,3 6,6

34,5 6,7

34,6 6,7

34,8 6,7

35,0 6,8

16. ОАО «ЦСД» судостроение и ремонт 41,6 14,1

41,8 14,2

42,0 14,2

42,2 14,2

42,4 14,4

42,7 14,5

17. ОАО «Владморпорт» перегрузочный комплекс 31,3 5,5

31,5 5,6

31,6 5,6

31,8 5,6

31,9 5,6

32,1 5,7

18. ОАО «ГРК» АИР» горная металлургия 24,0 4,6

24,1 4,6

24,2 4,6

24,3 4,6

24,5 4,7

24,6 4,7

73

19. ОАО «ЕВРАЗ Находкинский Морской Торговый порт» перегрузочный комплекс 26,0

4,2 26,0 4,2

26,0 4,2

26,1 4,2

26,1 4,2

26,1 4,2

20. ООО «Ратимир» пищевая промышленность 19,0 2,9

19,0 2,9

19,0 2,9

19,0 2,9

19,0 2,9

19,0 2,9

21. ОАО «Славянский СРЗ» судостроение и ремонт 17,0 3,7

17,0 3,7

17,0 3,7

17,0 3,7

17,0 3,7

17,0 3,7

22. ОАО «Владхлеб» пищевая промышленность 10,9 1,9

10,9 1,9

10,9 1,9

11,0 1,9

11,0 1,9

11,0 1,9

23. ОАО «Радиоприбор» обороно-промышленный комплекс 10,5 2,8

10,5 2,8

10,6 2,8

10,6 2,8

10,7 2,8

10,7 2,8

24. ООО «Газпром СПГ Владивосток» газопереработка - - 73,5 14,7

500 110

500 110

500 110

25. Промышленный парк «Надеждинский» промышленность - - - 60 20

150 50

300 100

26. ТОР «Михайловский» промышленность - - - 117 40

117 40

117 40

27. ТОР «Порт Зарубино» промышленность - - - 170 54

270 54

270 54

28. ООО «Морской порт «Суходол» перегрузочный комплекс - - 120 24,0

120 24,0

170 34,0

170 34,0

29. ОАО ДЦСС верфь «Звезда-DSME» судостроение и ремонт - - - 315 63

315 63

315 63

30. ОАО ДЦСС верфь «Раффлс» судостроение и ремонт - - - - - 185 37

31. Игорная зона «Приморье» развлекательный комплекс - - - 122,5 24,5

122,5 24,5

122,5 24,5

32. ООО «Порт Вера» — угольный морской терминал перегрузочный комплекс - - - 113

22,6 113 22,6

113 22,6

33. ОАО «ГМК Дальполиметалл» — Центральная обогатительная фабрика горная металлургия - - - 42,5

8,5 42,5 8,5

42,5 8,5

34. ОАО «Приморский Горно-Обогатительный Комбинат»

горноперера-батывающее предприятие - - - - 35,5

7,1 35,5 7,1

35. ОАО «Восточный порт» перегрузочный комплекс - 25 5

25 5

35 7

35 7

35 7

74

Заявки потребителей на присоединение к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» и АО «ДРСК» на территории Приморского края на период до 2020 года представлены в Приложении В, наиболее крупные потребители — в табл. IV–2.1.2.

Таблица IV–2.1.2. Заявки потребителей на присоединение к электрической сети

№ п/п

Наименование потребителя

Место расположения Вид деятельности Год

ввода

Номиналь-ная

нагрузка (увеличе-

ние нагрузки),

МВт

Годовое потребле-

ние электро-энергии,

млн кВт·ч

1. ООО «Газпром СПГ Владивосток» Хасанский р-н газопереработка 2017-

2018 110 500

2. Промышленный парк «Надеждинский»

Надеждинский р-н промышленность 2018-

2020 100 300

3. ТОР «Михайловский» Михайловский р-н и Спасский ГО промышленность 2018-

2020 40 117

4. ТОР «Порт Зарубино» п. Зарубино промышленность 2018 54 270

5. ООО «Морской порт «Суходол»

Шкотовский р-н, п. Пристань

перегрузочный комплекс

2017-2019 34 170

6. ОАО ДЦСС верфь «Звезда-DSME»

г. Большой Камень

судостроение и ремонт 2018 63 315

7. ОАО ДЦСС верфь «Раффлс»

г. Большой Камень

судостроение и ремонт 2020 37 185

8. Игорная зона «Приморье» бух. Черепаха развлекательный

комплекс 2018 24,5 122,5

9. ООО «Порт Вера» —

угольный морской терминал

г. Фокино перегрузочный комплекс 2018 22,6 113

10.

ОАО «ГМК Дальполиметалл» —

центральная обогатительная

фабрика

г. Дальнереченск горная металлургия 2018 8,5 42,5

11.

ОАО «Приморский Горно-

Обогатительный Комбинат»

Дальнереченский р-н, п. Ариадное

горноперера-батывающее предприятие

2019 7,1 35,5

12. АО «Восточный порт» г. Находка, п. Врангель

перегрузочный комплекс

2016-2018 7 35

Уровни электропотребления (Э) и максимумы нагрузки (Рмакс.) энергосистемы

Приморского края приняты в соответствии с данными «Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы» (утв. Приказом Минэнерго РФ от 01.09.2014 г. № 495) с учетом уточнения потребности в мощности за счет новых потребителей в соответствии с выданными Техническими условиями и изменения сроков их ввода.

Прогноз электропотребления энергосистемы Приморского края на период 2015-2020 гг. для базового и умеренно-оптимистичного вариантов представлен в табл. IV–2.1.3.

75

Таблица IV–2.1.3. Прогноз электропотребления ЭС Приморского края

Показатели 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Б АЗО В ЫЙ В А РИ АН Т Электропотребление, млн кВт·ч 12 787 12 904 13 054 14 679 14 815 14 850 Среднегодовые темпы прироста, % 1,93 0,91 1,16 12,45 0,93 0,24 УМ ЕРЕН Н О -О П ТИ М И С ТИ ЧН ЫЙ В АР И АН Т Электропотребление, млн кВт·ч 13 183 13 490 13 948 15 400 15 720 15 960 Среднегодовые темпы прироста, % 5,09 2,33 3,40 10,41 2,08 1,53

Учитывая интенсивное развитие крупных потребителей в Приморском крае, в

качестве основного варианта потребности в электроэнергии территории края принят умеренно-оптимистичный вариант «Схемы и программы развития ЕЭС России…».

Прогноз электропотребления ЭС Приморского края для умеренно-оптимистичного варианта развития представлен на рис. IV–2.1.1.

Рисунок IV–2.1.2. Прогноз электропотребления ЭС Приморского края

Из приведенных данных для основного умеренно-оптимистичного варианта следует, что по ЭС территории края наибольший рост электропотребления ожидается в 2018 году — на уровне 10,41 %, среднегодовые темпы роста электропотребления за весь период с 2015 по 2020 год составят 3,90 %.

Прогноз максимума нагрузки энергосистемы Приморского края на 2015-2020 годы представлен в табл. IV–2.1.4.

76

Таблица IV–2.1.4. Прогноз максимума нагрузки ЭС Приморского края

Показатели 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Б АЗО В ЫЙ В А РИ АН Т Максимум нагрузки (собственный), МВт 2 285 2 309 2 339 2 625 2 650 2 655 Среднегодовые темпы прироста, % 0,97 1,05 1,30 12,23 0,95 0,19 УМ ЕРЕН Н О -О П ТИ М И С ТИ ЧН ЫЙ В АР И АН Т Максимум нагрузки (собственный), МВт 2 383 2 445 2532 2755 2810 2855 Среднегодовые темпы прироста, % 5,30 2,60 3,56 8,81 2,00 1,60

Прогноз собственного максимума нагрузки ЭС Приморского края для

основного умеренно-оптимистичного варианта развития представлен на рис. IV–2.1.2.

Рисунок IV–2.1.3. Прогноз собственного максимума нагрузки ЭС

Приморского края

Из данных табл. IV–2.1.4 следует, что максимальная электрическая нагрузка ЭС края возрастает для основного умеренно-оптимистичного варианта до 2 855 МВт к 2020 году.

Среднегодовые темпы прироста нагрузки ЭС края за 2015-2020 годы составят около 3,68 %, и будут ниже, чем темпы прироста электропотребления в этот же период (3,90 %), что связано с увеличением числа часов использования максимума электрической нагрузки, которое составит 5 540-5 590 часов.

77

IV–2.2. Анализ существующих и перспективных балансов мощности и электрической энергии Приморского края по срокам ввода генерирующих мощностей и объектов электрических сетей Объединенной энергетической системы Востока в период 2012 – 2020 гг.

Величина перспективной потребности в установленной мощности электростанций ЭС Приморского края определена с учетом прогнозируемых максимумов нагрузки потребителей, нормативного расчетного резерва мощности, экспорта мощности, величины ограничений установленной мощности электростанций в период прохождения максимума нагрузки.

Основную часть потребности в генерирующей мощности составляет прогнозируемый на перспективный период максимум потребления энергосистемы.

В рассматриваемый период до 2020 года принят экспорт мощности и электроэнергии. из ЭС Приморского края в КНДР. Предусматривается реализация экспорта мощности и электроэнергии с поставкой 40 МВт и 0,2 млрд кВт·ч на уровне 2020 года.

Величина нормируемого расчетного резерва мощности в течение всего рассматриваемого периода до 2020 года составляет для ОЭС Востока 22 % от максимума нагрузки в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем (утв. Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 г. № 281).

Величина расчетного резерва мощности для ЭС Приморского края принята в соответствии с загрузкой электрических станций в режимах работы зимнего максимума энергосистемы.

В соответствии с данными, представленными АО «ДГК», ограничения установленной мощности ТЭС в ЭС Приморского края в период прохождения зимнего максимума в 2015-2020 годы не прогнозируются.

При формировании установленной мощности электростанций ЭС Приморского края на рассматриваемый перспективный период 2015-2020 гг. учтены новые вводы мощности, а также мероприятия по демонтажу, модернизации, реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования, согласно предложениям:

‒ АО «ДГК» (на июнь 2015 года); ‒ ПАО «РАО ЭС Востока».

Принятые в данной Программе вводы и демонтаж генерирующей мощности в основном соответствуют предложениям Схемы и программы ЕЭС России до 2020 года.

Установленная мощность электростанций на территории Приморского края обеспечивает в рассматриваемой перспективе покрытие максимума электрической нагрузки, расчетного резерва мощности с учетом возможного получения электроэнергии из соседней энергосистемы Хабаровского края.

В крае намечается сооружение новых энергоисточников: ‒ ГТУ-ТЭЦ «Восточная» (140 МВт), ввод которой требуется для растущей

потребности тепло- и электроснабжения г. Владивостока. Ввод ТЭЦ намечен на 2016 год;

‒ ПГУ-ТЭЦ на площадке Владивостокской ТЭЦ-2 (420 МВт), ввод которой требуется для замены отработавшего ПР оборудования и растущей

78

потребности тепло- и электроснабжения г. Владивостока. Ввод ТЭЦ намечен на 2018-2019 годы. Расширение Владивостокской ТЭЦ-2 принято по данным АО «ДГК».

‒ ТЭС «ВНХК» (520 МВт), ввод которой требуется для электроснабжения ЗАО «ВНХК». Ввод ТЭС намечен на конец 2020 года.

Результаты анализа баланса мощности ЭС Приморского края на период до 2020 года представлены в табл. IV–2.2.1.

Таблица IV–2.2.1. Результаты анализа баланса мощности ЭС Приморского края на период до 2020 года

Показатели Единца измерения Значение по годам

2015 2016 2017 2018 2019 2020

Дефицит мощности МВт -371 -340 -362 -450 -435 -585

С учетом расширения на Владивостокской ТЭЦ-2 намечен демонтаж

оборудования (283 МВт) в 2019-2020 годы. С выводом устаревшего оборудования Владивостокской ТЭЦ-2 частично повысится эффективность надежность энергосистемы.

Следует отметить, что в последних предложениях АО «ДГК» (июнь 2015 г.) демонтаж турбоагрегатов до 2020 года намечается в больших масштабах:

‒ на Артемовской ТЭЦ — т.а. ст. № 7, 8 в 2019-2020 гг. с заменой на новое оборудование мощностью 220 МВт.

В районах децентрализованного электроснабжения установленная мощность ДЭС в перспективе до 2020 года не изменится. Рост электрической нагрузки не предусмотрен.

В работе принято присоединение децентрализованных энергоузлов Тернейского, Дальнереченского и Чугуевского районов к энергосистеме. Планируется присоединение следующих населенных пунктов: п. Терней — 2018 год, с. Березовка —2019 год, с. Поляны — 2020 год.

IV–2.3. Варианты схем внешнего электроснабжения крупных потребителей

Центры питания (ПС) и ЛЭП, ввод которых требуется для осуществления рекомендуемых вариантов схем внешнего электроснабжения новых крупных потребителей, приведены ниже.

IV–2.3.1. ПС 220/110/35/20 кВ Артем ПС 220/110/35/20 кВ Артем предназначена для электроснабжения объекта

фонда РЖС (ООО «ДАЛТА-Восток-1») — комплексной жилой застройки района, расположенного в п. Трудовое г. Владивостока, для повышения надежности электроснабжения действующих и новых центров питания 110 кВ и усиления сети 35 кВ г. Артем.

По ПС Артем ОАО «Дальэрнергосетьпроект» выполнена проектная документация в 2012 году.

79

Согласно проектной документации, для электроснабжения комплексной жилой застройки требуется соорудить ПС 220/110/35/20 кВ Артем с установкой двух АТ 220/110 кВ мощностью 2×125 МВА и двух трансформаторов 110/35/20 кВ мощностью 2×40 МВА, оснащенных устройствами РПН. ПС Артем, согласно проекту, присоединяется:

1) на напряжении 220 кВ — к существующей ВЛ 220 кВ Владивосток — Волна ПАО «ФСК ЕЭС» по схеме «заход-выход»;

2) на напряжении 110 кВ — путем захода на РУ ПС следующих ВЛ 110 кВ АО «ДРСК»:

а) существующей ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел по схеме «заход-выход»;

б) новой двухцепной ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка (вместо демонтируемой существующей ВЛ 110 кВ Западная — Давыдовка).

ПС Артем с заходом ЛЭП 220 кВ Владивосток — Волна включена в инвестиционную программу ПАО «ФСК ЕЭС» с вводом в 2016 году.

Заходы на ПС Артем ВЛ 110 кВ по данным ОАО «ДРСК» будут осуществлены в более поздний период — за 2016 год.

Филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» — МЭС Востока выданы технические условия от 20.05.2011 г. на присоединение к сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств ООО «ДАЛТА-Восток-1» с максимальной электрической нагрузкой 17,6 МВт по рекомендуемой схеме. В технические условия были внесены изменения 03.04.2012 г., которые предусматривают увеличение максимальной нагрузки Заявителя до 49,1 МВт.

Следует отметить, что при фактической реализации технологического присоединения потребителей суммарной мощностью более 40 МВт на ПС Артем требуется увеличить мощность трансформаторов 110/35/20 кВ 2×40 МВА на 2×63 МВА.

Ввод ПС 220/110/35/20 кВ Артем с рекомендуемыми заходами ВЛ 110 кВ и реконструкцией ВЛ 110 кВ рассматриваемого района позволяет снять ограничения нагрузки потребителей в следующих послеаварийных режимах:

‒ при отключении одной цепи двухцепной ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Западная токовая загрузка ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7 превышает длительно допустимую, требуемые ограничения нагрузки потребителей ~ 40 МВт;

‒ при отключении ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел токовая загрузка ВЛ 110 кВ Волна — Чайка превышает длительно допустимую, требуемые ограничения нагрузки потребителей ~ 35 МВт;

‒ при отключении ВЛ 110 кВ Волна — Чайка токовая загрузка ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел превышает длительно допустимую, требуемые ограничения нагрузки потребителей ~30 МВт.

Для предотвращения ограничения нагрузки потребителей в указанных выше трех послеаварийных режимах требуется выполнить:

‒ заходы на ПС 220 кВ Артем ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел и ввод двухцепной ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка (вместо демонтируемой ВЛ 110 кВ Западная — Давыдовка);

‒ реконструкцию ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7 с заменой опор и провода на большее сечение (снимает ограничения нагрузки при отключении одной цепи двухцепной ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Западная);

80

‒ реконструкцию ВЛ 110 кВ Волна — Чайка с заменой опор и провода на большее сечение, которая необходима и при вводе заходов ВЛ 110 кВ на ПС Артем для предотвращения ограничений нагрузки в послеаварийных режимах;

‒ реконструкцию ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Артем — Промузел с заменой опор и провода ВЛ на большее сечение (снимает ограничения нагрузки при отключении ВЛ 110 кВ Волна — Чайка).

81

IV–2.3.2. ПС 220/27,5/20 кВ Суходол ПС 220/27,5/10 кВ Суходол с заходами ВЛ 220 кВ Владивосток — Зеленый

Угол предназначена для электроснабжения объектов морского угольного перегрузочного комплекса ООО «Морской порт «Суходол», строительство которого планируется в бухте Суходол севернее ЗАТО «г. Большой Камень».

Согласно заявке на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО «Морской порт «Суходол» к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» от 07.05.2014 г.:

‒ максимальная электрическая нагрузка порта Суходол составляет 34 МВт, из них: 21,5 МВт — собственная нагрузка потребителей порта, 12,5 МВт — нагрузка электрифицируемой железной дороги;

‒ развитие порта Суходол намечается в два этапа: 1 этап — 2017 год, 2 этап — 2019 год;

‒ максимальная электрическая нагрузка порта Суходол (с учетом объектов электроснабжения ж/д станции — 12,5 МВт) составляет по годам рассматриваемого периода: на 2018 год — 24 МВт, на 2019-2020 годы — 34 МВт.

ОАО «Дальэнергосетьпроект» выполнило проектную документацию по объекту «Строительство ПС 220/27,5/10 кВ Суходол» в 2014 году.

Согласно проектной документации и техническим условиям, выданным ПАО «ФСК ЕЭС» 24.02.2014 г., для электроснабжения порта требуется сооружение:

‒ ПС 220/27,5/10 кВ Суходол с установкой двух трансформаторов 220/27,5/10 кВ мощностью 2×40 МВА, оснащенных устройствами РПН;

‒ одноцепных заходов ВЛ 220 кВ Владивосток — Зеленый Угол на ПС 220 кВ Суходол протяженностью 30+30 км.

Сооружение РУ 27,5 кВ необходимо для возможности осуществления электроснабжения железнодорожной станции.

Заходы ВЛ 220 кВ Владивосток — Зеленый Угол на ПС 220 кВ Суходол предусматривается выполнить проводами сечением AС-400 мм2 в соответствии с сечением ВЛ 220 кВ Владивосток — Зеленый Угол.

Объект включен в инвестиционную программу ПАО «ФСК ЕЭС» с вводом в 2018 году.

IV–2.3.3. ПС 220/110 кВ ВНХК ПС 220/110 кВ ВНХК с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Лозовая — ВНХК,

размещение которых намечается в районе г. Находка (падь Елизарова), предназначена для электроснабжения объектов ЗАО «Восточная нефтехимическая компания» («ВНХК»).

Ввод ПС 220 кВ ВНХК (2×250 МВА) с двумя ЛЭП 220 кВ Лозовая — ВНХК (30+30 км), который в инвестиционной программе ПАО «ФСК ЕЭС» принят в 2018 году, перенесен за 2020 г. в соответствии с письмом № 35-30457 от 06.05.2015 г. ОАО «Нефтяная компания «Роснефть».

82

IV–2.3.4. ПС 220/110 кВ ЗСПГ

ПС 220/110 кВ ЗСПГ с двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток — ЗСПГ предназначена для электроснабжения завода по сжижению природного газа (СПГ), ввод которого предусматривается в Хасанском муниципальном районе.

Максимальная электрическая нагрузка завода СПГ — 182,8 МВт. Согласно техническим условиям (ТУ) от 19.12.2014 года, выданным ПАО

«ФСК ЕЭС» на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО «Газпром СПГ Владивосток» к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС»:

‒ развитие завода намечается в два этапа: 1 этап — 2016-2017 годы, 2 этап — 2018 год;

‒ максимальная электрическая нагрузка СПГ, покрытие которой должно обеспечиваться от энергосистемы, составляет: на 1 этап — 14,7 МВт (3 категория по надежности электроснабжения), на 2 этап — 110 МВт (3 категория по надежности электроснабжения);

‒ на 2 этапе планируется ввод собственной электростанции завода установленной (максимальной) мощностью 141 МВт, предусматривается параллельная работа электростанции с сетями ПАО «ФСК ЕЭС» без выдачи мощности в энергосистему.

Согласно ТУ, для присоединения энергопринимающих устройств завода СПГ к сетям ПАО «ФСК ЕЭС» требуется ввод следующих электросетевых объектов на 1 этапе:

‒ расширение ОРУ 220 кВ ПС Владивосток на 1 линейную ячейку с выключателем;

‒ сооружение двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток — ЗСПГ протяженностью ~ 90 км;

‒ сооружение ПС 220/35/10 кВ ЗСПГ с трансформаторами 2×63 МВА, оснащенными устройствами РПН.

Электроснабжение завода СПГ на напряжении 110 кВ нецелесообразно даже на первом этапе при нагрузке 14,7 МВт, учитывая небольшой промежуток времени между 1 и 2 этапами развития завода (~ 1 года) и необходимость значительных затрат в усиление существующей схемы сети 110 кВ района, которая исчерпала нормативный срок службы и пропускную способность.

Исходя из максимальной нагрузки завода СПГ, а также учитывая схему сети 110 кВ, сложившуюся в районе его размещения, и выданные ТУ, электроснабжение завода СПГ рекомендуется на напряжении 220 кВ от собственного центра питания — ПС 220/35/10 кВ ЗСПГ и одноцепной ВЛ 220 кВ Владивосток — ЗСПГ, которой достаточно для обеспечения требуемой 3 категории по надежности электроснабжения завода СПГ.

Проектом ПС Владивосток предусмотрена возможность расширения ОРУ 220 кВ для присоединения дополнительных ячеек с выключателями.

ПС Владивосток имеет запас пропускной способности: загрузка установленной на ПС автотрансформаторной группы 500/220 кВ мощностью 3×167 МВА с резервной фазой 167 МВА в зимний к. д. з. (18.12.2014 г. 19 ч) была ниже его номинальной мощности и составила 260,7 МВА.

Объект не включен в инвестиционную программу ПАО «ФСК ЕЭС».

83

IV–2.3.5. ПС 220/110/6 кВ Сухановка

ПС 220/110/6 кВ Сухановка (2×125 МВА) предназначена для электроснабжения объектов расширяемого морского порта Зарубино, в составе которого предусматривается строительство перегрузочных комплексов, в том числе терминалов: Зерновой, Контейнерный, Глиноземный и терминал Накатных грузов.

Планируемая максимальная электрическая нагрузка порта Зарубино, покрытие которой должно обеспечиваться от энергосистемы, составляет по годам рассматриваемого периода: на 2018 год — 30 МВт, на 2019 год — 40 МВт, на 2020 год — 56 МВТ.

Электроснабжение потребителей в районе размещения порта Зарубино в настоящее время осуществляется на напряжении 110 кВ от Артемовской ТЭЦ.

Сети 110 кВ Хасанского района связаны с Артемовской ТЭЦ проходящими по территории г. Артема ВЛ 110 кВ, которые исчерпали пропускную способность и нормативный срок службы.

Электрические сети 110 кВ рассматриваемого района представлены протяженной (~140 км) тупиковой ВЛ 110 кВ Давыдовка — Барабаш — Славянка — Троица — Краскино (двухцепной на участке Давыдовка — Славянка), которая исчерпала нормативный срок эксплуатации (40 лет).

Ближайшим к порту Зарубино электросетевым объектом является ПС 110 кВ Троица и одноцепная тупиковая ВЛ 110 кВ Славянка — Троица — Краскино (53,7 км), аварийное или ремонтное отключение которой приводит к полному погашению питающихся от нее ПС 110 кВ Троица и Краскино.

Запас пропускной способности, который имеется у ВЛ 110 кВ Давыдовка — Барабаш — Славянка — Троица — Краскино, не достаточен для присоединения к ней потребителей порта Зарубино с ожидаемой нагрузкой. Величина длительно допустимой мощности одной цепи этой ВЛ 110 кВ составляет ~ 90 МВт (при t = -50 °С для провода АС-120), переток мощности по двум цепям ВЛ 110 кВ Давыдовка — Славянка в зимний к. д. з. (18.12.2014 г. 19 ч) составил 42 МВт.

Ближайшим к порту действующим центром питания сети 220 кВ является системная ПС 500/220 кВ Владивосток, которая, по предварительной оценке, удалена от него на 140 км. ПС Владивосток имеет запас пропускной способности.

Исходя из максимальной нагрузки порта Зарубино и схемы сети 110-220 кВ, сложившейся в районе его размещения, для электроснабжения порта и повышения надежности схемы сети 110 кВ Хасанского района рекомендуется сооружение:

‒ системной ПС 220/110/10 кВ Сухановка (2×АТ-125 МВА) с двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток — Сухановка (2×130 км) и заходом на РУ 110 кВ ПС Сухановка действующей ВЛ 110 кВ Славянка — Краскино;

‒ ПС «глубокого ввода» 110/10 кВ Зарубино (3×40 МВА) с двумя ВЛ 110 кВ Сухановка — Зарубино (10,5+10,5 км) для электроснабжения потребителей расширяемого порта.

Ввод в рассматриваемом районе нового центра питания — ПС 220/110 кВ Сухановка — создает возможность для организации поставок электроэнергии и мощности из Приморского края в ТЭЗ «Рассон» КНДР на первом этапе (в размере 40 МВт) от ПС Сухановка на напряжении 220 кВ.

Объект не включен в инвестиционную программу ПАО «ФСК ЕЭС» и АО «ДРСК».

84

IV–2.3.6. ПС 220/10 кВ Черепаха

ПС 220/10 кВ Черепаха (2×63 МВА) с одноцепными заходами ВЛ 220 кВ Владивосток — Зеленый Угол (1+1 км) предназначена для электроснабжения объектов игорной зоны — АО «Наш дом — Приморье», размещение которых намечается в бухте Муравьиная (юго-восточная часть г. Артема).

Максимальная электрическая нагрузка игорной зоны — 41,1 МВт, намечаемый год ввода — 2018 год.

Технические условия (ТУ) на подключение объектов игорной зоны по указанной выше схеме выданы ПАО «ФСК ЕЭС» 31.10.2011 г., изменения в ТУ внесены 15.07.2013 г.

Кроме того, АО «ДРСК» выданы ТУ на подключение объектов 1-го этапа игорной зоны (с электрической нагрузкой 8,12 МВт) к ближайшему действующему центру питания — ПС 110/6 кВ Муравейка, которая присоединена к ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Муравейка — Океан — Горностай.

Трансформаторы, установленные на ПС Муравейка — 2×16 МВА (в 2011 г. заменены трансформаторы 2×6,3 на 2×16 МВА), имеют запас пропускной способности для присоединения нагрузки 1-го этапа игорной зоны, так как их загрузка составила 3,7 МВА в зимний к. д. з. 2014 года.

Реконструкция устаревшей ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Муравейка — Океан — Горностай — А с заменой опор и провода на большее сечение (М-70 на АС-240) выполнена в 2013 году.

Ввод нового центра питания — ПС 220 кВ Черепаха — позволяет обеспечить электроснабжение игорной зоны с заданной максимальной нагрузкой 41,1 МВт и предотвратить недопустимую перегрузку трансформаторов на ПС Муравейка, которая возникнет в нормальных режимах при подключении к ПС всей нагрузки игорной зоны. Возможность увеличения трансформаторной мощности на ПС Муравейка до требуемых значений отсутствует.


IV–2.3.7. ПС 220/6 кВ Промпарк ПС 220/6 кВ Промпарк с дувхцепной ВЛ 220 кВ Владивосток — Промпарк

предназначена для электроснабжения ТОР Надеждинский, в том числе Надеждинского промышленного парка, строительство которого намечается в с. Вольно-Надеждинское Надеждинского района.

