Российский Правовой Портал

Распоряжение Губернатора Астраханской области от 29.04.2016 N 268-р "О схеме и программе развития электроэнергетики Астраханской области на 2017 - 2021 годы"

Текст документа по состоянию на июль 2016 года
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":
1. Утвердить прилагаемую схему и программу развития электроэнергетики Астраханской области на 2017 - 2021 годы.
2. Признать утратившим силу Распоряжение Губернатора Астраханской области от 27.04.2015 N 303-р "О схеме и программе развития электроэнергетики Астраханской области на 2016 - 2020 годы".
3. Распоряжение вступает в силу со дня его подписания, за исключением пункта 2, вступающего в силу с 01.01.2017.

Губернатор Астраханской области А.А.ЖИЛКИН

Утверждена Распоряжением Губернатора Астраханской области от 29 апреля 2016 г. N 268-р

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2017 - 2021 ГОДЫ


1. Общие положения

Схема и программа развития электроэнергетики Астраханской области на 2017 - 2021 годы (далее - Программа) разработана в соответствии с:
- Федеральным законом от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";
- Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";
- техническим заданием на разработку схемы и программы развития электроэнергетики Астраханской области на период 2017 - 2021 годов.
Астраханская область - субъект Российской Федерации (административный центр - город Астрахань) - входит в состав Южного федерального округа Российской Федерации. Ее территория вытянута вдоль Нижней Волги. Она имеет границы с Волгоградской областью, Республикой Калмыкия, Республикой Казахстан.
На площади в 49 тыс. км2 проживает 1005.241 тыс. чел., из них в городах - 66%, в сельской местности - 34%. Астраханская область включает 11 сельских районов, 442 села и поселка и 6 городов - Астрахань, Ахтубинск, Камызяк, Знаменск, Харабали и Нариманов.
На территории области ведется добыча природного газа и его переработка на действующем газохимическом комплексе - самом энергоемком предприятии в области.
Астраханская область расположена на юго-востоке европейской части России, на территории Прикаспийской низменности в нижнем течении р. Волги.
Область входит в состав Южного федерального округа и является приграничным регионом: по суше территория граничит с Республикой Казахстан, по морю - с Азербайджанской Республикой, Исламской Республикой Иран, Республикой Казахстан и Туркменистаном.
Основным социально-экономическим достижением 2015 года стало сохранение, а в основном рост практически всех значимых социально-экономических показателей, реализация ряда важнейших программ и намеченных мероприятий.
Ведущими отраслями промышленности Астраханской области являются добыча полезных ископаемых (59.9%), производство нефтепродуктов (9.7%), судостроение (5.7%), пищевая промышленность (3.9%) и химическая промышленность (2.5%).
По итогам 2015 года в целом в структуре промышленного производства обрабатывающие производства занимают 27.3%, производство и распределение электроэнергии, газа и воды - 12.8%.
Индекс промышленного производства за 2015 год составил 106.2%, в том числе по добыче полезных ископаемых - 112.5%, по обрабатывающим производствам - 98.9% и по производству и распределению электроэнергии, газа и воды - 99.9%.
По виду экономической деятельности "Добыча полезных ископаемых" за 2015 год индекс производства увеличился на 12.5% к соответствующему периоду 2014 года, в том числе:
- по добыче сырой нефти и природного газа увеличился на 12.8% за счет роста объемов предоставляемых услуг в сфере добычи нефти и газа в 1.2 раза и роста добычи нефти ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" на месторождении им. Ю. Корчагина на шельфе Каспия на 17.5%. Данные результаты достигнуты главным образом за счет выхода на проектную мощность построенной в 2014 году производственной базы компании Шлюмберже, предназначенной для обслуживания бурового оборудования и техники для исследования недр российских месторождений;
- по добыче прочих полезных ископаемых увеличился на 4.2% за счет роста объемов добычи и производства соли на 11.9% в связи с увеличением производства соли на обособленном подразделении "Руссоль-Баскунчак" ООО "Руссоль". В 2015 году завершена полная, глубокая, финансовоемкая модернизация данного предприятия, в которую за последние 5 лет инвестировано почти 1 млрд рублей.
Увеличены объемы добычи гипсового камня на 10.3%. В 2015 году ЗАО "Кнауф Гипс Баскунчак" реализован инвестиционный проект по реконструкции завода сухих строительных смесей с увеличением мощности и расширением ассортимента выпускаемой продукции на 20 тыс. тонн, в рамках которого запущена новая линия по производству штукатурных смесей машинного нанесения.
По виду экономической деятельности "Добыча полезных ископаемых" основные объемы производства приходятся на добычу нефти, природного газа и газового конденсата, ежегодный объем добычи которых составляет соответственно свыше 1.5 млн тонн, более 10 млрд куб. м и около 3.5 млн тонн. В добыче полезных ископаемых основными и одновременно крупнейшими промышленными предприятиями в регионе являются: по добыче природного газа и газового конденсата - ООО "Газпром добыча Астрахань", по добыче сырой нефти - ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть". Кроме того, ООО "Газпром добыча Астрахань" осуществляет деятельность по переработке нефтепродуктов и производству серы.
В развитии обрабатывающих производств наблюдается снижение объемов производства на 1.1%, что связано с сокращением объемов производства в металлургической отрасли (на 40.2%) и отрасли по производству нефтепродуктов (на 5.9%), обусловленных отсутствием крупных заказов по производству обетонированных труб, а также сокращением объемов производства продукции (нефтепродуктов) на ООО "Газпром добыча Астрахань" в связи с установлением плановых заданий ПАО "Газпром" по снижению объемов производства.
В обрабатывающих производствах за 2015 год по сравнению с соответствующим периодом 2014 года возросли объемы:
- по производству пищевых продуктов, включая напитки, - на 3.6% за счет увеличения объемов производства;
- по обработке древесины и производству изделий из дерева - в 1.5 раза. Увеличение объемов производства обеспечено за счет реализации производственной деятельности ОАО "Астраханский порт", в результате которой у данного предприятия в 2015 году появилось новое направление деятельности в сфере обработки древесины. В соответствии с имеющимися заказами на данном предприятии в несколько раз увеличены объемы предоставляемых услуг по специализированной пропитке древесины;
- по производству кожи, изделий из кожи и производству обуви - на 16.5% за счет увеличения объемов производства обуви из полимерных материалов благодаря завершению реализации в 2015 году проекта ООО ПКФ "Дюна-Аст" внедрения автономного энергообеспечения на базе микротурбинных станций;
- по производству машин и оборудования - на 0.9%. В машиностроительной отрасли ООО "Центрэнергогаз" филиал ПАО "Газпром" получило заказ по предоставлению услуг по ремонту и обслуживанию машин и оборудования, в связи с чем объемы на предприятии увеличены в 5 раз. Кроме того, АО "Астраханский станкостроительный завод" с целью расширения рынков сбыта и увеличения объемов выпуска продукции осуществляет освоение новых моделей токарных станков;
- по производству электрооборудования - на 0.8% за счет освоения новых видов продукции АО "Технология Магнитных Материалов", в том числе: ферритовых сердечников, радиопоглощающих ферритов, ферритовых стержней и ферритов для силовой электроники;
- по производству транспортных средств и оборудования - на 30.8% за счет увеличения объемов валовой продукции на судостроительно-судоремонтных предприятиях региона.
Объем работ, выполненных по виду деятельности "Строительство", в 2015 году составил 27411.0 млн руб., или 66.8% к уровню соответствующего периода 2014 года.
Оборот розничной торговли за 2015 год составил 173899.6 млн руб., что в товарной массе на 10.1% меньше, чем в 2014 году.
В 2015 году оборот розничной торговли на 95.6% формировался торгующими организациями и индивидуальными предпринимателями, осуществляющими деятельность в стационарной торговой сети (вне рынка); доля розничных рынков и ярмарок составила 4.4%, что на уровне соответствующего периода 2014 года.
Объем платных услуг населению, оказанных за 2015 год, составил 35397.0 млн руб. или 95.5% к уровню 2014 года в сопоставимых ценах.
В структуре платных услуг наибольший процент занимают жилищно-коммунальные услуги (30.8%), услуги связи (16.8%), бытовые услуги (12.3%), услуги системы образования (10%), медицинские услуги (8.8%) и транспортные услуги (7.9%).
Повысился уровень жизни населения области, при этом среднемесячная заработная плата в 2015 году составила 25455.1 руб., увеличившись на 4.0% по сравнению с 2014 годом.
За 2015 год среднедушевые денежные доходы жителей области увеличились на 8.4% по сравнению с 2014 годом и в номинальном выражении на душу населения в среднем за месяц составили 24026.1 рубля.
За 2015 год коэффициент рождаемости составил 14.6 от числа родившихся на 1000 человек населения (за 2014 год - 14.9), коэффициент смертности - 12.3 от числа умерших на 1000 человек населения (за 2014 год - 12.6). Естественный прирост населения за 2015 год составил более 2.3 тыс. человек.
Уровень зарегистрированной безработицы составил за 2015 год 1.4%.

2. Анализ существующего состояния энергосистемы Астраханской области

2.1. Характеристика энергосистемы Астраханской области

Характерной особенностью Астраханской энергосистемы является расположение объектов энергетической инфраструктуры с северо-запада на юго-восток вдоль реки Волги на протяжении более 600 км. Около 80% всего потребления Астраханской энергосистемы сосредоточено на юге Астраханской области (г. Астрахань и его промышленная территория).
Энергосистема Астраханской области является тупиковой и связана с энергосистемой Волгоградской области двумя линиями электропередачи напряжением 110 кВ и четырьмя линиями электропередачи напряжением 220 кВ. Кроме того, относительно небольшая часть электроэнергии по электрическим сетям напряжением 35, 110, 220 кВ передается в энергосистемы республик Калмыкия и Казахстан.
На территории Астраханской области действуют четыре электрические станции:
- Астраханская ГРЭС (ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго");
- Астраханская ТЭЦ-2 (ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго");
- Астраханская ПГУ-235 (ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго");
- ТЭЦ-Северная (ОАО "ТЭЦ-Северная").
Общая установленная мощность тепловых электростанций Астраханской области на 01.01.2016 составляет:
- установленная электрическая мощность - 744 МВт;
- установленная тепловая мощность - 1139.8 Гкал/час.

Описание схемы электроснабжения Астраханской области

Наибольшую протяженность электрических сетей в Астраханской области имеют следующие организации:
- филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго";
- Астраханский район магистральных электрических сетей филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС.

