Указ Президента Республики Беларусь от 15.11.2007 N 575 "Об утверждении Государственной комплексной программы модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов на период до 2011 года"
Архив ноябрь 2011 года
<< Назад |
<<< Навигация Содержание
В целях создания условий для повышения энергетической безопасности Республики Беларусь ПОСТАНОВЛЯЮ:
1. Утвердить прилагаемую Государственную комплексную программу модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов на период до 2011 года (далее - Государственная программа).
Совету Министров Республики Беларусь довести Государственную программу до заинтересованных.
2. Заказчиками Государственной программы определить Министерство энергетики, Министерство жилищно-коммунального хозяйства, Министерство промышленности, Министерство сельского хозяйства и продовольствия, Министерство архитектуры и строительства, Министерство лесного хозяйства, Министерство здравоохранения, Министерство обороны, Министерство образования, Министерство связи и информатизации, Министерство транспорта и коммуникаций, Государственный комитет по стандартизации, Белорусский государственный концерн по нефти и химии, Белорусский государственный концерн по производству и реализации фармацевтической и микробиологической продукции, Белорусский государственный концерн по производству и реализации товаров легкой промышленности, Белорусский производственно-торговый концерн лесной, деревообрабатывающей и целлюлозно-бумажной промышленности, Национальную академию наук Беларуси, облисполкомы и Минский горисполком.
3. Установить, что Министерство энергетики:
координирует деятельность по выполнению Государственной программы, в том числе взаимодействие с заказчиками, определенными в пункте 2 настоящего Указа, при реализации предусмотренных в ней заданий;
совместно с Национальной академией наук Беларуси осуществляет научное сопровождение Государственной программы;
с участием заинтересованных республиканских органов государственного управления и иных государственных организаций, подчиненных Правительству Республики Беларусь, облисполкомов и Минского горисполкома ежегодно до 10 февраля, начиная с 2008 года, представляет в Совет Министров Республики Беларусь отчет о ходе выполнения Государственной программы за прошедший год.
4. Персональную ответственность за выполнение Государственной программы возложить на руководителей республиканских органов государственного управления и иных государственных организаций, подчиненных Правительству Республики Беларусь, облисполкомов и Минского горисполкома.
5. Совету Министров Республики Беларусь ежегодно до 1 марта:
начиная с 2008 года, утверждать мероприятия по реализации Государственной программы;
начиная с 2009 года, представлять Президенту Республики Беларусь отчет о ходе выполнения Государственной программы.
6. Признать утратившим силу Указ Президента Республики Беларусь от 25 августа 2005 г. N 399 "Об утверждении Концепции энергетической безопасности и повышения энергетической независимости Республики Беларусь и Государственной комплексной программы модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов в 2006 - 2010 годах" .
7. Контроль за выполнением данного Указа возложить на Совет Министров Республики Беларусь и Комитет государственного контроля.
8. Настоящий Указ вступает в силу со дня его подписания.
Президент Республики Беларусь А.ЛУКАШЕНКО
УТВЕРЖДЕНО
Указ Президента
Республики Беларусь
15.11.2007 N 575
ГОСУДАРСТВЕННАЯ КОМПЛЕКСНАЯ ПРОГРАММА МОДЕРНИЗАЦИИ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ БЕЛОРУССКОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ, ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ И УВЕЛИЧЕНИЯ ДОЛИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В РЕСПУБЛИКЕ СОБСТВЕННЫХ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ НА ПЕРИОД ДО 2011 ГОДА
Глава 1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Интенсивное развитие отраслей топливно-энергетического комплекса в республике в 60 - 70-х годах XX века (электростанций, электрических и тепловых сетей, газо- и нефтепроводов) способствовало созданию мощной энергетической базы для развития и функционирования всех отраслей экономики, и особенно химической и нефтехимической промышленности, строительных материалов, машиностроения и других. В дальнейшем темпы обновления основных фондов в энергетике были ниже темпов старения ранее созданных мощностей и в результате на 1 января 2006 г. уровень износа достиг 60 процентов, а средневзвешенный срок службы генерирующих источников составил 30 лет при нормативном - 27 лет. На пределе физического состояния оказались более 30 процентов электрических и тепловых сетей.