Согласно заявке на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО «Корпорация развития Приморского края» к филиалу АО «ДРСК» «Приморские электрические сети» от 19.11.2014г.:

‒ развитие объекта намечается в три этапа: 1 этап — 2017-2018 годы, 2 этап — 2019-2020 годы, 3 этап — 2021 год;

‒ максимальная электрическая нагрузка ТОР, покрытие которой должно обеспечиваться от энергосистемы, составляет: на 1 этап — 20 МВт, на 2 этап — 50 МВт, на 3 этап — 100 МВт.

Выполненные проработки показали, что существующая схема сети 110 кВ рассматриваемого района не позволяет в полной мере обеспечить надежное электроснабжение действующих потребителей и ограничивает возможность

85

технологического присоединения новых потребителей без усиления схемы сетей г. Артема и Надеждинского района с вводом новых центров питания и ЛЭП.

Исходя из максимальной нагрузки ТОР Надеждинский (промпарк) и учитывая схему сети 110 кВ, сложившуюся в районе его размещения, электроснабжение ТОР (промпарка) рекомендуется осуществлять на напряжении 220 кВ.

Электроснабжение ТОР возможно на напряжении 110 кВ только на первом этапе при нагрузке 20 МВт, но не предлагается, учитывая небольшой промежуток времени между 1 и 2 этапами развития технопарка (~ 2 лет) и необходимость значительных затрат в усиление устаревшей существующей схемы сети 110 кВ района.

Технико-экономическое сравнение возможных вариантов схемы внешнего электроснабжения ТОР Надеждинский (промпарк), в том числе с питанием ТОР на напряжении 110 кВ на 1 этапе, подтверждают экономическую целесообразность варианта с электроснабжением ТОР на напряжении 220 кВ на 1 этапе развития.

Результаты технико-экономического сравнения вариантов ТОР Надеждинский (промпарк) с режимными проработками приведены ниже в Приложении М.

Ближайшими к промпарку системными электросетевыми объектами 220 кВ являются:

‒ ПС 500/220 кВ Владивосток (~ 30 км); ‒ ВЛ 220 кВ Владивосток — Волна (~ 25 км), выполненная проводом АС-300

протяженностью 54,5 км (срок службы ВЛ исчерпан). Рассматриваемые электросетевые объекты 220 кВ имеют запас пропускной

способности: в зимний к. д. з. (18.12.2014 г. 19 ч) загрузка АТ на ПС Владивосток была ниже его номинальной мощности и составила 260,7 МВА, загрузка ВЛ 220 кВ Владивосток — Волна была близка к экономической и составила 113 МВт.

Учитывая заявленную максимальную нагрузку ТОР Надеждинский (промпарк) и его удаленность от ближайшей системной ПС 500/220 кВ Владивосток, для осуществления схемы внешнего электроснабжения ТОР необходимо развитие сети 220 кВ с сооружением собственного центра питания — ПС 220/110/6 кВ Промпарк.

Исходя из требуемой категории надежности ТОР Надеждинский (промпарк), электроснабжение ТОР от энергосистемы должно осуществляться по двум ЛЭП 220 кВ, питающимся от двух независимых источников, в качестве которых предлагается использовать две рабочие системы шин ОРУ 220 кВ на ПС Владивосток (вариант 1).

Следует отметить, что возможен другой вариант присоединения ПС 220 кВ Промпарк к сети энергосистемы — к новой второй ВЛ 220 кВ Владивосток — Волна по схеме двухцепного захода (вариант 2).

Необходимый объем электросетевого строительства по двум рассмотренным вариантам 1 и 2 определился следующим (см. табл. IV–2.3.1).

Таблица IV–2.3.1. Необходимый объем электросетевого строительства Показатели Вариант 1 Вариант 2

ПС 220/110 кВ Надеждинская-220, шт.×МВА 2×АТ-125 2×АТ-125 Суммарная длина ВЛ 220 кВ, км, всего 30 80

в т. ч. двухцепная 30 25 в т. ч. одноцепная - 55

Расширение РУ 220 кВ ПС на линейные ячейки, шт., всего 2 2 в т. ч. ПС Владивосток 2 1 в т. ч. ПС Волна - 1

86

Выполненные проработки показали, что вариант 1, который рекомендуется к дальнейшему рассмотрению, более оптимальный, так как требует меньшего объема электросетевого строительства и, соответственно, затрат на его осуществление.

Кроме того, в варианте 2 присоединение ПС 220 кВ Промпарк к действующей ВЛ 220 кВ Владивосток — Волна по схеме «заход-выход» приведет к снижению надежности схемы сети, по которой осуществляется связь г. Владивостока с энергосистемой, так как к этой ВЛ, как указано выше, предусматривается присоединение ПС 220 кВ Артем в 2016 году.

Cледует отметить, что возможен комплексный вариант (3) схемы внешнего электроснабжения (СВЭ) ТОР Надеждинский (промпарк) и расширяемого морского порта Зарубино с подключением ПС 220 кВ Промпарк двухцепным ответвлением (2х15 км) к двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток – Сухановка, сооружение которой намечается для электроснабжения порта Зарубино в рассматриваемый период (IV-2.3.5).

Вариант 3 требует меньших объёмов электросетевого строительства и соответственно капиталовложений в комплексную схему внешнего электроснабжения ТОР Надеждинский и порт Зарубино по сравнению с сумммарными капвложеними в рассмотренные выше независимые варианты СВЭ этих потребителей.

На сегодня вариант 3 не может являться основным для электроснабжения ТОР Надеждинский, так как его осуществление возможно только при условии согласования сроков ввода, источников и условий финансирования схем внешнего электроснабжения двух рассматриваемых потребителей.

Вариант 3 СВЭ ТОР Надеждинский должен рассматриваться на следующем этапе проектирования при разработке комплексной схемы внешнего электроснабжения ТОР Надеждинский и порт Зарубино после уточнения и согласования исходных данных, которые на сегодня находятся в стадии разработки и будут определены ближе к сроку ввода двух потребителей.

Учитывая вышеизложенное, в настоящей работе за основной принят вариант 1 СВЭ ТОР Надеждинский с сооружением двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток - Промпарк, который не зависит от сроков ввода ПС 220 кВ Сухановка с двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток – Сухановка.


IV–2.3.8. ПС 220/110/10 кВ Звезда ПС 220/110/10 кВ Звезда (2×125 МВА) с одноцепными заходами ВЛ 220 кВ

Береговая-2 — Перевал (0,06+0,06 км) предназначена для электроснабжения объектов ОАО «Дальневосточный центр судостроения и судоремонта» - верфь крупнотоннажного судостроения «Звезда-DSME», развитие которого намечается в г. Большой Камень.

Максимальная электрическая нагрузка центра — 65 МВт, намечаемый год ввода — 2018 год.

Технические условия на подключение ОАО «Дальневосточного центр судостроения и судоремонта» по указанной выше схеме выданы ПАО «ФСК ЕЭС» 27.12.2011 г.

Необходимость ввода нового центра питания — ПС 220 кВ Звезда — для электроснабжения центра судостроения и судоремонта обусловлена следующими причинами:

87

‒ запаса пропускной способности действующих центров питания рассматриваемого района — ПС 220 кВ Береговая-2 (2×63 МВА) и ПС 110 кВ Береговая-1 (2×20 МВА) недостаточно для надежного электроснабжения от них Дальневосточного центра судостроения и судоремонта с заданной нагрузкой;

‒ на ПС 110/6 Береговая-1, от которой питается действующий завод «Звезда», установлены трансформаторы 2×20 МВА, исчерпавшие нормативный срок службы (эксплуатируются более 40 лет);

‒ срок эксплуатации ВЛ 220 кВ Береговая-2 — Перевал превысил 40 лет. Ввод ПС 220 кВ Звезда по предлагаемой схеме обеспечивает надежное питание

потребителей ПС в нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах (отключения или ремонта любой из ВЛ, связывающей ПС Звезда с сетями ЭС, одного из трансформаторов ПС Звезда) в рассматриваемый период.


IV–2.3.9. ПС 220/10 кВ Раффлс ПС 220/10 кВ Раффлс (2х40 МВА) с двухцепными заходами ВЛ 220 кВ

Береговая-2 – Перевал (2х10 км) предназначена для электроснабжения объекта ОАО «Дальневосточный центр судостроения и судоремонта» - судостроительная верфь ОАО «Восток-Раффлс», развитие которого намечается в районе г. Большой Камень.

Максимальная электрическая нагрузка объекта – 37 МВт, ввод принят в 2020 г. Технические условия на подключение объекта ОАО «Восток-Раффлс» по

указанной выше схеме выданы ОАО «ФСК ЕЭС» 1.07.2014 г. Ввод ПС 220 кВ Раффлс по предлагаемой схеме обеспечивает надёжное

питание потребителей ПС в нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах (отключения или ремонта любой из ВЛ связывающей ПС Раффлс с сетями ЭС, одного из трансформаторов ПС Раффлс).

Объект не включён в инвестиционную программу ОАО «ФСК ЕЭС».

IV–2.3.10. ПС 220/6 кВ Скрытая

ПС 220/6 кВ Скрытая (2хТ-10 МВА, УШР 220 кВ 63 МВАр) с заходами ВЛ 220 кВ К — Лесозаводск (43,3+43,6 км) предназначена для электроснабжения объектов горно-обогатительного предприятия на базе месторождения «Скрытое», расположенного юго-восточнее п. Ариадное (22 км) Дальнереченского района Приморского края.

Заходы ВЛ 220 кВ К — Лесозаводск на ПС Скрытая предлагается выполнить двумя одноцепными ВЛ (с проводом АС-240 мм²), исходя из 1 категории надежности электроснабжения объектов месторождения.

Согласно техническим условиям на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергопринимающих устройств ОАО «Приморский ГОК» от 08.06.2012 г. максимальная заявленная электрическая нагрузка объектов месторождения Скрытое составляет 7,12 МВт.

Ввод объектов месторождения намечается поэтапно: ‒ 1-ый этап (2015 год) — электроснабжение строительства объектов

месторождения от ДЭС с нагрузкой 1,5 МВт;

88

‒ 2-ой этап (2016-2018 годы) — электроснабжение объектов месторождения от ЭС Приморского края с нагрузкой 4,2 МВт;

‒ 3-ий этап (2019-2026 годы) — электроснабжение объектов месторождения от ЭС Приморского края с нагрузкой 7,12 МВт.

ОАО «Дальэнергосетьпроект» выполнена проектная документация по «ПС 220 кВ Скрытая с заходами ВЛ 220 кВ К — Лесозаводск на ПС 220 кВ Скрытая» в 2012 году.

Для электроснабжения месторождения «Скрытое» требуется ввод нового центра питания — ПС 220 кВ Скрытая, так как сложившаяся в рассматриваемом районе схема сети не позволяет обеспечить его питание от действующих подстанций по следующим причинам:

‒ электрические сети 35-110 кВ в районе размещения месторождения не развиты;

‒ ближайшие к месторождению ПС 220 кВ И и Чугуевка, имеющие РУ 110 кВ, удалены от месторождения на значительные расстояния (более 100 км) и требуют значительных капиталовложений, в том числе в полную реконструкцию ПС с заменой устаревшего оборудования.

Ввод ПС 220 кВ Скрытая по предлагаемой схеме обеспечивает надежное питание потребителей объектов месторождения в нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах (отключения или ремонта любой из ВЛ связывающей ПС Скрытая с сетями ЭС, одного из трансформаторов ПС Скрытая) в рассматриваемый период.


IV–2.3.11. ПС 110 кВ Портовая ПС 110 кВ Портовая (2×16 МВА) с ВЛ 110 кВ Краскино — Портовая (17 км) и

Славянка — Портовая (70 км) предназначены для электроснабжения расширяемой части торгового порта Посьет и перегрузочного комплекса, размещение которого предусматривается в п. Посьет Приморского края.

Максимальная электрическая нагрузка расширяемой части торгового порта Посьет — 15 МВт, перегрузочного комплекса — 2 МВт.

Намечаемый год ввода объектов электроснабжения рассматриваемых новых потребителей — ПС 110 кВ Портовая с ВЛ 110 кВ Краскино — Портовая — 2015 год, ВЛ 110 кВ Славянка — Портовая — 2017 год.

АО «ДРСК» выданы технические условия на подключение по указанной схеме расширяемой части торгового порта Посьет (ТУ от 15.07.2011 г.) и перегрузочного комплекса (ТУ от 29.10.2012 г.).

В настоящее время потребители торгового порта Посьет питаются от ПС 35/10 кВ Посьет, которая присоединена к ПС 110/35/10 кВ Краскино одноцепной, радиальной ВЛ 35 кВ Краскино — Гвоздево — Ж/д станция — Посьет (17 км).

Сформировавшаяся на сегодня схема электрических сетей 35-110 кВ в районе размещения торгового порта Посьет не обеспечивает в полной мере надежное электроснабжение потребителей по следующим причинам:

‒ ПС 110 кВ Краскино присоединена к системной ПС 110 кВ Славянка устаревшей одноцепной, радиальной ВЛ 110 кВ, отключение которой приводит к полному погашению ПС 110 кВ и питающихся от нее пяти ПС 35 кВ;

89

‒ отключение ВЛ 35 кВ Краскино — Гвоздево — Ж/д станция — Посьет приводит к погашению трех ПС 35 кВ Гвоздево, Ж/д станция, Посьет;

‒ исчерпан срок эксплуатации и пропускная способность трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Краскино, загрузка которых превышает нормируемую ПТЭ с учетом ТУ, выданных на присоединение к ПС Краскино и к питающимся от нее ПС 35 кВ, в том числе ПС Посьет.

Учитывая ограниченную пропускную способность схемы сети, сложившейся в рассматриваемом районе, для электроснабжения расширяемого торгового порта Посьет и перегрузочного комплекса (нагрузка 17 МВт) требуется ввод нового центра питания — ПС 110/10 кВ Портовая.

Ввод ПС Портовая позволяет обеспечить электроснабжение расширяемого торгового порта Посьет и перегрузочного комплекса, а также предотвратить недопустимую перегрузку трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Краскино и на ПС 35 кВ Посьет, которая возникает в нормальных режимах при подключении к этим ПС всей нагрузки новых объектов.

Присоединение ПС Портовая предлагается двумя ВЛ 110 кВ: Краскино — Портовая и Славянка — Портовая, ввод которых обеспечивает второе питание ПС 110 кВ Краскино и Портовая. При этом требуется выполнить реконструкцию с расширением РУ 110 кВ ПС Славянка на 1 линейную ячейку и РУ 110 кВ ПС Краскино на 3 выключателя.

Ввод ПС 110 кВ Портовая с ВЛ 110 кВ по предлагаемой схеме обеспечивает надежное питание потребителей ПС в нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах.

Объект не включен в инвестиционную программу АО «ДРСК» до 2017 года.

IV–2.3.12. ПС 110/6 кВ Городская ПС 110/6 кВ Городская (2×25 МВА) с заходами ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел

(2×0,1 км) предназначена для электроснабжения новых потребителей (в том числе объектов жилой застройки), намечаемых к строительству в центре г. Артема и разгрузки трансформаторов ПС 110 кВ Шахта-7 и ПС 35 кВ Артемовская, Шахтовая до допустимых значений (при переводе части их нагрузки на ПС Городская).

На сегодня не обеспечивается достаточная степень надежности электроснабжения г. Артема по следующим причинам:

‒ практически все ВЛ 110 кВ и значительная часть ВЛ 35 кВ исчерпали свой нормативный срок службы, имеют неудовлетворительное физическое состояние;

‒ превышает двойную экономическую загрузка отходящих от Артемовской ТЭЦ ВЛ 110 кВ: АТЭЦ — Промузел, АТЭЦ — Шахта-7 и ВЛ 35 кВ АТЭЦ — Шахтовая;

‒ исчерпана пропускная способность трансформаторов на ПС110/6 кВ Шахта-7 и на ПС 35/6 кВ Шахтовая, Артемовская.

Из приведенных данных следует, что существующая схема сетей 35-110 кВ ограничивает возможность технологического присоединения новых потребителей к сетям г. Артема без усиления схемы сетей с вводом новых центров питания и ЛЭП.

Ввод нового центра питания — ПС 110 кВ Городская — позволяет присоединить к ЭС новые потребители в центральной части г. Артема и снять ограничения нагрузки потребителей, питающихся от ПС Шахта-7, Артемовская,

90

Шахтовая в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов на этих ПС.

Объект предлагается включить в инвестиционную программу АО «ДРСК» до 2017 года.

IV–2.3.13. ПС 110 кВ ВСК ПС 110 кВ ВСК с отпайками от 2-х ВЛ 110 кВ Угольная — Екатериновка и

Угольная — Восточная/т предназначена для электроснабжения объектов ООО «Восточная стивидорная компания», размещаемой в г. Находка п. Врангель.

Согласно техническим условиям № ОГЭ от 21.04.2014 г. на технологическое присоединение к электрическим сетям АО «Восточный порт» энергопринимающих устройств ООО «Восточная стивидорная компания», максимальная заявленная электрическая нагрузка объектов компании составляет 12 МВт.

Ввод объектов компании намечается поэтапно: ‒ 1 этап (2016 год) — 5 МВт; ‒ 2 этап (2018 годы) — 7 МВт (с учетом 1 этапа); ‒ 3 этап (2022 годы) — 12 МВт (с учетом 2 этапа).

В районе размещения потребителей объектов ВСК получили развитие сети 110 кВ.

Ближайшими к компании электросетевыми объектами являются: ПС 110 кВ Угольная (2×40 МВА), ПС 110 кВ Восточная/т (2×25 МВА) и ВЛ 110 кВ Угольная — Екатериновка (АС-120, АКС-185), Угольная — Восточная/т (АСК-185), срок службы и загрузка которых находится в допустимых пределах.

Для электроснабжения объектов стивидорной компании необходим ввод нового центра питания — ПС 110 кВ ВСК, так как присоединение к ближайшим ведомственным существующим ПС 110 кВ нецелесообразно. Это обусловлено тем, что ПС Восточная/т является тяговой, а ПС Угольная имеет ограниченную пропускную способность (с учетом выданных ТУ).

Ввод ПС 110 кВ ВСК (2×25 МВА) с отпайками (3,3+3,2 км) от 2-х ВЛ 110 кВ Угольная — Екатериновка и Угольная — Восточная/т по предлагаемой схеме обеспечивает надежное питание потребителей ПС в нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах.

IV–2.3.14. ПС 110 кВ Порт Вера ПС 110 кВ Порт Вера с заходами ВЛ 110 кВ Подъяпольск — 178Ф

предназначена для электроснабжения угольного морского перегрузочного терминала ООО «Порт Вера».

Максимальная электрическая нагрузка терминала — 22,6 МВт, намечаемый год ввода — 2018 год.

Технические условия (ТУ) на подключение потребителей морского перегрузочного терминала по указанной выше схеме выданы АО «ДРСК» 01.04.2014 г.

В районе размещения перегрузочного терминала получили развитие сети 110 кВ.

91

Ближайшими к терминалу электросетевыми объектами являются: ПС 110 кВ Подъяпольск (2×6,3 МВА), ПС 110 кВ 178Ф (2×16 МВА) и ВЛ 110 кВ Подъяпольск — 178Ф (АСК-120), срок службы которых составляет 35-37 лет, загрузка находится в допустимых пределах.

Для электроснабжения перегрузочного терминала необходим ввод нового центра питания — ПС 110 кВ Порт Вера, так как питание терминала с заданной максимальной нагрузкой от ближайших существующих ПС 110 кВ Подъяпольск и 178Ф невозможно из-за ограниченной пропускной способности трансформаторов, установленных на этих ПС.

Присоединение ПС 110 кВ Порт Вера предлагается по схеме «заход-выход» к ВЛ 110 кВ Подъяпольск — 178Ф, которая имеет достаточный запас пропускной способности (загрузка ВЛ составляет 7,1+J4,6 в зимний к. д. з. 2014 года).

Электроснабжение перегрузочного терминала по предлагаемой схеме с вводом ПС 110 кВ Порт Вера (2×25 МВА) и заходов на ПС ВЛ 110 кВ Подъяпольск — 178Ф (1+1 км) обеспечивает надежное питание потребителей ПС в нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах.

Объект не включен в инвестиционную программу АО «ДРСК» до 2017 года.

IV–2.3.15. ПС 110 кВ Агрокомплекс

ПС 110 кВ Агрокомплеск с заходами ЛЭП 110 кВ ЖБИ-130 — Павловка-2 по схеме «заход-выход» предназначены для электроснабжения ТОР Михайловский.

Максимальная электрическая нагрузка терминала — 61 МВт, намечаемый год ввода — 2018 год.

В районе размещения перегрузочного терминала получили развитие сети 110 кВ.

Ближайшими к терминалу электросетевыми объектами являются: ПС 110 кВ ЖБИ-130 (6,3+10 МВА), ПС 110 кВ Павловка-2 (2×16 МВА) и ВЛ 110 кВ ЖБИ-130 — Павловка-2 (АС-240, 10,2 км).

Анализ схемы сети 110 кВ, сложившейся в районе размещения ТОР Михайловский показывает следующее:

1. ВЛ 110 кВ Уссурийск-2 — ЖБИ-130с отпайкой на ПС Михайловка (АС-240) и ВЛ 110 кВ ЖБИ-130 — Павловка-2 (АС-240) имеют:

‒ срок службы ВЛ — 30-40 лет; ‒ запас пропускной способности, так как загрузка ВЛ значительно ниже

допустимых пределов (в зимний к. д. з. 2014 г. загрузка ВЛ Уссурийск-2 — ЖБИ-130 составляет 16,4 + j 3,3, ВЛ ЖБИ-130 — Павловка-2 — 8 + j 1);

2. трансформаторы, установленные на ПС 110 кВ ЖБИ-130 и на ПС Павловка-2, имеют:

‒ срок службы — 28-35 лет; ‒ загрузку, которая находится в допустимых пределах и составляет в

зимний к. д. з. 2014 г.: ПС ЖБИ-130 — 1,2 + j 0,3 и ПС Павловка-2 — 9,2 + j 2,8.

Исходя из максимальной электрической нагрузки ТОР и схемы сети 110 кВ, сложившейся в районе ее размещения, для электроснабжения ТОР необходим ввод нового центра питания — ПС 110 кВ Агрокомплекс. Питание ТОР с заданной

92

максимальной нагрузкой от ближайших существующих ПС 110 кВ ЖБИ-130 и Павловка-2 невозможно из-за ограниченной пропускной способности трансформаторов, установленных на этих ПС.

Присоединение ПС 110 кВ Агрокомплекс предлагается по схеме «заход-выход» к ВЛ 110 кВ ЖБИ-130 — Павловка-2, которая имеет достаточный запас пропускной способности.

Электроснабжение объектов ТОР Михайловский по предлагаемой схеме с вводом ПС 110 кВ Агрокомплекс (2×63 МВА) и заходов на ПС ВЛ 110 кВ ЖБИ — Павловка-2 (1+1 км) обеспечивает надежное питание потребителей ПС в нормальных, и послеаварийных режимах.

Объект не включен в инвестиционную программу АО «ДРСК» до 2017 года. Социально-экономическое развитие Приморского края, которое намечено в

рассматриваемый период, предусматривает рост спроса на электроэнергию с увеличением максимума нагрузки ЭС края в базовом варианте — на 392 МВт, в умеренно-оптимистичном — на 592 МВт к 2020 году (относительно 2014 г.).

Обеспечение такого прироста максимума нагрузки с требуемой степенью надежности невозможно без развития источников генерирующей мощности и электрических сетей 110 кВ и выше.

Учитывая дефицит генерирующей мощности в энергосистеме и в ОЭС Востока, а также ограничения по пропускной способности сечения ПримГРЭС — Юг Приморского края, энергетическим организациям, выдающим технические условия на присоединение новых потребителей к сетям ЭС, следует инициировать выполнение заявителями схем внешнего электроснабжения крупных потребителей.

Выдача технических условий при отсутствии схем внешнего электроснабжения крупных потребителей с выполнением полного комплекта расчетов может привести к неоптимальному развитию электрической сети и к неверным схемным решениям, которые вызовут значительное снижение надежности электроснабжения потребителей края и увеличат вероятность аварийных ситуаций в энергосистеме.

93

IV–2.4. Перечень намечаемых к сооружению в составе плана развития электрических объектов 35 кВ и выше (с указанием номинальных параметров оборудования ПС и ВЛ) с укрупненной оценкой стоимости их сооружения

Перечень, параметры, сроки ввода, стоимость и назначение электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу и реконструкции на территории Приморского края в рассматриваемый период до 2020 года, в том числе для устранения «узких мест», представлен в табл. IV–2.4.1.

Перечень, параметры, сроки ввода, стоимость и назначение электросетевых объектов напряжением 35 кВ, рекомендуемых к вводу и реконструкции на территории Приморского края в рассматриваемый период до 2020 года, в том числе для устранения «узких мест», представлен в табл. IV–2.4.2.

Перечень электросетевых объектов 35-110 кВ, которые предусматривается вывести из эксплуатации в период 2016-2020 гг., представлен в табл. IV–2.4.3.

94

Таблица IV–2.4.1. Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на территории Приморского края на период 2015-2020 гг.

№ Наименование объекта Класс

напряже-ния

Год начала и окончания строитель-

ства



Принадлежность Обоснование необходимости строительства

Стоимость строительства,

млн руб. (в ценах I кв. 2015 г. без

НДС)

1. НО ВО Е С ТРО И ТЕЛ Ь С ТВО 500 КВ

1.1. Сооружение ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Хабаровская №2

500 2018-2020 ВЛ 450 км ПАО «ФСК ЕЭС»

Повышения надежности межсистемного транзита

мощности между ЭС Хабаровского и Приморского

краев ОЭС Востока. Ввод объекта предусмотрен

СиПР ЕЭС России на 2014-2020 гг.

9 295

Итого по объектам нового строительства 500 кВ 9 295


2.1.

Перевод электроснабжения ПС 220 кВ Козьмино на проектную схему в связи с вводом ПС 500 кВ Лозовая

220 2015 ВЛ 12+12 км ПАО «ФСК ЕЭС» Электроснабжение НТС ВСТО (НТ Козьмино) 540

2.2. ПС 220 кВ Артем с заходами ЛЭП 220 кВ Владивосток — Волна

220 2016

ПС 2×125; 2×40 МВА ПАО «ФСК ЕЭС»

Присоединение жилой застройки фонда РЖС в п. Трудовое,

оптимизация загрузки сетей 35-110 кВ г. Артема

1 890

КЛ 2×0,5 км 105

2.3. ПС 220 кВ ЗСПГ с ВЛ 220 кВ Владивосток — ЗСПГ 220 2017

ПС 2×63 МВА ПАО «Газпром»

Электроснабжение завода по сжижению природного газа в

Хасанском р-не 2 265

ВЛ 2×90 км

2.4. ПС 220 кВ Суходол с заходами ВЛ 220 кВ Владивосток — Зеленый Угол

220 2018 ПС 2×40 МВА ПАО «ФСК ЕЭС»,

ООО «Морской порт «Суходол»

Электроснабжение объектов морского порта «Суходол»

950

ВЛ 30+30 км 710

95

2.5. ЛЭП 220 кВ Широкая — Лозовая с выносным РУ 220 кВ на ПС Находка

220 2018

ЛЭП 36,6 км, в т. ч.: ВЛ 22+10 км; двухцепные

заходы на РУ 220 кВ ПС Находка;

ВЛ 2×1 км; КЛ 2×1,3 км

ПАО «ФСК ЕЭС»

Повышение надежности электроснабжения г. Находка, решение проблемы перегрузки

сети 110 кВ

1 860

ПС 2×63 МВА

2.6. ПС 220 кВ Сухановка с двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток — Сухановка

220 2018 ПС 2×125 МВА

-

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Хасанского р-на, увеличение пропускной способности сети.

1 260

ВЛ 2×130 км 1 810

2.7. ПС 220/10 кВ Черепаха с заходами ВЛ 220 кВ Владивосток — Зеленый Угол

220 2018 ПС 2×63 МВА АО «Наш дом

Приморье» Электроснабжение игорной зоны

в бух. Муравьиная 990 ВЛ 1+1 км

2.8. ПС 220 кВ Промпарк с двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток — Промпарк

220 2018 ПС АТ-2×125

МВА - Электроснабжение объектов ТОР Надеждинский (Промпарк)

1 260

ВЛ 2×30 км 415

2.9. ПС 220/110/10кВ Звезда с заходами ВЛ 220 кВ Береговая-2 — Перевал

220 2018 ПС 2×125 МВА

ОАО «ДЦСС» Внешнее электроснабжение центра судостроения и ремонта

858

ВЛ 0,06+0,06 км 2

2.10. ПС 220 кВ Скрытая с заходами ВЛ 220 кВ К — Лесозаводск

220 2019

ПС 2×10 МВА, УШР 63 МВАр ПАО «ФСК ЕЭС»

Электроснабжение объектов горно-обогатительного

предприятия на базе месторождения «Скрытое»

930

ВЛ 43,3+43,6 км 1 030

2.11. Заходы ВЛ 220 кВ Зеленый Угол — Патрокл на ГТУ ТЭЦ на площадке ВТЭЦ-2

220 2019 КЛ 2×1 км АО «ДГК»

Выдача мощности ПГУ-ТЭЦ на площадке ВТЭЦ-2.