Электрические сети филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС

Магистральные электрические сети

Воздушные линии магистральных электрических сетей

Воздушные линии всего, км
1625.94
в том числе:
Магистральные электрические сети:

- напряжением 220 кВ (в габаритах 500 кВ)
475.12

- напряжением 220 кВ
1030.07

Межгосударственные электрические сети:

- напряжением 110 кВ
120.75

Подстанции магистральных электрических сетей

Подстанции всего, ед.
11
в том числе:
- напряжением 500 кВ
1

- напряжением 220 кВ
8

- напряжением 110 кВ
2

Электрические сети филиала ПАО "МРСК Юга"- "Астраханьэнерго"

Класс напряжения подстанций
Количество подстанций, ед.
Количество силовых трансформаторов, ед.
Установленная мощность, МВА
110 кВ
90
142
1794.2
35 кВ
46
62
367.5
6/10 кВ
ТП- 3578
3909
911.59
6/10
РП-77
73
38.81

Тип линии
Напряжение, кВ
Протяженность по трассе, км
ВЛ
110
2368.2
35
653.9
0.4-10
16357.81
КЛ
35-110
4.8
0.4-10
1258.88

Электроэнергетика Астраханской области представлена организациями частной формы собственности с различной долей на рынке (в процентах от общей выработки):
организации, вырабатывающие электрическую энергию:
- ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" - 4292.5 млн кВт час (99.1%);
- ОАО "ТЭЦ-Северная" - 37.3 млн кВт час (0.9%);
распределительные сетевые компании - транспортировщики:
- филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" - 97%;
- прочие - 3%;
энергосбытовые компании:
- ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" - гарантирующий поставщик, потребителями которого являются город Астрахань и муниципальные образования Астраханской области (71.46% от общего объема потребления электрической энергии);
- ОАО "Межрегионэнергосбыт", потребителем которого является ООО "Газпром добыча Астрахань" (24.44% от общего объема потребления электрической энергии);
- филиал "Южный" АО "Оборонэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребители: войсковые части Ахтубинского района (1.69% от общего объема потребления электрической энергии);
- ООО "Русэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребитель - ОАО "РЖД" (0.92% от общего объема потребления электрической энергии);
- ООО "Гарант энерго" - потребители: юридические лица (1.16% от общего объема потребления электрической энергии);
- ПАО "Мосэнергосбыт", потребителем которого является ООО "Метро Кэш энд Керри" (0.11% от общего объема потребления электрической энергии);
- ООО "МагнитЭнерго", потребителем которого является ЗАО "Тандер" (0.06% от общего объема потребления электрической энергии).

2.2. Анализ существующего баланса мощности и электроэнергии энергосистемы Астраханской области

Максимум потребления мощности по территории энергосистемы Астраханской области в 2015 году зафиксирован 28.01.2015 в 18 час 00 мин при температуре наружного воздуха - 7.6° С и составил - 757 МВт.

Нагрузка станций в час максимума ОЗП 2014/2015 составила:
ТЭС, всего - 722 МВт, в том числе:
Астраханская ТЭЦ-2 - 381 МВт;
Астраханская ГРЭС ПГУ-110 - 118 МВт;
ТЭЦ-Северная - 0 МВт;
Астраханская центральная котельная (ПГУ-1) - 114 МВт;
Астраханская центральная котельная (ПГУ-2) - 109 МВт.
Принято из Волгоградской энергосистемы - 70 МВт.
Передано в другие энергосистемы:
всего - 35 МВт, в том числе -
АкжайыкЭнерго - 1 МВт;
Атырауэнерго - 4 МВт;
Калмэнерго - 30 МВт.
Потребление:
ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" - 561 МВт;
ОАО "Межрегионэнергосбыт" - 111 МВт;
ООО "Русэнергосбыт" РЖД - 4 МВт;
ОАО "Оборонэнергосбыт" - 13 МВт;
ООО "ГАРАНТ ЭНЕРГО" - 6 МВт;
ООО "Мосэнергосбыт" - 1 МВт;
ООО "Магнитэнерго" - 0 МВт;
собственные нужды ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" - 52 МВт;
Потери ЕНЭС (ФСК, МСК) - 9 МВт.

2.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области за 2011 - 2015 годы (МВт)

Показатель
2011
2012
2013
2014
2015
Электростанции
Установленная мощность всего
504
521
521
754
744
Астраханская ТЭЦ-2
380
380
380
380
380
Астраханская ГРЭС
100
117
117
117
117
Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)



116
118
Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)



117
117
ОАО "ТЭЦ-Северная"
24
24
24
24
12
Ограничения мощности всего
15
16
21
29
12
Астраханская ТЭЦ-2
0
0
0
8
0
Астраханская ГРЭС
0
0
0
0
0
Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)




0
Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)




0
ОАО "ТЭЦ-Северная"
15
16
21
21
12
Располагаемая мощность всего
489
505
500
725
732
Астраханская ТЭЦ-2
380
380
380
372
380
Астраханская ГРЭС
100
117
117
117
117
Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)



116
118
Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)



117
117
ОАО "ТЭЦ-Северная"
9
8
3
3
0
Нагрузка всего
436
390
494
619
722

Астраханская ТЭЦ-2
327
265
375
267
381
Астраханская ГРЭС
100
117
116
121
118
Астраханская ПГУ-235 (первая очередь)



112
114
Астраханская ПГУ-235 (вторая очередь)



116
109
ОАО "ТЭЦ-Северная"
9
8
3
3
0
Потребление мощности
По территории энергосистемы, включая потери ЕНЭС (зимний максимум)
741
806
751
806
757
рост, %
5.3
8.8
- 6.8
7.3
- 6.1
Сальдо переток
По территории энергосистемы Астраханской области
305
416
257
187
35

2.4. Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Астраханской области за 2011 - 2015 годы (млн кВт ч)

Показатель
Применение показателя
2011
2012
2013
2014
2015
Выработка
Всего по энергосистеме Астраханской области
2612.7
3023.2
3462.6
4209.1
4336.7
Астраханская ТЭЦ-2
2029.9
2142.7
1954.8
1723.3
1693.0
Астраханская ГРЭС
546.0
858.3
860.4
833.2
892.6
Астраханская ПГУ-235


636.1
1647.4
1706.9
ОАО "ТЭЦ-Северная"
36.8
22.2
11.3
5.1
44.2
Электро-потребление
По территории энергосистемы Астраханской области
4285.5
4321.6
4213.7
4376.5
4383.7

рост, %
1.97
0.84
- 2.49
3.86
0.16

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Астраханской области и крупных узлов нагрузки за последние 5 лет (МВт)


2011
2012
2013
2014
2015
Зимний период
741
806
751
806
757
рост, %
5.3
8.8
- 6.8
7.3
- 6.1
Летний период
673
667
607
646
691
рост, %
4.5
- 0.9
- 9.0
6.4
6.7

2.6. Потребление электроэнергии и мощности крупного потребителя энергосистемы Астраханской области - Астраханского газоперерабатывающего завода

Показатель
2011
2012
2013
2014
2015
Электропотребление, млн кВт ч
826.473
827.233
785.827
766.490
797.467
рост, %
0.98
0.09
- 5.01
- 2.5
4.04
Собственный максимум потребляемой мощности, МВт
117
116
116
113
114
рост, %
- 1.68
- 0.85
0.0
2.6
0.88

2.7. Потребление электроэнергии прочих крупных потребителей энергосистемы Астраханской области (млн кВт час)

N N п/п
Наименование предприятия
Вид деятельности
Факт
2011
2012
2013
2014
2015
11.
ЗАО "Каспийский Трубопроводный Консорциум - Р"
Транспортирование по трубопроводам нефти
47.4
46.9
47.5
50.8
51.1
22.
МУП г. Астрахани "Астрводоканал"
Распределение воды
57.2
56.6
52.8
52.6
50.6
33.
ООО "Газпром бурение"
Разведочное бурение
7.8
4.8
6.6
5.7
7.7
44.
МКП г. Астрахани "Горсвет"
Предоставление прочих услуг
18.6
18.3
17.7
19.6
18.8
55.
ОАО "Астраханское Судостроительное Производственное Объединение"
Строительство судов
13
13
6.3
1.6
1.3
66.
ОАО "ССЗ "Красные Баррикады"
Строительство судов
8.4
9.3
10.0
8.2
6.1
77.
ОАО "Желдорреммаш"
Предоставление услуг по ремонту, техническому обслуживанию и переделке железнодорожных локомотивов, трамвайных и прочих моторных вагонов
11.8
12.1
11.8
11.4
8.0

2.8. Структура потребления электроэнергии энергосистемы Астраханской области в 2015 году

Рисунок не приводится.

2.9. Потребление электрической энергии основными группами потребителей Астраханской области (млн кВт ч)

Наименование
2011
2012
2013
2014
2015
Промышленное производство
213.2
196.8
182.6
253.5
173.8
в том числе:





Добыча сырой нефти и природного газа; предоставление услуг в этих областях
37.8
35.6
35.2
37.3
38.4
Добыча прочих полезных ископаемых
19
19.4
17.5
19.2
18.6
Производство пищевых продуктов, включая напитки
34.7
30.9
26.5
26.6
26.7
Текстильное производство
1.1
1.2
1.2
1.2
1.3
Производство одежды; выделка и крашение меха
2.4
2.0
1.8
2.0
1.6
Обработка древесины и производство изделий из дерева и пробки, кроме мебели
2
2.1
1.1
1.8
1.2
Химическое производство
2.5
1.2
0.7
0.7
0.7
Производство резиновых и пластмассовых изделий
11
9.7
9.8
10.3
9.7
Производство машин и оборудования
1.6
1.9
2.5
2.6
1.7
Производство судов, летательных и космических аппаратов и прочих транспортных средств
62.1
65.8
58.8
54.5
50.4
Строительство
65.4
62.6
69.7
60.3
46.4
Транспорт и связь
119.1
119.9
120.3
116.2
119.1
Сельское хозяйство
129.8
107.2
90.9
101.1
101.6
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)
698.7
863.6
741.7
881.6
888.5

2.10. Структура генерирующего оборудования электростанций по состоянию на 01.01.2016

Наименование электростанций
Собственник
Установленная электрическая мощность, МВт
Тепловая мощность, Гкал/час
Астраханская ТЭЦ-2
ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
380
910
Астраханская ПГУ-110
121
66
Астраханская ПГУ-235
235
131.8
ОАО "ТЭЦ-Северная"
ОАО "ТЭЦ-Северная"
8
51.4
ИТОГО:

744
1159.2

2.10.1. Состав оборудования существующих электростанций ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"

N п/п
Наименование электростанции
Тип (марка)
Мощность
Год ввода
Срок службы, лет
норма
факт
1
Астраханская ПГУ-110
1.1

Турбины






LM6000 PF Sprint
49
2011
12
4


LM6000 PF Sprint
49
2011
12
4


К-23
23
2011
40
4
1.2

Генераторы






BDAX-290ERJT
48.5
2011
25
4


BDAX-290ERJT
48.5
2011
25
4


ТТК-25-2У3-П
25
2011
25
4
1.3

Трансформаторы






ТДТН-63000/110 - У1
63
2011
25
4


ТДТН-63000/110 - У2
63
2011
25
4


ТДТН-40000/110 - У1
40
2011
25
4
2
Астраханская ТЭЦ-2
2.1

Турбины






ПТ-80/100-130/13
80
1985
25 <*>
31


ПТ-80/100-130/13
80
1985
25 <*>
31


Т-110/120-130-5
110
1988
25 <*>
27


Т-110/120-130-5
110
1991
25 <*>
24
2.2

Генераторы






ТВФ-120-2УЗ
120
1985
25
31


ТВФ-110-2ЕУЗ
110
1985
30
31


ТВФ-110-2ЕУЗ
110
1988
30
27


ТВФ-110-2ЕУЗ
110
1991
30
24
2.3

Трансформаторы






ТДЦ-125000/110-70-У1
125
1985
25
31


ТДЦ-125000/110-70-У1
125
1986
25
30


ТДЦ-125000/110-70-У1
125
1988
25
28


ТДЦ-125000/110-70-У1
125
1991
25
25







3
Астраханская ПГУ-235
3.1

Турбины






LM6000 PF DF Sprint
49.0
2013
12
2


LM6000 PF DF Sprint
48.0
2013
12
2


Т-20/23-4.5/0.18
20.0
2013
40
2


LM6000 PF DF Sprint
49.0
2013
12
2


LM6000 PF DF Sprint
49.0
2013
12
2


Т-20/23-4.5/0.18
20.0
2013
40
2
3.2

Генераторы






BDAX-290ERJT
50
2013
25
2


BDAX-290ERJT
50
2013
25
2


ТТК-25-2У3-П
25
2013
25
2


BDAX-290ERJT
50
2013
25
2


BDAX-290ERJT
50
2013
25
2


ТТК-25-2У3-П
25
2013
25
2
3.3

Трансформаторы






ТДТН-63000/110 - У1
63
2013
25
2


ТДТН-63000/110 - У2
63
2013
25
2


ТДТН-40000/110 - У1
40
2013
25
2


ТДТН-63000/110 - У1
63
2013
25
2


ТДТН-63000/110 - У2
63
2013
25
2


ТДТН-40000/110 - У1
40
2013
25
2

2.10.2. Состав генерирующего оборудования ОАО "ТЭЦ-Северная"