Прирост производства валового внутреннего продукта (далее - ВВП) с относительно высокой его энергоемкостью, а также уменьшение добычи и использования местных энергоресурсов все в большей степени способствовали возрастанию зависимости республики от одного поставщика - России, поставившей в 2005 году 83 процента котельно-печного топлива, доля природного газа в котором составила 79,9 процента. Сложившееся положение ни в какой мере не соответствует основным индикаторам энергетической безопасности любого государства, в том числе Республики Беларусь, а непринятие срочных мер по изменению динамики старения основных фондов может привести к значительному народнохозяйственному ущербу из-за перерывов в энергоснабжении отраслей экономики и населения.
Вопросы энергетической безопасности имеют первостепенное значение. Например, в случае ограничения поставок одной тонны условного топлива (далее - т.у.т.) народнохозяйственный ущерб от недопроизводства ВВП по уровню 2006 года составляет 949 долларов США, то есть наносимый ущерб превышает стоимость недопоставленных энергоносителей. Названное обстоятельство следует принимать во внимание как основное условие для определения необходимости и очередности замещения выбывающих, модернизации действующих и создания новых энергетических мощностей на всех стадиях производства, транспорта и потребления энергоносителей. Учитывая высокую капиталоемкость и относительно длительный период создания новых мощностей, большой срок окупаемости проектов, особую социальную значимость энергоносителей в обществе для обеспечения комфортных условий и материального благосостояния населения, требуется заблаговременно планировать пропорциональное и взаимоувязанное развитие всех звеньев этого процесса.
Новые экономические условия, вызванные ростом цен на энергоносители, более высокие темпы роста потребления электроэнергии по сравнению с запланированными потребовали корректировки Концепции энергетической безопасности и повышения энергетической независимости Республики Беларусь и Государственной комплексной программы модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов в 2006 - 2010 годах, утвержденных Указом Президента Республики Беларусь от 25 августа 2005 г. N 399 (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2005 г., N 137, 1/6735), без ухудшения запланированных в ней конечных результатов (показателей).
Государственная комплексная программа модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов на период до 2011 года (далее - Государственная программа) разработана с учетом Концепции энергетической безопасности Республики Беларусь, утвержденной Указом Президента Республики Беларусь от 17 сентября 2007 г. N 433, Концепции национальной безопасности Республики Беларусь, утвержденной Указом Президента Республики Беларусь от 17 июля 2001 г. N 390 (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2001 г., N 69, 1/2852), Директивы Президента Республики Беларусь от 14 июня 2007 г. N 3 "Экономия и бережливость - главные факторы экономической безопасности государства" (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2007 г., N 146, 1/8668).
В Государственной программе уделено особое внимание решению задач энергоэффективности производства и использования энергии, диверсификации видов и поставщиков топливно-энергетических ресурсов, повышения увеличения использования собственных энергоресурсов.
Основной целью Государственной программы является определение конкретных мероприятий, сроков их реализации и требуемых инвестиций, позволяющих обеспечить энергетическую безопасность Республики Беларусь, положительную динамику обновления основных фондов, надежное и эффективное энергоснабжение отраслей экономики и населения энергоносителями при соблюдении экологических требований.
Достижение поставленной цели должно базироваться на реализации комплекса мероприятий, включающих:
централизованное управление всеми стадиями процесса производства, транспортировки и потребления энергоносителей;
формирование и регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию, цен на топливо;
сбалансированную модернизацию и развитие генерирующих источников, электрических и тепловых сетей Белорусской энергетической системы (далее - Белорусская энергосистема);
изменение динамики износа основных фондов Белорусской энергосистемы на первом этапе в сторону стабилизации достигнутого уровня, а на втором - постоянного их обновления;
организационно-экономический механизм, стимулирующий максимальное внедрение энергоэффективных технологий и оборудования во всех отраслях экономики и социальной сфере;
снижение затрат на производство (добычу, заготовку), транспортировку и потребление всех видов топлива, тепловой и электрической энергии;
разработку и жесткий контроль реализации отраслевых и региональных программ энергосбережения;
постепенную диверсификацию топливно-энергетических ресурсов и их поставщиков в республику;
максимальное вовлечение в топливный баланс экономически оправданных объемов местных видов топлива, нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.