Схема принята предварительно, уточнение схемы будет

выполнено на этапе проработки схемы выдачи мощности ЭС.

490

2.12. ЛЭП 220 кВ Лесозаводск — Спасск — Дальневосточная 220 2020 ВЛ 245 км ПАО «ФСК ЕЭС»

Повышение надежности электроснабжения Приморского

края, увеличение пропускной способности сети.

3 250

2.13. ПС 220 кВ Раффлс с заходами ВЛ 220 кВ Звезда — Перевал 220 2020

ПС 2×40 МВА ОАО «ДЦСС» Внешнее электроснабжение

объектов верфь "Восток-Раффлс" 710

ВЛ 2x10 км 140

96


3. РАС Ш И Р Я ЕМ ЫЕ И РЕКО Н С Т РУИ Р УЕМ Ы Е 220 КВ

3.1.

ПС 220кВ И (реконструкция ОРУ 220 кВ с изменением схемы), замена двух выкл. 110 кВ

220-110 2016 - ПАО «ФСК ЕЭС»


Приморской энергосистемы. Предусмотрено

инвестпрограммой ПАО «ФСК ЕЭС» на 2015-2019 гг. со сроком

реализации 2011-2016 гг.

260

3.2.

Реконструкция ПС 220 кВ Уссурийск-2 (замена трансформаторов тока (ТТ) на ВЛ 220 кВ Дальневосточная – Уссурийск-2 № 1, 2)

220 2017 - ПАО «ФСК ЕЭС»

Повышение пропускной способности ВЛ при замене

ограничивающего пропускную способность ТТ.

-

3.3.

ПС 220 кВ Лесозаводск (замена Т-1, Т-2 20 МВА на 2×40 МВА с заменой МВ в цепи Т-1,2 и реконструкцией защит ОРУ 220 кВ)

220 2018 ПС 2×40 МВА ПАО «ФСК ЕЭС»


Приморской энергосистемы. Предусмотрен СиПР ЕЭС России

на 2014-2020 гг.

450

Итого по объектам расширения и реконструкции 220 кВ 710


4.1. ПС 110/10 кВ Портовая с КВЛ Краскино — Портовая 110 2015

ПС 2×16 МВА; ШКБ-6×4,8 МВАр; КВЛ 6,4+9+1,8 км

ОАО «Торговый порт Посьет»

Электроснабжение торгового порта Посьет 565

4.2. ПС 110/6 кВ Городская 110 2016 ПС 2×25 МВА; ВЛ 2×0,1 км АО «ДРСК» Питание центральной части г.

Артема, разгрузка ПС 35-110 кВ 400

4.3.

КЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ на площадке ЦПВБ (ТЭЦ Восточная) — 1Р

110 2016

КЛ 2 км

ПАО «РАО ЭС Востока»

Выдача мощности ГТУ-ТЭЦ «Восточная» на площадке ЦПВБ 430

КЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ на площадке ЦПВБ (ТЭЦ Восточная) — 2Р

КЛ 4,7 км

КЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ на площадке ЦПВБ (ТЭЦ Восточная) — Стройиндустрия

КЛ 0,7 км

97

КЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ на площадке ЦПВБ (ТЭЦ Восточная) — Зеленый Угол

КЛ 0,8 км

4.4.

ПС 110 кВ ВСК с ответвлениями от ВЛ 110 кВ Угольная — Екатериновка и Угольная — Восточная/т

110 2016 ПС 2×25 МВА

АО «Восточный Порт»

Электроснабжение электроустановок ООО

«Восточная Стивидорная Компания»

300 ВЛ 3,2+3,3 км

4.5. ВЛ 110 кВ Славянка — Портовая 110 2017 ВЛ 65,5 км ОАО «Торговый

порт Посьет» Электроснабжение торгового

порта Посьет 420

4.6. Второе ответвление на ПС 110/10 кВ Троица от новой ВЛ 110 кВ Славянка—Портовая

110 2017 ВЛ 8,9 км АО «ДРСК» Повышение надежности электроснабжения потребителей 65

4.7. Захода ВЛ 110 кВ Артемовская ТЭЦ — Промузел на ПС 220 кВ Артем

110 2017 ВЛ 2×0,5 км АО «ДРСК» Оптимизация загрузки сетей 35-110 кВ г. Артема 154

4.8. ПС 110 кВ Зарубино с двумя ВЛ 110 кВ Сухановка — Зарубино

110 2018 ПС 3×40 МВА

АО «ДРСК» Электроснабжение объектов морского порта Зарубино 760

ВЛ 10,5+10,5 км

4.9. ПС 110 кВ Порт Вера с заходом ВЛ 110 кВ Подъяпольск — 178Ф

110 2018 ПС 2×25 МВА

АО «ДРСК» Электроснабжение объектов

морского перегрузочного терминала «Порт Вера»

375 ВЛ 1+1 км

4.10. ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка 110 2018 ВЛ 2×27,5 км АО «ДРСК»

Исключение превышения длительно-допустимой токовой

нагрузки ВЛ 110 кВ в послеаварийных режимах работы

сети

330

4.11. ВЛ 110 кВ Пластун — Терней с ПС 110 кВ Терней 110 2018

ВЛ 55,5 км АО «ДРСК»

Присоединение п. Терней к системе централизованного

электроснабжения 570

ПС 2×6,3 МВА

4.12.

ПС 110/6 кВ Надеждинская (перевод на 110 кВ) с ответвлениями от ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка

110 2018 ПС 2×40 МВА

АО «ДРСК»

Повышение надежности питания района, разгрузка

трансформаторов на ПС 110кВ Западная

435 ВЛ 2×0,1 км

4.13. ПС 110 кВ Агрокомплекс с двухцепным заходом ВЛ 110 кВ ЖБИ-130 — Павловка-2

110 2018 ПС 2×63 МВА

АО «ДРСК» Электроснабжение объектов ТОР Михайловский 405

ВЛ 2×1 км

4.14. Заход ВЛ 110 кВ Славянка — Краскино на РУ 110 кВ ПС 220 кВ Сухановка

110 2019 ВЛ 1,5+1,5 км АО «ДРСК» Повышение надежности

электроснабжения потребителей Хасанского р-на.

22

98

4.15 ПС 110/35/6 кВ Дальзавод с двумя КЛ 110 кВ ПС А — Дальзавод

110 2020 ПС 2×40 МВА

АО «ДРСК» Электроснабжение потребителей ОАО «Дальзавод» 1 015

КЛ 2×2,5 км



5.1. ПС 110 кВ Пластун (замена Т-1×10) 110 2015 ПС 1×16 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной

способности тр-ров ПС 61

5.2. ПС 110 кВ Находка (замена 2×Т-40) 110 2015 ПС 2×63 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.3. ПС 110 кВ Шахта-7 (замена Т-1×10) 110 2015 ПС 1×16 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.4. КЛ 110 кВ Бурун — Академическая (перевод на напряжение 110 кВ)

110 2016 КЛ 3,1 км АО «ДРСК» Повышение надежности

электроснабжения потребителей северной части г. Владивостока

135

5.5. ПС 110/6 кВ Академическая 110 2016 ПС 2×16 МВА АО «ДРСК» Повышение надежности


390

5.6. ПС 110 кВ Загородная (замена Т-1×25) 110 2016 ПС 1×40 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.7. ПС 110 кВ Промузел (замена 2×Т-16) 110 2016 ПС 2×40 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.8. ПС 110 кВ Славянка (замена 2×Т-16) 110 2016 ПС 2×25 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.9. ПС 110 кВ Стройиндустрия (замена 2×Т-16) 110 2016 ПС 2×40 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.10.

Реконструкция ПС 110 кВ Голубовка (замена ТТ на ВЛ 110 кВ Восточная/т – Голубовка и ВЛ 110 кВ Широкая – Голубовка))

110 2016 - АО «ДРСК»

Повышение пропускной способности ВЛ при замене

ограничивающего пропускную способность ТТ.

-

5.11. ПС 110 кВ Промысловка (замена 2×Т-16) 110 2017 ПС 2×25 МВА - Повышение пропускной


5.12. ПС 110 кВ Камень—Рыболов (замена 2×Т-16) 110 2017 ПС 2×25 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.13.

ПС 110/6 кВ Ипподром (перевод на напряжение 110 кВ) с ЛЭП 110 кВ Седанка — Ипподром

110 2017 ПС 2×16 МВА

АО «ДРСК» Повышение надежности


385

ЛЭП 1,3 км 15

99

5.14. КЛ 110 кВ Ипподром — Академическая (перевод на напряжение 110 кВ)

110 2017 КЛ 3 км АО «ДРСК» Повышение надежности


130

5.15.

ПС 110 кВ Студгородок (замена 1×Т-10 с заменой на трехобмоточный Т-16) с изменением схемы подключения ПС

110 2017 ПС 1×16 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной способности тр-ров ПС 180

5.16. ПС 110 кВ Молодежная (замена 2×Т-16) 110 2017 ПС 2×25 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.17. ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7 110 2017 ВЛ 14 км АО «ДРСК»

Замена устаревшей ВЛ с повышением пропускной

способности для надежности электроснабжения г. Артема

100

5.18. ВЛ 110 кВ Находка — С-55 с отпайкой на ПС Волчанец 110 2017 ВЛ 50 км АО «ДРСК»

Повышение надежности электроснабжения потребителей и пропускной способности ВЛ

395

5.19. ПС 220 кВ Чугуевка (замена 2×Т-10) 220 2018 ПС 2×25 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.20. ПС 110 кВ Чайка (замена 2×Т-16) 110 2018 ПС 2×40 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.21. ПС 110 кВ А (замена существующих Т-40 и Т-40,5 с установкой третьего Т-40)

110 2018 ПС 3×40 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной способности тр-ров ПС 470

5.22. ВЛ 110 кВ Береговая-1 — Промысловка — С-55 110 2018 ВЛ 19,87 +18,31

км АО «ДРСК»

Повышение надежности электроснабжения потребителей и пропускной способности ВЛ. Модернизация выработавшей

нормативный срок службы ВЛ с заменой устаревшего провода

марки М-70 на большее сечение.

275

5.23. ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Находка/т — Находка 110 2018 ВЛ 35,6 +2×8,3 км АО «ДРСК»

Замена устаревшей ВЛ с повышением пропускной

способности для надежности электроснабжения г. Находка

350

5.24. ПС 110 кВ Арсеньев-1 (замена 1×Т-31,5) 110 2018 ПС 1×40 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.25. ВЛ 110 кВ Западная — Шахта-7 110 2018 ВЛ 6 км АО «ДРСК» Повышение надежности

электроснабжения потребителей 45

100

5.26. ПС 110 кВ Уссурийск-1 (замена существующих Т-31,5) 110 2018 ПС 1×40 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.27. ПС 110 кВ Улисс (замена 2× Т-25) 110 2019 ПС 2×40 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.28. ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Смоляниново/т —Береговая-1 110 2019 ВЛ 24,99+31,5 км АО «ДРСК»

Повышение надежности электроснабжения потребителей и пропускной способности ВЛ. Модернизация выработавшей

нормативный срок службы ВЛ с заменой устаревшего провода

марки М-70 на большее сечение.

410

5.29. ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел 110 2019 ВЛ 24,6 км АО «ДРСК» Повышение надежности электроснабжения потребителей 180

5.30. ПС 110 кВ Кролевцы (замена 1×Т-16) 110 2019 ПС 1×25 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.31. ПС 110 кВ 1Р (замена 2×Т-16) 110 2020 ПС 2×25 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной способности тр-ров ПС 200

5.32. ПС 110 кВ Учебная (замена 2×Т-16) 110 2020 ПС 2×25 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.33. ПС 110 кВ Междуречье (замена Т-1×6,3) 110 2020 ПС 1×10 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.34. ПС 110 кВ Михайловка (замена Т-1×7,5) 110 2020 ПС 1×10 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.35. ПС 110 кВ Барабаш (замена Т-2×6,3) 110 2020 ПС 2×10 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.36. ПС 110 кВ Угольная (замена 2×Т-40) 110 2020 ПС 2×63 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


5.37. ВЛ 110 кВ Промузел — Спутник 110 2020 ВЛ 6,15 км АО «ДРСК» Повышение надежности


5.38. ВЛ 110 кВ Спутник — Чайка 110 2020 ВЛ 6,15 км АО «ДРСК» Повышение надежности электроснабжения потребителей 45

5.39. ВЛ 110 кВ Волна — Чайка 110 2020 ВЛ 8,3 км АО «ДРСК» Повышение надежности электроснабжения потребителей 61

5.40. ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Муравейка 110 2020 ВЛ 0,2 км АО «ДРСК»

Повышение надежности электроснабжения потребителей.

Заменой устаревшего провода марки М-70 (участок 0,2 км) на

большее сечение.

1,5

101

5.41. ВЛ 110 кВ Волна — Чайка (замена провода на участке ВЛ)

110 2020 ВЛ 3,5 км АО «ДРСК» Повышение надежности электроснабжения потребителей 25

5.42. ПС 110 кВ Спутник (замена 2×Т-25) 110 2020 ПС 2×40 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


Итого по объектам расширения и реконструкции 110 кВ 7 789,5

102

Таблица IV–2.4.2. Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 35 кВ и выше на территории Приморского края на период 2015-2020 гг.

№ Наименование объекта Класс

напряже-ния

Год начала и окончания строитель-

ства


мощность АТ, Т, шт,×МВА

Принадлежность Обоснование необходимости строительства


млн руб., (в ценах I кв., 2015 г без

НДС)


1.1. ПС 35 кВ Гавань с КЛ 35 кВ Бурная — Гавань 35 2015

ПС 2×6,3 МВА ОАО «Владивостокский морской торговый

порт»

Повышение надежности электроснабжения

Владивостокского торгового порта

185 КЛ 4,4 км

1.2. КЛ 35 кВ Бурная — Торгпорт 35 2015 КЛ 1,16 км АО «ДРСК»



23

1.3. КЛ 35 кВ Торгпорт — Гавань 35 2015 КЛ 1,75 км АО «ДРСК»



35

1.4. ПС 35 кВ Угольная-2 с двухцепной ВЛ 35 кВ Угольная — Угольная-2

35 2016 ПС 2×16 МВА АО «Восточный

порт»

Электроснабжение углепогрузочного комплекса в

порту Восточном 120

ВЛ 2×1,8 км

1.5. ПС 35 кВ Переход с двухцепной ВЛ 35 кВ Пограничная — Переход

35 2016 ПС 2×4 МВА

ФГУ «Росгранстрой»

Электроснабжение многостороннего автомобильного пункта пропуска Пограничном р-

не

75

ВЛ 2×16 км 125

1.6. КЛ 35 кВ Эгершельд — Гавань 35 2017 КЛ 2×0,56 км АО «ДРСК»

Повышение надежности электроснабжения Приморского

края, увеличение пропускной способности сети

17

1.7. Кабельный заход на ПС Инструментальный завод 35 2017 КЛ 1,3 км АО «ДРСК» Повышение надежности


103

1.8. ПС 35 кВ Поляны с ВЛ 35 кВ Ракитное — Поляны 35 2019

ПС 1×0,4 МВА -

Присоединение п. Поляны к системе централизованного

электроснабжения

25

ВЛ 50 км 290

1.9. Кабельный заход сети 35 кВ на ПС 110 кВ Дальзавод 35 2020 КЛ 2×0,3 км АО «ДРСК» Повышение надежности


1.10. ПС 35 кВ Березовка с ВЛ 35 кВ Извилинка — Березовка 35 2020

ПС 1×0,25 МВА АО «ДРСК»

Присоединение п. Березовка к системе централизованного

электроснабжения

25

ВЛ- 23 км 130



2.1. ПС 35 кВ Соловей Ключ (замена 2×Т-4) 35 2015 ПС 2×6,3 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.2. ВЛ 35 кВ Артемовская — Шахтовая 35 2015 ВЛ 2,85 км АО «ДРСК»

Замена устаревшей ВЛ с увеличением пропускной

способности 17,3

2.3. ВЛ 35 кВ Артемовская ТЭЦ — Шахтовая 35 2015 ВЛ 8 км АО «ДРСК»



2.4. ВЛ 35 кВ Артемовская ТЭЦ — Шкотово 35 2015 ВЛ 8 км АО «ДРСК»



2.5. ВЛ 35 кВ Надеждинская — Шмидтовка 35 2016 ВЛ 12,2 км АО «ДРСК»



2.6. ВЛ 35 кВ Тавричанка — Шмидтовка 35 2016 ВЛ 22,66 км АО «ДРСК»


способности 137

2.7. ПС 35 кВ Заводская (замена 2×Т-6,3) 35 2016 ПС 2×10 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.8. ПС 35 кВ Рудник (замена Т-2,5 и Т-3,2) 35 2016 ПС 2×6,3 МВА -

Повышение пропускной способности тр-ров ПС в связи с

увеличением мощности 43

2.9. ПС 35 кВ Океанская (замена 2×Т-6,3) 35 2017 ПС 2×10 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.10. ПС 35 кВ Тавричанка (замена 2×Т-5,6) 35 2017 ПС 2×10 МВА АО «ДРСК»

В связи с полной амортизацией оборудования и увеличением

нагрузки 58

104

2.11. ВЛ 35 кВ Шкотово — Новороссия с отп. на Насосная-2

35 2017 ВЛ 22,65 км АО «ДРСК» Замена устаревшей ВЛ с увеличением пропускной


2.12. ВЛ 35 кВ Западная — Надеждинская 35 2017 ВЛ 7,5 км АО «ДРСК»



2.13. ПС 35 кВ Город (замена Т-6,3) 35 2017 ПС 1×16 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной способности тр-ров ПС 33,5

2.14. ПС 35 кВ Эгершельд (замена 2×Т-10) 35 2017 ПС 2×16 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.15. ВЛ 35 кВ Давыдовка — Тавричанка 35 2017 ВЛ 5,3 км АО «ДРСК»



2.16. ПС 35 кВ Баневурово (замена 2×Т-2,5) 35 2018 ПС 2×4 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.17. ПС 35 кВ Рыбники (замена Т-5,6) 35 2018 ПС 1×10 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.18. ПС 35 кВ Телецентр (замена 2×Т-10) 35 2018 ПС 2×16 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.19. ПС 35 кВ УМЗ (замена Т-6,3) 35 2018 ПС 1×16 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной способности тр-ров ПС 33,5

2.20. ПС 35 кВ Уборка (замена 2×Т-1,6) 35 2018 ПС 2×2,5 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.21. ПС 35 кВ Бархатная (замена 2×Т-5,6) 35 2018 ПС 2×10 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.22. ПС 35 кВ Суражевка (замена 2×Т-4) 35 2018 ПС 2×6,3 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.23. ПС 35 кВ Угловая (замена 2×Т-10) 35 2018 ПС 2×16 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.24. ПС 35 кВ Инструментальный завод (замена 2×Т-10) 35 2019 ПС 2×16 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.25. ВЛ 35 кВ Полевая — Покровка (замена опор и провода)



2.26. ПС 35 кВ Астафьева (замена 2×Т-3,2) 35 2019 ПС 2×6,3 МВА АО «ДРСК»

В связи с полной амортизацией оборудования и увеличением

нагрузки 43

2.27. ПС 35 кВ Гайдамак (замена 2×Т-6,3) 35 2019 ПС 2×10 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


105

2.28.

ВЛ 35 кВ Липовцы — Дружба — Барано — Оренбургская — Пограничная (замена опор и провода)

35 2019 ВЛ 47 км АО «ДРСК» Замена устаревшей ВЛ с увеличением пропускной


2.29. ВЛ 35 кВ Тайфун — Беневское — Лазо — Сокольчи (замена опор и провода)

35 2018-2020 ВЛ 91,7 км АО «ДРСК» Замена устаревшей ВЛ с увеличением пропускной


2.30. ПС 35 кВ З (замена 2×Т-10) 35 2020 ПС 2×16 МВА АО «ДРСК» В связи с полной амортизацией оборудования и увеличением

нагрузки 57

2.31. ПС 35 кВ Занадворовка (замена 2×Т-1) 35 2020 ПС 2×2,5 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.32. ПС 35 кВ Касатка (замена 2×Т-4) 35 2020 ПС 2×6,3 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.33. ПС 35 кВ Лазурная (замена 2×Т-4) 35 2020 ПС 2×6,3 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной


2.34. ПС 35 кВ Партизан (замена 2×Т-16) 35 2020 ПС 2×25 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной

способности тр-ров ПС 95,2

2.35. ПС 35 кВ Артемовская (замена 2×Т-16) 35 2020 ПС 2×25 МВА АО «ДРСК» Повышение пропускной

способности тр-ров ПС 95,2

2.36. ВЛ 35 кВ Заводская — Угловая (реконструкция участка ВЛ)



2.37. ВЛ 35 кВ Спутник — Угловая (реконструкция участка ВЛ) 35 2020 ВЛ 8,49 км АО «ДРСК»



Всего по объектам расширения и реконструкции 35 кВ 2 708,5

106

Таблица IV–2.4.3. Перечень выводимых из эксплуатации электросетевых объектов на территории Приморского края на период 2015-2020 гг.

№ п/п Наименование объекта, класс напряжения Год вывода

Протяженность ЛЭП, км

Мощность тр-ров ПС,

шт.×МВА 1. В ЫВО Д И М ЫЕ 110 КВ

1.1. ВЛ 110 кВ Западная — Давыдовка 2018 19,5 - Итого по сети 110 кВ 19,5 -

2. В ЫВО Д И М ЫЕ 35 КВ 2.1. КЛ 35 кВ ВТЭЦ-1 — Торгпорт 2015 3,2 - 2.2. КЛ 35 кВ Бурная — Эгершельд 2015 2,7 - 2.3. КЛ 35 кВ Торгпорт — Эгершельд 2015 2,2 - 2.4. ВЛ 35 кВ Бурун — Академическая 2016 2,8 - 2.5. ВЛ 35 кВ Академическая — Ипподром 2017 3 - 2.6. ВЛ 35 кВ Ипподром — отп. на ПС Седанка 2017 1,4 - 2.7. ПС 35 кВ Академическая 2017 - 2×6,3 2.8. ПС 35 кВ Ипподром 2017 - 10 2.9. ПС 35 кВ Надеждинская 2018 - 2×16

Итого по сети 35 кВ 15,3 54,6

IV–2.5. Анализ условий формирования баланса реактивной мощности и определение объема необходимых средств компенсации реактивной мощности и мест их установки для крупных потребителей с учетом роста энергопотребления при присоединении энергопринимающих устройств

Перечень средств компенсации реактивной мощности, установленных на ВЛ и ПС энергосистемы Приморского края представлен в табл. IV–2.5.1.

Таблица IV–2.5.1. Перечень средств компенсации реактивной мощности, установленных на ПС энергосистемы Приморского края на 1.01.2015 г.

Наименование ПС и место установки ИРМ 01.01.2015 г. Примечание

Приморская ГРЭС, шины 500 кВ ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Чугуевка-2 ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Дальневосточная ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС —Хехцир-2

ШР-180 ШР-180 ШР-180 ШР-180

ПС 500 КВ: Дальневосточная, шины 10 кВ 2×СК-100 Чугуевка-2, ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Чугуевка-2 ШР-180 Владивосток, шины 220 кВ УШР-100 Лозовая, шины 500 кВ ВЛ 500 кВ Чугуевка-2 — Лозовая

УШР-180 ШР-180

ПС 220 КВ: Горелое, шины 10 кВ 2×СТК-35

При выполнении электрических расчетов, результаты которых приведены в

Приложении И, выявлена необходимость установки следующих дополнительных средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности:

107

‒ УШР 220 кВ мощностью 63 МВар на ПС 220 кВ Скрытая для компенсации зарядной мощности протяженных ВЛ 220 кВ К — Скрытая и Скрытая — Лесозаводск и поддержания допустимого уровня напряжения в сети;

‒ ШКБ (шунтовых конденсаторных батарей) на шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ Портовая для поддержания допустимых уровней напряжения в нормальных и послеаварийных режимах;

‒ ШКБ на шинах 6 кВ ПС 35/6 кВ Надеждинская для поддержания допустимых уровней напряжения в нормальных и послеаварийных режимах.

Для оптимальной загрузки сетей энергосистемы по реактивной мощности предлагается обеспечить компенсацию реактивной мощности у потребителей со снижением значения tg φ на новых и действующих ПС не выше 0,4.

Расчеты электрических режимов на 2016-2020 гг. выполнены с учетом этих рекомендаций.

IV–3. ДЕТАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ И МАКСИМУМА НАГРУЗКИ ПО ОТДЕЛЬНЫМ ЧАСТЯМ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПРИМОРСКОГО КРАЯ С ВЫДЕЛЕНИЕМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ, СОСТАВЛЯЮЩИХ НЕ МЕНЕЕ 1 % ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ РЕГИОНА И ВЛИЯЮЩИХ НА РЕЖИМ РАБОТЫ ЭНЕРГОРАЙОНА В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

На территории ЭС Приморского края выделено 4 крупных энергорайона по электрическим сетям: Южные ЭС, Центральные ЭС, Западные ЭС и Северные ЭС.

Энергорайон Южных ЭС подразделяется на район г. Владивостока, район г. Находки (с учетом Оборонэнерго), район г. Артема и Хасанский р-н, район между Артемовской ТЭЦ и Партизанской ГРЭС.

Перечень основных крупных энергорайонов Приморского края с указанием электропотребления и максимума электрической нагрузки за 2015-2020 гг. c выделением потребителей, составляющих не менее 1 % потребления электроэнергии Приморского края, представлен в табл. IV–3.1.1.

Таблица IV–3.1.1. Динамика изменения электропотребления, максимума нагрузки крупных энергорайонов (узлов нагрузки) на 2015-2020 гг. с выделением

потребителей, составляющих не менее 1 % потребления электроэнергии № п/п Наименование энергоузла 2015 2016 2017 2018 2019 2020

ЭС ПРИ М О РС КО ГО КР А Я , ВС ЕГО , В Т . Ч . : Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 13 183 13 490 13 948 15 400 15 720 15 960 Максимум нагрузки, МВт 2 383 2 445 2 532 2 755 2810 2855

1. ЮЖ Н Ы Е ЭС Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 8 182 8 425 8 781 9 989 10 259 10 414 Максимум нагрузки, МВт 1 479 1 527 1 594 1 787 1 834 1 863

1.1. р-н г. Владивостока Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 4 034 4 265 4 352 4 461 4 559 4 640 Максимум нагрузки, МВт 729 773 790 798 815 830

1.2. р-н г. Находки Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 802 805 826 866 895 922 Максимум нагрузки, МВт 145 146 150 155 160 165

1.3. р-н г. Артема и Хасанского р-на Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 2 157 2 163 2 358 3 209 3 323 3 326

108

в т. ч. ОАО «Газпром СПГ Владивосток» 73,5 500 500 500 ООО «Морской порт «Суходол» 120 120 170 170 ТОР «Надеждинский» (Промпарк) 60 150 300 ТОР «Порт Зарубино» 170 270 270

Максимум нагрузки, МВт 390 392 428 574 594 595

1.4.

р-н между АТЭЦ и Партизанской ГРЭС Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 1 189 1 192 1 245 1 453 1 482 1 526

в т. ч. ОАО «ДВЗ «Звезда» 185 185 185 Максимум нагрузки, МВт 215 216 226 260 265 273

2.