Тип котлоагрегата
Стационарный номер
Производительность, т/ч
Завод-изготовитель
Год ввода в эксплуатацию
Структура сжигаемого топлива
Давление максимальное, кгс/см2
Температура максимальная, оС
% износа
RIMMAX 8000
1
6.878
Завод по производству теплоэнергетического оборудования ООО "Теплостройпроект-С"
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15
RIMMAX 8000
2
6.878
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15
RIMMAX 8000
3
6.878
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15
RIMMAX 8000
4
6.878
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15
RIMMAX 8000
5
6.878
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15
RIMMAX 8000
6
6.878
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15

Газопоршневые установки

Тип
Стационарный номер
Завод-изготовитель
Год ввода в эксплуатацию
Напряжение, В
Номинальная эл. мощность, кВт
Номинальная тепловая мощность, кВт
JMC 612GS-N.LC
1
GEJenbacher
2014
6000
2004
1833
JMC 612GS-N.LC
2
GEJenbacher
2014
6000
2004
1833
JMC 612GS-N.LC
3
GEJenbacher
2014
6000
2004
1833
JMC 612GS-N.LC
4
GEJenbacher
2014
6000
2004
1833

2.11. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

ОАО "ТЭЦ-Северная"

Показатели работы
2011
2012
2013
2014
2015
Выработка электрической энергии, млн кВт ч
36.8
23.252
11.34
5.123
44.2
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
123.899
92.967
110.894
120.701
120.4

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"

Выработка электрической энергии, млн кВт ч
ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" всего
ТЭЦ-2
ГРЭС
ПГУ-110
ПГУ-235
2011
2575.903
2029.880
193.851
352.173
0
2012
3001.058
2142.767
0
858.290
0
2013
3451.266
1954.8
0
860.4
636.1
2014
4204.009
1723.386
0
833.204
1647.419
2015
4292.5
1693.0
0
892.6
1706.9

Прогноз выработки электроэнергии

млн кВтч
Выработка электрической энергии по годам
Общество
ТЭЦ-2
ГРЭС
ПГУ-110
ПГУ-235
2016
4092.933
1727.621
0
804.372
1560.940
2017
4054.556
1893.090
0
696.702
1464.764
2018
4098.515
1893.090
0
732.476
1472.949
2019
4098.515
1893.090
0
732.476
1472.949
2020
4098.515
1893.090
0
732.476
1472.949
2021
4098.515
1893.090
0
732.476
1472.949

3. Основные характеристики электросетевого хозяйства

3.1. Структура электросетевого комплекса филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Волго-Донское ПМЭС

Воздушные линии всего, км
1625.94
в том числе:
- напряжением 220 кВ (в габаритах 500 кВ)
475.12

- напряжением 220 кВ
1030.07

- напряжением 110 кВ
120.75

Подстанции всего, ед.
11
в том числе:
- напряжением 500 кВ
1

- напряжением 220 кВ
8

- напряжением 110 кВ
2

Оборудование подстанций:
ед.
МВА
- силовые трансформаторы (автотрансформаторы)
30
1932.9
в том числе:
- напряжением 500 кВ
3
501

- напряжением 220 кВ
14
1254

- напряжением 110 кВ
13
177.9
- шунтирующие реакторы
1
180
в том числе:
- напряжением 500 кВ
1
180




- батареи статических конденсаторов
5
107.8

- напряжением 110 кВ
3
102

- напряжением 6 кВ
2
5.8

Линии электропередачи

N
Наименование ЛЭП
Напряжение, кВ
Протяженность, км
% износа
1
ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 1
220
59.83
54
2
ВЛ 220 кВ Черный Яр - Астрахань
220
238.01
54
3
ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань
220
55.00
66
4
ВЛ 220 кВ Астрахань - Рассвет
220
0.83
54
5
ВЛ 220 кВ Астрахань - Баррикадная I, II цепь
220
54.55
58
6
ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1
220
56.41
90
7
ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2
220
55.34
62
8
ВЛ 220 кВ Владимировка - Газовая
220
223.18
48
9
ВЛ 220 кВ Астрахань - Газовая
220
64.20
86
10
ВЛ 220 кВ Астрахань - Лиман
220
136.99
40
11
ВЛ 220 кВ Черный Яр - Нефтепровод
220
184.61
78
12
ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235 - Астрахань
220
28.61
0
13
ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235 - Рассвет
220
28.87
0
14
ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Харабали
220
91.54
86
15
ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Рассвет
220
53.14
58
16
ВЛ 220 кВ Харабали - Владимировка
220
121.49
88
17
ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2
220
14.81
80
18
ВЛ 220 кВ Черный Яр - Большой Царын-1 I, II цепь
220
37.78
64
19
ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ (ВЛ N 441)
110
38.77
75
20
ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ (N 443)
110
27.67
54
21
ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин (ВЛ N 756)
110
15.38
62
22
ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук (ВЛ N 757)
110
38.93
74

Всего по ВЛ

1625.94
60.5

В том числе
ВЛ 500 кВ
475.12
54


ВЛ 220 кВ
1030.07
59.87


ВЛ 110 кВ
120.75
66.2

Подстанции

N п/п
Наименование подстанции
Напряжение, кВ
Установленная мощность, МВА
% износа
1
Астрахань
500/220/10
501
80
2
Баррикадная
220/110/35/10/6
291
93
3
Владимировка
220/110/35/6
146
98
4
Газовая
220/110/10
250
4
5
Лиман
220/110/35/10
104
85
6
Нефтепровод
220/110/10
126
80
7
Рассвет
220/110/10
250
94
8
Харабали
220/110/10
95
81
9
Черный Яр
220/110/10
126
81
10
Бузанская
110/10
12.6
86
11
Верхний Баскунчак
110/35/10
25
87

Всего

1926.6
79

В том числе
ПС 500 кВ (1 ед.)
501
80


ПС 220 кВ (8 ед.)
1388
77


ПС 110 кВ (2 ед.)
37.6
86.5

3.2. Структура электросетевого комплекса филиала ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"

Трансформаторные подстанции напряжением 35 - 110 кВ

N
Наименование подстанций
Год ввода в эксплуатацию
Напряжение трансформаторов, кВ
Количество трансформаторов
Мощность силовых трансформаторов, МВА
% износа
1
2
3
4
5
6
7
1
ЦРП
1971
110/35/10
2
2 x 25.0
41.33
2
Восточная
1974
110/6
2
15.0 + 16.0
22.10
3
Южная
1983
110/10-6
2
2 x 25.0
100
4
Трикотажная
1974
110/35/6
2
2 x 40.0
29.67
5
Городская
1988
110/10-6
2
2 x 25.0
100
6
Судостроительная
1976
110/6
2
2 x 25.0
47.80
7
Первомайская
1983
110/35/6
2
2 x 16.0
70.32
8
Северная
1993
110/10-6
2
2 x 40.0
94.90
9
Кирикили
1985
110/10
2
2 x 16.0
19.74
10
Лесная
1965
110/35/6
2
15.0 + 25.0
46.50
11
Стройиндустрия
1969
110/35/10
2
2 x 16.0
46.27
12
Окрасочная
1974
110/6
2
2 x 10.0
53.53
13
Резиновая
1978
110/10-6
2
2 x 40.0
38.75
14
Лесная-Новая
1987
110/35/6
1
40.0
100
15
Вододелитель
1972
110/6
2
2 x 10.0
100
16
Джакуевка
1988
110/10
1
6.3
100
17
Промстройматериалы
1988
110/10
2
2 x 16.0
92.54
18
Икряное
1981
110/10
2
2 x 10.0
100
19
Маячное
1969
110/10
1
6.3
100
20
Трудфронт
1968
110/35/ 10
1
5.6
100
110/10
1
6.3
21
Оранжерейная
1965
110/10
2
6.3 + 10.0
40.30
22
Мумра
1983
110/35/10
1
6.3
100
23
Житное
1993
110/10
1
6.3
86.95
24
Озерная
1998
110/10
2
2 x 6.3
4.20
25
Яндыки
1965
110/35 10
2
7.5 + 6.3
100
26
Оля
1967
110/10
2
2 x 6.3
100
27
Камышово
1989
110/35/10
1
6.3
100
28
Зензели
1990
110/35/10
2
2 x 6.3
33.05
29
Фунтово
1974
110/10
2
2 x 16.0
57.31
30
Евпраксино
1971
110/35/10
2
2 x 6.3
100
31
Водозабор
1989
110/6
2
2 x 2.5
100
32
ВОС
1989
110/6
2
2 x 6.3
100
33
Растопуловка
1996
110/10
1
16.0
57.41
34
Николо-Комаровка
1968
110/35/10
1
6.3
100
110/10
1
6.3
35
Чапаевская
1973
110/35/6
1
6.3
100
36
Табола
1978
110/10
2
6.3 + 10.0
100
37
Чаганская
1985
110/10
2
2 x 6.3
100
38
Раздор
1981
110/35/10
2
2 x 10.0
100
39
Камызяк
1986
110/10
1
6.3
100
40
Увары
1987
110/10
1
16.0
100
41
Новинская
1986
110/10
2
2 x 6.3
100
42
Тузуклей
1992
110/35/10
1
10.0
93
43
Коммунар
1970
110/6
1
10.0
100
44
Красный Яр
1977
110/35/10
2
2 x 10.0
100
45
Дружба
1978
110/10
1
6.3
100
46
Урусовка
1973
110/10
1
6.3
100
47
Сеитовка
1979
110/10
2
2 x 6.3
100
48
Ахтубинская
1984
110/35/10
2
2 x 16.0
100
49
Аксарайская
1984
110/10
2
2 x 16.0
25.10
50
Володаровка
1968
110/35/10
2
2 x 16.0
53.74
51
Сасыколи
1976
110/35/10
1
16
100
52
Тамбовка
1980
110/35/10
1
10
100
53
Вольное
1976
110/10
2
2 x 6.3
100
54
Ашулук
1984
110/10
1
6.3
100
55
Хошеутово
1986
110/35/10
1
10.0
100
56
Удачное
1989
110/10
1
10.0
10
57
Кочевая
1983
110/6
1
10.0
100
58
Водозабор-1
1983
110/6
1
6.3
100
59
Ахтуба
1983
110/6
1
10.0
54.07
60
Рождественка
1969
110/10
2
2 x 6.3
100
61
Батаевка
1986
110/10
1
6.3
100
62
Джелга
1980
110/6
2
2 x 6.3
100
63
Пироговка
1972
110/10
2
6.3 + 10.0
100
64
Покровка
1974
110/6
2
2 x 10.0
100
65
Пологое Займище
1973
110/6
2
2 x 6.3
100
66
Советская
1983
110/35/10
2
2 x 6.3
61.64
67
Горбаневка-2
1983
110/35/10
2
10.0 + 6.3
100
68
Капустин Яр
1958
110/35/10
2
2 x 25.0
63.9
69
Старица
1963
110/10
1
2.5
100
70
Вязовка
1972
110/10
1
2.5
100
71
Степная
1980
110/6
1
6.3
100
72
Дальняя
1983
110/35/6
1
10.0
100
73
Ступино
1968
110/6
1
6.3
100
74
Соленое Займище
1988
110/10
1
6.3
100
75
Старица 2
1991
110/10
1
6.3
100
76
Солодники
1969
110/10
1
10.0
100
77
Черный Яр-2
1979
110/10
2
2 x 6.3
100
78
Горная
1981
110/6
1
16.0
30.0
79
Ушаковка
1971
110/6
2
2 x 10.0
100
80
Ватажная
1979
110/35/6
1
16.0
100
81
Ленино
1979
110/10
1
2.5
100
82
Ветлянка
1972
110/6
1
6.3
100
83
Косика
1972
110/10
1
10.0
100
84
Солнечная
1988
110/6
1
10.0
100
85
Береговая
1976
110/10
2
2.5 + 6.3
100
86
Енотаевка
1973
110/10
2
2 x 10.0
72.5
87
Никольская
1966
110/35/10
1
6.3
100
110/10
1
6.3
88
Сероглазовка
1982
110/10
1
6.3
100
89
Царевская
2007
110/10/6
2
2 x 40.0
38.85
90
Юбилейная
2010
110/10
2
2 x 40.0
33.15
91
Кировская
1973
35/6
2
2 x 10.0
30
92
Стекловолокно
1967
35/6
2
2 x 15.0
100
93
Прогресс
1987
35/6
2
2 x 16.0
61.93
94
Кубанская
1980
35/6
1
2.5
56.71
95
ЖБК
1972
35/6
2
10.0 + 6.3
35.01
96
Котельная
1991
35/10
1
4.0
100
97
Царевская-2
1973
35/6
1
4.0
76.22
98
Временная
2008
35/6
1
10.0
36.24
99
Трусовская
1957
35/6
2
12.5 + 20.0
100
100
Октябрьская
1964
35/6
3
3 x 6.3
100
101
Интернациональная
1974
35/6
2
5.6 + 4.0
100
102
Нефтебаза
1977
35/6
2
2 x 6.3
100
103
Линейная
1970
35/10
1
4.0
100
104
Николаевка
1986
35/10
1
4.0
100
105
Прикаспийская
1980
110/35/10
1
6.3
100
106
Травино
1999
35/10
2
4.0 + 6.3
35.23
107
НС-5
1974
35/6
1
2.5
100
108
Калиновка
1971
35/10
1
4.0
57.63
109
Караванное
1987
35/10
2
2 x 4.0
100
110
Михайловка
1989
35/10
1
4.0
100
111
Бударино
1992
35/10
1
4.0
100
112
Бараний Бугор
1974
35/6
1
2.5
47.21
113
Бирюковка
1974
35/10
2
4.0 + 2.5
100
114
Началово
1962
35/6
1
6.3
100
110/35/6
1
7.5
115
Киреты
1985
35/6
1
1.6
100
116
Тумак
1973
35/10
2
4.0 + 2.5
100
117
Марфино
1983
35/10
2
2.5 + 4.0
100
118
Мултаново
1978
35/10
1
4.0
100
119
Зеленга
1986
35/10
1
4.0
100
120
Тишково
1970
35/10
2
4.0 + 1.6
100
121
Новинка
1990
35/10
1
4.0
34.1
122
Яблонька
1973
35/6
1
4.0
100
123
Послеспадовая
1978
35/6
1
2.5
6.67
124
Гремучая
1981
35/6
1
2.5
100
125
Присельская
1978
35/10-6
2
2 x 6.3
100
126
ХВТ
1978
35/10-6
1
6.3
100
127
Михайловка-1
1987
35/6
1
4.0
100
128
Заволжская
1978
35/10
1
6.3
100
129
Грачевская
1980
35/6
1
10
100
130
Песчаная
1980
35/6
1
4.0
100
131
Капитанская
1987
35/10
1
4.0
100
132
Бассоль
1962
35/6
1
5.6
100
133
Горбаневка
1958
35/10
1
3.2
100
134
Грачи
1979
35/6
1
4.0
100
135
Садовая
1979
35/10
1
4.0
100
136
Черноземельский тракт
1983

трансформатор демонтирован

100

Линии электропередачи напряжением 35 - 110 кВ

п/п
Наименование линий электропередачи
Год ввода в эксплуатацию
Количество цепей
Длина
В том числе на опорах
%
по трассе в км
деревянных
металлических
железобетонных
1
2
3
4
5
6
7
8
9

ВЛ 220/110 кВ







1
N 453 (ТЭЦ-2-ГПП-1)
1983
1
62.800

13.180
49.620
27.11
2
N 456 (ТЭЦ-2 - Газовая)
1986
1
50.900

9.330
41.570
26.27
2
11.300

4.200
7.100
3
Отпайка ПХ от ВЛ N 456
1986
1
0.100

0.100
0.000
26.27
2
3.700

0.600
3.100
4
N 457 (Газовая - ГПП-1)
1986
1
1.810

0.560
1.250
26.2
5
N 133.134 участок ЦРП - Яксатово
2003
2
21.700

10.250
11.450
89.42

ВЛ 110 кВ







6
N 455 (ТЭЦ-2 - Кирикили) с отпайкой ВЧ-отбор
1985
1
15.600

3.220
12.380
27.11
2
6.760

3.480
3.280
7
N 454 (Кирикили - Газовая) с отпайками ПХ, ВЧ-отбор
1985
1
38.590

5.370
3.220
27.11
2
18.610

4.590
14.020
8
N 417 (Аксарайская - Ахтубинская)
1978
1
10.750

0.670
10.080
35.91
2
0.190

0.130
0.060
9
N 418 (Сеитовка - Аксарайская)
1978
1
10.770

1.800
8.970
36.05
2
6.400

1.880
4.520
10
N 419 (Сеитовка - Бузанская)
1979
1
15.440

2.900
12.540
34.32
2
6.210

1.960
4.250
11
N 420 (Бузанская - Урусовка)
1969
1
18.250

3.550
14.700
61.59
2
0.450

0.450
0.000
12
Отпайка Растопуловка от ВЛ N 420
1998
1
15.230

11.680
13.550
19.02
13
Растопуловка (Растопуловка - Бузанская)
1985
1
10.000

1.530
8.470
22.36
2
5.265

0.250
5.015
14
N 437 (Бузанская - Володаровка)
1975
1
44.960

1.510
43.450
41.7
2
2.230

0.900
1.330
15
Отпайка Красный Яр, Дружба от ВЛ N 437
1975
1
13.960

2.570
11.390
37.8
2
0.240

0.240
0.000
16
N 436 (Первомайская - Володаровка) с отпайкой Кирикили
1966
1
31.530

2.840
28.690
39.57
2
3.600

0.830
2.770
17
Отпайка Красный Яр, Дружба от ВЛ N 436
1966
1
14.640

2.470
12.170
73.8
2
0.240

0.240
0.000
18
N 461 (Кирикили - Водозабор) с отпайкой ВОС
1983
1
8.848

0.540
8.308
24.47
2
6.950

1.900
5.050
19
N 462 (Кирикили - Водозабор) с отпайкой ВОС
1983
1
8.807

0.910
7.897
24.54
2
6.737

2.140
4.597
20
N 458 (Кирикили - Тяговая-2)
1983
1
0.367

0.367
0.000
25.34
2
11.993

3.523
8.470
21
N 459 (Кирикили - Тяговая-2)
1983
1
0.180

0.000
0.180
25.34
2
12.190

4.300
7.890
22
N 409 (Удачное - Сасыколи)
1970
1
25.860

0.870
24.990
53.14
2
16.350

1.590
14.760
23
N 410 (Сасыколи - Харабали)
1975
1
29.680

1.140
28.540
37.65
2
16.350

1.590
14.760
24
N 411 (Харабали - Тамбовка)
1979
1
22.460

0.340
22.120
34.32
2
7.760

1.100
6.660
25
N 412 (Тамбовка - Вольное)
1975
1
24.340

0.000
24.340
41.7
2
12.690

2.240
10.450
26
N 413 (Вольное - Хошеутово)
1985
1
20.810

0.000
20.810
27.11
2
7.050

1.800
5.250
27
N 414 (Хошеутово - Ахтубинская)
1973
1
23.990

1.330
22.660
46.97
2
2.120

0.670
1.450
28
N 470 (Харабали - Ашулук)
1978
1
58.300

2.800
55.500
35.91
29
Отпайка Котельная от ВЛ Первомайская (110/35 кВ)
1978
1
0.600


0.600
35.91
30
Заволжская (Хошеутово - Заволжская) 110/35 кВ
1992
2
20.330

1.330
19.000
21.83
31
Городок-1 (ПС Растопуловка - РП Растопуловка) 110/10 кВ
1998
2
5.500

1.500
4.000
19.02
332
Городок-2 (ПС Растопуловка - РП Растопуловка) 110/10 кВ
1998
2
5.500

1.500
4.000
19.02
33
N 127.128 с отпайками (Оранжерейная - Яндыки - Лиман - Оля)
1960,
1965
2
53.860

7.785
46.075
89.42
34
N 125, 126 (Баррикадная - Оранжерейная)
1960,
1965
2
58.200

9.145
49.055
89.42
35
N 135 (ГРЭС - Первомайская)
1983
1
2.560

1.213
1.347
24.87
36
N 121 с отпайками (Рассвет - Стройиндустрия - АЗРО)
1961
1
21.840

3.718
18.122
100
37
Увары 1.2 (Камызяк - Увары)
1988
2
12.050

3.250
8.800
31.42
38
Отпайка Промстройматериалы
1988
2
1.200

0.686
0.514
24.47
39
N 129 (Окрасочная - Лесная)
1988
1
9.160

3.898
5.262
39.74
40
N 130 (Окрасочная - Баррикадная)
1979
1
17.590

1.099
16.491
23.48
41
N 133, 134 с отпайками (ЦРП - Баррикадная - Табола - Камызяк - Чаганская - Маячное - Трудфронт - Мумра - Житное)
1965,
1960,
1978,
1978,
1978,
1975,
1975,
1975,
1994
1
32.840

7.580
25.260
89.42
2
95.110

14.877
80.233
42
N 151.152 с отпайками (ЦРП - Камызяк - Раздор - Евпраксино - Тузуклей - Фунтово)
1970
1
103.850

15.160
88.690
56.71
2
13.800

3.665
10.135
43
N 137, 138 (Озерная - Камышово - Баррикадная)
1984
1
59.340

1.530
57.810
32.75
44
Зензели 1, 2 (Лиман - Зензели)
1990
1
49.080

3.780
45.300
23.19
45
Судостроительная 1.2 с отпайкой (ЦРП - Судостроительная - Южная)
1986
2
12.110

4.560
7.550
26.88
46
Городская 1, 2 (ТЭЦ-2 - Городская)
1988
2
2.700

2.400
0.300
19.54
47
N 131, 132 (ГРЭС - ЦРП - Трикотажная)
1963
2
6.900

4.310
2.590
100
48
N 136 (Лиман - Камышово)
1980
1
32.840

0.227
32.613
32.75
49
N 171.172 (ТЭЦ-2 - ЦРП)
1984
2
1.687

1.054
0.633
28.01
50
N 123.124,170.173,466 (Рассвет - Бузанская - ТЭЦ-2 - ЦРП - Астраханская ПГУ-35)
1970
2
58.360

12.736
45.624
56.71
51
КВЛ 110 кВ N 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП) опора 1 - опора 41
2013
1
7.343

4.048
3.295
14.39
52
КВЛ 110 кВ N 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - ЦРП) АПГУ-35-оп. 1
2013
1
0.451