ЦЕН ТР АЛ Ь Н Ы Е ЭС Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 1 969 1 964 2 011 2 191 2 221 2 264

в т. ч. ТОР «Михайловский» 177 177 177 Максимум нагрузки, МВт 356 356 365 392 397 405

3. ЗАП А Д Н ЫЕ ЭС Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 1 964 1 959 1 972 2 007 2 008 2 040 Максимум нагрузки, МВт 355 355 358 359 359 365

4. СЕВЕ РН ЫЕ ЭС Годовой объем электропотребления, млн кВт·ч 1 068 1 142 1 184 1 213 1 232 1 242 Максимум нагрузки, МВт 193 207 215 217 220 222

Из приведенных данных следует, что в период с 2015 по 2020 год рост

электропотребления наблюдался в крупных энергорайонах г. Владивостока, г. Артема и Хасанского р-на, г. Находки, что свидетельствует о более динамичном развитии промышленного производства и транспорта в этих районах.

Потребность в генерирующей мощности энергорайонов покроется, как за счет собственных существующих электрических станций юга ЭС Приморского края (Артемовская ТЭЦ, Партизанская ГРЭС, Владивостокская ТЭЦ-2, МГТС), так и за счет ввода новых электрических станций и перетока мощности с Приморской ГРЭС, находящейся на севере Приморского края, и ОЭС Востока.

IV–4. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ НА 5-ЛЕТНИЙ ПЕРИОД С ВЫДЕЛЕНИЕМ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ, ВКЛЮЧАЯ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ ПРИМОРСКОГО КРАЯ

Информация по перспективному потреблению тепловой энергии наиболее крупными потребителями Приморского края представлена в табл. IV–4.1.1.

Таблица IV–4.1.1. Прогноз теплопотребления крупных потребителей Приморского края, тыс. Гкал

№ п/п

Наименование предприятия, место расположения (адрес)

Значение по годам, тыс. Гкал 2015 2016 2017 2018 2019 2020

1. ДВФУ, г. Владивосток, о. Русский, п. Аякс, 25 109,34 127,77 127,77 127,77 127,77 127,77

2. ОАО «Славянка», г. Москва, пл. Суворовская, 2, стр. 3 69,04 69,04 69,04 69,04 69,04 69,04

3. ОАО «РЭУ», г. Москва, ул. Поликарпова, 21, корп. 2 68,26 69,76 69,76 69,76 69,76 69,76

4. ФГУП «Дальневосточное», г. Артем, с. Суражевка, ул. Кубанская, 57 55,35 55,35 55,35 55,35 55,35 55,35

5. ДВФУ, г. Владивосток, ул. Суханова, 8 35,49 35,49 35,49 35,49 35,49 35,49

109

6. ФГУП «РСУ» Управления делами Президента Российской Федерации, г. Владивосток, о. Русский, п-ов Житкова

22,06 43,81 43,81 43,81 43,81 43,81

7. ООО «ДЭМ-Лазурное КСП», г. Партизанск, ул. Тепличная, 1а 18,25 18,85 18,85 18,85 18,85 18,85

8. ФКУ «ОСК Восточного военного округа», г. Хабаровск, ул. Серышева, 17 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77

9. ФГБОУ ВПО «ВГУЭС», г. Владивосток, ул. Гоголя, 41 15,05 15,05 15,05 15,05 15,05 15,05

10. ОАО «ЦСД», г. Владивосток, ул. Светланская, 72 13,92 13,92 13,92 13,92 13,92 13,92

11. ФКУ «ЦХиСО УМВД России по Приморскому краю», г. Владивосток, ул. Алеутская, 29/31

13,14 13,14 13,14 13,14 13,14 13,14

12. ОАО «Радиоприбор», г. Владивосток, ул. Калинина, 275 11,77 11,77 11,77 11,77 11,77 11,77

13. ООО «Птицефабрика Уссурийская», г. Артем, п. Артемовский, ул. Ворошилова, 45 10,47 10,47 10,47 10,47 10,47 10,47

14. МГУ им. адм. Г.И. Невельского, г. Владивосток, ул. Верхнепортовая, 50а 10,22 10,22 10,22 10,22 10,22 10,22

15. ФГУП «ГУСС «Дальспецстрой» при Спецстрое России», г. Хабаровск, ул. Дзержинского, 43

6,82 6,82 6,82 6,82 6,82 6,82

16.

Дальневосточная пожарно-спасательная академия — филиал ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский университет ГПС МЧС России», г. Владивосток, о. Русский, п. Аякс, 27

2,73 2,94 2,94 2,94 2,94 2,94

17. ФКУ «ЦХиСО УМВД России по Приморскому краю», г. Владивосток, о. Русский, п. Аякс, 25

0,73 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74

18. КГУП «Приморский водоканал», г. Владивосток, о. Русский, п-ов Саперный 0,49 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51

Информация по перспективному потреблению тепловой энергии системами

теплоснабжения муниципальных образований Приморского края представлена в табл. IV–4.1.2.

Таблица IV–4.1.2. Прогноз теплопотребления крупными системам теплоснабжения муниципальных образований Приморского края, тыс. Гкал

№ п/п Наименование Значение по годам

2015 2016 2017 2018 2019 2020 1. г. Владивосток 4 869,95 4 929,79 5 017,12 5 696,72 5 563,60 5 560,35 2. г. Арсеньев 318,95 320,97 324,68 330,07 337,14 345,89 3. г. Артем 764,25 764,25 764,25 1 300,85 1 348,05 1 395,25 4. г. Большой Камень 243,16 251,53 257,96 265,53 309,07 309,07 5. г. Дальнегорск 227,70 227,70 227,70 227,70 227,70 227,70 6. г. Дальнереченск 101,16 108,69 125,71 251,05 251,05 251,05 7. г. Лесозаводск 155,00 158,10 161,20 164,30 167,40 170,49 8. г. Находка 655,31 662,82 671,23 822,44 822,44 1 409,74 9. г. Партизанск 348,09 348,48 348,48 348,48 348,48 348,48 10. г. Спасск-Дальний 220,71 208,48 218,49 228,39 238,40 248,30 11. г. Уссурийск 1 037,14 1 116,42 1 195,70 1 274,98 1 354,26 1 433,54 12. г. Фокино 135,15 134,45 136,55 138,64 140,74 142,83 13. пгт Лучегорск 277,82 280,49 280,49 280,49 280,49 280,49

Прогноз потребности в тепловой энергии выполнен на основании

существующих прогнозов теплопотребления, утвержденных схем теплоснабжения

110

муниципальных образований Приморского края, а также анализа тенденций в потреблении тепловой энергии за последние годы.

Итоговые результаты по прогнозу потребления тепловой энергии на территории Приморского края сведены в табл. IV–4.1.2 и на рис. IV–4.1.1.

Таблица IV–4.1.3. Прогноз потребления тепловой энергии в Приморском крае № п/п Показатель Единица

измерения Значение по годам

2015 2016 2017 2018 2019 2020

1. Потребление теплоэнергии тыс. Гкал 10 739,6 10 897,4 11 114,8 12 714,9 12 774,0 13 508,4

2. Абсолютный прирост теплопотребления тыс. Гкал 416,0 157,8 217,4 1 600,1 59,2 734,4

3. Среднегодовые темпы прироста % 4,03 1,47 1,99 14,40 0,47 5,75

Рисунок IV–4.1.1. Объемы потребления тепловой энергии, которые могут быть обеспечены за счет когенерации тепловой и электрической энергии

В результате анализа исходных данных и произведения расчетов было определено, какая часть суммарного потребления тепловой энергии Приморского края может быть обеспечена электростанциями. На основании этой информации был составлен прогноз отпуска теплоэнергии от ТЭС (включая котельные генерирующих компаний) на период до 2020 года, который представлен в табл. IV–4.1.3.

Таблица IV–4.1.4. Прогноз отпуска тепловой энергии в разрезе источников тепловой энергии на период до 2020 года, тыс. Гкал

№ п/п Показатель Значение по годам 2015 2016 2017 2018 2019 2020

1. Отпуск теплоэнергии, всего, в том числе: 10 739,6 10 897,4 11 114,8 12 714,9 12 774,0 13 508,4

1.1. от ТЭС, всего, в том числе: 4 191,7 4 240,9 4 240,9 5 567,2 6 021,9 6 111,6 1.1.1. Владивостокская ТЭЦ-2 2 790,0 2 016,0 2 011,0 2 007,0 2 000,0 2 000,0 1.1.2. Артемовская ТЭЦ 744,5 744,5 744,5 744,5 744,5 744,5 1.1.3. Партизанская ГРЭС 230,2 230,2 230,2 230,2 230,2 230,2

111

1.1.4. Приморская ГРЭС 277,8 280,5 280,5 280,5 280,5 280,5 1.1.5. Уссурийская ТЭЦ 468,9 548,1 1.1.6. ГТУ-ТЭЦ «Восточная» 774,0 779,0 783,0 790,0 790,0 1.1.7. ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» 789,7 728,3 691,5 1.1.8. ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» 536,6 583,8 631,0 1.1.9. Мини-ТЭЦ о. Русский 149,2 195,8 195,8 195,8 195,8 195,8

1.1.10. ТЭС «ВНХК» 587,3

1.2. от котельных энергокомпаний, всего, в том числе: 1 425,0 1 425,0 1 425,0 1 425,0 1 425,0 1 425,0

1.3. от муниципальных котельных 4 501,5 4 610,0 4 827,4 5 101,2 4 887,4 4 944,8 1.4. от блок-станций 616,4 616,4 616,4 616,4 434,8 587,5

Характеристика того, какая часть суммарного потребления тепловой энергии

Приморского края может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии, представлена на рис. IV–4.1.2.

Рисунок IV–4.1.2. Объемы потребления тепловой энергии, которые могут быть обеспечены за счет когенерации тепловой и электрической энергии

На период с 2015 по 2020 год перевод крупных котельных в ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ не планируется; предусматривается строительство следующих теплоисточников:

‒ ПГУ-ТЭЦ на площадке Владивостокской ТЭЦ-2; ‒ ГТУ-ТЭЦ «Восточная» на площадке ЦПВБ; ‒ ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» во Владивостокском ГО; ‒ ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» в Артемовском ГО; ‒ Уссурийской ТЭЦ в Уссурийском ГО; ‒ ТЭС «ВНХК» в Находкинском ГО.

112

IV–5. ПЕРЕЧЕНЬ ПЛАНИРУЕМЫХ К СТРОИТЕЛЬСТВУ И ВЫВОДУ ИЗ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ХОЗЯЙСТВУЮЩИМИ СУБЪЕКТАМИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ МОЩНОСТЬЮ НЕ МЕНЕЕ 5 МВТ НА 5-ЛЕТНИЙ ПЕРИОД С УКАЗАНИЕМ ОСНОВАНИЙ ВКЛЮЧЕНИЯ В ПЕРЕЧЕНЬ ДЛЯ КАЖДОГО ОБЪЕКТА С УЧЕТОМ МАКСИМАЛЬНОГО РАЗВИТИЯ КОГЕНЕРАЦИИ . ОБОСНОВАНИЕ ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ВВОДУ НОВЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ (НОВЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ , ТЕПЛОВАЯ НАГРУЗКА , БАЛАНСОВАЯ НЕОБХОДИМОСТЬ)

Установленная мощность электростанций на территории Приморского края обеспечит покрытие максимума нагрузки, расчетного (необходимого) резерва мощности с учетом возможности получения и необходимости выдачи мощности в соседние энергосистемы.

Перечень новых и расширяемых электростанций мощностью более 5 МВт (включая электростанции, на которых осуществляют замену оборудования) представлен в табл. IV–5.1.1.

Объемы вывода из эксплуатации оборудования на 5-летний период (в том числе в длительную консервацию) представлены в табл. IV–5.1.2.

113

Таблица IV–5.1.1. Перечень новых и расширяемых электростанций Приморского края на 5-летний период

№ п/п

Наименование электростанции Принадлеж-ность к

компании

Год ввода Вид топлива Обоснование

необходимости ввода

Вводимая мощность,

МВт (Гкал/ч)


Удельные капитало-вложения,

тыс. руб./кВт

Номер блока, тип оборудования

1. ПГУ-ТЭЦ на площадке Владивостокской ТЭЦ-2 420 (290)

г. Владивосток 93,6 1.1. 7 ПГУ-210

АО «ДГК» 2018 газ природный

Замена оборудования, отработавшего ПР, покрытие дефицита электроэнергии и

теплоэнергии

210 (145)

1.2. 8 ПГУ-210 2019 газ природный 210 (145)

2. ГТУ-ТЭЦ «Восточная» на площадке ЦПВБ 140 (420)

г. Владивосток 69,5 2.1. 1 ГТУ LM6000 HF Sprint

АО «ДГК» 2016 газ природный Покрытие дефицита

электроэнергии и теплоэнергии для новых

потребителей

46,5 (140) 2.2. 2 ГТУ LM6000 HF Sprint 2016 газ природный 46,5 (140) 2.3. 3 ГТУ LM6000 HF Sprint 2016 газ природный 46,5 (140) 3. ГТУ-ТЭЦ «Змеинка»4 51,4 (156,3)

г. Владивосток 197,8 3.1. 1 GPB180D

АО «ДГК» 2018 газ природный Покрытие дефицита

электроэнергии и теплоэнергии для новых

потребителей ВГО

17,14 3.2. 2 GPB180D 2018 газ природный 17,14 3.3. 3 GPB180D 2018 газ природный 17,14 4. ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка»5 69,8 (301,2)

г. Артем 185,2 4.1. 1 GPB180D

АО «ДГК»

2018 газ природный Покрытие дефицита электроэнергии и

теплоэнергии для новых потребителей ВГО и АГО

17,44 4.2. 2 GPB180D 2018 газ природный 17,44 4.3. 3 GPB180D 2018 газ природный 17,44 4.4. 4 GPB180D см. прим. 5 газ природный 17,44

4 — Запланирован поэтапный ввод в эксплуатацию ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» (51,4 МВт, 156,3 Гкал/ч): 1-й этап (в 2018 году) — 3×ГТУ+3×КУВ+2×ПВК проектной мощностью 51,4 МВт и 99,5 Гкал/ч; 2-й этап (будет определен в соответствии с динамикой прироста тепловых нагрузок потребителей) — 4×ПВК проектной мощностью 17,4 МВт и 56,8 Гкал/ч. ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» учтена в работе для покрытия тепловых нагрузок, но в перспективных балансах электроэнергии и мощности не участвует. 5 — Запланирован поэтапный ввод в эксплуатацию ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» (69,8 МВт, 301,2 Гкал/ч): 1-й этап (в 2018 году) — 3×ГТУ+3×КУВ+3×ПВК проектной мощностью 52,3 МВт и 174,4 Гкал/ч; 2-й этап (будет определен в соответствии с динамикой прироста тепловых нагрузок потребителей) — 1×ГТУ+1×КУВ+3×ПВК проектной мощностью 17,5 МВт и 126,9 Гкал/ч. ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» учтена в работе для покрытия тепловых нагрузок, но в перспективных балансах электроэнергии и мощности не участвует.

114

5. ТЭС «ВНХК» 520 (590)

г. Находка 65,0

5.1. 1 ПГУ PG 6111FA

ЗАО «ВНХК»

2020 газ природный

Электроснабжение ЗАО «ВНХК»

77 (18) 5.2. 2 ПГУ PG 6111FA 2020 газ природный 77 (18) 5.3. 3 ПГУ PG 6111FA 2020 газ природный 77 (18) 5.4. 4 ПГУ PG 6111FA 2020 газ природный 77 (18) 5.5. 5 ПГУ PG 6111FA 2020 газ природный 77 (18) 5.6. 6 ПТ 50/75-12,8/4,2/1,6 2020 газ природный 45 (166) 5.7. 7 ПТ 50/75-12,8/4,2/1,6 2020 газ природный 45 (166) 5.8. 8 ПТ 50/75-12,8/4,2/1,6 2020 газ природный 45 (166)

Таблица IV–5.1.2. Перечень демонтируемых энергоблоков (электростанций) Приморского края на 5-летний период

№ п/п

Наименование электростанции Принадлежность

к компании Год демонтажа (консервации) Вид топлива

Выводимая мощность, МВт

(Гкал/ч)

Вид демонтажа (окончательный или под

замену), для консервации — год вывода

Место расположения Номер блока, тип

оборудования 1. Владивостокская ТЭЦ-2 283 (506) -

г. Владивосток

1.1. 3 Т-105-115

АО «ДГК»

2019 газ, уголь, нефтетопливо 105 (168) окончательный

1.2. 1 Р-80-115 2020 газ, уголь, нефтетопливо 80 (178) окончательный

1.3. 2 Р-98-115 2020 газ, уголь, нефтетопливо 98 (160) окончательный

2. Партизанская ГРЭС 41 - г. Партизанск 2.1. 3 К-41/50-90-6 АО «ДГК» 2015 уголь,

нефтетопливо 41 окончательный

115

Прогноз изменения мощности действующих электростанций представлен в табл. IV–5.1.3 и на рис. IV–5.1.1.

Таблица IV–5.1.3. Динамика остающейся в эксплуатации мощности действующих электростанций Приморского края, МВт

№ п/п Показатель Значение по годам

2014 (факт)

2015 2016 2017 2018 2019 2020

1. Всего, в том числе: 2 662 2 656 2 656 2 656 2 656 2 551 2 373

1.1. ТЭС филиала АО «ДГК» — «Приморская генерация» 1 100 1 094 1 094 1 094 1 094 989 811

1.1.1. Артемовская ТЭЦ 400 400 400 400 400 400 400 1.1.2. Владивостокская ТЭЦ-2 497 497 497 497 497 3926 2144 1.1.3. Партизанская ГРЭС 203 197 197 197 197 197 197 1.1.4. МГТЭС 45 45 45 45 45 45 45

1.2. ТЭС филиала АО «ДГК» — «ЛуТЭК» 1 467 1 467 1 467 1 467 1 467 1 467 1 467

1.2.1. Приморская ГРЭС 1 467 1 467 1 467 1 467 1 467 1 467 1 467 1.3. ТЭС АО «ДВЭУК» 50 50 50 50 50 50 50

1.3.1. Мини-ТЭЦ о. Русский 50 50 50 50 50 50 50

Рисунок IV–5.1.1. Прогноз изменения суммарной мощности действующих электростанций Приморского края, МВт

6 — При умеренно-оптимистичном варианте электропотребления.

116

IV–6. ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ ПРИМОРСКОГО КРАЯ НА ОСНОВЕ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (ВИЭ) И МЕСТНЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА

IV–6.1. Предложения по вводу ВЭИ

IV–6.1.1. Ветропарк «Поворотный» Мыс Поворотный расположен в районе г. Находки и Партизанского района.

Данный объект является наиболее изученным с точки зрения проектных решений. Район м. Поворотный является аномально ветреным — среднегодовая скорость ветра на стандартной высоте анемометра до 7 м/с.

Назначение: подпор конечных точек сетей 110 кВ порта Восточный, ВСТО Козьмино, предполагаемого строительства ВНХК и иных объектов. Портовая инфраструктура развита, нет необходимости в строительстве протяженных ЛЭП за счет подключения кластеров ВЭУ к имеющимся в непосредственной близости ВЛЭП 110 и 35 кВ.

Первая очередь состоит из пяти кластеров. Предварительно определены точки установки ВЭУ, определен усредненный

КИУМ ВЭУ в 30,41 % аналитическими методами. Определены точки установки ветроизмерительных комплексов, учитывающие их репрезентативность для района установки ветропарка.

Таблица IV–6.1.1. Установленная мощность первой очереди ветропарка

Ветропарк, кластер Кол-во ВЭУ Уст. мощность, МВт ВП «Поворотный», всего, в том числе: 59 188,8

Кл. Поворотный 17 54,4 Кл. Озерный хребет 13 41,6 Кл. Крылов 5 16,0 Кл. Козьмин 6 19,2 Кл. Врангель 18 57,6

Установленная мощность при использовании 59 ВЭУ мощностью 2,85 МВт

(GE2.85-100) будет составлять 168 МВт. С учетом результатов изысканий, уклонов подъездных путей, возможностей землеотвода, и т. д. возможен вариант на 120-130 МВт.

Таблица IV–6.1.2. Ориентировочный объем инвестиций (в ценах 2015 года)

Базовые ВЭУ Удельные затраты Всего

евро/кВт руб./кВт млн евро млн руб.

GE3.2-103 1 446 94 858 273 17 909

117

Данные капзатраты включают:

‒ строительство внутриплощадочных сетей 10 (35) кВ, перемычек и ТП СВМ; ‒ подготовительные работы; ‒ проектно-изыскательские работы.

В стоимость ПИР, ориентировочно 5 % от индикаторной сметной стоимости объекта (890-900 млн руб. с НДС), входит полный перечень инженерно-геологических, геофизических, экологических и аэрологических изысканий (ветромониторинг), разработка проектной и рабочей документации, содействие инвестору во взаимодействии с местными властями и в прохождении государственной экспертизы:

Ожидаемая себестоимость электроэнергии в ценах 2015 года при сроке службы 20 лет составляет ~ 4,76 руб./кВт·ч, простой срок окупаемости при тарифе 5,0 руб./кВт·ч составит 7,12 года.

IV–6.1.2. Ветропарк «Пластун» Тернейский район запитан от ПС «Высокогорск» отпаечного типа от ЛЭП 220

кВ. Трансформаторная мощность 20 МВА, реконструирована в 2013 году. В поселке имеется три фидера по уровню 110 кВ через г. Дальнегорск — г. Рудная Пристань. Основной потребитель — ОАО «Тернейлес», четыре деревообрабатывающих завода. Однако Общество имеет собственную генерацию — ТЭС 6 МВт на древесных отходах.

Ожидаемый КИУМ ВЭС 23 %.

Таблица IV–6.1.3. Установленная мощность ветропарка

Ветропарк Кол-во ВЭУ Уст. мощность, МВт

ВП «Пластун» 7 22,4




GE3.2-103 1 750 114 800 39,2 2 572

Ожидаемая себестоимость электроэнергии в ценах 2015 года при сроке службы

20 лет составляет ~ 5,44 руб./кВт·ч, простой срок окупаемости при тарифе 6,0 руб./кВт·ч составит 9,5 года.

IV–6.1.3. Ветропарк Славянка Западное побережье Амурского залива является менее ветреным по сравнению

с восточным. Среднегодовая скорость ветра на стандартной высоте анемометра колеблется от 4,2 до 5,1 м/с на побережье с резким снижением при отступлении от береговой линии (Краскино, 2,9 м/с).

Ожидаемый КИУМ ВЭС 19%.

118


Ветропарк, кластер Кол-во ВЭУ Уст. мощность, МВт

ВП «Славянка» 14 44,8




GE3.2-103 1 650 108 240 73,9 4 849


20 лет составляет ~ 5,92 руб./кВт·ч, простой срок окупаемости при тарифе 6,5 руб./кВт·ч составит 10 лет.

IV–6.1.4. Ветропарк «Русский» На о. Русском сетевая структура по уровню 220 и 110 кВ развита. На о. Попова

отсутствуют соответствующие причальные сооружения, требуется строительство ВЛЭП-35 либо подводного кабельного перехода через пролив Старка.

Ожидаемый КИУМ ВЭС 30%.


Ветропарк, кластер Кол-во ВЭУ Уст. мощность, МВт

ВП «Русский» 117 35,2




GE3.2-103 1 705 111 848 60,0 3 937


20 лет составляет ~ 5,92 руб./кВт·ч, простой срок окупаемости при тарифе 6,0 руб./кВт·ч составит 7,09 года.

Общие финансовые показатели ветропарков

Возврат инвестиций определяется следующими нормативными и рыночными параметрами:

‒ Таможенный НДС и таможенная пошлина по коду ТН ВЭД ТС 8502 31 000 0 «Ветроэнергетические электрогенераторные

7 — Возможно доведение до 20.

119

установки» отсутствуют согласно Постановлению Правительства РФ от 30 апреля 2009 г. № 372 «Об утверждении перечня технологического оборудования (в том числе комплектующих и запасных частей к нему), аналоги которого не производятся в Российской Федерации, ввоз которого на территорию Российской Федерации не подлежит обложению налогом на добавленную стоимость» с изменениями и дополнениями от: 5, 28 ноября 2009 г., 27 февраля, 2 марта, 13 апреля, 15 июля, 5 октября, 17 декабря 2010 г., 11 марта, 25 апреля, 10 июня, 6 июля, 31 августа, 27 сентября 2011 г., 6 февраля, 6 марта, 16 апреля, 25 мая, 18 июня, 3, 4 августа, 8 ноября 2012 г., 30 января, 3 апреля, 15 мая 2013 г.;

‒ Тариф для ветропарков может быть установлен в размере 6,0 руб. в текущих ценах (по предварительным расчетам, данный тариф превышает себестоимость);

‒ Выплаты (покупка мощностей) по РП № 861 и ПП № 449 в размере примерно $ 2 000 за 1 кВт уст. в течение 10 лет равными долями, что компенсирует до 90 % инвестиций для условий ДВ;

‒ Компенсация стоимости подключения к сетям в соответствии с ФЗ №250 от 04.11.2007 г.

При данных нормативных параметрах, ориентировочные сроки окупаемости ветропарков составляют ~ 6,82 лет при сроке службы 20 лет, возможно продление до 25 лет. Остаточная стоимость ОС на конец эксплуатации 29-31 % за счет большего срока службы башен и ФО.

IV–6.1.5. Перспективы солнечной энергетики в Приморском крае Приморский край обладает наиболее высокими в ДФО значениями инсоляции,

показатели нормальной солнечной иррадиации (DNI) в Приморье составляют 3,8-4 кВт·ч/м2. Такого значения солнечной активности достаточно, чтобы обеспечить среднегодовой КИУМ солнечной электростанции (СЭС) не менее 15 %.

Строительство СЭС перспективно в первую очередь в тех населенных пунктах, в которых электроэнергия вырабатывается дизельными электростанциями (ДЭС). Солнечная электростанция работает совместно с ДЭС, замещая часть ее выработки в дневные периоды и, таким образом, экономя дизельное топливо.

Возврат инвестиций в проекты СЭС достигается за счет сохранения эффектов экономии дизельного топлива в составе тарифов на электроэнергию на период окупаемости проекта. При средней топливной составляющей 12,0-14,0 руб./кВт·ч окупаемость проектов СЭС оценивается в 7-12 лет.

Остальные параметры проектов будут определены в ходе проведения дальнейшего исследования потенциала ресурса проектов ВИЭ.

IV–6.2. Перечень ВЭИ, предлагаемых к вводу На ближайший 5-летний период также предлагается строительство микро-ГЭС

в п. Терней Тернейского района Приморского края. Сведения о развитии (новом строительстве, расширении) электростанций,

использующих возобновляемые источники энергии и местные виды топлива представлены в табл. IV–6.2.1 и IV–6.2.2 соответственно.

120

Таблица IV–6.2.1. Перечень новых и расширяемых электростанций, использующих ВИЭ Приморского края, на 5-летний период

№ п/п

Наименование электростанции Принадлежность к

компании Год

ввода Вид ВИЭ Вводимая мощность,

МВт

Гарантированная мощность в

максимум нагрузки


Удельные капиталовложения,

тыс. руб./кВт Номер блока, тип оборудования

1. Микро-ГЭС «Терней» ЗАО «ПИК ЭЛБИ» 2017 Микро-ГЭС 2,1 2,1 Тернейский р-н, п. Терней 380,96

2. ВП «Поворотный»

General Electric

2017 ВЭС 188,8 188,8 г. Находка 94,86

3. ВП «Пластун» 2018 ВЭС 22,4 22,4 Тернейский р-н, пгт Пластун 114,80

4. ВП «Славянка» 2019 ВЭС 44,8 44,8 Хасанский р-н пгт Славянка 108,24

5. ВП «Русский» 2020 ВЭС 35,2 35,2 г. Владивосток, о. Русский 111,85

6. СЭС с. Поляны н.д. 2019 СЭС 0,125 н.д. Дальнереченский р-н, с. Поляны н.д.

7. СЭС с. Мельничное н.д. 2019 СЭС 0,3 н.д. Красноармейский

р-н, с. Мельничное

н.д.

8. СЭС с. Молодежное н.д. 2019 СЭС 0,2 н.д. Красноармейский

р-н, с. Молодежное

н.д.

9. СЭС с. Глазовка н.д. 2019 СЭС 0,02 н.д. Лесозаводский г. о., с. Глазовка н.д.

10. СЭС с. Красный Яр н.д. 2019 СЭС 0,2 н.д. Пожарский р-н, с. Красный Яр н.д.

11. СЭС с. Соболиное н.д. 2019 СЭС 0,35 н.д. Пожарский р-н, с. Соболиное н.д.

12. СЭС с. Заветное н.д. 2019 СЭС 0,04 н.д. Чугуевский р-н, с. Заветное н.д.