14.39
53
КВЛ 110 кВ N 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская) опора 1 - оп. 41
2013
1
7.321

3.801
3.520
14.39
54
КВЛ 110 кВ N 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Бузанская) АПГУ-35 - оп. 1
2013
1
0.491



14.39
55
Заводская 1, 2 с отпайками (Рассвет - Заводская - Джакуевка - Вододелитель)
1988
2
21.870

3.394
18.476
27.03
56
N 122 с отпайками (Рассвет - Лесная - Стройиндустрия - АЗРО)
1992
1
20.050

3.310
16.740
21.93
57
Раздор - Чапаево - Новинская (Камызяк - Новинская - Чапаевская)
1989
1
13.970

1.257
12.713
25.27
2
25.350

5.090
20.260
58
N 101 (ТЭЦ-2 - Царевская) с отпайкой ПС Восточная
2008
1
6.880

4.148
2.732
28.26
59
N 102 (ПС Городская - ПС Юбилейная)
1992
2
1.645

1.645

18.23
60
N 103 (ПС Северная - ПС Юбилейная)
1992
1
0.300

0.300

18.23
2
7.150

2.510
4.64
61
Восточная-1 с отпайкой Восточная (ПС Городская - ПС Царевская)
1989
2
6.27

2.382
3.888
28.26
62
N 104 (ПС Северная - ПС Царевская)
1989
2
6.70

2.510
4.190
18.23
63
Николаевка (110/35 кВ) (Октябрьская - Николаевка)
1997
1
17.890

1.460
16.430
15.91
64
Отпайка на ПС Прикаспийская от ВЛ Линейная
1969
1
24.470

2.050
22.420
53.29
65
Нефтебаза 1.2 (110/35 кВ) (Трусовская - Нефтебаза)
1979
2
14.490

4.170
10.320
30.45
66
Отпайка Октябрьская от ВЛ Нефтебаза 1.2 (110/35кВ)
1957
2
1.200

0.685
0.515
100
67
N 119 с отпайками (Рассвет - Береговая - Вододелитель)
1971
1
41.800

3.321
38.479
47.69
68
N 742 (Капустин Яр - Советская)
1986
1
34.320


34.320
100
69
N 297 Колобовка - Капустин Яр
2010
1
9.53

1.53
8.0
100
70
N 741 (Владимировка - Советская)
1982
1
52.140


52.140
100
71
N 701 (Капустин Яр - Пологое Займище)
1958
1
26.600
26.600


100
72
N 702 (Пологое Займище - Покровка)
1958
1
18.870
18.870


100
73
N 703 (Владимировка - Покровка)
1958
1
9.100
9.100


100
74
N 740 (Владимировка - Баскунчак)
1991
1
12.570

5.420
7.150
22.25
2
30.880


30.880
75
N 750 (Владимировка - Батаевка)
1981
1
23.630


23.630
31.85
76
N 704 (Владимировка - Джелга)
1963
1
9.170

5.420
3.750
100
77
N 755 (Джелга - Рождественка)
1988
1
16.420


16.420
24.35
78
N 705 (Джелга - Рождественка)
1963
1
22.220
16.690

5.530
100
79
Отпайка К ПС Батаевка от ВЛ N 705
1988
1
0.400


0.400
100
80
N 707 (Рождественка - Пироговка)
1971
1
43.100


43.100
37.35
81
N 409 Заход на ПС Удачное
1988
1
6.500


6.500
24.41
82
N 708 (Пироговка - Удачное)
1972
1
22.290


22.290
52.84
83
Отпайка к ПС Ахтуба от ВЛ N 704
1983
1
1.010


1.010
100
84
Отпайка к ПС Водозабор от ВЛ N 704, 750
1981
2
1.620


1.620
31.42
85
N 320 (Райгород - Солодники)
1994
1
24.200


24.200
21.09
86
N 320 Заход на ПС Ушаковка
1994
2
5.700


5.700
21.09
87
N 721 (Солодники - Старица)
2009
1
55.240

1.71
53.53
51.24
88
Отпайка к ПС Вязовка от ВЛ N 721
2009
1
1.831

0.181
1.65
51.24
89
Отпайка к ПС Ступино от ВЛ N 721
1976
1
5.800


5.800
41.52
90
N 722 (Старица - Черный Яр)
2003
1
22.400


22.400
100
91
N 723 (Черный Яр - Никольская)
1965
1
51.000


51.000
51.38
92
Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ N 723
1974
1
4.720


4.720
81.58
93
Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ N 781
1979
1
4.700


4.700
46.27
94
Отпайка к ПС Ватажная от ВЛ N 723
1979
1
1.230


1.230
23.41
95
Отпайка к ПС Ватажная от ВЛ N 781
1988
1
1.100


1.100
71.05
96
Отпайка к ПС Никольская от ВЛ N 781
1979
1
38.100


38.100
44.75
97
Отпайка к ПС Соленое Займище от ВЛ N 723.781
1986
2
6.200


6.200
26.88
98
N 780 (Черный Яр - Горная)
1980
2
1.800


1.800
43.46
99
N 781 (Черный Яр - Дальняя)
1979
1
26.000


26.000
35.77
100
Отпайка к ПС Ветлянка
1974
1
4.760


4.760
46.5
101
N 725 (Цаган-Аман - Енотаевка)
1970
1
49.870


49.870
56.71
102
N 727 (Енотаевка - Косика)
1976
1
42.950


42.950
39.41
103
N 728 (Косика - Ленино)
1976
1
16.740


16.740
34.19
104
N 729 (Ленино - Сероглазовка)
1981
1
17.070


17.070
49.47
105
N 730 (Сероглазовка - Нефтепровод)
1981
1
21.200


21.200
49.47
106
N 731 (Нефтепровод - Береговая)
1971
1
17.030


17.030
35.77
107
Отпайка от ВЛ N 728 к ПС Солнечная
1988
1
0.240


0.240
24.35
108
Отпайка 110 кВ на ПС Горбаневка от ВЛ N 701
1978
1
3.040


3.040
83.04
109
N 782 (Степная - Дальная)
1980
1
25.300


25.300
35.63
110
N 104
2011
1
1.909

1.009
0.900
16.64

КЛ-110 кВ







111
N 102
2011
1
0.432



23.05
112
N 103а
2011
1
0.79



23.05
113
N 104
2011
1
0.432



23.05
114
КВЛ 110 кВ N 463 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кирикили N 1)
2013
1
1.048



14.39
115
КВЛ 110 кВ N 463, 464 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235 - Кирикили)
2013
2
0.033

0.066

14.39
116
КВЛ 110 кВ N 464 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Кирикили N 2)
2013
1
1.0581



14.39
117
ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ - Капустин Яр-1 (портал ПС Капустин Яр - пора N) (опора N 10 - портал ГТУ ТЭЦ) (опора N 1 - опора 10)
2013
1
1.208

0.988
0.220
19.83
118
ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ - Капустин Яр-2 (портал ПС Капустин Яр - опора N 1/сущ.) (опора N 11 - портал ГТУ ТЭЦ) (опора N 1/существующая опора N 2) L = 0.095 км (опора N 2 - опора N 11) L = 1.077 км
2013
1
1.255

0.8785
0.3765
19.83
119
ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ - Советская (опора N 1/существующая опора N 10) (опора N 10 - портал ГТУ ТЭЦ)
2013
1
1.167

0.908
0.259
19.83

ВЛ-35 кВ







120
Кировская 1.2 с отпайкой (ГРЭС - Кировская - ЖБК)
1963
2
2.51

2.405
0.105
100
121
Бирюковка (Евпраксино - Бирюковка)
1981
1
15.36

0.307
15.053
31.42
122
НС-4 с отпайкой (Епраксино - НС-4 Яблонька)
1974
1
15.9

0.620
15.28
43.87
123
Стекловолокно 1.2 с отпайкой (ГРЭС - Стекловолокно - Прогресс)
1963
2
3.17

2.591
0.579
100
124
Бударино (Лиман - Бударино)
1982
1
21.21

0.34
20.87
29.06
125
Травино (Увары - Травино)
1972
1
7.900

0.600
7.300
49.47
126
Тутинка (Увары - Тутинка)
1990
1
11.300

1.080
10.220
30.19
127
НС-5 (Раздор - НС-5)
1978
1
10.140

0.360
9.780
35.77
128
Калиновка (Коммунар - Травино)
1970
1
18.400

3.100
15.300
52.84
129
Началово 2 (ЦРП - Началово)
1958
1
6.21


6.21
46.50
2
7.52

0.850
6.670

130
Отпайка Интернациональная от Нефтебаза 1.2
1957
2
1.210

1.210

30.45
131
Киреты (Камышово - Киреты)
1982
1
18.070

0.160
17.910
30.79
132
Лесная (Трусовская - Лесная)
1957
1
6.210

3.720
2.490
100
2
4.260

2.560
1.700

133
Караванная (Яндыки - Караванная)
1982
1
26.020

2.580
23.440
30.19
134
Линейная (Баррикадная - Прикаспийская)
1971
1
38.090

1.090
37.00
61.18
135
Николаевка 2 (Баррикадная - Николаевка)
1985
1
34.850

0.150
34.700
27.51
136
Черноземельский тракт (Лиман - Черноземельский тракт) с отпайкой на ПС Караванная
1979
1
35.910

0.718
35.192
34.57
137
Началово 1 (Кировская - Началово)
1958
1
6.590
1.920
0.870
3.800
100
2
0.830

0.096
0.734

138
Центральная 1, 2 с отпайками (ГРЭС - Трикотажная - Царевская)
1989
2
7.620

1.814
5.806
54.45
139
Отпайка на ПС Трикотажная (Городская - Центральная - Царевская)
1989
2
0.480

0.480

46.55
140
Царевская 1.2 с отпайкой (ГРЭС - ЦРП - Царевская)
1989
2
5.940

4.000
1.940
53.45
141
Отпайка на ПС ЦРП (Городская - Центральная - Царевская)
1989
2
2.225

0.580
1.645
46.55
142
Тишково (Евпраксино - Тишково)
1970
1
43.700

1.460
42.240
53.45
143
Марфино (Володаровка - Марфино)
1975
1
25.300

1.360
23.940
41.70
144
Мултаново (Марфино - Мултаново)
1975
1
10.300

0.440
9.860
41.70
145
Тумак (Володаровка - Тумак)
1974
1
22.600

0.290
22.310
44.08
146
Зеленга (Тумак - Зеленга)
1974
1
15.530

0.870
14.660
44.08
147
Отпайка Новинка от ВЛ Тумак
1989
1
0.710


0.710
44.08
148
Присельская (Сасыколи - Присельская)
1975
1
19.650

0.320
19.330
41.89
149
Послеспадовая (Сасыколи - Послеспадовая)
1985
1
0.340


0.340
27.19
2
4.930

1.220
3.710

150
Гремучая (Тамбовка - Гремучая)
1979
2
17.900

4.100
13.800
34.32
151
ХВТ (Сасыколи - ХВТ)
1978
1
19.070

0.930
18.140
35.91
2
4.930

1.220
3.710

152
Михайловка (Сасыколи - Михайловка)
1983
1
25.300

0.350
24.950
25.34
153
Бассоль (Владимировка - Бассоль)
1965
1
4.540
4.540


100
154
Горбаневка (Капустин Яр - Горбаневка)
1965
1
9.800
9.800


100
155
Садовая (Горбаневка - Садовая)
1979
1
19.800


19.800
35.23
156
Грачевская (Ватажная - Грачевская)
1980
1
6.400


6.400
35.77
157
Песчанная (Грачевская - Песчаная)
1980
1
19.120


19.120
33.09
158
Пришибинская
1979
1
12.270


12.270
35.63
159
Ильинка - 1.2
2005
2
4.000

0.800
3.200
6.67

КЛ-35 кВ:







160
Спуск 35 кВ на ПС 35/6 кВ Временная
2008
1
0.090



36.25

Износ основных производственных фондов составляет:
- по подстанционному оборудованию - 83%,
в том числе: ПС 110 кВ - 82%; ПС 35 кВ - 93%; ТП 6-10 кВ - 82%;
- по ВЛ 35-110 кВ - 78%;
- по ВЛ 0.4-10 кВ - 83%;
- по КЛ 0.4-10 кВ - 67%.
В энергосистеме имеются также подстанции 35 - 110 кВ других владельцев (потребительские).

4. Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области

┌──────────────────┐               ┌──────────────────┐
│                  │               │                  │
│    Республика    │               │  Волгоградская   │
│     Калмыкия     │<──────┐       │     область      │
│                  │       │       │                  │
│                  │       │       │                  │
└──────────────────┘       │       └─────┬────────────┘
                           │             │       /\
                           │             │        │
                           │             │        │
                           │             │        │
                           │             \/       │
┌──────────────────┐       │       ┌──────────────┴───┐
│                  │       └───────┤                  │
│    Республика    │               │  Энергосистема   │
│    Казахстан     │<──────────────┤   Астраханской   │
│                  │               │     области      │
│                  │               │                  │
└──────────────────┘               └──────────────────┘

Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области с другими энергосистемами:
с энергосистемой Волгоградской области:
- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 1;
- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка N 2;
- ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 1;
- ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 2;
- ВЛ 110 кВ Колобовка - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ N 297), разомкнутая в нормальном режиме;
- ВЛ 110 кВ Солодники - Райгород-2 с отпайкой на Ушаковка (ВЛ 110 кВ N 320), разомкнутая в нормальном режиме;
с энергосистемой Республики Калмыкия:
- ВЛ 220 кВ Черный Яр Большой Царын-1 I цепь;
- ВЛ 220 кВ Черный Яр Большой Царын-1 II цепь;
- ВЛ 110кВ Лиман - Каспийская-2 (ВЛ 110 кВ 139);
- ВЛ 110кВ Лиман - Джильгита (ВЛ 110 кВ 140);
- ВЛ 110кВ Никольская - Цаган-Аман с отпайкой на Ветлянка (ВЛ 110 кВ 724);
- ВЛ 110кВ Цаган-Аман - Енотаевка (ВЛ 110 кВ 725);
- ВЛ 110кВ Дальняя - Ковыльная (ВЛ 110 кВ 783);
- ВЛ 110кВ Большой Царын-1 - Солодники с отпайками (ВЛ 110 кВ Красносельская) (разомкнутая в нормальном режиме);
с энергосистемами Республики Казахстан:
- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин (ВЛ N 756);
- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук (ВЛ N 757);
- ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ (ВЛ N 441);
- ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ (ВЛ N 443).

5. Динамика потребления тепловой энергии и структура отпуска теплоэнергии от электростанций и котельных в Астраханской области

Теплоснабжение потребителей Астраханской области осуществляется от разных источников: как централизованных, так и нецентрализованных.
От централизованных источников в основном снабжаются тепловой энергией потребители г. Астрахани, г. Нариманова, г. Камызяка, г. Харабали, с. Черный Яр, г. Ахтубинска, р.п. Верхний Баскунчак.

5.1. Система теплоснабжения Южного филиала ООО "Газпром энерго"

Система теплоснабжения Южного филиала ООО "Газпром энерго" представляет собой самостоятельную систему, обслуживающую промышленную площадку Астраханского газоконденсатного месторождения. Основной нагрузкой являются производство пара для технологических нужд газоперерабатывающего завода, отопление и горячее водоснабжение. Источником теплоснабжения являются две котельные - Узловая и Пусковая, работающие на природном газе. Суммарная установленная тепловая мощность котельных составляет 811 Гкал/час.
Отпуск тепловой энергии потребителям осуществляется от разных источников. Отпуск тепловой энергии в паре и горячей воде для нужд ГПЗ ООО "Газпром добыча Астрахань" осуществляется с коллекторов пусковой котельной.
Тепловая энергия для организаций Аксарайского промузла кроме ГПЗ осуществляется с коллекторов Узловой котельной.

СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ (ПО ПАРАМЕТРАМ ПАРА) ОТ КОТЕЛЬНЫХ ЮЖНОГО ФИЛИАЛА ООО "ГАЗПРОМ ЭНЕРГО" ЗА 2015 ГОД

N п/п
Наименование источника
Отпуск тепловой энергии в 2015 году, тыс. Гкал
Параметры пара/ вид топлива, кГс/см2

Пусковая котельная

Паровые котлы пусковой котельной
1342.495
36 - 39 (380 - 420 0 С)
4.5 - 5.06 (160 - 200 0 С)

Узловая котельная пар не отпускает

5.2. Основные характеристики теплосетевого хозяйства ООО "ЛУКОЙЛ-ТТК" филиала в г. Астрахани

Теплоснабжение осуществляется от шести крупных источников тепловой энергии - ТЭЦ-2, котельных "Городская", "Центральная", "Покровская", N 1, малых отопительных котельных, находящихся на балансе ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" и котельной Т-15, принадлежащей МУП г. Астрахани "Коммунэнерго".
На балансе ООО "ЛУКОЙЛ-ТТК" филиала в г. Астрахани находятся водяные тепловые сети общей протяженность 482.1 км (223 км трассы) в однотрубном исчислении, условным диаметром от 32 до 1000 мм, из них надземного исполнения 332.8 км (151.9 км трассы), канального - 115.5 км (55.0 км трассы), бесканального - 33.8 км (16.0 км трассы). Сети построены в период с 1960 по 2011 год. Нуждаются в замене 402.4 км (186.3 км трассы), из них ветхих - 213.9 км (99 км трассы).
Суммарная установленная мощность источников теплоснабжения в горячей воде, от которых осуществляется теплоснабжение тепловых сетей филиала, составляет:
Всего - 1782.23 Гкал/ч;
В том числе мощность:
до 3 Гкал/ч - 8.11 Гкал/ч (котельные N 2, 3, 5, 17, 21, 22,);
от 3 до 20 Гкал/ч - 67.11 Гкал/ч (котельные N 6, 9, 10, 12, 15, 16, 36, 51, 52, 53);
от 20 до 100 Гкал/ч - 174.57 Гкал/ч (ГРЭС-ПГУ-110, котельные N 1, "Покровская");
свыше 100 Гкал/ч - 1525.70 Гкал/ч (ТЭЦ-2, ПГУ-235, котельные "Центральная", "Городская");
Число теплоисточников:
Всего - 23;
В том числе мощностью:
до 3 Гкал/ч - 6;
от 3 до 20 Гкал/ч - 10;
от 20 до 100 Гкал/ч - 3;
свыше 100 Гкал/ч - 4.
Отпуск тепловой энергии от теплоисточников осуществляется в горячей воде.
На теплоисточниках ТЭЦ-2, котельных "Покровская", "Центральная", "Городская", N 1, 3, 5, 6, 9, 12, 15, 16, 21, 22, 36, 47, 51, 52, 53 установлены коммерческие узлы учета тепловой энергии и теплоносителя.
Существующие мощности котельных "Центральная", "Покровская", "Городская", N 1, 5, 9, 15, 16, 17, 36, 51, 52 в основном превышают величину максимальной присоединенной к тепловой сети нагрузки.
В настоящее время все источники теплоснабжения в городе работают локально, каждый на свою зону. Тепловые сети выполнены по тупиковой схеме, двухтрубными либо четырехтрубными (в одном канале проложены сети отопления и горячего водоснабжения), циркуляционными, подающими одновременно тепловую энергию на отопление, вентиляцию, технологические нужды и горячее водоснабжение.
Система теплоснабжения:
- на котельных "Центральная", N 2, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 16, 22, 36, 51, 52, 53, - закрытая;
- на теплоисточниках ТЭЦ-2, ГРЭС-ПГУ-110, котельных "Покровская", "Городская", N 1, 6, 15, 17, 21 - открытая.
Система горячего водоснабжения работает круглогодично. Регулирование отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии осуществляется централизованно по качественному методу путем изменения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе по отопительному графику с соблюдением утвержденных температурных графиков.

5.3 Динамика потребления тепловой энергии от электростанций и котельных г. Астрахани за 2011 - 2015 годы

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
2011
2012
2013
2014
2015
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
2185
2154
1949
2101
1966
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
107
- 31
- 205
152
- 135
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0
0
0
- 6.4
Астраханская ТЭЦ-2
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
1412
1580
1423
1518
1426
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
182
168
- 157
95
- 92
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0

0
- 6.1
Астраханская ГРЭС
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
219
0
0
0
0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
- 138
- 219
0
0
0
Среднегодовые темпы прироста, %
0
- 1
0
0
0
Астраханская ПГУ-235
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал


61
231
229
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал


61
170
- 2
Среднегодовые темпы прироста, %


0
0
- 0.9
Котельная "Центральная"
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
231
252
175
22
4
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
24
21
- 77
- 153
- 18
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0
0
0
- 81.8
Малые котельные
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
317
322
308
331
307
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
34
4
- 14
+ 23
- 24
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0
0
+ 7.5
- 7.3
Астраханская ПГУ-110
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
5.4
0.0
0
0
0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
0.0
- 5.4
0
0
0
Среднегодовые темпы прироста, %
0.0
- 1.0
0
0
0

ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ПО АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2011 - 2015 ГОДЫ

Показатели
2011
2012
2013
2014
2015
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
12260.89
11946.8
11481.42
11511.54
11293.09
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
385.68
-314.09
- 465.38
30.12
- 218.45
Среднегодовые темпы прироста, %
3.1
- 2.6
- 3.9
0.26
- 1.9

5.4. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных генерирующих компаний Астраханской области за 2015 год по ООО "ЛУКОЙЛ-ТТК" филиалу в г. Астрахани

N N п/п
Наименование энергоисточника
Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал
Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:
1655.457

1
Астраханская ТЭЦ-2
1425.984
газ
2
Астраханская ПГУ-235
229.473
газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:
311.024
газ
3
Центральная
3.676
газ
4
Городская
108.194
газ
5
Покровская
15.425
газ
6
N 1
50.495
газ
7
N 2
3.463
газ
8
N 3
1.395
мазут
9
N 5
0.618
дизель
10
N 6
18.089
газ
11
N 7
0.804
газ
12
N 9
5.185
газ
13
N 10
22.644
газ
14
N 12
3.780
газ
15
N 13
0.310
электроэнергия
16
N 15
7.662
газ
17
N 16
11.931
газ
18
N 17
1.273
газ
19
N 21
3.866
газ
20
N 22
3.061
газ
21
N 28
1.294
газ
22
N 36
1.899
мазут
23
N 47
0.132
газ
24
N 48
0.145
газ
25
N 51
15.149
газ
26
N 52
5.257
газ
27
N 53
25.279
газ
ИТОГО
1966.481


5.5. Отпуск тепловой энергии теплоисточниками г. Астрахани

(тыс. Гкал)
Наименование
2011
2012
2013
2014
2015
Отпуск тепловой энергии электростанциями:





Астраханская ТЭЦ-2
1412
1580
1423
1518
1426
Астраханская ПГУ-110 (ГРЭС)
224
0
0
0
0
Астраханская ПГУ-235
-
-
61
231
229
Котельные ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
548
574
465.9
352.5
311.0
Всего
2184
2154
1949.9
2101.5
1966.0