13. ВЭС п. Светлая н.д. 2016 3 ВЭС 0,825 н.д. Тернейский р-н, п. Светлая н.д.

14. ВЭС п. Амгу н.д. 2017 2 ВЭС 0,55 н.д. Тернейский р-н, п. Амгу н.д.

15. ВЭС с. Малая Кема н.д. 2017 1 ВЭС 0,275 н.д. Тернейский р-н, с. Малая Кема н.д.

16. ВЭС п. Посьет н.д. 2018 10 ВЭС 20 н.д. Хасанский р-н, Посьетское г. п. н.д.

121

17. ВЭС п. Зарубино/ с. Андреевка н.д. 2018 10 ВЭС 20 н.д. Хасанский р-н,

Зарубинское г. п. н.д.

18. ВЭС о. Попова н.д. 2017 2 ВЭС 0,6 н.д. о. Попова н.д.

Таблица IV–6.2.2. Перечень новых и расширяемых электростанций, использующих местные виды топлива Приморского края, на 5-летний период

№ п/п

Наименование электростанции Принадлежность

к компании Год

ввода

Вводимая мощность,

МВт Вид топлива Расположение

месторождения


электростанции

Удельные капиталовложения,

тыс. руб./кВт Номер блока, тип оборудования

1. Артемовская ТЭЦ-2 240 бурый уголь Приморский

Липовецкое, Суражевское г. Артем 133,7 1.1. 1 Т-120/140-12,8-2 АО «ДГК» 2019 120

1.2. 2 Т-120/140-12,8-2 2019 120

122

IV–7. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОЙ БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ (ПО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ) НА 5-ЛЕТНИЙ ПЕРИОД

При формировании перспективных балансов электроэнергии Приморского края потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории энергосистемы Приморского края и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

На основе прогнозируемой потребности в генерирующей мощности и динамики развития установленной мощности электростанций составлены балансы мощности ЭС Приморского края на 2015-2020 гг.

Расчетный резерв мощности для энергосистемы Приморского края принят исходя из загрузки электрических станций в режимах работы зимнего максимума энергосистемы в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем.

При оценке общей балансовой ситуации энергосистемы учтены ограничения мощности, представляющие собой разность между установленной и располагаемой мощностью, которую может развивать оборудование в период зимнего максимума нагрузки.

В рассматриваемый период до 2020 года принят экспорт мощности и электроэнергии из ЭС Приморского края в КНДР. Предусматривается реализация экспорта мощности и электроэнергии с поставкой на уровне 2020 года в объеме 40 МВт и 0,2 млрд кВт·ч.

Прогнозный баланс мощности ЭС Приморского края для умеренно-оптимистичного варианта развития на период до 2020 года представлен в табл. IV–7.1.1, для базового и умеренно-оптимистичного вариантов — в Приложении Б.

Таблица IV–7.1.1. Баланс мощности энергосистемы Приморского края на период до 2020 года

Показатель Ед. изм. отчет-ный год

2015 2016 2017 2018 2019 2020

ПО ТРЕБ Н О С ТЬ Максимум нагрузки тыс. кВт 2 263 2 383 2 445 2 532 2 755 2 810 2 855 Передача мощности тыс. кВт 40 Расчетный резерв мощности тыс. кВт 498 644 691 626 491 526 623 Оборудование в ремонте тыс. кВт 133 ИТОГО потребность тыс. кВт 2 894 3 027 3 136 3 158 3 246 3 336 3 518 ПО КРЫ ТИ Е Установленная мощность ТЭС тыс. кВт 2 612 2 656 2 796 2 796 2 901 2 933 3 453 Располагаемая мощность на час максимума нагрузки тыс. кВт 2 612 2 656 2 796 2 796 2 796 2 901 2 933

Получение мощности тыс. кВт 282 371 340 362 450 435 585 ИЗБЫТОК (+) / ДЕФИЦИТ (-) тыс. кВт -282 -371 -340 -362 -450 -435 -585

Из результатов баланса мощности ЭС Приморского края следует, что при

принятых уровнях потребности в электроэнергии и развития генерирующих мощностей энергосистема дефицитна по мощности и электроэнергии, как в настоящее время, так и на перспективу до 2020 года.

123

Баланс электроэнергии ЭС Приморского края представлен в табл. IV–7.1.2.

Таблица IV–7.1.2. Баланс электроэнергии энергосистемы Приморского края на период до 2020 года

Показатель Ед. изм. отчет-ный год

2015 2016 2017 2018 2019 2020

ПО ТРЕБ Н О С ТЬ Электропотребление млн кВт·ч 12 545 13 183 13 490 13 948 15 400 15 720 15 960 Передача электроэнергии млн кВт·ч 220 ИТОГО потребность млн кВт·ч 12 545 13 183 13 490 13 948 15 400 15 720 16 180 ПО КРЫ ТИ Е Выработка электроэнергии ТЭС, в том числе: млн кВт·ч 9 921 10 880 11 390 11 400 11 650 12 290 12 400

Конденсационные агрегаты млн кВт·ч 5 870 5 650 5 650 5 650 5 650 5 650 5 650

Теплофикационные агрегаты млн кВт·ч 4 051 5 230 5 740 5 750 6 000 6 540 6 750

Получение электроэнергии млн кВт·ч 2 624 2 303 2 100 2 548 3 750 3 430 3 780 ЧИ С Л О Ч А С О В И С П О Л Ь ЗО В АН И Я У С Т АН О ВЛ ЕН Н О Й М О Щ Н О С ТИ ЭЛ ЕКТ РО С Т АН Ц И Й :

ТЭС, из них: ч/год 3 798 4 100 4 070 4 080 4 170 4 200 4 230 Конденсационные агрегаты ч/год 3 570 3 488 3 488 3 488 3 488 3 488 3 488

Теплофикационные агрегаты ч/год 4 181 5 048 4 881 4 889 5 102 5 105 5 141

Дефицит электроэнергии ЭС Приморского края в период с 2015 по 2020 год

составит 2,1-3,9 млрд кВт·ч и будет покрываться перетоком из ОЭС Востока. Число часов использования установленной мощности в период с 2015 по 2020

год составит 3 800-4 230.

IV–8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 35/110 КВ И ВЫШЕ ЭС ПРИМОРСКОГО КРАЯ ПО ГОДАМ 2016-2020 ГГ. НА ОСНОВАНИИ РАСЧЕТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СЕТИ ДЛЯ КАЖДОГО ВАРИАНТА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ

Основные направления развития электрической сети напряжением 110-35 кВ и выше Приморского края сформированы на основании расчетов электрических режимов, выполненных в настоящей работе для рассмотренных вариантов электропотребления («базового» и «умеренно-оптимистичного»).

При составлении программы развития электрических сетей 110 кВ и выше на территории Приморского края учтены:

‒ Инвестиционная программа и перспективные планы развития филиала ПАО «ФСК ЕЭС» — МЭС Востока;

‒ Перечень инвестиционных проектов на период реализации инвестиционной программы филиала АО «ДРСК» — «Приморские ЭС» на 2012-2017 гг.;

‒ «Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы», утв. приказом Минэнерго России от 01.08.2014 г. № 495.

124

Карта-схема электрических сетей Приморского края напряжением 35 кВ и выше, как существующих, так и намечаемых к сооружению до 2020 года, приведена в Приложении Е.

Карты-схемы электрических сетей городов Приморского края напряжением 35 кВ и выше, как существующих, так и и намечаемых к сооружению до 2020 года, приведены:

‒ для г. Владивостока — в Приложении Ж л. 1; ‒ для г. Артема — в Приложении Ж л. 2; ‒ для г. Уссурийска — в Приложении Ж л. 3; ‒ для г. Находки — в Приложении Ж л. 4; ‒ для г. Партизанска — в Приложении Ж л. 5.

Развитие электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Приморского края в период 2016-2020 гг. определяется решением следующих основных задач:

‒ повышением надежности функционирования энергосистемы; ‒ осуществлением реконструкции и техперевооружения морально и

физически устаревших, исчерпавших пропускную способность электросетевых объектов 110 кВ и выше, состояние которых не отвечает современным нормативным требованиям по надежности электроснабжения потребителей;

‒ обеспечением электроснабжения (присоединения) новых потребителей на всех классах напряжения;

‒ выдачей мощности вновь вводимых электростанций — ГТУ-ТЭЦ на площадке ЦПВБ (ГТУ-ТЭЦ «Восточная») и ПГУ-ТЭЦ на площадке Владивостокской ТЭЦ-2 в г. Владивостоке;

‒ присоединением к системе централизованного электроснабжения (к ЭС) изолированных от энергосистемы потребителей;

‒ организацией поставок электроэнергии и мощности из Приморского края в ТЭЗ «Рассон» КНДР.

1. Реконструкция следующих электросетевых объектов позволяет повысить надежность электроснабжения и устранить возможные ограничения нагрузки потребителей, требуемые без ввода этих объектов:

сети 220 кВ

район Приморская ГРЭС — ПС Лесозаводск — ПС Спасск

1.1. Выполнить реконструкцию следующих устаревших, исчерпавших срок службы и пропускную способность электросетевых объектов:

‒ ПС 220/110/35 кВ И с заменой схемы подключения ПС к двухцепной ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС — Лесозаводск (с «ответвительной» на «заход-выход» ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС — Лесозаводск);

‒ ПС 220/ 35/10 кВ Лесозаводск с увеличением трансформаторной мощности 2×20 на 2×40 МВА.

Срок эксплуатации трансформаторов, установленных на ПС Лесозаводск, составляет 42 года, загрузка одного трансформатора в послеаварийном режиме отключения другого достигает ~ 137-110 % от номинальной мощности при уровне

125

нагрузок зимнего к.д.з. 2012-2014 гг. (допустимая ПТЭ кратковременная загрузка трансформаторов — 130 %).

Замена трансформаторов на ПС Лесозаводск обеспечивает возможность подключения к ним новых потребителей и позволяет снять ограничения нагрузки в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов на величину до 10 МВт в 2018-2020 гг.

Реконструкция ПС И (с вводом в 2016 г.) и ПС Лесозаводск (с вводом в 2018 г.) включена в инвестиционную программу ПАО «ФСК ЕЭС».

район г. Находки

1.2. Перевести питание ПС 220 кВ Козьмино, которая присоединена по схеме «заход-выход» к ВЛ 220 кВ Широкая - Лозовая, на постоянную схему - к ПС 500/220 кВ Лозовая. При этом требуется: отключить заход на ПС Козьмино от действующей ВЛ 220 кВ Широкая - Лозовая и продлить его до ПС Лозовая (12 км).

Объект включен в инвестиционную программу МЭС Востока с вводом в 2015 г. 1.3. Ввести выносное РУ 220 кВ на ПС Находка с заходом на него новой ЛЭП

220 кВ Широкая — Лозовая для оптимального распределения мощности от ПС 500 кВ Лозовая, а также для разгрузки сети 110 кВ и повышения надежности электроснабжения потребителей района г. Находка. Кроме того, сооружение новой ЛЭП 220 кВ Широкая — Лозовая позволит произвести реконструкцию существующей ВЛ 220 кВ на этом направлении.

Перевод основного центра питания города — ПС 110 кВ Находка — на напряжение 220 кВ с сооружением выносного РУ 220 кВ обоснован невозможностью сооружения новой ПС 220 кВ в центре нагрузки г. Находки из-за стесненности территории.

Ввод ЛЭП 220 кВ Широкая — Лозовая с выносным РУ 220 кВ ПС Находка позволяет снять ограничения нагрузки потребителей ПС Находка на 20-45 МВт в послеаварийных режимах отключения ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Находка/т при уровне нагрузок зимнего к. д. з. 2014 г. и зимнего максимума 2018 г. соответственно.

Объект включен в инвестиционную программу ПАО «ФСК ЕЭС» с вводом в 2018 г.

сети 110 кВ

г. Владивосток

1.4. Перевести на напряжение 110 кВ ВЛ 35 кВ Бурун — Академическая — Ипподром — Седанка и ПС 35 кВ Академическая, Ипподром для повышения надежности электроснабжения потребителей, питающихся от ПС Академическая, Ипподром, Седанка.

На сегодня пропускная способность и срок службы ВЛ 35 кВ Академическая — Ипподром — Седанка, исчерпаны.

Перевод ВЛ 35 кВ Бурун — Академическая — Ипподром — Седанка с ПС на напряжение 110 кВ позволяет снять ограничения нагрузки потребителей ПС Чайка, Седанка, Спутник на величину 30-35 МВт в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 Артемовская ТЭЦ — Промузел на уровне 2017-2018 гг.

126

Объект включен в инвестиционную программу АО «ДРСК» с вводом к 2017 г. 1.5. Увеличить трансформаторную мощность подстанций 110 кВ, на которых

загрузка одного трансформатора превышает допустимую ПТЭ кратковременную перегрузку (130 % в течение 2-х часов) в послеаварийных режимах отключения другого трансформатора: ПС Загородная (замена 2-го Т-25 на Т-40 МВА), ПС Промузел (2×16 на 2×40 МВА), ПС Стройиндустрия (2×16 на 2×40 МВА), ПС Чайка (2×16 на 2×40 МВА), ПС А (замена Т-40, Т-40,5 на 2×40 МВА, установка 3-го Т-40 МВА), ПС Улисс (2×16 на 2×0 МВА), 1Р (2×16 на 2×25 МВА), ПС Спутник (2×25 на 2×40 МВА).

Увеличение трансформаторной мощности на этих ПС обеспечивает возможность подключения к ним новых потребителей и позволяет снять ограничения нагрузки в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов на следующую величину:

‒ 5 МВт на ПС СИ в 2016-2020 гг.; ‒ 8 МВт на ПС Промузел в 2016-2020 гг.; ‒ 15 МВт на ПС А в 2018-2020 гг.; ‒ 5 МВт на ПС Улисс в 2019-2020 гг.; ‒ 8 МВт на ПС Чайка в 2020 г.; ‒ 5 МВт на ПС Спутник в 2020 г.; ‒ 5 МВт на ПС 1Р в 2020 г.

Объекты не включены в инвестиционную программу АО «ДРСК» до 2017 г.

г. Артем

1.6. Соорудить по трассам существующих, демонтируемых ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7, Западная — Шахта-7 и ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел — Спутник — Чайка — Волна (участок от ПС Промузел до ПС Волна проходит по территории г. Владивостока) новые линии электропередачи с сечением провода большей пропускной способности (замена АС-120 и М-70 на АС-240).

В нормальных режимах зимних к. д. з. 2011-2014 гг. загрузка ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7 и ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел — Спутник превышает двойную экономическую.

В послеаварийных режимах отключения двухцепной ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Западная загрузка ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7 превышает допустимые значения, для предотвращения которой требуются ограничения нагрузки потребителей на величину ~ 65 МВт при уровне нагрузок зимнего к. д. з. 2014 г.

Замена рассматриваемых ВЛ 110 кВ на новые с увеличением их пропускной способности за счет увеличения сечения провода позволяет снять ограничения нагрузки потребителей в послеаварийных режимах зимнего максимума.

ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7, Западная — Шахта-7 включены в инвестиционную программу АО «ДРСК» до 2017 г., ВЛ 110 кВ Артемовская ТЭЦ — Промузел — Спутник — Чайка — Волна — не включены.

1.7. Увеличить трансформаторную мощность ПС 110 кВ Шахта-7 (замена Т-

10 на Т-16 МВА). Увеличение трансформаторной мощности на ПС Шахта-7 обеспечивает

возможность подключения к ПС новых потребителей и позволяет снять ограничения

127

нагрузки в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов (меньшей мощности) на 12-10 МВт в 2015-2020 гг.

Снижение величины ограничения нагрузки на ПС Шахта-7 к 2020 г. обусловлено переносом части нагрузки на новую ПС 110 кВ Городская.

район г. Находки

1.8. Выполнить реконструкцию следующих электросетевых объектов 110 кВ для повышения их пропускной способности и обеспечения надежного электроснабжения действующих и новых потребителей района г. Находка:

‒ ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Находка/т — Находка и ВЛ 110 кВ Находка — С-55 с отпайкой на ПС Волчанец с заменой опор и провода М-70, АС-120 на АС-240 и на АС-185 соответственно;

‒ ПС 110/35/6 кВ Волчанец — с изменением схемы присоединения ПС к ВЛ 110 кВ Находка — С-55 с «ответвительной» на «заход-выход» для обеспечения второго питания ПС;

‒ ПС 110 кВ с заменой трансформаторов на большую мощность: ‒ ПС 110/35/6 кВ Находка — 2×40 на 2×63 МВА; ‒ ПС 110/35/6 кВ Угольная — 2×40 на 2×63 МВА; ‒ ПС 110 Учебная — замена 2×16 на 2×25 МВА.

Рекомендуемая замена исчерпавших срок службы и пропускную способность трансформаторов обеспечивает возможность подключения к ПС новых потребителей и позволяет снять ограничения нагрузки в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов в следующих размерах:

‒ - ПС Находка на 5-10 МВт в 2015-2020 гг.; ‒ - ПС Учебная на 5 МВт в 2020 г.; ‒ - ПС Угольная на 5 МВт в 2020 г.

Предлагается выполнить реконструкцию ПС Угольная с заменой трансформаторов (2×40 на 2×63 МВА), так как в послеаварийных режимах отключения одного трансформатора загрузка второго превышает его номинальную мощность при учете ТУ, выданных на присоединение новых потребителей. Новым крупным потребителем, который намечается присоединить к ПС Угольная, является 3-я очередь углеперегрузочного комплекса в порту Восточный с максимальной нагрузкой 14,6 МВт. Для питания комплекса предусматривается сооружение ПС 35 кВ Угольная-2 (2×16 МВА) с двухцепной ВЛ 35 кВ Угольная — Угольная-2 (2×1,8 км).

район г. Большой Камень

1.9. Выполнить реконструкцию следующих электросетевых объектов 110 кВ для повышения их пропускной способности и обеспечения надежного электроснабжения действующих потребителей и возможности присоединения к ЭС новых потребителей района г. Большой Камень:

‒ ВЛ 110 кВ, которые эксплуатируются более 50 лет, имеют неудовлетворительное физическое состояние и выработали нормативный срок службы:

‒ ВЛ Смоляниново/т — Береговая-1 (замена опор и провода М-70, АС-150 на АС-240);

128

‒ ВЛ Береговая-1 — Промысловка (замена опор и провода М-70 на АС-240);

‒ ВЛ Промысловка — С-55 (замена опор и провода М-70, М-95, АС-120 на АС-150);

‒ ПС 110 кВ Промысловка (замена трансформаторов 2×16 на 2×25 МВА). Замена исчерпавших срок службы и пропускную способность трансформаторов

обеспечивает возможность подключения к ПС Промысловка новых потребителей и позволяет снять ограничения нагрузки в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов на 5 МВт в 2017-2020 гг.

район ПС Западная — ПС Надеждинская — ПС Давыдовка

1.10. Выполнить сооружение следующих электросетевых объектов для обеспечения ожидаемого развития района ПС Западная — ПС Надеждинская — ПС Давыдовка с вводом новых потребителей, на подключение которых выданы (или запрошены) технические условия, а также для предотвращения недопустимой перегрузки трансформаторов подстанций 110/35/6 кВ Западная, Давыдовка в послеаварийных режимах:

‒ двухцепной ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка (2×АС-240) с использованием при необходимости трассы действующей ВЛ Западная — Давыдовка, которая должна быть демонтирована;

‒ ПС 110/35/6 кВ Надеждинская — перевод действующей ПС 35/6 кВ Надеждинская на напряжение 110 кВ с сохранением ОРУ 35 кВ, установкой трансформаторов 2×40 МВА и присоединением ПС двухцепным ответвлением к новой ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка.

Необходимость усиления сформировавшейся на сегодня схемы электрических сетей 35-110 кВ рассматриваемого района обусловлена следующим причинами:

‒ исчерпана пропускная способность следующих электросетевых объектов в зимний к. д. з. 2014 г.:

‒ ВЛ 110 кВ Западная — Давыдовка, загрузка которой превышает двойную экономическую, срок службы превышает нормативный;

‒ ВЛ 35 кВ Надеждинская — Шмидтовка, загрузка которой превышает двойную экономическую;

‒ ПС 35/6 кВ Надеждинская (2×16), так как в послеаварийных режимах: ‒ при отключении одного трансформатора загрузка другого

составляет 25,5 МВА, что превышает номинальную на ~ 60 % (при допустимой ПТЭ кратковременной перегрузке — 30 %). При учете ТУ, выданных на присоединение новых потребителей, загрузка трансформаторов на ПС Надеждинская возрастает в нормальных режимах до номинальной, в послеаварийных режимах — до 200 %, при этом требуется ограничение нагрузки на ~ 11 МВА;

‒ при отключении ВЛ 35 кВ Западная — Надеждинская уровни напряжения на ПС Надеждинская не соответствуют требуемым значениям, требуется ограничение нагрузки потребителей на 18 МВА;

‒ ВЛ 35 кВ Западная — Надеждинская устарела морально и физически, срок ее эксплуатации превышает 70 лет.

129

Перевод действующей ПС 35/6 кВ Надеждинская на напряжение 110 кВ не включен в инвестиционную программу АО «ДРСК» до 2017 г.

1.11. Выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Барабаш с увеличением

трансформаторной мощности — 2×6,3 на 2×10 МВА. Срок эксплуатации трансформаторов, установленных на ПС Барабаш,

составляет 50 лет, загрузка одного трансформатора в послеаварийном режиме отключения другого достигает ~ 163 % от номинальной мощности при уровне нагрузок зимнего максимума 2020 г.

Замена исчерпавших срок службы и пропускную способность трансформаторов на ПС Барабаш обеспечивает возможность подключения к ним новых потребителей и позволяет снять ограничения нагрузки в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов на 5 МВт в 2020 г.

район г. Арсеньева

1.12. Увеличить трансформаторную мощность подстанций 110 кВ, на которых загрузка одного трансформатора превышает допустимую ПТЭ кратковременную перегрузку в послеаварийных режимах отключения другого трансформатора (с учетом выданных техусловий): ПС 110 кВ Молодежная (замена 2×16 на 2×25 МВА), ПС Арсеньев-1 (замена Т-31,5 на Т-40 МВА), ПС Чугуевка (2×10 на 2×25).

Замена исчерпавших срок службы и пропускную способность трансформаторов обеспечивает возможность подключения к ПС новых потребителей и позволяет снять ограничения нагрузки в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов:

‒ ПС Молодежная — на 10 МВт в 2017-2020 гг.; ‒ ПС Арсеньев-1 — на 5 МВт в 2018-2020 гг.; ‒ ПС Чугуевка — на 10 МВт в 2017-2020 гг.;


район Центральных ЭС (г. Уссурийск и прилегающий район)

1.13. Увеличить трансформаторную мощность подстанций 110 кВ, на которых загрузка одного трансформатора превышает допустимую ПТЭ кратковременную перегрузку в послеаварийных режимах отключения другого трансформатора (с учетом выданных техусловий): ПС Камень-Рыболов (замена 2×16 на 2×25 МВА), ПС Студгородок (замена Т-10 на Т-16 МВА), ПС Михайловка (замена Т-7,5 на Т-10 МВА), ПС Междуречье (замена Т-6,3 на Т-10 МВА), ПС Уссурийск-1 (замена Т-31,5 на Т-40 МВА).

Замена исчерпавших срок службы и пропускную способность трансформаторов обеспечивает возможность подключения к ПС новых потребителей и позволяет снять ограничения нагрузки в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов:

‒ ПС Камень-Рыболов — на 7-9 МВт в 2017-2020 гг. ‒ ПС Междуречье — на 3 МВт в 2020 г.


130

2. Перечень новых центров питания 220 и 110 кВ, ввод которых рекомендуется для электроснабжения новых потребителей и для предотвращения перегрузки трансформаторов центров питания, действующих в районе размещения этих потребителей в нормальных и послеаварийных режимах, приведен в Параграфе IV–2.3 «Варианты схем внешнего электроснабжения крупных потребителей».

131

3. Ввод следующих электросетевых объектов требуется для выдачи мощности

новых электростанций, сооружение которых намечается на территории Приморского края в рассматриваемый период.

3.1. ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке Ввод генерирующей мощности предусматривается в городе Владивостоке на

двух площадках: ‒ на площадке ЦПВБ (ТЭЦ Восточная) — ГТУ-ТЭЦ суммарной мощностью

140 в 2016 г.; ‒ на площадке Владивостокской ТЭЦ-2 — ПГУ суммарной мощностью 420

МВт (с вводом 210 МВт — в 2018 г. и 210 МВт — в 2019 г.). При этом на ВТЭЦ-2 демонтируется 283 МВт (80+98+105 МВт) и располагаемая мощность ВТЭЦ-2 увеличивается с 497 МВт в 2015г. до 634 МВт к 2020 г. (по данным АО «ДГК»);

Выдача мощности ГТУ-ТЭЦ на площадке ЦПВБ (ТЭЦ Восточная), согласно разработанной схеме, рекомендуется на напряжении 110 кВ по четырем цепям ВЛ 110 кВ с сооружением следующих электросетевых объектов:

‒ КЛ 110 кВ 1Р — 2Р (вместо действующей ВЛ, которая эксплуатируется ~ 60 лет);

‒ заход на РУ 110 кВ ГТУ-ТЭЦ КЛ 110 кВ 1Р — 2Р по схеме «заход-выход»; ‒ кабельный заход на РУ 110 кВ ГТУ-ТЭЦ ВЛ 110 кВ Стройиндустрия —

Зеленый Угол по схеме «заход-выход». Для выдачи мощности ВТЭЦ-2 при вводе на ее площадке ПГУ 2×210 МВт и

увеличении располагаемой мощности ВТЭЦ-2 до 634 МВт предварительно предлагается:

‒ ввести РУ 220 кВ ПГУ, обеспечить его связь с РУ 220 кВ ВТЭЦ-2; ‒ выполнить заход на РУ 220 кВ ПГУ КВЛ 220 кВ Зеленый Угол — Патрокл.

Схема выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ (2×210 МВт), размещаемой на ВТЭЦ-2 ранее не разрабатывалась, принята предварительно и требует уточнения на следующих этапах проектирования.

Результаты выполненных электрических расчетов показывают следующее: ‒ при выдаче мощности ГТУ-ТЭЦ на площадке ЦПВБ (ТЭЦ Восточная) по

предлагаемой схеме оптимизируется загрузка сетей 110 кВ города на уровне 2016-2020 гг.;

‒ при выдаче мощности ВТЭЦ-2 (634 МВт) с вводом на ее площадке ПГУ (2×210 МВт) по предлагаемой схеме:

‒ загрузка ВЛ 110-220 кВ, по которым мощность ВТЭЦ-2 выдается в сети города, возрастает, но остается в допустимых пределах;

‒ загрузка ВЛ 110-220 кВ, которые связывают сети г. Владивостока с энергосистемой снижается.

4. Для перевода на централизованное электроснабжение населенных

пунктов Приморского края, который определен долгосрочной целевой программой Администрации Приморского края, требуется ввод следующих электросетевых объектов:

132

4.1. п. Терней (Тернейский район): ВЛ 110 кВ Пластун — Терней (55,5 км) с ПС 110/10 кВ Терней (2×6,3) и реконструкцией ПС 110 кВ Пластун.

Рабочий проект по объекту «Строительство ВЛ 110 кВ Пластун — Терней, ПС 110 кВ Терней и реконструкция ПС 110/10 кВ Пластун» выполнен ОАО «Дальэнергосетьпроект» в 2009 г.

Присоединение к системе централизованного электроснабжения потребителей п. Терней, питание которых осуществляется децентрализовано от ДЭС, принято в 2018 г.

Объект не включен в инвестиционную программу АО «ДРСК» до 2017 г. 5. Поставки электроэнергии и мощности из Приморского края в ТЭЗ

«Рассон» КНДР на первом этапе (при передаче мощности в размере 40 МВт) могут быть осуществлены по двум ЛЭП на напряжении 220 кВ от нового центра питания — ПС 220/110 кВ Сухановка, ввод которого рекомендуется в Хасанском районе для электроснабжения порта Зарубино.

Предложения по организации передачи электроэнергии и мощности в КНДР носят предварительный характер и должны быть уточнены в специальной работе.