5.6. Динамика потребления тепловой энергии в 2011 - 2015 годах (МУП г. Астрахани "Коммунэнерго")

Показатели
2011
2012
2013
2014
2015
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса





Тепловая энергия (Гкал):





- выработка





котельными
321020
358970
319664
347544
312671
- полезный отпуск:





котельными
305371
296801
291361
303044
297202
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:





- мазут (тыс. тонн)
0.505
0.416
0.322
0.417
0.383
- газ (млн куб. м)
47.866
49.241
44.219
48.092
43.231
- печное топливо (тыс. тонн)





- уголь (тыс. тонн)





2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):
305371
296801
291361
303044
297202
промышленность
30099
27509
23186
25171
22730
транспорт





сельское хозяйство





строительство





население
222091
218049
223245
226921
227343
коммунально-бытовой сектор
53181
51243
44930
50952
47129

5.7. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от котельных МУП г. Астрахани "Коммунэнерго" за 2015 год

N п/п
Наименование энергоисточника
Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал
Параметры пара, вид топлива
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в т.ч.:

293.245

1
котельная NТ-1
128.493
горячая вода, природный газ
2
котельная NТ-2
32.541
горячая вода, природный газ
3
котельная NТ-3
5.066
горячая вода, природный газ
4
котельная NТ-4
21.860
горячая вода, природный газ
5
котельная NТ-6
51.502
горячая вода, природный газ
6
котельная NТ-8
5.509
горячая вода, природный газ
7
котельная NТ-9
4.449
горячая вода, природный газ
8
котельная NТ-10
3.595
горячая вода, природный газ
9
котельная NТ-11
1.576
горячая вода, природный газ
10
котельная NТ-12
0.573
горячая вода, природный газ
11
котельная NТ-13
0.312
горячая вода, природный газ
12
котельная NТ-14
0.84
горячая вода, природный газ
13
котельная NТ-15
1.826
горячая вода, природный газ
14
котельная NТ-16
1.061
горячая вода, природный газ
15
котельная NТ-17
1.824
горячая вода, природный газ
16
котельная NТ-18
0.104
горячая вода, природный газ
17
котельная NТ-19
0.38
горячая вода, природный газ
18
котельная NТ-20
2.774
горячая вода, природный газ
19
котельная NТ-21
3.147
горячая вода, природный газ
20
котельная NТ-22
0.224
горячая вода, природный газ
21
котельная NТ-23
5.505
горячая вода, природный газ
22
котельная NТ-24
0.365
горячая вода, природный газ
23
котельная NТ-25
0.726
горячая вода, природный газ
24
котельная NТ-26
0.458
горячая вода, мазут топочный
25
котельная NТ-41
1.552
горячая вода, мазут топочный
26
котельная NТ-43
0.981
горячая вода, мазут топочный
27
котельная NТ-44
16.002
горячая вода, природный газ

5.8. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" за 2015 год

Nп/п
Наименование энергоисточника
Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал
Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:
1655.457

1
Астраханская ТЭЦ-2
1425.984
газ
2
Астраханская ПГУ-235
229.473
газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:
311.024
газ
3
Центральная
3.676
газ
4
Городская
108.194
газ
5
Покровская
15.425
газ
6
N 1
50.495
газ
7
N 2
3.463
газ
8
N 3
1.395
мазут
9
N 5
0.618
дизель
10
N 6
18.089
газ
11
N 7
0.804
газ
12
N 9
5.185
газ
13
N 10
22.644
газ
14
N 12
3.780
газ
15
N 13
0.310
электроэнергия
16
N 15
7.662
газ
17
N 16
11.931
газ
18
N 17
1.273
газ
19
N 21
3.866
газ
20
N 22
3.061
газ
21
N 28
1.294
газ
22
N 36
1.899
мазут
23
N 47
0.132
газ
24
N 48
0.145
газ
25
N 51
15.149
газ
26
N 52
5.257
газ
27
N 53
25.279
газ
ИТОГО
1966.481


5.9. Динамика потребления тепловой энергии по муниципальным образованиям за 2011 - 2015 годы

Наименование
2011
2012
2013
2014
2015
МО "ЗАТО Знаменск Астраханской области"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
173.59
166.8
166.7
162.7
156.2
Источники тепловой энергии, всего
5
5
5
5
5
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
5
5
5
5
5
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
5
5
5
5
5
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Икрянинский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
48.751
45.414
40.791
42.384
43.750
Источники тепловой энергии, всего
-
38
38
38
38
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
-
38
38
38
38
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
-
38
38
38
38
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Черноярский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
54.419
49.367
49.986
47.609
41.217
Источники тепловой энергии, всего
20
20
20
20
20
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
20
20
20
20
20
энергокомпаний
-
-
-


муниципальные
19
19
19
19
19
прочие источники
1
1
1
1
1
МО "Приволжский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
12.7
15.00
16.27
10.63
17.52
Источники тепловой энергии, всего
34
35
42
43
43
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-

энергокомпаний
-
-
-
-

блок-станций
-
-
-
-

котельные, всего, в том числе:
-
-
42
43
43
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
34
35
42
43
43
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Лиманский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
20.4
22.6
35.27
34.64
31.20
Источники тепловой энергии, всего
28
28
28
31
31
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
28
28
28
31
31
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
3
3
3
31
31
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Красноярский район"





Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
37.51
30.88
30.54
30.54
29.83
Источники тепловой энергии, всего
36
34
34
33
33
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
1
1
1
1
1
котельные, всего, в том числе:
36
34
34
33
33
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
36
34
34
33
33
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Наримановский район"





Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
40.49
32.45
46.04
129.36
40.81
Источники тепловой энергии, всего
2
3
3
16
16
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
2
3
3
16
16
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
2
3
3
16
16
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Камызякский район"





Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
33.81
35.74
43.68
36.26
37.18
Источники тепловой энергии, всего
9
9
9
9
8
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
9
9
9
9
8
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
9
9
9
9
8
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Харабалинский район"





Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
49.37
54.68
49.91
51.78
35.49
Источники тепловой энергии, всего
49.37
54.68
49.91
51.78
35.49
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
49.37
54.68
49.91
51.78
35.49
энергокомпаний
-
-
-
-

муниципальные
49.37
54.68
49.91
51.78
35.49
прочие источники

-
-
-
-
МО "Ахтубинский район"





Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
159.211
161.332
165.96
157.29
147.27
Источники тепловой энергии, всего
12
12
12
12
11
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
12
12
12
12
11
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
12
12
12
12
11
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Енотаевский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
30.98
26.38
28.68
29.35
31.98
Источники тепловой энергии, всего
15
15
14
14
16
ТЭЦ, всего, в том числе:





энергокомпаний





блок-станций





котельные, всего, в том числе:
15
15
14
14
16
энергокомпаний





муниципальные
15
15
14
14
15
прочие источники





МО "Володарский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
30.80
30.40
30.40
23.90
23.85
Источники тепловой энергии, всего
27
27
27
33
33
ТЭЦ, всего, в т.ч.:





энергокомпаний





блок-станций





котельные, всего, в том числе:
26
26
26
33
33
энергокомпаний





муниципальные
26
26
26
33
33
прочие источники






5.10. Перечень основных потребителей тепловой энергии за 2015 год

N
Наименование потребителя, место расположения
Вид деятельности
Годовой объем теплопотребления, тыс. Гкал
Источник покрытия тепловой нагрузки
Параметры пара
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1
2
3
4
5
6
7
1
ГАУ АО "Спорткомплекс "Звездный", г. Астрахань, ул. Н. Островского, 147
культура
20 276.40
ТЭЦ-2
-
5.41
2
ГБОУ ВПО "Астраханский государственный медицинский университет" Министерства здравоохранения Российской Федерации, г. Астрахань, ул. Бакинская, 121
медицина/федеральный бюджет
12195.86
ТЭЦ-2
-
4.72
3
МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"
ЖКХ
51704.44
Котельная "Центральная"
-
21.43
4
ГБУ АО "Областная детская клиническая больница им. Н.Н. Силищевой", г. Астрахань, ул. Медиков, 6
медицина/ бюджет Астраханской области
12053.08
ТЭЦ-2
-
5.12
5
ООО "НОА", г. Астрахань, ул. Куйбышева, 69
производство
19 219.25
ТЭЦ-2
-
5.16
6
ОАО "АстраханьПассажирТранс", г. Астрахань, ул. Энергетическая, 2
производство
3 254.44
Котельная "Центральная"
-
1.76
7
ОАО "Астраханский станкостроительный завод", г. Астрахань, ул. Латышева, 16а
производство
11 148.66
ТЭЦ-2
-
5.49
8
Автономное учреждение культуры Астраханской области "Астраханский государственный театр Оперы и Балета", г. Астрахань, ул. А. Барбюса, 16, литер 1
культура/ бюджет Астраханской области
11 570.18
ТЭЦ-2
-
5.67
9
ОАО "Федеральная пассажирская компания", г. Астрахань, ул. 1-я Гаражная, 7
транспорт
8 302.28
ТЭЦ -2
-
3.61

5.11. Потребление топлива электростанциями и котельными за 2015 год

Показатели
Всего
в том числе
газ
уголь
нефтетопливо (мазут)
прочее топливо (котельно-печное)
ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго"
Всего годовой расход топлива, тыс. т.у.т.
1422.086
1419.893
-
1.082
1.111
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.
1126.328
1125.315
-
0.011
1.002
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч
281.204
347.423
-
-
-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.
295.758
294.578
-
1.071
0.109
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии
150.400
-
-
-
-
в том числе:





Астраханская ТЭЦ-2
Топливо всего, тыс. т.у.т.
713.278
713.263
-
0.015
-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.
502.211
502.200
-
0.011
-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч
331.909
-
-
-
-
Топливо на тепловую энергию тыс. т.у.т.
211.067
211.063
-
0.004
-
Удельный расход на тепловую энергию на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал
148.015
-
-
-
-
Астраханская ПГУ-110
Топливо всего, тыс. т.у.т.
221.062
221.062
-
-
-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.
221.062
221.062
-
-
-
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч
257.551
-
-
-
-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.
-
-
-
-
-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал
-
-
-
-
-
Астраханская ПГУ-235
Топливо всего, тыс. т.у.т.
435.838
434.836
-
-
1.002
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.
403.056
402.054
-
-
1.002
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч
246.673
-
-
-
-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.
32.782
32.782
-
-
-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал
142.9
-
-
-
-
Котельная "Центральная"
Топливо, тыс. т.у.т.
0.617
0.617
-
-
-
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал
167.812
167.812
-
-
-
Малые котельные
Топливо, тыс. т.у.т.
51.293
50.117
-
1.067
0.109
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал
166.889
-
-
-
-

5.12. Динамика потребления топлива Южным филиалом ООО "Газпром энерго" (млн т.у.т.)

Год
газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого

млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2011
230.733
100
-
-
-
-
-
-
230.733
100
2012
220.77
100
-
-
-
-
-
-
220.77
100
2013
209.484
100
-
-
-
-
-
-
209.484
100
2014
254.706
99.995
0.01228
0.005
-
-
-
-
254.719
100
2015
266.076
100
--
-
-
-
-
-
266.076
100

5.13. Единый топливно-энергетический баланс Астраханской области

N п/п
Наименование показателей
Единица измерения
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
Суммарный объем внутреннего производства
1
Добыча газа
млн куб. м
12035.5
11834.6
10860.6
10282.4
12083.7
2
Добыча газового конденсата
тыс. тонн
4183.9
4092.5
3742.6
3520.7
3463.1
3
Добыча нефти
тыс. тонн
23.04
22.06
22.54
41.1
1719.9
4
Выработка автомобильных бензинов
тыс. тонн
841.5
895.9
988.6
1002.6
938.9
5
Выработка дизельного топлива
тыс. тонн
662.8
784.1
756.5
764.4
544
6
Выработка топочного мазута
тыс. тонн
295.2
347.3
351.4
329.6
332.2
7
Выработка сжиженного газа
тыс. тонн
323.6
341.7
300.1
296.9
291.4
8
Выработка товарного газа
млн куб. м
6425.7
6372.7
5784.8
5461.1
5530.5
9
Заготовка топливных дров
тыс. пл. куб. м
14.2
13.6
8.3
10.0
8.8
10
Электроэнергия
млн кВт час
2612.7
3023.2
3462.6
4209.1
4336.7
11
Тепловая энергия
тыс. Гкал
13723.72
13325.42
12528.09
12796.51
12388.1
Суммарный объем внутреннего потребления
1
Автомобильные бензины, всего
тыс. тонн
215.9
265.2
227.0
243.2
268.2
2
Дизельное топливо
тыс. тонн
62.0
65.5
76.7
77.8
80.2
153.2 - с учетом ОАО "РЖД" - РОСЖЕЛДОРСНАБ Астраханского отдела
165.5 - с учетом Астраханского отделения Приволжской железной дороги филиала ОАО "РЖД"
167.9 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"
156.8 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"
3
Топочный мазут
тыс. тонн
22.6
21.2
13.1
13.9
13.0
4
Топливо печное
тыс. тонн
0.4
0.12
0.05
0
0
5
Керосин осветительный
тыс. тонн
0.013
0
0
0
0
6
Природный газ, всего,
в том числе для бытовых нужд населения
млн куб. м
2018.2
2035.4
2011.9
2240.4
2215.1
452.8
428.8
401.6
441.1
412.2
7
Сжиженный газ, всего,
в том числе для бытовых нужд населения
тыс. тонн
53.2
56.04
38.1
54.8
45.6
3.6
2.99
2.97
3.1
2.8
8
Уголь, всего, в том числе для бытовых нужд населения
тыс. тонн
7.8
9.8
13.1 (с учетом Астраханского отделения Приволжской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" - 6.3)
13.5 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6.4)
12.9 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6.4)
4.7
6.7
4.4
4.5
4.5
9
Дрова, всего, том числе для бытовых нужд населения
тыс. пл. куб. м
14.7
13.2
7.4
10.4
9.0
13.8
12.4
7.0
9.0
8.4
10
Авиационное топливо
тыс. тонн
5.3
5.8
6.2
6.1
5.3
11
Электроэнергия
млн кВт час
4285.3
4321.4
4213.7
3954.8
4056.4
12
Тепловая энергия
тыс. Гкал
12260.89
11946.8
11481.42
12796.51
11293.1

6. Особенности функционирования и существующие проблемы электроэнергетики энергосистемы Астраханской области

6.1. Наличие отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети

Технологическое присоединение новых потребителей к ПС 110/6 кВ Восточная, ПС 110/10 кВ Кирикили, ПС 110/6 кВ Судостроительная, ПС 110/10 кВ Красный Яр, ПС 110/10 кВ Черный Яр-2, ПС 110/35/10 кВ Советская, ПС 110/10 кВ Вязовка, ПС 110/10-6 кВ Царевская, ПС 110/10-6 кВ Южная, ПС 35/10 кВ Тишково, ПС 35/6 кВ Началово, ПС 35/6 кВ Октябрьская, ПС 35/6 кВ Трусовская возможно только при условии увеличения их трансформаторной мощности по причине загрузки существующих трансформаторов, превышающей нормативные требования по результатам замеров в режимные дни с учетом величины максимальной присоединяемой мощности вновь присоединяемых потребителей в соответствии с заключенными договорами об осуществлении технологического присоединения (приложение N 1 к Программе), а также отсутствия возможности перевода нагрузки на другие источники питания.

6.2. Наличие "узких мест", связанных с недостатком пропускной способности электрических сетей 35 - 110 кВ для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов

В энергосистеме Астраханской области отсутствуют "узкие места", связанные с недостатком пропускной способности электрических сетей 35 - 110 кВ.

6.3. Наличие "узких мест", связанных с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения

В энергосистеме Астраханской области отсутствуют "узкие места", связанные с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения.

7. Основные направления развития электроэнергетики Астраханской области

За основу прогноза роста спроса на электроэнергию и мощность, основных вводов генерирующей мощности и электросетевых объектов 220 кВ приняты материалы проекта Схемы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 гг.

7.1. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по территории энергосистемы Астраханской области на 2016 - 2021 годы

Наименование показателя
Единицы измерения
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Потребление электроэнергии
млн кВт ч
4421
4446
4459
4481
4494
4495
Среднегодовые темпы прироста
%
0.8
0.6
0.3
0.5
0.3
0.0
Максимальная мощность
МВт
786
791
793
793
793
795
Среднегодовые темпы прироста
%
3.7
0.6
0.3
0.0
0.0
0.3

8. Прогноз потребления тепловой энергии и топлива на период 2016 - 2021 годов

8.1. Прогноз потребления тепловой энергии (МУП г. Астрахани "Коммунэнерго")

Наименование показателя
2016
2017
2018
2019
2020
2021
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса






Тепловая энергия (Гкал):






- выработка






котельными
340186
326059
340186
340186
340186
340186
- полезный отпуск:






котельными
303238
305966
305966
305966
305966
305966
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:






- мазут (тыс. тонн)
0.334
0.324
0.324
0.324
0.324
0.324
- газ (млн куб. м)
48.415
49.429
49.429
49.429
49.429
49.429
- печное топливо (тыс. тонн)






- уголь (тыс. тонн)






2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):
303238
305966
305966
305966
305966
305966
промышленность
24488
26678
26678
26678
26678
26678
транспорт






сельское хозяйство






строительство






население
226426
228759
228759
228759
228759
228759
коммунально-бытовой сектор
52324
50529
50529
50529
50529
50529

8.2. Прогноз потребления топлива электростанций и котельных энергосистемы Астраханской области

Подразделение
Вид топлива
Единица измерения
2016
2017
2018
2019
2020
2021
ОАО "ТЭЦ-Северная"
газ
тыс. т.у.т.
63.253
63.253
63.253
63.253
63.253
63.253
Знаменская ПГУ-ТЭЦ
газ
тыс. м3
97800
97800
97800
97800
97800
97800
Астраханская ТЭЦ-2
газ
млн м3
637.286
677.830
678.174
678.174
678.174
678.174
мазут
тыс. тонн
0.030
0
0
0
0
0
Астраханская ПГУ-110
газ
млн м3
173.443
154.047
161.949
161.949
161.949
161.949
Астраханская ПГУ-235
газ
млн м3
347.739
322.968
324.804
324.804
324.804
324.804
Котельные
газ
млн м3
40.431
40.386
40.386
40.386
40.386
40.386
ВСЕГО по ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
мазут
тыс. тонн
0.362
0.390
0.390
0.390
0.390
0.390
котельное печное
тыс. тонн
0.097
0.057
0.057
0.057
0.057
0.057
газ
млн м3
1198.89
1195.23
1205.31
1205.31
1205.31
1205.31

8.3. Прогноз потребления топлива электростанций и котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" (млн т.у.т.)

ООО "ЛУКОЙЛ-Астрахань-энерго"
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2016
1.39432
99.95
0.00051
0.04


0.00014
0.01
1.394966
100
2017
1.39005
99.96
0.00055
0.04


0.00008
0.006
1.390684
100
2018
1.40177
99.955
0.00054
0.039


0.00083
0.006
1.402408
100
2019
1.40177
99.955
0.00054
0.039


0.00083
0.006
1.402408
100











Астраханская ТЭЦ-2
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2016
0.741164
100






0.741164
100
2017
0.788317
100






0.788317
100
2018
0.788716
100






0.788716
100
2019
0.788716
100






0.788716
100











ПГУ-110
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2016
0.201714
100






0.201714
100
2017
0.179157
100






0.179157
100
2018
0.188346
100






0.188346
100
2019
0.188346
100






0.188346
100

ПГУ-235
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2016
0.404417
100






0.404417
100
2017
0.375611
100






0.375611
100
2018
0.377747
100






0.377747
100
2019
0.377747
100






0.377747
100

Котельная "Центральная"
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2016
0.001524
100






0.001524
100
2017
0.001524
100






0.001524
100
2018
0.001524
100






0.001524
100
2019
0.001524
100






0.001524
100

Малые котельные
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2016
0.045497
100




0.000083
0.20
0.046046
100
2017
0.045445
100




0.000083
0.20
0.046075
100
2018
0.045445
100




0.000083
0.20
0.046075
100
2019
0.045445
100




0.000083
0.20
0.046075
100

8.4. Прогноз потребления топлива Астраханского участка Приволжской дирекции по тепловодоснабжению филиала ОАО "РЖД"

(млн т.у.т.)
год
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.

2017
10.427
-
0.004
-
0.002
-
0.0005
-
10.434
-
2018
10.427
-
0.004
-
0.002
-
0.0005
-
10.434
-
2019
10.427
-
0.004
-
0.002
-
0.0005
-
10.434
-
2020
10.427
-
0.004
-
0.002
-
0.0005
-
10.434
-
2021
10.427
-
0.004
-
0.002
-
0.0005
-
10.434
-

8.5. Прогноз потребления топлива Южного филиала ООО "Газпром энерго"

(млн т.у.т.)
год
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2017
353.65
100
-
-
-
-
-
-
353.65
100
2018
353.65
100
-
-
-
-
-
-
353.65
100
2019
353.65
100
-
-
-
-
-
-
353.65
100
2020
353.65
100
-
-
-
-
-
-
353.65
100
2021
353.65
100
-
-
-
-
-
-
353.65
100

8.6. Прогноз потребления топлива котельными МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"

(млн т.у.т.)
Год
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2017
55.805

0.460

-
-
-
-
56.265

2018
55.805

0.460

-
-
-
-
56.265

2019
55.805

0.460

-
-
-
-
56.265

2020
55.805

0.460

-
-
-
-
56.265

2021
55.805

0.460

-
-
-
-
56.265


8.7. Прогноз потребления тепловой энергии

ПРОГНОЗ ТЕПЛОПОТРЕБЛЕНИЯ ПО ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЙ ЗОНЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Потребление тепловой энергии потребителями, Гкал
прогноз
ООО "ЛУКОЙЛ-ТТК" филиал в г. Астрахани
МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"
ОАО "ТЭЦ-Северная"
всего
2017
1517738.4
305966
108468
1932172.40
2018
1517738.4
305966
108468
1932172.40
2019
1517738.4
305966
108468
1932172.40
2020
1517738.4
305966
108468
1932172.40
2021
1517738.4
305966
108468
1932172.40
Итого
7588692
1529830
542340
9660862.0

8.8. Прогноз производства (отпуска) тепловой энергии от электростанций и котельных

(тыс. Гкал)
N п/п
Наименование
2017
2018
2019
2020
2021
1
ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
1978.068
1978.068
1978.068
1978.068
1978.068
1.1
Астраханская ТЭЦ -2
1468.413
1468.413
1468.413
1468.413
1468.413
1.2
Астраханская ГРЭС
-
-
-
-
-
1.3
Астраханская ПГУ-235
227.148
227.148
227.148
227.148
227.148
1.4
Котельные:
282.507
282.507
282.507
282.507
282.507
1.4.1
Котельная "Центральная"
9.017
9.017
9.017
9.017
9.017
1.4.2
Малые котельные
273.490
273.490