Выполненные в настоящем разделе проработки выявили необходимость

ввода и реконструкции ряда электросетевых объектов 220-110 кВ, которые не включены в инвестиционные программы ПАО «ФСК ЕЭС» и АО «ДРСК» в рассматриваемый период:

Учитывая вышеизложенное, рекомендуется: 1) Включить в инвестиционную программу ПАО «ФСК ЕЭС» (для

реализации умеренно-оптимистического варианта): а) ввод системной ПС 220/110/6 кВ Сухановка для электроснабжения

объектов расширяемого морского порта Зарубино, усиления сети 110 кВ Хасанского района, а также для создания возможности организации поставок электроэнергии и мощности (в размере 40 МВт) из Приморского края в ТЭЗ «Рассон» КНДР.

2) Включить в инвестиционную программу АО «ДРСК» (для реализации базового и умеренно-оптимистического вариантов):

а) Реконструкцию следующих электросетевых объектов: ‒ ВЛ 110 кВ Артемовская ТЭЦ — Шахта-7 — с заменой провода и

опор приблизить на 2017 г. (в инвестиционной программе АО «ДРСК» реконструкция ВЛ предусмотрена в 2018 г.);

‒ ВЛ 110 кВ Западная — Давыдовка с сооружением по действующей трассе новой двухцепной ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка (2×АС-240);

‒ перевод ПС 35/6 кВ Надеждинская на напряжение 110 кВ с сооружением ОРУ 110 кВ, сохранением ОРУ 35 кВ, установкой трансформаторов 110/35/6 кВ 2×40 МВА и присоединением ПС двухцепным ответвлением к новой ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка;

‒ ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел — Спутник — Чайка — Волна с сооружением новой линии электропередачи с сечением провода большей пропускной способности. (замена АС-120 и М-70 на АС-240) по трассе существующей, демонтируемой ВЛ;

133

б) Ввод ПС 110/10 кВ Городская для электроснабжения потребителей центральной части г. Артем и разгрузки центров питания 35 и 110 кВ.

Перечень, параметры, сроки ввода, стоимость и назначение электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу и реконструкции на территории Приморского края в рассматриваемый период до 2020 г., в том числе для устранения «узких мест», приведен в Параграфе IV–2.4 (см. табл. IV–2.4.1).

Развитие электросетевых объектов напряжением 35 кВ энергосистемы Приморского края на период 2016-2020 гг. определяется решением следующих основных задач:

‒ повышение надежности функционирования энергосистемы; ‒ осуществление реконструкции и техперевооружения морально и физически

устаревших, исчерпавших пропускную способность электросетевых объектов 35 кВ, состояние которых не отвечает современным нормативным требованиям по надежности электроснабжения потребителей;

‒ обеспечение электроснабжения (присоединения) новых потребителей; ‒ присоединение к системе централизованного электроснабжения (к ЭС)

изолированных от энергосистемы потребителей. Перечень, параметры, сроки ввода, стоимость и назначение электросетевых

объектов напряжением 35 кВ, рекомендуемых к вводу и реконструкции на территории Приморского края в рассматриваемый период до 2020 г., в том числе для устранения «узких мест», приведен в Параграфе IV–2.4 (см. табл. IV–2.4.2).

IV–9. ПЕРЕЧЕНЬ ПРОБЛЕМ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 35/110 КВ И ВЫШЕ, ВОЗМОЖНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ , ОБУСЛОВЛЕННЫЕ ИХ ВОЗНИКНОВЕНИЕМ , И ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ В ВИДЕ ПЕРЕЧНЯ ПО ВВОДАМ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 35/110 КВ И ВЫШЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПРОБЛЕМНЫХ УЧАСТКОВ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Для устранения «узких мест» и проблем в электрической сети 110-35 кВ и выше энергосистемы Приморского края, перечень которых приведен выше в Параграфе III–2.1 и уточнен в настоящем разделе, предлагается выполнить следующие мероприятия в рассматриваемый период до 2020 года:

1. реконструировать следующие морально и физически устаревшие, исчерпавшие пропускную способность электросетевые объекты 110 кВ и выше (реконструкция практически всех ПС предусматривает увеличение трансформаторной мощности):

а) сети 220 кВ: ‒ ПС 220/110/35 кВ И (изменение схемы присоединения ПС с

«ответвительной» на «заход-выход»); ‒ ПС 220/ 35/10 кВ Лесозаводск (замена трансформаторов 2×20 на

2×40 МВА); б) сети 110 кВ:

г. Владивосток: ‒ перевести на напряжение 110 кВ ВЛ 35 кВ Бурун —

Академическая — Ипподром — Седанка и ПС 35 кВ Академическая, Ипподром;

134

‒ ВЛ 110 кВ Промузел — Спутник — Чайка — Волна (замена провода и опор);

‒ замена трансформаторов на ПС 110 кВ: Загородная (25 на 40 МВА), Промузел (2×16 на 2×40 МВА), Стройиндустрия (2×16 на 2×40 МВА), Чайка (2×16 на 2×40 МВА), А (замена Т-40 и Т-40,5 на 2×40 МВА и установка третьего Т-40 МВА), Улисс (2×25 на 2×40), 1Р (2×16 на 2×25 МВА), Спутник (2×25 на 2×40 МВА);

г. Артем: ‒ ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Шахта-7, Западная — Шахта-7 и АТЭЦ —

Промузел — соорудить по существующим трассам новые линии электропередачи с сечением провода большей пропускной способности (замена АС-120 и М-70 на АС-240);

‒ АТЭЦ — Смоляниново-тяга (замена опор и провода на большее сечение)

‒ ПС 110 кВ Шахта-7 (замена Т-10 на Т-16 МВА), ПС 110 кВ Кролевцы (замена Т-16 на Т-25 МВА);

район г. Находки, г. Партизанска: ‒ ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Находка-тяга — Находка

(замена М-70, АС-120 на АС-240) и ВЛ 110 кВ Находка — С-55 с отпайкой на ПС Волчанец (замена М-70, АС-120 на АС-240 и на АС-185 соответственно);

‒ ПС Волчанец (замена схемы присоединения ПС к реконструируемой ВЛ 110 кВ Находка — С-55 с «ответвительной» на «заход-выход»);

‒ замена трансформаторов на ПС 110 кВ Находка (2×40 на 2×63 МВА), ПС Угольная (замена 2×40 на 2×63 МВА), Учебная (замена 2×16 на 2×25 МВА);

район г. Большой Камень: ‒ ВЛ 110 кВ Промысловка — С-55 (замена М-70, М-95 на АС-150) и

Смоляниново-тяга — Береговая-1 (замена М-70 на АС-240); ‒ ПС 110 кВ Промысловка (замена трансформаторов 2×16 на 2×25

МВА); Надеждинский и Хасанский районы:

‒ соорудить по трассе существующей, демонтируемой ВЛ 110 кВ Западная — Давыдовка новую двухцепную ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка (2×АС-240);

‒ перевести на напряжение 110 кВ ПС 35/6 кВ Надеждинская с присоединением двухцепным ответвлением к новой ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка;

‒ ПС 110 кВ Барабаш (замена трансформаторов 2×6,3 на 2×10 МВА);

район г. Арсеньева: ‒ ПС 110 кВ Молодежная (замена трансформаторов 2×16 на 2×25

МВА);

135

район Центральных ЭС (г. Уссурийск и прилегающие р-ны): ‒ ПС 110 кВ Студгородок (замена Т-10 на Т-16 и схемы

присоединения ПС к ВЛ 110 кВ Промышленная — Уссурийск-1 с «ответвительной» на «заход-выход»);

‒ ПС 110 кВ: Уссурийск-1 (замена Т-31,5 на Т-40 МВА), Междуречье (замена Т-6,3 на Т-10 МВА), Михайловка (замена Т-7,5 на Т-10 МВА);

‒ ПС 110 кВ Камень-Рыболов (замена 2×16 на 2×25 МВА); 2. осуществить новое строительство:

сети 220 кВ: а) для повышения надежности электроснабжения потребителей

энергосистемы требуется ввести следующие электросетевые объекты:

‒ ЛЭП 220 кВ Широкая — Лозовая с выносным РУ 220 кВ ПС Находка — для повышения надежности электроснабжения потребителей и оптимизации загрузки сетей 110-220 кВ г. Находки;

‒ переключить питание ПС 220 кВ Козьмино, которая присоединена по схеме «заход-выход» к ВЛ 220 кВ Лозовая — Широкая, на ПС 500/220 кВ Лозовая по отдельным ВЛ для повышения надежности схемы внешнего электроснабжения Нефтеперегрузочного комплекса;

‒ ЛЭП 220 кВ Лесозаводск — Спасск — Дальневосточная — для повышения надежности электроснабжения потребителей края с увеличением пропускной способности сети в сечении ПримГРЭС — Юг Приморского края в послеаварийных и ремонтных режимах;

б) для электроснабжения новых крупных потребителей ввести следующие центры питания: сети 220 кВ:

‒ ПС 220/110/35/20 кВ Артем с заходами ВЛ 220 кВ Владивосток — Волна, ВЛ 110 кВ Артемовская ТЭЦ — Промузел — для комплексной жилой застройки района в п. Трудовое г. Владивостока, а также для повышения надежности электроснабжения действующих и новых центров питания 110 кВ г. Артема;

‒ ПС 220 кВ Суходол с одноцепными заходами ВЛ 220 кВ Владивосток — Зеленый Угол — для объектов морского порта «Суходол»;

‒ ПС 220 кВ ВНХК с двумя одноцепными ЛЭП 220 кВ Лозовая — ВНХК — для «Восточной нефтехимической компании» в г. Находка;

‒ ПС 220 кВ ЗСПГ с двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток — ЗСПГ — для электроснабжения завода по сжижению природного газа в Хасанском районе;

‒ ПС 220/110 кВ Сухановка с двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток — Сухановка — для объектов морского порта

136

«Зарубино», питание которого будет осуществляться от ПС «глубокого ввода» 110 кВ Зарубино, присоединенной двумя ВЛ 110 кВ к ПС 220 кВ Сухановка, а также для повышения надежности схемы сети 110 кВ Хасанского района с заходом на ПС 220 кВ Сухановка ВЛ 110 кВ Славянка — Краскино;

‒ ПС 220 кВ Черепаха с одноцепными заходами ВЛ 220 кВ Владивосток — Зеленый Угол — для объектов игорной зоны в бухте Муравьиная;

‒ ПС 220 кВ Промпарк с двухцепной ВЛ 220 кВ Владивосток — Промпарк — для объектов Надеждинского Промпарка;

‒ ПС 220 кВ Звезда с одноцепными заходами ВЛ 220 кВ Береговая-2 — Перевал — для «Дальневосточного центра судостроения и судоремонта» в г. Большой Камень;

‒ ПС 220 кВ Скрытая с заходами ВЛ 220 кВ К — Лесозаводск — для объектов горно-обогатительного предприятия на базе месторождения «Скрытое»;

сети 110 кВ: ‒ ПС 110 кВ Портовая с КВЛ 110 кВ Краскино — Портовая — для

расширяемой части торгового порта Посьет и перегрузочного комплекса в п. Посьет, а также для обеспечения второго питания ПС 110 кВ Портовая, Краскино и Троица с вводом ВЛ 110 кВ Славянка — Портовая и второго ответвления на ПС Троица;

‒ ПС 110 кВ Городская с заходами ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Промузел для объектов жилой застройки г. Артем и разгрузки трансформаторов действующих ПС 110 кВ Шахта-7 и ПС 35 кВ Артемовская, Шахтовая (с переводом части их нагрузки на ПС Городская);

‒ ПС 110 кВ ВСК с двумя ответвлениями от ВЛ 110 кВ Угольная — Екатериновка и от ВЛ 110 кВ Угольная — Восточная/т — для электроснабжения объектов ООО «Восточная стивидорная компания»;

‒ ПС 110 кВ Порт Вера с заходами ВЛ 110 кВ Подъяпольск — 178Ф — для электроснабжения объектов морского перегрузочного терминала;

‒ двухцепная ВЛ 110 кВ Артем — Давыдовка — для повышения надежности электроснабжения района ПС Западная — ПС Надеждинская — ПС Давыдовка с исключением ограничения нагрузки потребителей и обеспечением допустимых уровней напряжения в послеаварийных режимах;

‒ ПС 110 кВ Дальзавод с двумя КЛ 110 кВ А — Дальзавод — для завода по сборке автомобилей ООО «МАЗДА СОЛЛЕРС Мануфэкчуринг» в г. Владивостоке;

в) для перевода на централизованное электроснабжение населенных пунктов Приморского края ввести следующие электросетевые объекты:

‒ ВЛ 110 кВ Пластун — Терней с ПС 110 кВ Терней — присоединение к энергосистеме потребителей п. Терней Тернейского района;

137

‒ ВЛ 35 кВ Ракитное — Поляны с ПС 35 кВ Поляны — присоединение потребителей п. Поляны Дальнереченского района к энергосистеме края;

‒ ВЛ 35 кВ Извилинка — Березовка с ПС 35 кВ Березовка — присоединение потребителей п. Березовка к энергосистеме края.

Решение остальных «узких мест» и проблем в электрических сетях 110 кВ и выше энергосистемы Приморского края предусматривается за пределами рассматриваемого периода (позднее 2020 г.), в том числе путем осуществления следующих мероприятий:

1) реконструкция следующих устаревших, не соответствующих современным требованиям надежности электросетевых объектов 110 кВ и выше:

‒ ВЛ 220 кВ Свиягино/т — Спасск и Лесозаводск — Свиягино/т с отпайкой на ПС Кировка с заменой провода и опор;

‒ ПС 220/110/35/10-6 кВ Горелое с заменой АТ 220/110 кВ 2×125 МВА на аналогичные, а также трансформаторов 110/35 кВ 3×7,5 МВА и 110/35/6 кВ 40 МВА на 2×40 МВА;

‒ ПС 220/35/10 кВ Кировка с установкой второго трансформатора; ‒ ПС 500/220 кВ Дальневосточная с созданием РУ 110 кВ, установкой

АТ 220/110 кВ и заходом на него ВЛ 110 кВ; ‒ ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС — Екатериновка с заменой опор и

провода АС-185 на АС-240; ‒ ПС 110/35/10 кВ М (2×7,5 и 10 МВА) — выполнить демонтаж

устаревшей, исчерпавшей пропускную способность с вводом рядом новой ПС 110/35/10 кВ КСИ (2×16 МВА) с подключением к ВЛ 110 кВ Ярославка — Реттиховка по схеме «заход-выход», к сети 35 кВ путем перезаводки существующих ВЛ 35 кВ Черниговка — М и Речная — М с шин ПС М на шины 35 кВ ПС КСИ;

2) ввод нового центра питания — ПС 110 кВ Щитовая в г. Владивостоке для электроснабжения КНС и жилого района в г. Владивостоке;

3) присоединение к системе централизованного электроснабжения изолированных потребителей, в том числе о. Попова с электроснабжением от центров питания, расположенных на о. Русский и др.

IV–10. СВОДНЫЕ ДАННЫЕ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ НИЖЕ 220 КВ С ВЫДЕЛЕНИЕМ СВОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ СЕТИ 35/110 КВ (ДЛЯ КАЖДОГО ГОДА)

Суммарные вводы электросетевых объектов — ЛЭП (протяженность, км) и ПС (трансформаторная мощность, МВА), новое строительство и реконструкцию которых намечается выполнить в период с 2015 по 2020 год, по классам напряжения 35-110-220 кВ представлены в табл. IV–10.1.1.

Таблица IV–10.1.1. Сводные данные по развитию электрической сети Класс

напряжения, Протяженность ВЛ и КЛ, км Трансформаторная мощность ПС, МВА

Всего в том числе: Всего в том числе:

138

кВ новое строительство

реконструкция новое строительство

реконструкция

2015 ГО Д 500 - - - - - - 220 24 24 - - - - 110 17,2 17,2 - 190 32 158 35 26,16 7,31 18,85 25,2 12,6 12,6

2016 ГО Д 500 - - - - - - 220 1 1 - 330 330 - 110 18 14,9 3,1 382 100 282 35 70,46 35,6 34,86 72,6 40 32,6

2017 ГО Д 500 - - - - - - 220 180 180 - 126 126 - 110 144 75,4 68,6 198 - 198 35 37,87 2,42 35,45 88 - 88

2018 ГО Д 500 - - - - - - 220 418,72 418,72 - 1036 956 80 110 230,01 133,7 96,31 648,6 318,6 330 35 - - - 135,6 - 135,6

2019 ГО Д 500 - - - - - - 220 89,2 89,2 - 20 20 - 110 84,09 3 81,09 105 - 105 35 104,8 50 54,8 65 0,4 64,6

2020 ГО Д 500 450 450 - - - - 220 265 265 - 80 80 - 110 29,3 5 24,3 426 80 346 35 126,27 23,6 102,67 162,45 0,25 162,2

В С ЕГО В П ЕР И О Д С 2015 П О 2020 ГО Д 500 450 450 - - - - 220 977,92 977,92 - 1 592 1 512 80 110 522,6 249,2 273,4 1 949,6 530,6 1 419 35 365,56 118,93 246,63 548,85 53,25 495,6

139

IV–11. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ КОМПАНИЙ В ТОПЛИВЕ НА ОСНОВАНИИ БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Потребность электростанций и котельных (включая муниципальные) в топливе спрогнозирована на 5-летний период с учетом следующих сведений:

‒ прогнозы отпуска электрической энергии от электростанций; ‒ прогнозы отпуска тепловой энергии от ТЭЦ и котельных; ‒ удельные расходы топлива на выработку электрической и тепловой

энергии. Потребность в топливе электростанций и котельных Приморского края на

рассматриваемый 5-летний период представлена в табл. IV–11.1.1 и на рис. IV–11.1.1.

140

Таблица IV–11.1.1. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний, а также муниципальных котельных и блок-станций в топливе на период до 2020 года

Год Газ Уголь Мазут Дизельное топливо Итого млн т у. т. % млн т у. т. % млн т у. т. % млн т у. т. % млн т у. т. %

В Л АД И ВО С Т О КС К А Я ТЭЦ-2 2015 г. 1 239,15 93,40 84,91 6,40 2,69 0,20 1 326,75 100 2016 г. 1 226,49 93,56 80,27 6,12 4,10 0,31 1 310,85 100 2017 г. 1 201,26 95,65 50,51 4,02 4,10 0,33 1 255,86 100 2018 г. 1 171,12 96,97 33,86 2,80 2,76 0,23 1 207,74 100 2019 г. 1 259,43 98,85 13,23 1,04 1,38 0,11 1 274,04 100 2020 г. 1 274,04 100,00 1 274,04 100

ПГУ-ТЭЦ (П Л О Щ АД К А В Л АД И ВО С ТО КС К О Й ТЭЦ-2) 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 252,20 100,00 252,20 100 2019 г. 504,40 100,00 504,40 100 2020 г. 504,40 100,00 504,40 100

ГТУ-ТЭЦ «В О С ТО ЧН АЯ» (П Л О Щ АД К А ЦПВБ) 2015 г. 2016 г. 283,76 100,00 283,76 100 2017 г. 315,90 100,00 315,90 100 2018 г. 330,07 100,00 330,07 100 2019 г. 331,14 100,00 331,14 100 2020 г. 392,25 100,00 392,25 100

ГТУ-ТЭЦ «ЗМ ЕИ Н К А» ( Г . В Л АД И ВО С ТО К ) 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 150,10 100,00 150,10 100 2019 г. 150,10 100,00 150,10 100 2020 г. 150,10 100,00 150,10 100

141

МГТЭС 2015 г. 2,34 100,00 2,34 100 2016 г. 3,23 100,00 3,23 100 2017 г. 3,23 100,00 3,23 100 2018 г. 3,23 100,00 3,23 100 2019 г. 3,23 100,00 3,23 100 2020 г. 3,23 100,00 3,23 100

МИ Н И -ТЭЦ «СЕВ ЕРН А Я» 2015 г. 2016 г. 1,11 100,00 1,11 100 2017 г. 1,11 100,00 1,11 100 2018 г. 1,11 100,00 1,11 100 2019 г. 1,11 100,00 1,11 100 2020 г. 1,11 100,00 1,11 100

МИ Н И -ТЭЦ «ЦЕН ТР АЛ Ь Н АЯ» 2015 г. 42,16 99,87 0,05 0,13 42,22 100 2016 г. 50,34 100,00 50,34 100 2017 г. 50,34 100,00 50,34 100 2018 г. 50,34 100,00 50,34 100 2019 г. 50,34 100,00 50,34 100 2020 г. 50,34 100,00 50,34 100

МИ Н И -ТЭЦ «ОКЕ АН А РИ УМ » 2015 г. 3,66 100,00 3,66 100 2016 г. 20,13 100,00 20,13 100 2017 г. 20,13 100,00 20,13 100 2018 г. 20,13 100,00 20,13 100 2019 г. 20,13 100,00 20,13 100 2020 г. 20,13 100,00 20,13 100

АРТ ЕМ О ВС К А Я ТЭЦ 2015 г. 1 139,30 99,94 0,68 0,06 1 139,98 100 2016 г. 1 124,96 99,95 0,51 0,05 1 125,47 100 2017 г. 1 020,32 99,95 0,52 0,05 1 020,84 100 2018 г. 978,88 99,95 0,52 0,05 979,39 100 2019 г. 566,82 99,96 0,25 0,04 567,07 100 2020 г. 633,10 99,96 0,27 0,04 633,37 100

АРТ ЕМ О ВС К А Я ТЭЦ-2 2015 г.

142

2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 611,00 100,00 611,00 100 2020 г. 611,00 100,00 611,00 100

ГТУ-ТЭЦ «СИ Н Я Я СО П К А» (Г . АРТ ЕМ ) 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 219,00 100,00 219,00 100 2019 г. 219,00 100,00 219,00 100 2020 г. 219,00 100,00 219,00 100

ТЭС «ВНХК» 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г. 604,70 100,00 604,70 100

ПАР ТИ З АН С К А Я ГРЭС 2015 г. 530,32 99,30 3,72 0,70 534,04 100 2016 г. 509,51 99,40 3,05 0,60 512,57 100 2017 г. 588,59 99,49 3,04 0,51 591,63 100 2018 г. 530,76 99,43 3,05 0,57 533,81 100 2019 г. 530,76 99,43 3,05 0,57 533,81 100 2020 г. 530,76 99,43 3,05 0,57 533,81 100

ПРИ М О РС К АЯ ГРЭС 2015 г. 2 157,70 99,71 6,21 0,29 2 163,91 100 2016 г. 2 048,76 99,70 6,16 0,30 2 054,92 100 2017 г. 2 048,76 99,70 6,16 0,30 2 054,92 100 2018 г. 2 048,76 99,70 6,16 0,30 2 054,92 100 2019 г. 2 048,76 99,70 6,16 0,30 2 054,92 100 2020 г. 2 345,54 99,70 7,05 0,30 2 352,59 100

УС С УРИ Й С К А Я ТЭЦ 2015 г. 2016 г. 2017 г.

143

2018 г. 2019 г. 520,30 100,00 520,30 100 2020 г. 520,30 100,00 520,30 100

В Л АД И ВО С Т О КС К А Я ТЭЦ-1 2015 г. 98,32 100,00 98,32 100 2016 г. 98,32 100,00 98,32 100 2017 г. 98,32 100,00 98,32 100 2018 г. 98,32 100,00 98,32 100 2019 г. 98,32 100,00 98,32 100 2020 г. 98,32 100,00 98,32 100

ТЦ «СЕВЕ РН А Я» 2015 г. 93,90 100,00 93,90 100 2016 г. 93,90 100,00 93,90 100 2017 г. 93,90 100,00 93,90 100 2018 г. 93,90 100,00 93,90 100 2019 г. 93,90 100,00 93,90 100 2020 г. 93,90 100,00 93,90 100

ТЦ «2-Я РЕЧ К А» 2015 г. 40,85 100,00 40,85 100 2016 г. 40,85 100,00 40,85 100 2017 г. 40,85 100,00 40,85 100 2018 г. 40,85 100,00 40,85 100 2019 г. 40,85 100,00 40,85 100 2020 г. 40,85 100,00 40,85 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И Г . В Л АД И ВО С ТО К А 2015 г. 3,55 3,67 34,55 35,75 52,46 54,28 6,09 6,30 96,65 100 2016 г. 6,34 6,45 34,25 34,86 52,48 53,42 5,17 5,26 98,24 100 2017 г. 13,24 12,26 34,15 31,63 55,85 51,72 4,74 4,39 107,98 100 2018 г. 14,21 16,02 33,50 37,78 36,38 41,02 4,59 5,18 88,68 100 2019 г. 24,82 31,60 33,50 42,65 15,88 20,22 4,35 5,54 78,55 100 2020 г. 29,04 35,09 33,50 40,47 15,88 19,19 4,35 5,26 82,77 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И Г . АРС ЕН Ь Е В А 2015 г. 48,73 57,58 35,90 42,42 84,64 100 2016 г. 49,04 57,58 36,13 42,42 85,17 100 2017 г. 49,61 57,58 36,55 42,42 86,16 100 2018 г. 50,43 57,58 37,16 42,42 87,59 100 2019 г. 51,51 57,58 37,95 42,42 89,46 100

144

2020 г. 52,85 57,58 38,94 42,42 91,79 100 МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И Г . АРТ ЕМ А

2015 г. 5,60 10,55 47,50 89,45 53,10 100 2016 г. 5,60 10,55 47,50 89,45 53,10 100 2017 г. 5,60 10,55 47,50 89,45 53,10 100 2018 г. 5,60 10,55 47,50 89,45 53,10 100 2019 г. 5,60 10,55 47,50 89,45 53,10 100 2020 г. 5,60 10,55 47,50 89,45 53,10 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И ЗАТО «Г . Б О Л Ь Ш О Й КАМ ЕН Ь» 2015 г. 43,08 99,64 0,15 0,36 43,23 100 2016 г. 42,77 99,64 0,15 0,36 42,93 100 2017 г. 2,24 5,10 41,56 94,55 0,15 0,35 43,96 100 2018 г. 2,24 5,10 41,56 94,55 0,15 0,35 43,96 100 2019 г. 23,27 45,24 28,02 54,47 0,15 0,30 51,45 100 2020 г. 23,27 45,24 28,02 54,47 0,15 0,30 51,45 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И Г . Д АЛ Ь Н ЕГО РС К А 2015 г. 63,78 100,00 63,78 100 2016 г. 63,78 100,00 63,78 100 2017 г. 63,78 100,00 63,78 100 2018 г. 63,78 100,00 63,78 100 2019 г. 63,78 100,00 63,78 100 2020 г. 63,78 100,00 63,78 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И Г . Д АЛ Ь Н ЕР ЕЧ ЕН С К А 2015 г. 12,26 47,81 13,39 52,19 25,65 100 2016 г. 13,15 47,73 14,40 52,27 27,56 100 2017 г. 16,45 51,62 15,42 48,38 31,87 100 2018 г. 43,14 67,77 20,51 32,23 63,65 100 2019 г. 43,14 67,77 20,51 32,23 63,65 100 2020 г. 43,14 67,77 20,51 32,23 63,65 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И Г . Л ЕС О З АВ О Д С К А 2015 г. 3,48 8,13 39,35 91,87 42,84 100 2016 г. 3,55 8,13 40,14 91,87 43,69 100 2017 г. 3,62 8,13 40,93 91,87 44,55 100 2018 г. 3,69 8,13 41,71 91,87 45,40 100 2019 г. 3,76 8,13 42,50 91,87 46,26 100 2020 г. 3,83 8,13 43,29 91,87 47,12 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И Г . Н АХ О Д К А

145

2015 г. 45,48 32,62 93,78 67,25 0,19 0,14 139,45 100 2016 г. 46,02 32,62 94,89 67,25 0,19 0,14 141,11 100 2017 г. 46,57 32,62 96,02 67,25 0,20 0,14 142,79 100 2018 г. 47,13 32,62 97,17 67,25 0,20 0,14 144,49 100 2019 г. 47,13 32,62 97,17 67,25 0,20 0,14 144,49 100 2020 г. 47,13 32,62 97,17 67,25 0,20 0,14 144,49 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И Г . П АР ТИ З АН С К А 2015 г. 30,65 100,00 30,65 100 2016 г. 30,75 100,00 30,75 100 2017 г. 30,75 100,00 30,75 100 2018 г. 30,75 100,00 30,75 100 2019 г. 30,75 100,00 30,75 100 2020 г. 30,75 100,00 30,75 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И МО «Г . СП АС С К-Д АЛ Ь Н И Й» 2015 г. 0,28 27,82 0,72 72,04 0,00 0,14 1,00 100 2016 г. 0,28 27,82 0,72 72,04 0,00 0,14 1,00 100 2017 г. 0,28 27,82 0,72 72,04 0,00 0,14 1,00 100 2018 г. 0,28 27,82 0,72 72,04 0,00 0,14 1,00 100 2019 г. 0,28 27,82 0,72 72,04 0,00 0,14 1,00 100 2020 г. 0,28 27,82 0,72 72,04 0,00 0,14 1,00 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И Г . УС С УР И Й С К А 2015 г. 61,96 34,40 117,19 65,05 0,99 0,55 180,15 100 2016 г. 68,50 35,47 123,54 63,96 1,10 0,57 193,13 100 2017 г. 75,03 36,40 129,88 63,01 1,21 0,58 206,12 100 2018 г. 81,56 37,23 136,23 62,17 1,31 0,60 219,10 100 2019 г. 58,36 38,55 92,09 60,83 0,94 0,62 151,40 100 2020 г. 58,36 38,55 92,09 60,83 0,94 0,62 151,40 100

МУН И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕЛ Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И ЗАТО «Г . Ф О КИ Н О» 2015 г. 29,17 98,46 0,46 1,54 29,62 100 2016 г. 28,41 98,51 0,43 1,49 28,84 100 2017 г. 28,12 98,54 0,42 1,46 28,54 100 2018 г. 27,83 98,57 0,40 1,43 28,23 100 2019 г. 27,53 98,60 0,39 1,40 27,92 100 2020 г. 27,24 98,64 0,38 1,36 27,62 100

ИТО ГО П О ПРИ М О РС КО М У КР А Ю (В КЛ Ю Ч АЯ М У Н И Ц И П АЛ Ь Н ЫЕ КО ТЕ Л Ь Н Ы Е И Б Л О К - С Т АН Ц И И М УН И Ц И П АЛ Ь Н ЫХ Р А Й О Н О В) 2015 г. 1 551,0 20,76 4 849,0 64,92 1 034,9 13,85 34,7 0,47 7 469,7 100 2016 г. 1 849,9 24,22 4 708,1 61,64 1 044,9 13,68 34,8 0,46 7 637,7 100

146

2017 г. 1 865,7 24,48 4 662,5 61,18 1 058,0 13,88 34,4 0,45 7 620,6 100 2018 г. 2 471,7 30,37 4 580,6 56,29 1 051,1 12,92 34,4 0,42 8 137,8 100 2019 г. 3 364,9 36,94 4 723,3 51,86 986,4 10,83 33,8 0,37 9 108,4 100 2020 г. 4 049,3 39,91 5 074,5 50,02 987,7 9,74 33,8 0,33 10 145,3 100

147

Рисунок IV–11.1.1. Динамика потребности в топливе электростанций и

котельных Приморского края, млн т у. т.

В рассматриваемый 5-летний период предусматривается увеличение доли природного газа и снижение доли угля в общем объеме сжигаемого топлива на территории Приморского края, что благоприятно отразится на экологической обстановке региона.

IV–12. АНАЛИЗ НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ ПРИМОРСКОГО КРАЯ С УКАЗАНИЕМ НОВЫХ ОБЪЕКТОВ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ (НОВЫХ И РАСШИРЯЕМЫХ ТЭЦ И КРУПНЫХ КОТЕЛЬНЫХ)

Сведения о схемах теплоснабжения муниципальных образований Приморского края представлены в табл. IV–12.1.1.

Таблица IV–12.1.1. Сведения о схемах теплоснабжения муниципальных образований Приморского края

№ п/п Муниципальное образование Наличие

схемы тепло-снабжения

Реквизиты постановления номер дата

1. Владивостокский городской округ утверждена Приказ

Минэнерго РФ № 300

19.05.2015

2. Арсеньевский городской округ утверждена 387-па 14.05.2014

148

3. Артемовский городской округ утверждена 3313-па 13.12.2013 4. Городской округ Большой Камень (ЗАТО) утверждена 1565 24.12.2014 5. Городской округ Фокино (ЗАТО) утверждена 2584-па 19.12.2013 6. Дальнегорский городской округ утверждена 485-па 30.05.2014 7. Дальнереченский городской округ утверждена 498 25.04.2014 8. Лесозаводский городской округ утверждена 77 30.01.2014 9. Находкинский городской округ утверждена 535-па 19.03.2014

10. Партизанский городской округ утверждена 1098-па 07.12.2012 11. Городской округ Спасск-Дальний утверждена 338-па 12.05.2014 12. Уссурийский городской округ утверждена 1715 13.05.2013 13. Анучинский муниципальный район

13.1. Виноградовское сельское поселение утверждена 53 02.11.2013 13.2. Гражданское сельское поселение утверждена 45 03.12.2013 13.3. Чернышевское сельское поселение утверждена 31 01.08.2014 13.4. Анучинское сельское поселение утверждена 74 06.12.2013 14. Дальнереченский муниципальный район

14.1. Веденкинское сельское поселение утверждена 39 29.03.2013 14.2. Малиновское сельское поселение не требуется 14.3. Ореховское сельское поселение не требуется 14.4. Ракитненское сельское поселение утверждена 106 21.10.2013 14.5. Рождественское сельское поселение утверждена 109 25.12.2013 14.6. Сальское сельское поселение не требуется 15. Кавалеровский муниципальный район

15.1. Кавалеровское городское поселение утверждена 7 25.01.2013 15.2. Горнореченское городское поселение утверждена 25 30.04.2013 15.3. Рудненское городское поселение утверждена 6 15.03.2014 15.4. Хрустальненское городское поселение утверждена 3 13.01.2014 15.5. Устиновское сельское поселение утверждена 8 15.03.2013 16. Кировский муниципальный район

16.1. Кировское городское поселение утверждена 444 28.10.2014 16.2. Руновское сельское поселение не требуется 16.3. Горноключевское городское поселение утверждена 5 30.01.2014 16.4. Крыловское сельское поселение не требуется 17. Красноармейский муниципальный район

17.1. Востокское городское поселение утверждена 85 30.12.2013 17.2. Вострецовское сельское поселение не требуется 17.3. Глубиненнское сельское поселение не требуется 17.4. Дальнекутское сельское поселение не требуется 17.5. Измайлихинское сельское поселение не требуется 17.6. Лукьяновское сельское поселение не требуется 17.7. Рощинское сельское поселение утверждена 04 16.01.2014 17.8. Мельничное сельское поселение не требуется 17.9. Таежнинское сельское поселение не требуется

17.10. Новопокровское сельское поселение утверждена 60 06.11.2013 18. Лазовский муниципальный район

18.1. Преображенское городское поселение утверждена 171-п 26.12.2013 18.2. Беневское сельское поселение утверждена 50 30.12.2013 18.3. Валентиновское сельское поселение утверждена 58 30.12.2013 18.4. Чернорученское сельское поселение утверждена 58 05.11.2013 18.5. Лазовское сельское поселение утверждена 80 02.12.2013 19. Михайловский муниципальный район

19.1. Новошахтинское городское поселение утверждена 44 03.04.2012 19.2. Григорьевское сельское поселение утверждена 60 12.12.2014 19.3. Ивановское сельское поселение утверждена 36 25.04.2014 19.4. Кремовское сельское поселение утверждена 35 26.06.2014 19.5. Осиновское сельское поселение утверждена 14 27.03.2014 19.6. Суньятсенское сельское поселение в разработке 19.7. Михайловское сельское поселение утверждена 10 18.02.2014 20. Надеждинский муниципальный район

20.1. Раздольненское сельское поселение утверждена 15 17.01.2014

149

20.2. Тавричанское сельское поселение утверждена 17 03.02.2014 20.3. Надеждинское сельское поселение утверждена 569 08.10.2013 21. Октябрьский муниципальный район

21.1. Липовецкое городское поселение утверждена 67 23.09.2014 21.2. Галенкинское сельское поселение утверждена 14 24.02.2014 21.3. Новогеоргиевское сельское поселение утверждена 1 17.01.2014 21.4. Покровское сельское поселение утверждена 27 20.02.2014 22. Ольгинский муниципальный район

22.1. Веселояровское сельское поселение нет 22.2. Моряк-Рыболовское сельское поселение нет 22.3. Ольгинское городское поселение утверждена 4-па 20.01.2015 22.4. Тимофеевское сельское поселение нет 23. Партизанский муниципальный район

23.1. Екатериновское сельское поселение утверждена 136 27.12.2013 23.2. Золотодолинское сельское поселение утверждена 90 20.12.2013 23.3. Новолитовское сельское поселение утверждена 127 30.12.2013 23.4. Сергеевское сельское поселение утверждена 17 11.03.14,

23.5. Владимиро-Александровское сельское поселение утверждена 57 27.12.2013

24. Пограничный муниципальный район 24.1. Пограничное городское поселение утверждена 223-па 07.11.2013 24.2. Барабаш-Левадинское сельское поселение не требуется 24.3. Жариковское сельское поселение утверждена 62-с 31.10.2013 24.4. Сергеевское сельское поселение не требуется 25. Пожарский муниципальный район

25.1. Лучегорское городское поселение утверждена 121-П 06.05.2014 25.2. Верхнеперевальское сельское поселение утверждена 13 21.05.2014 25.3. Губеровское сельское поселение утверждена 24 02.06.2014 25.4. Игнатьевское сельское поселение утверждена 43 08.10.2012 25.5. Краснояровское сельское поселение утверждена 17 31.07.2014 25.6. Нагорненское сельское поселение утверждена 64 27.11.2012 25.7. Пожарское сельское поселение утверждена 55 06.06.2012 25.8. Светлогорское сельское поселение утверждена 66 18.11.2014 25.9. Соболинское сельское поселение утверждена 32 24.12.2012

25.10. Федосьевское сельское поселение утверждена 63 08.11.2012 26. Спасский муниципальный район

26.1. Александровское сельское поселение утверждена 85 "а" 29.11.2013 26.2. Дубовское сельское поселение утверждена 2-па 01.02.2014 26.3. Духовское сельское поселение утверждена 11-па 01.04.2014 26.4. Краснокутское сельское поселение утверждена 45 06.12.2013 26.5. Прохорское сельское поселение утверждена 35-па 15.05.2014 26.6. Спасское сельское поселение утверждена 1 09.01.2014 26.7. Хвалынское сельское поселение утверждена 107 18.12.2013 26.8. Чкаловское сельское поселение 27. Тернейский муниципальный район

27.1. Тернейское городское поселение утверждена 148 08.07.2013 27.2. Городское поселение Светлое не требуется 27.3. Пластунское городское поселение утверждена н.д. н.д. 27.4. Амгунское сельское поселение не требуется 27.5. Единкинское сельское поселение не требуется 27.6. Кемское сельское поселение не требуется 27.7. Максимовское сельское поселение не требуется 27.8. Самаргинское сельское поселение не требуется 27.9. Удэгейское сельское поселение не требуется

27.10. Усть-Соболевское сельское поселение не требуется 28. Ханкайский муниципальный район

28.1. Ильинское сельское поселение утверждена 122 08.10.2013 28.2. Комиссаровское сельское поселение утверждена 91/1 09.10.2013 28.3. Новокачалинское сельское поселение не требуется 28.4. Новоселищенское сельское поселение утверждена 118 07.10.2013

150

28.5. Октябрьское сельское поселение не требуется 28.6. Первомайское сельское поселение не требуется 28.7. Камень-Рыболовское сельское поселение утверждена 226-па 26.12.2013 29. Хасанский муниципальный район

29.1. Славянское городское поселение утверждена 358 27.12.2013 29.2. Зарубинское городское поселение регистрир. 29.3. Краскинское городское поселение утверждена 1 30.01.2014 29.4. Посьетское городское поселение утверждена 98 20.12.2013 29.5. Приморское городское поселение утверждена 2 22.01.2014 29.6. Хасанское городское поселение 29.7. Барабашское сельское поселение утверждена 73 19.05.2014 29.8. Безверховское сельское поселение утверждена 86 20.05.2014 30. Хорольский муниципальный район

30.1. Ярославское городское поселение утверждена 30.2. Благодатненское сельское поселение утверждена 151 30.12.2013 30.3. Лучкинское сельское поселение утверждена 105 12.12.2013 30.4. Новодевицкое сельское поселение утверждена 115 30.12.2013 30.5. Сиваковское сельское поселение утверждена 77 06.12.2013 30.6. Хорольское сельское поселение утверждена 40 19.12.2013 31. Черниговский муниципальный район

31.1. Сибирцевское городское поселение утверждена 39 14.05.2014 31.2. Дмитриевское сельское поселение утверждена 69 23.12.2013 31.3. Реттиховское сельское поселение утверждена 5-па 17.02.2014 31.4. Снегуровское сельское поселение утверждена 57 06.09.2013 31.5. Черниговское сельское поселение утверждена 66/1-па 29.11.2013 32. Чугуевский муниципальный район

32.1. Кокшаровское сельское поселение не требуется 32.2. Шумненское сельское поселение не требуется 32.3. Чугуевское сельское поселение утверждена 9 24.01.2014 33. Шкотовский муниципальный район

33.1. Смоляниновское городское поселение утверждена 17 01.04.2014 33.2. Шкотовское городское поселение утверждена 85 03.06.2014 33.3. Новонежинское сельское поселение утверждена 165 12.12.2011 33.4. Подъяпольское сельское поселение утверждена 300 22.12.2013 33.5. Романовское сельское поселение утверждена 98 30.09.2014 33.6. Центральненское сельское поселение утверждена 54 23.07.2014 33.7. Штыковское сельское поселение утверждена 185 21.10.2013 34. Яковлевский муниципальный район

34.1. Варфоломеевское сельское поселение утверждена 51 14.06.2013 34.2. Новосысоевское сельское поселение утверждена 52 04.07.2013 34.3. Покровское сельское поселение утверждена 39 19.07.2013 34.4. Яблоновское сельское поселение утверждена н.д. н.д. 34.5. Яковлевское сельское поселение утверждена 51 12.07.2013

Сведения о новых объектах теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и

крупных котельных) представлены в табл. IV–12.1.2.

151

Таблица IV–12.1.2. Сведения о новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных на период 2015-2020 гг.

№ п/п Наименование объекта Год ввода

Тепловая мощность,

Гкал/ч Вид топлива Обоснование необходимости

строительства Место

расположения


млн руб.

1. Строительство ПГУ-ТЭЦ на площадке Владивостокской ТЭЦ-2 2018-2019 290 природный газ

Замена оборудования, отработавшего ПР, покрытие дефицита электроэнергии и

теплоэнергии

г. Владивосток 39 300,08

2. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Восточная» на площадке ЦПВБ 2016 420 природный газ Обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки г. Владивосток 9 700,011

3. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» 2018 99,6 природный газ

Повышение эффективности функционирования системы

теплоснабжения и обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки потребителей ВГО

г. Владивосток 10 287,911

4. Реконструкция КЦ-1 (ВТЭЦ-1) с увеличением установленной мощности

2015 50 природный газ Обеспечение перспективных приростов тепловой нагрузки г. Владивосток 868,9

5. Реконструкция КЦ-2 (ТЦ «Северная») с увеличением установленной мощности

2015 100 природный газ Обеспечение перспективных приростов тепловой нагрузки г. Владивосток 717,7

6. Реконструкция с увеличением установленной мощности МК № 35 2017 22,57 природный газ Обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки г. Владивосток 65,1

7. Техническое перевооружение в связи с газификацией МК № 35 2018 22,57 природный газ Обеспечение перспективных


8. Реконструкция с увеличением установленной мощности МК № 36 2016 15 природный газ Обеспечение перспективных


10. Техническое перевооружение в связи с газификацией МК № 36 2018 15 природный газ Обеспечение перспективных


11. Реконструкция угольных котельных на островных территориях ВГО 2016-2020 15,68 природный газ Обеспечение перспективных


12. Техническое перевооружение в связи с газификацией МК № 1 2019 0,4 природный газ


теплоснабжения г. Владивосток 4,0

8 — В соответствии со сведениями, предоставленными ПАО «РАО ЭС Востока» от 14.08.2015 г. № АК-9/5148.

152




























22. Установка водогрейных котлов и теплообменного оборудования МК № 12

2015 12,5 природный газ Обеспечение перспективных приростов тепловой нагрузки г. Владивосток 210,2

23. Строительство котельной «Уссурийская» (1-ая и 2-ая очереди) 2016, 2018 20+10 природный газ Обеспечение перспективных


24. Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. ФГОУ ВДЦ «Океан»

2019 26,7 природный газ Повышение эффективности функционирования системы


25.

Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. ФГУП «Котельная с тепловыми сетями ДВО РАН»



153

26. Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. «Весенняя» УФСБ России по Приморскому краю



27.

Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. ФКУЗ «Санаторий «Приморье» МВД России»



28. Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. №74 в/г 36 Фл «Приморский» ОАО «РЭУ»









31. Строительство БМК взамен кот. по адресу: ул. Клиновая, 1б 2020 3 уголь Обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки г. Арсеньев н.д.

32. Строительство БМК взамен кот. по адресу: ул. Кирзаводская, 15в 2020 0,6 уголь Обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки г. Арсеньев н.д.

33. Строительство БМК взамен кот. «Тубдиспансер» по адресу: ул. Лесная, 1

2020 0,3 уголь Обеспечение перспективных приростов тепловой нагрузки г. Арсеньев н.д.

34. Строительство Артемовской ТЭЦ-2 2019 376 бурый уголь Замещение выбывающих

мощностей существующей Артемовской ТЭЦ

г. Артем 89 600,0

35. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» 2018 174,4 природный газ


теплоснабжения и обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки потребителей АГО и ВГО

г. Артем 12 962,5

36. Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. «Амурская» и «Авиационная»

2016-2019 7,55+6,45 природный газ Повышение эффективности функционирования системы

теплоснабжения г. Артем 2 025,0

37. Строительство газовой БМК «Центральная» 2016-2019 120 природный газ Обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки г. Большой

Камень 674,4

38. Строительство газовой БМК мкр. «Южная Лифляндия» 2017-2020 10 природный газ Обеспечение перспективных


Камень 5,8

154

39. Строительство газовой БМК мкр. «Новый» 2015-2016 3 природный газ Обеспечение перспективных


Камень 51,2

40. Строительство газовой БМК мкр. «Северный» 2019-2020 0,25 природный газ Обеспечение перспективных


Камень 2,5

41. Реконструкция в связи с увеличением мощности кот. № 1 2016-2020 17 природный газ Обеспечение перспективных


Камень 250,6

42. Реконструкция (замена котлов) кот. с. Петровка (ул. Школьная) 2015-2016 - природный газ Обеспечение перспективных


Камень 1,8

43. Реконструкция (установка ХВО) кот. по адресу: ул. Андреевская 2015 - природный газ


теплоснабжения

г. Большой Камень 1,0

44. Реконструкция кот. ТЭК № 4 с переключением нагрузки кот. Центральная и Гореловская

н.д. 102,75 уголь Повышение эффективности функционирования системы

теплоснабжения г. Дальнегорск 819,7

45. Перевод с мазута на щепу кот. п. Каменка (ул. Березинская, 39) н.д. 2,06 щепа



46. Перевод с мазута на уголь кот. п. Тайга (ул. Речная, 37) н.д. 3 уголь



47. Перевод с мазута на уголь кот. п. Сержантово (ул. Лесная, 13) н.д. 3,87 уголь



48. Строительство угольной БМК п. Рудная Пристань н.д. 13,22 уголь Обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки г. Дальнегорск 47,9

49. Строительство угольной БМК п. Краснореченский н.д. 19,83 уголь Обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки г. Дальнегорск 85,2

50.

Реконструкция (техническое перевооружение) кот. № 1, 2, 3, 5, 7, 14, 15, 18, 25, 26, 27, 30, 31, 32, 40, 41, 42, 43

2015-2020 - уголь, мазут Повышение эффективности функционирования системы


г. Дальнереченск 48,1

51.

Реконструкция (техническое перевооружение) кот. № 1, 3, 4, 7, 8, 9, 11, 13, 15, 16, 18, 19, 36, 41, 52, Пионерская, 1 и Камышовая, 1

2015-2020 - уголь, мазут Повышение эффективности функционирования системы

теплоснабжения г. Лесозаводск 69,0

52. Строительство ТЭС «ВНХК» 2020 590 природный газ Обеспечение перспективной

тепловой нагрузки ЗАО «ВНХК»

г. Находка 33 800,0

155

53. Реконструкция (замена котлов) кот. № 1.1 2017 81,5 мазут


теплоснабжения г. Находка 15,0

54. Реконструкция кот. № 1.5 с переключением нагрузки кот. № 1.2 2016 75 мазут



55. Реконструкция (замена котлов) кот. № 6.2 2016 39,5 мазут






57. Реконструкция (установка котла) кот. № 2.3 2016 45 мазут






59. Реконструкция (замена котлов) кот. № 4.8 2017 20 мазут



60. Реконструкция (замена котлов) кот. № 4.13 2016 10 мазут



61. Реконструкция Партизанской ГРЭС 2015-2020 - уголь Обеспечение перспективных приростов тепловой нагрузки г. Партизанск 3 259,8

62. Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. № 2 2017 15,3 природный газ



г. Спасск-Дальний 39,0

63. Реконструкция кот. № 3 с переключением нагрузки кот. № 1, 4, 7

2015 90 уголь Повышение эффективности функционирования системы



64. Строительство газовой БМК взамен кот. № 5 2016 140 природный газ Обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки г. Спасск-Дальний 185,8

65. Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. № 8 2017 82,73 природный газ




66. Строительство Уссурийской ТЭЦ 2019 271 природный газ Обеспечение перспективных приростов тепловой нагрузки г. Уссурийск 21 600,0

156

67. Строительство БМК в г. Фокино и п. Дунай 2015 н.д. природный газ Обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки г. Фокино 509,6

68. Реконструкция Приморской ГРЭС 2015-2020 - уголь Обеспечение перспективных приростов тепловой нагрузки пгт Лучегорск 2 380,9

157

IV–13. РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ ПРИМОРСКОГО КРАЯ С УЧЕТОМ МАКСИМАЛЬНОГО РАЗВИТИЯ В РЕГИОНЕ КОГЕНЕРАЦИИ НА БАЗЕ НОВЫХ ПГУ-ТЭЦ С ОДНОВРЕМЕННЫМ ВЫБЫТИЕМ КОТЕЛЬНЫХ С УКАЗАНИЕМ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИХ РЕКОНСТРУКЦИИ

Сведения о принятых в Программе направлениях по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Приморского края с учетом максимального развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ, в том числе сооружаемых на базе котельных с указанием замещаемых котельных, на период с 2015 по 2020 год представлены в табл. VI–13.1.1.

Таблица IV–13.1.1. Направления по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Приморского края с учетом

максимального развития в регионе когенерации на 2015-2020 гг.

№ п/п Наименование замещаемой котельной Год

вывода

Тепловая мощность,

Гкал/ч Вид топлива Место

расположения

1. СТРО И ТЕЛ Ь С ТВО ПГУ-ТЭЦ (П Л О Щ АД К А ВТЭЦ-2) г. Владивосток

1.1. Муниципальная котельная № 27 (ул. Шкипера Грека, 3) 2017 0,07 бурый уголь г. Владивосток

1.2. Муниципальная котельная № 28 (ул. Воропаева, 18/2) 2017 0,09 бурый уголь г. Владивосток

2. СТРО И ТЕЛ Ь С ТВО ГТУ-ТЭЦ «В О С ТО ЧН А Я» (П Л О Щ АД К А ЦПВБ ) г. Владивосток 3. СТРО И ТЕЛ Ь С ТВО ГТУ-ТЭЦ «ЗМ ЕИ Н К А» г. Владивосток

3.1. Муниципальная котельная № 25 (бывшая «ТСЖ Калинина, 115») 2019 2,0 газ г. Владивосток

3.2. Муниципальная котельная № 31 (ул. Коммунаров, 41б) 2019 0,36 бурый уголь г. Владивосток

3.3. Муниципальная котельная № 34 (ул. Окатовая, 39) 2019 3,4 мазут г. Владивосток

3.4. Муниципальная котельная № 63 (ул. Калинина, 244) 2019 22,55 мазут г. Владивосток

3.5. Ведомственная котельная ОАО «ВМРП» (ЦТП В-54) 2019 21,2 мазут г. Владивосток

4. СТРО И ТЕЛ Ь С ТВО ГТУ-ТЭЦ «СИ Н Я Я СО П К А» г. Артем

4.1. Муниципальная котельная № 8 (ул. Порт-Артурская, 9) 2018 2,4 мазут г. Владивосток

4.2. Муниципальная котельная № 9 (ул. Лермонтова, 8) 2018 2,72 дизельное

топливо г. Владивосток

4.3. Муниципальная котельная № 11 (ул. Грибоедова, 48) 2018 3,8 мазут г. Владивосток

4.4. Муниципальная котельная № 39 (ул. Лермонтова, 57) 2018 0,17 бурый уголь г. Владивосток

4.5. Муниципальная котельная № 42 (ул. Лермонтова, 33) 2018 3,2 дизельное


4.6. Муниципальная котельная № 59 (ул. Рыбацкая, 2) 2018 0,8 дизельное


4.7. Муниципальная котельная № 61 (ул. 2-я Шоссейная, 1а) 2018 80 мазут г. Владивосток

4.8. Муниципальная котельная № 67 (ул. Порт-Артурская, 68) 2018 0,29 бурый уголь г. Владивосток

4.9. Муниципальная котельная «Металлобаза» 2018 н.д. н.д. г. Артем

158

4.10. Муниципальная котельная «Баумана» 2018 н.д. н.д. г. Артем

1.11. Муниципальная котельная «Сахалинская» 2018 н.д. н.д. г. Артем

4.12. Муниципальная котельная «Средняя школа № 35» 2018 н.д. н.д. г. Артем

4.13. Муниципальная котельная № 4.1 2018 н.д. н.д. г. Артем 4.14. Муниципальная котельная № 4 2018 н.д. н.д. г. Артем 4.15. Муниципальная котельная «Общежитие» 2018 н.д. н.д. г. Артем 4.16. Муниципальная котельная «Угловая» 2018 н.д. н.д. г. Артем

4.17. Муниципальная котельная «Подгороденка» 2018 н.д. н.д. г. Артем

5. СТРО И ТЕЛ Ь С ТВО УС С УРИ Й С КО Й ТЭЦ г. Уссурийск 5.1. Котельная № 1 2019 2,6 мазут г. Уссурийск 5.2. Котельная № 3 2019 18,1 мазут г. Уссурийск 5.3. Котельная № 16 2019 0,8 уголь г. Уссурийск 5.4. Котельная № 24 2019 19,2 уголь г. Уссурийск 5.5. Котельная № 25 2019 10,0 мазут г. Уссурийск 5.6. Котельная № 27 2019 9,3 уголь г. Уссурийск 5.7. Котельная № 36 2019 3,2 мазут г. Уссурийск 5.8. Котельная № 39 2019 0,7 н.д. г. Уссурийск

5.9. Котельная № 40 2019 0,8 дизельное топливо г. Уссурийск

5.10. Котельная № 46 2019 2,4 уголь г. Уссурийск 5.11. Котельная № 64 2019 1,2 уголь г. Уссурийск

5.12. Котельная № 66 2019 1,2 дизельное топливо г. Уссурийск

5.13. Котельная № 69 2019 4,8 уголь г. Уссурийск

5.14. Котельная ФКУ ЛИУ-23 ГУФСИН России 2019 2,2 уголь г. Уссурийск

5.15. Котельная ОАО «Кислород» 2019 3,9 уголь г. Уссурийск 5.16. Котельная ТМК 2019 3,7 н.д. г. Уссурийск 5.17. Котельная № 1 РЖД 2019 3,2 мазут г. Уссурийск 5.18. Котельная № 4 РЖД 2019 14,2 мазут г. Уссурийск 5.19. Котельная № 6 РЖД 2019 2,5 уголь г. Уссурийск 5.20. Котельная № 7 РЖД 2019 0,8 уголь г. Уссурийск 5.21. Котельная № 8 РЖД 2019 36,0 мазут г. Уссурийск

5.22. Котельная 313 ДОК филиала ОАО «ПЭУ» 2019 2,5 уголь г. Уссурийск

6. СТРО И ТЕЛ Ь С ТВО ТЭС «ВНХК» г. Находка

IV–14. РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ПЕРЕВОДУ НА ПАРОГАЗОВЫЙ ЦИКЛ С УВЕЛИЧЕНИЕМ МОЩНОСТИ ДЕЙСТВУЮЩИХ КЭС И ТЭЦ И ПРОИЗВОДСТВА НА НИХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТЕПЛА С ВЫСОКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ ТОПЛИВОИСПОЛЬЗОВАНИЯ

Принятые в Программе предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования рассмотрены ниже.

IV–14.1. Строительство ПГУ-ТЭЦ на площадке ВТЭЦ-2

Данное мероприятие обусловлено необходимостью замены энергетического оборудования ВТЭЦ-2, отработавшего парковый ресурс, а также покрытия дефицита

159

электрической и тепловой энергии на территории МО «Владивостокский городской округ».

В рамках данного мероприятия предусматривается строительство двух ПГУ-210 мощностью 210 МВт (145 Гкал/ч) в 2019-2020 гг. Суммарная вводимая мощность на конец рассматриваемого периода составит 420 МВт (290 Гкал/ч).

IV–14.2. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Восточная» на площадке ЦПВБ

Данное мероприятие обусловлено необходимостью обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки на территории МО «Владивостокский городской округ», а также замены оборудования ЦПВБ, отработавшего парковый ресурс.

В рамках данного мероприятия предусматривается строительство трех ГТУ мощностью 46,5 МВт (140 Гкал/ч) в 2015-2016 гг. Суммарная вводимая мощность на конец рассматриваемого периода составит 140 МВт (420 Гкал/ч).

IV–14.3. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» г. Владивосток Данное мероприятие обусловлено необходимостью повышения эффективности

функционирования системы теплоснабжения и обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки потребителей МО «Владивостокский городской округ».

В рамках данного мероприятия предусматривается строительство трех ГТУ мощностью 17,14 МВт в 2018 году. Суммарная вводимая мощность на конец рассматриваемого периода составит 52 МВт (99,6 Гкал/ч).

IV–14.4. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» г. Артем

Данное мероприятие обусловлено необходимостью повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения и обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки потребителей МО «Владивостокский городской округ» и «Артемовский городской округ».

В рамках данного мероприятия предусматривается строительство четырех ГТУ мощностью 17,14 МВт в 2018 году. Суммарная вводимая мощность на конец рассматриваемого периода составит 70 МВт (174,4 Гкал/ч).

IV–14.5. Строительство Артемовской ТЭЦ-2 г. Артем Данное мероприятие обусловлено необходимостью замещения выбывающих

мощностей существующей Артемовской ТЭЦ. В рамках данного мероприятия предусматривается строительство двух

энергоблоков мощностью 120 МВт в 2019 году. Суммарная вводимая мощность на конец рассматриваемого периода составит 240 МВт (376 Гкал/ч).

160

IV–14.6. Строительство Уссурийской ТЭЦ г. Уссурийск

Данное мероприятие обусловлено необходимостью обеспечения надежного энергоснабжения потребителей юга Приморского края, а также решения проблем теплоснабжения г. Уссурийска.

В рамках данного мероприятия предусматривается строительство двух энергоблоков мощностью 113 МВт в 2019 году. Суммарная вводимая мощность на конец рассматриваемого периода составит 226 МВт (271 Гкал/ч).

IV–14.7. Строительство ТЭС «ВНХК» на базе ПГУ Данное мероприятие обусловлено необходимостью электро- и теплоснабжения

ЗАО «ВНХК», расположенного на территории Партизанского муниципального района.

В рамках данного мероприятия предусматривается строительство тепловой электростанции.

Строительство I-го этапа ТЭС «ВНХК» планируется завершить в IV квартале 2020 года, строительство II-го этапа — в IV квартале 2022 года с одновременной эксплуатацией оборудования I-го этапа станции.

В соответствии с тепловой схемой ТЭС «ВНХК «установленная электрическая и тепловая мощности на I-ом этапе — 520 МВт и 590 Гкал/ч, на 2 этапе — 565 МВт и 920 Гкал/ч.

IV–15. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММЫ РЕКОНСТРУКЦИЙ СУЩЕСТВУЮЩИХ ЛОКАЛЬНЫХ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ КРУПНЫХ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ ПРИМОРСКОГО КРАЯ , В ПОЛЬЗУ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ , С УКАЗАНИЕМ ВСЕХ ИСТОЧНИКОВ ФИНАНСИРОВАНИЯ , СРОКОВ ЕЕ ФИНАНСИРОВАНИЯ И РЕАЛИЗАЦИИ

Программа реконструкций существующих локальных систем теплоснабжения крупных муниципальных образований Приморского края с указанием всех источников финансирования, сроков ее финансирования и реализации представлена в табл. IV–15.1.1.

161

Таблица IV–15.1.1. Программа реконструкций существующих локальных систем теплоснабжения крупных муниципальных образований Приморского края в прогнозных ценах

№ п/п Наименование объекта Место расположения

Стоимость строительства, млн руб. Источники финансирования Всего в том числе по годам

2015 2016 2017 2018 2019 2020

1. Строительство ПГУ-ТЭЦ на площадке Владивостокской ТЭЦ-2

г. Владивосток 39 300,09 2 961,7 17 812,9 18 525,4

За счет инвестиционной составляющей в тарифе на тепловую энергию, субсидий из бюджетов различных уровней и за

счет привлечения кредитных ресурсов

2. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Восточная» на площадке ЦПВБ

г. Владивосток 9 700,012 5 335,0 4 365,0



3. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» г. Владивосток 10 287,912 5 658,3 4 629,5



4. Реконструкция КЦ-1 (ВТЭЦ-1) с увеличением установленной мощности




5. Реконструкция КЦ-2 (ТЦ «Северная») с увеличением установленной мощности

г. Владивосток 717,7 717,7 За счет платы за

подключение перспективных потребителей

9 — В соответствии со сведениями, предоставленными ПАО «РАО ЭС Востока» от 14.08.2015 г. № АК-9/5148.

162

6. Реконструкция с увеличением установленной мощности МК № 35




7. Техническое перевооружение в связи с газификацией МК № 35




8. Реконструкция с увеличением установленной мощности МК № 36

г. Владивосток 164,1 31,5 132,6







11. Реконструкция угольных котельных на островных территориях ВГО

г. Владивосток 87,1 15,9 16,7 17,5 18,2 18,8











163





























164





22. Установка водогрейных котлов и теплообменного оборудования МК № 12



23. Строительство котельной «Уссурийская» (1-ая и 2-ая очереди)

г. Владивосток 287,3 225,3 62,0 За счет платы за


24. Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. ФГОУ ВДЦ «Океан»

г. Владивосток 19,2 19,2 За счет собственных

средств предприятия-собственника

25.

Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. ФГУП «Котельная с тепловыми сетями ДВО РАН»



26.

Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. «Весенняя» УФСБ России по Приморскому краю



27.

Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. ФКУЗ «Санаторий «Приморье» МВД России»



28.

Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. №74 в/г 36 Фл «Приморский» ОАО «РЭУ»



29.




30.




165

31. Строительство распределительных сетей в мкр. Партокл

г. Владивосток 220,7 32,7 34,3 36,1 37,8 39,3 40,5 За счет платы за


32. Строительство распределительных сетей в мкр. Зеленый Угол



33.

Строительство магистральных и распределительных сетей с 2×ЦТП в мкр. Некрасовская (Южное Орлиное Гнездо)



34.

Строительство магистральных и распределительных сетей с ЦТП в мкр. Уссурийский

г. Владивосток 372,0 191,5 43,1 13,5 61,0 62,9 За счет платы за


35.

Строительство магистральных и распределительных сетей в мкр. Фастовская

г. Владивосток 351,1 55,2 57,8 176,1 62,0 За счет платы за


36. Строительство тепловых сетей для уплотнительной застройки



37.

Реконструкция тепловых сетей для обеспечения перспективных тепловых нагрузок

г. Владивосток 655,5 13,9 282,3 359,3 За счет платы за


38.

Строительство магистральных и распределительных сетей в мкр. ул. Босфора, 3 (р-н г. Змеиная)






40.




166

41.

Строительство распределительных сетей в мкр. Некрасовская (Восточное Орлиное Гнездо)






43.




44. Строительство распределительных сетей в мкр. п-ва Шкота



45.

Строительство магистральных и распределительных сетей с 2×ЦТП в мкр. Некрасовская (Северное Орлиное Гнездо, Западное Орлиное Гнездо)






47.




48. Строительство распределительных сетей в мкр. Снеговая Падь



49.

Строительство магистральных и распределительных сетей в мкр. ул. Давыдова

г. Владивосток 68,5 9,7 17,1 10,2 31,5 За счет платы за


50.

Строительство магистральных и распределительных сетей в мкр. ул. Лесная



167




52.




53.

Строительство магистральных и распределительных сетей в мкр. Синяя Сопка (50 лет Октября)






55.




56.

Строительство магистральных и распределительных сетей в мкр. о. Русский






58. Реконструкция ЦТП и ТНС г. Владивосток 92,0 29,5 62,5 За счет платы за


59.

Строительство и реконструкция тепловых сетей в зоне действия ВТЭЦ-2 для присоединения потребителей МК №№ 27, 28, ВК ОАО «ВМРП»

г. Владивосток 25,0 2,8 22,2 За счет инвестиционной составляющей в тарифе на тепловую энергию

168

60.

Строительство и реконструкция тепловых сетей в зоне действия ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» для присоединения потребителей МК №№ 25, 31, 34, 63, ЦТП В-54 ВК ОАО «ВМРП»

г. Владивосток 261,5 261,5 За счет инвестиционной составляющей в тарифе на тепловую энергию

61.

Строительство и реконструкция тепловых сетей в зоне действия ВТЭЦ-1 для присоединения потребителей МК № 41


62.

Строительство и реконструкция тепловых сетей в зоне действия ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» для присоединения потребителей МК № 61, 8, 9, 42, 39, 59


63.

Строительство и реконструкция тепловых сетей в зоне действия МК № 35 для присоединения потребителей МК № 5


64.

Строительство и реконструкция тепловых сетей в зоне действия МК № 36 для присоединения потребителей МК №№ 4, 13, 14, 15, 19, 37, 38, 57, 66 в/г 90 (ж/д ул. Есенина, 77)


65. Ликвидация паровых ЦТП г. Владивосток 19,2 3,9 15,3 За счет инвестиционной составляющей в тарифе на тепловую энергию

66.

Реконструкция тепловых сетей и ЦТП АО «ДГК», подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

г. Владивосток 1 587,4 49,2 27,4 250,8 363,4 358,6 538,0 За счет

амортизационных отчислений

169

67.

Реконструкция тепловых сетей и ЦТП МУПВ «ВПЭС», подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

г. Владивосток 1 873,4 216,3 217,6 330,8 467,2 560,5 81,0 За счет


68.

Реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

г. Владивосток 469,1 206,1 263,0

За счет средств, предусмотренных

«Программой комплексного

развития...» (утв. Думой г. Владивостока от 28.02.2011 г. № 635), или других субсидий из

бюджетов различных уровней

69. Реконструкция ЦТП и ТНС г. Владивосток 320,7 252,0 68,7

За счет средств, предусмотренных

«Программой комплексного

развития...» (утв. Думой г. Владивостока от 28.02.2011 г. № 635), или других субсидий из

бюджетов различных уровней

70. Перевод потребителей с открытой системы ГВС на закрытую

г. Владивосток 1 139,8 145,7 612,9 381,2 За счет потребителей

тепловой энергии (владельцев ИТП)

71. Строительство Артемовской ТЭЦ-2 г. Артем 89 600,0 89 600,0



72. Строительство ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» г. Артем 12 962,5 12 962,5



73.

Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. «Амурская» и «Авиационная»

г. Артем 2 025,0 506,3 506,3 506,3 506,3



170

74. Тепловые сети для обеспечения перспективных тепловых нагрузок

г. Артем 107,4 19,4 20,4 14,1 53,6 За счет платы за



г. Артем 1 744,9 526,0 605,4 336,2 277,2 За счет платы за


76.


г. Артем 2 441,5 648,8 284,3 318,6 442,2 513,9 233,8 За счет


77.

Реконструкция тепловых сетей ОАО «ДГК», подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

г. Артем 88,0 18,3 20,8 9,4 9,4 15,0 15,0 За счет


78. Строительство газовой БМК «Центральная»

г. Большой Камень 674,4 8,0 222,1 222,1 222,1

За счет платы за подключение

перспективных потребителей

79. Строительство газовой БМК мкр. «Южная Лифляндия»

г. Большой Камень 5,8 2,9 2,9



80. Строительство газовой БМК мкр. «Новый»




81. Строительство газовой БМК мкр. «Северный»




82. Реконструкция в связи с увеличением мощности кот. № 1

г. Большой Камень 250,6 28,0 55,8 4,6 81,1 81,1



83. Реконструкция (замена котлов) кот. с. Петровка (ул. Школьная)




171

84. Реконструкция (установка ХВО) кот. по адресу: ул. Андреевская

г. Большой Камень 1,0 1,0



85. Тепловые сети и ЦТП для обеспечения перспективных тепловых нагрузок

г. Большой Камень 525,6 13,8 13,8 13,8 242,1 242,1



86. Реконструкция ЦТП и тепловых сетей ЗАТО Большой Камень

г. Большой Камень 1 576,8 62,4 62,4 62,4 62,4 663,6 663,6

За счет амортизационных

отчислений

87.

Реконструкция кот. ТЭК № 4 с переключением нагрузки кот. Центральная и Гореловская

г. Дальнегорск 819,7 819,7



88. Перевод с мазута на щепу кот. п. Каменка (ул. Березинская, 39)




89. Перевод с мазута на уголь кот. п. Тайга (ул. Речная, 37) г. Дальнегорск 20,7 20,7



90. Перевод с мазута на уголь кот. п. Сержантово (ул. Лесная, 13)




91. Строительство угольной БМК п. Рудная Пристань г. Дальнегорск 47,9 47,9



92. Строительство угольной БМК п. Краснореченский г. Дальнегорск 85,2 85,2



172

93. Реконструкция тепловых сетей КГУП «Примтеплоэнерго»

г. Дальнегорск 758,9 140,1 140,1 140,1 140,1 140,1 58,4 За счет инвестиционной составляющей в тарифе на тепловую энергию

94.

Реконструкция (техническое перевооружение) кот. № 1, 2, 3, 5, 7, 14, 15, 18, 25, 26, 27, 30, 31, 32, 40, 41, 42, 43

г. Дальнереченск 48,1 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0




г. Дальнереченск 247,3 41,2 41,2 41,2 41,2 41,2 41,2 За счет инвестиционной составляющей в тарифе на тепловую энергию

96.

Реконструкция (техническое перевооружение) кот. № 1, 3, 4, 7, 8, 9, 11, 13, 15, 16, 18, 19, 36, 41, 52, Пионерская, 1 и Камышовая, 1

г. Лесозаводск 69,0 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5



97. Строительство ТЭС «ВНХК» г. Находка 33 800,0 33 800,0 За счет собственных


98. Реконструкция (замена котлов) кот. № 1.1 г. Находка 15,0 15,0



99. Реконструкция кот. № 1.5 с переключением нагрузки кот. № 1.2

г. Находка 24,8 20,0 4,8






173


г. Находка 18,0 18,0



102. Реконструкция (установка котла) кот. № 2.3 г. Находка 5,4 5,4




г. Находка 5,6 5,6









106.


г. Находка 4 015,9 669,3 669,3 669,3 669,3 669,3 669,3 За счет


107. Реконструкция Партизанской ГРЭС г. Партизанск 3 259,8 899,3 656,7 673,5 390,7 615,1 24,5




г. Партизанск 98,9 29,8 33,4 8,9 8,9 8,9 8,9 За счет инвестиционной составляющей в тарифе на тепловую энергию

174

109. Реконструкция тепловых сетей ОАО «ДГК» г. Партизанск 187,4 65,3 75,0 11,8 11,8 11,8 11,8

За счет инвестиционной составляющей в тарифе на тепловую энергию

110. Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. № 2

г. Спасск-Дальний 39,0 39,0



111. Реконструкция кот. № 3 с переключением нагрузки кот. № 1, 4, 7




112. Строительство газовой БМК взамен кот. № 5




113. Техническое перевооружение в связи с газификацией кот. № 8




114. Строительство и реконструкция тепловых сетей от кот. № 1

г. Спасск-Дальний 139,5 113,9 12,3 13,3






г. Спасск-Дальний 283,9 204,1 45,4 34,4








175





г. Спасск-Дальний 651,9 294,6 357,3


121. Строительство Уссурийской ТЭЦ г. Уссурийск 21 600,0 21 600,0



122. Строительство БМК в г. Фокино и п. Дунай г. Фокино 509,6 509,6



123.

Строительство и реконструкция тепловых сетей для обеспечения перспективных тепловых нагрузок

г. Фокино 16,4 16,4 За счет платы за


124. Реконструкция Приморской ГРЭС пгт Лучегорск 2 380,9 117,8 371,2 391,4 508,2 548,1 444,2



125. Строительство и реконструкция тепловых сетей

пгт Лучегорск 21,6 21,6 За счет средств федерального и

местного бюджета

176

IV–16. ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ ТЕПЛОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ ПРИМОРСКОГО КРАЯ НА 5-ЛЕТНИЙ ПЕРИОД

В рамках анализа теплосетевого хозяйства крупных населенных пунктов Приморского края с учетом принятого развития новой тепловой генерации и модернизации системы централизованного теплоснабжения проведена оценка по объемам нового строительства тепловых сетей.

Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на территории Приморского края на 5-летний период представлен в IV–16.1.1.

177

Таблица IV–16.1.1. Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на территории Приморского края на 5-летний период

№ п/п Наименование объекта Год

ввода

Присоединяе-мая тепловая

мощность, Гкал/ч

Протяженность магистральных

сетей, м

Обоснование необходимости строительства

Источник тепловой энергии



млн руб.

1. Распределительные сети в мкр. Партокл

2015-2020 79,95 -

Обеспечение перспективных

приростов тепловой нагрузки во вновь

осваиваемых р-нах ВГО

ВТЭЦ-2 г. Владивосток 220,7

2. Распределительные сети в мкр. Зеленый Угол

2015-2020 115 -





3.

Магистральные и распределительные сети с 2×ЦТП в мкр. Некрасовская (Южное Орлиное Гнездо)

2015-2020 7,907 786,38 (2017 г.)





4. Магистральные и распределительные сети с ЦТП в мкр. Уссурийский

2016-2020 35,7 2 144,48 (2016 г.)





5. Магистральные и распределительные сети в мкр. Фастовская

2017-2020 33,21 1 393,02 (2019 г.)





6. Тепловые сети для уплотнительной застройки

2015-2016 81,206 -





178


2015, 2017, 2019

н.д.

531,01 (2015 г.); 2 817,74 (2017 г.); 2 920,45 (2019 г.)





8.

Магистральные и распределительные сети в мкр. ул. Босфора, 3 (р-н г. Змеиная)

2018-2020 35 2 636,10 (2019 г.)




ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» г. Владивосток 601,0


2015-2016 4,932 -






2019 н.д. 905,18 (2019 г.)





12.

Распределительные сети в мкр. Некрасовская (Восточное Орлиное Гнездо)

2015-2020 0,458 -




ГТУ-ТЭЦ «Восточная» г. Владивосток 2,7


2015-2016 43,98 -






2017 н.д. 4754,49





15. Распределительные сети в мкр. п-ва Шкота

2015-2020 27,95 -




КЦ-1 (ВТЭЦ-1) г. Владивосток 81,2

179

16.

Магистральные и распределительные сети с 2×ЦТП в мкр. Некрасовская (Северное Орлиное Гнездо, Западное Орлиное Гнездо)

2015-2020 5,041 612,41 (2017 г.)






2015-2016 65,293 -






2018 н.д. 4 679,17 (2018 г.)





19. Распределительные сети в мкр. Снеговая Падь

2015-2020 103,53 -




КЦ-2 («Северная», «2-я

Речка») г. Владивосток 409,4

20. Магистральные и распределительные сети в мкр. ул. Давыдова

2015-2018 7,36 509,95 (2018 г.)






21. Магистральные и распределительные сети в мкр. ул. Лесная

2015-2016, 2018

4,76 63,7 (2018 г.)







2015-2016

25,03+20,51= =45,54 -







2017-2018 н.д. 120,56 (2017 г.);

225,04 (2018 г.)






180

24.

Магистральные и распределительные сети в мкр. Синяя Сопка (50 лет Октября)

2015-2017 н.д. 414,78 (2015 г.);

984,30 (2016 г.)




ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» г. Владивосток 226,8


2015-2017 11,34 -






2017 н.д. 92,21 (2017 г.)





27. Магистральные и распределительные сети в мкр. о. Русский

2017-2020 25,55 2 729,94 (2017 г.)




Мини-ТЭЦ о. Русский г. Владивосток 284,1


2015-2017

0,316+2,842+ +5,4=8,558 -




МК №№ 3, 35, 36 г. Владивосток 56,5

29. ЦТП и ТНС 2015-2016 н.д. -




н.д. г. Владивосток 92,0

30.

Тепловые сети в зоне действия ВТЭЦ-2 для присоединения потребителей МК №№ 27, 28, ВК ОАО «ВМРП»

2017, 2019

0,03+0,03+ +5,995=6,055

183,42 (2017 г.); 705,65 (2019 г.)

Повышение эффективности

функционирования системы



181

31.

Тепловые сети в зоне действия ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» для присоединения потребителей МК №№ 25, 31, 34, 63, ЦТП В-54 ВК ОАО «ВМРП»

2019 1,91+15,61+ +0,43+1,23+

+1,725=20,905 2 302,75 (2019 г.)





32.

Тепловые сети в зоне действия ВТЭЦ-1 для присоединения потребителей МК № 41

2017 0,48 134,96 (2017 г.)





33.

Тепловые сети в зоне действия ГТУ-ТЭЦ «Синяя Сопка» для присоединения потребителей МК № 61, 8, 9, 42, 39, 59

2017

26,17+1,61+ +1,94+1,997+ +0,19+9,29=

=41,197

11 280,53 (2017 г.)





34.

Тепловые сети в зоне действия МК № 35 для присоединения потребителей МК № 5

2015 2,842 217,06 (2015 г.)




МК № 35 г. Владивосток 7,8

35.

Тепловые сети в зоне действия МК № 36 для присоединения потребителей МК №№ 4, 13, 14, 15, 19, 37, 38, 57, 66 в/г 90 (ж/д ул. Есенина, 77)

2016

4,09+0,06+ +0,7+0,82+ +0,39+0,17+ +0,24+0,17+

+0,2=6,84

4 594,72 (2016 г.)




МК № 36 г. Владивосток 123,0

36.

Тепловые сети и ЦТП АО «ДГК», подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

2015-2020 - н.д.

Повышение надежности и безопасности

теплоснабжения н.д. г. Владивосток 1 587,4

37.

Тепловые сети и ЦТП МУПВ «ВПЭС», подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

2015-2020 - н.д.


теплоснабжения н.д. г. Владивосток 1 873,4

182

38.

Тепловые сети, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

2015-2016 н.д. -


теплоснабжения н.д. г. Владивосток 469,1

39. ЦТП и ТНС 2015-2016 н.д. -


теплоснабжения н.д. г. Владивосток 320,7

40.

Тепловые сети в зоне действия кот. производства № 2 (ул. Таежная, 35) для присоединения потребителей кот. «Школа № 10» (ул. Олега Кошевого, 5)

2020 0,32 400




Кот. «Тубдиспансер» (ул. Таежная, 35)

г. Арсеньев н.д.


2015-2020 н.д. н.д.


приростов тепловой нагрузки

ТЭЦ «Синяя Сопка» г. Артем 107,4


2015-2020 н.д. н.д.



АТЭЦ, котельные г. Артем 1 744,9

43.


2015-2020 н.д. н.д.



АТЭЦ, котельные г. Артем 2 441,5

44.

Тепловые сети ОАО «ДГК», подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

2015-2020 - н.д. Повышение надежности

теплоснабжения АТЭЦ г. Артем 88,0

45. Тепловые сети и ЦТП для обеспечения перспективных тепловых нагрузок

2016-2020 н.д. н.д.



котельные г. Большой Камень 525,6

46. ЦТП и тепловые сети ЗАТО Большой Камень

2015-2020 н.д. н.д. Повышение надежности

теплоснабжения котельные г. Большой Камень 1 576,8

47. Тепловые сети КГУП «Примтеплоэнерго»


теплоснабжения котельные г. Дальнегорск 758,9


2015-2020 н.д. 35948 Повышение надежности

теплоснабжения котельные г. Дальнереченск 247,3

183

49.


2015-2020 н.д. 131600



котельные г. Находка 4 015,9



теплоснабжения котельные г. Партизанск 98,9

51. Тепловые сети ОАО «ДГК» 2015-2020 н.д. н.д. Повышение надежности

теплоснабжения ПГРЭС г. Партизанск 187,4

52. Тепловые сети от кот. № 1 2015-2017 19,62 5537,4


приростов тепловой нагрузки; повышение

надежности теплоснабжения

Кот. № 1 г. Спасск-Дальний 139,5

53. Тепловые сети от кот. № 2 2016 9,48 1704,8















56. Тепловые сети от кот. № 5 2018 21,5 923





184












2015 н.д. н.д.



котельные г. Фокино 16,4

60. Тепловые сети 2015 н.д. н.д.




ПримГРЭС пгт Лучегорск 21,6

185

IV–17. РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ И СЕТЕВЫМИ ОРГАНИЗАЦИЯМИ В РАЗРЕЗЕ БАЛАНСА МОЩНОСТЕЙ

В течение длительного времени не уделялось должное внимание проблемам компенсации реактивной мощности в распределительных электрических сетях напряжением 10(6)-0,4 кВ. Объяснялось это тем, что коммунально-бытовая нагрузка носила преимущественно активный характер из-за особенностей используемых электроприемников (лампы накаливания, электроплиты, электронагреватели и т. п.).

В настоящее время характер коммунально-бытовой нагрузки кардинально изменился в результате широкого распространения новых типов электроприемников (микроволновых печей, кондиционеров, морозильников, люминесцентных светильников, стиральных и посудомоечных машин, персональных компьютеров и др.), потребляющих из питающей сети наряду с активной мощностью также и значительную величину реактивной мощности.

Передача реактивной мощности от генераторов электростанций по электрической сети к потребителям вызывает в сети затраты активной мощности в виде потерь и дополнительно загружает элементы электрической сети, снижая их общую пропускную способность и вызывая дополнительное падение напряжения в сети. В связи с этим, увеличение выдачи реактивной мощности генераторами станций с целью доставки ее потребителям нецелесообразно, а наибольший экономический эффект достигается при размещении компенсирующих устройств (либо источников реактивной мощности) вблизи потребляющих реактивную мощность электроприемников.

На территории Приморского края наблюдается подъем развития индивидуального жилищного строительства, в том числе и целых массивов коттеджей, имеющих значительную электрическую нагрузку.

Из-за обширной территории, занимаемой этими массивами, и из экономических соображений их электроснабжение осуществляется преимущественно воздушными линиями, имеющими довольно высокий процент падения напряжения.

В максимум нагрузки в осенне-зимний период на вводах в жилые помещения на отдельных участках (Надеждинский, Партизанский, Хасанский районы и др.) наблюдаются крайне низкие уровни напряжений (до 160-170 В), т. е. отклонение напряжения у потребителей в 2-3 раза превышает допустимое по ГОСТ 13109-97, что не позволяет обеспечить нормальную работу электроприемников и зачастую приводит к выходу их из строя.

Оптимальным решением для повышения напряжения является расширение сферы установки ШКБ в распределительной сети низкого напряжения.

Для оптимальной загрузки сетей энергосистемы по реактивной мощности предлагается осуществлять компенсацию реактивной мощности у потребителей с обеспечением значения tg φ на новых и действующих ПС — не выше 0,4.

Расчеты электрических режимов на 2016-2020 гг. выполнены с учетом этих рекомендаций.

Результаты расчетов показали, что при реализации рекомендаций по компенсации реактивной мощности у потребителей энергосистемы Приморского края:

‒ уровни напряжений на подстанциях находятся в допустимых пределах; ‒ загрузка генераторов электростанций по реактивной мощности не

превышает допустимых значений;

186

‒ загрузка трансформаторов центров питания (ПС) по реактивной мощности снизилась, что, в свою очередь, снизило потери активной мощности в сети.

Рекомендации по местам установки компенсирующих устройств приведены в Параграфе III–2.3 пояснительной записки.

Documents

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ......IV–6. Прогноз развития энергетики Приморского края на основе возобновляемых