В качестве координатора Государственной программы определено Министерство энергетики, основные организации - исполнители ее мероприятий - государственное производственное объединение электроэнергетики "Белэнерго" (ГПО "Белэнерго"), Белорусский государственный концерн по нефти и химии (концерн "Белнефтехим"), государственное производственное объединение по газификации и топливу "Белтопгаз" (ГПО "Белтопгаз"), Министерство промышленности, Министерство архитектуры и строительства, а также другие республиканские органы государственного управления и иные государственные организации, подчиненные Правительству Республики Беларусь, которым определены задания по энергосбережению, вводу генерирующих мощностей, использованию местных топливно-энергетических ресурсов. Методологическое руководство и контроль выполнения мероприятий и заданий Государственной программы по энергосбережению и увеличению использования местных топливно-энергетических ресурсов обеспечивает Государственный комитет по стандартизации.
Срок реализации Государственной программы - 2006 - 2010 годы. Он определяется и обосновывается сроками ввода и освоения конкретных объектов и наличием объективной исходной информации о ценах на энергоносители и основное оборудование.
Мероприятия по областям и отдельным объектам Белорусской энергосистемы, а также объемы и источники их финансирования отражены в плане строительства и модернизации основных фондов ГПО "Белэнерго" на 2006 - 2010 годы согласно приложению.
Реализация Государственной программы позволит:
в сфере энергетики повысить:
уровень обеспечения энергетической безопасности Республики Беларусь за счет обновления основных производственных фондов Белорусской энергосистемы, эффективного использования топливно-энергетических ресурсов и увеличения использования местных, нетрадиционных и возобновляемых источников энергии;
надежность работы Белорусской энергосистемы в целом за счет обновления основных фондов;
в социальной сфере увеличить:
количество рабочих мест на вновь создаваемых объектах, всех стадиях добычи, производства, транспортировки и использования местных топливно-энергетических ресурсов и альтернативных источников энергии;
налоговые отчисления в республиканский и местные бюджеты;
в производственной сфере:
увеличить объем производства и потребления местных видов топливно-энергетических ресурсов в 2010 году до уровня 6,48 млн.т.у.т.,
в том числе:
дров и отходов лесозаготовок 2,1 - 2,24
торфа и лигнина 1,18
прочих видов топлива 0,69
из них:
отходов деревообработки 0,37
ГЭС 0,02
тепловых вторичных энергоресурсов 1
коммунально-бытовых отходов и ветроустановок 0,01
попутного газа и продуктов переработки из
собственной нефти 1,36
увеличить спрос на оборудование и технологии для использования местных видов топлива;
снизить износ основных производственных фондов в целом по энергосистеме с 60,7 до 48 процентов (на 12,7 процентного пункта по сравнению с уровнем их износа на 1 января 2005 г.);
снизить энергоемкость ВВП на 31 процент к уровню 2005 года.
Основные конечные результаты реализации Государственной программы:
-------------------+-------------+-------------+--------------------
¦ ¦ Капитальные ¦ Ожидаемый ¦ Результат ¦
¦ ¦ вложения, ¦экономический¦ ¦
¦ ¦млн. долларов¦ эффект, ¦ ¦
¦ ¦ США ¦ тыс.т.у.т. ¦ ¦
+------------------+-------------+-------------+-------------------+
¦Модернизация ¦ 3102 ¦ 1150 ¦снижение износа не ¦
¦основных ¦ ¦ ¦менее чем на 12,7 ¦
¦производственных ¦ ¦ ¦процентного пункта ¦
¦фондов Белорусской¦ ¦ ¦ ¦
¦энергосистемы ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------+-------------+-------------+-------------------+
¦Энергосбережение ¦ 5200 - ¦ 6400 <*> ¦снижение ¦
¦ ¦ 5850 <*> ¦ ¦энергоемкости ВВП к¦
¦ ¦ ¦ ¦2010 году по ¦
¦ ¦ ¦ ¦отношению к 2005 ¦
¦ ¦ ¦ ¦году на 31 процент ¦
+------------------+-------------+-------------+-------------------+
¦Местные виды ТЭР ¦ 1005,6 <*>¦ 6480 <**>¦замещение ¦
¦ ¦ ¦ ¦импортного топлива ¦
¦ ¦ ¦ ¦для производства ¦
¦ ¦ ¦ ¦тепловой и ¦
¦ ¦ ¦ ¦электрической ¦
¦ ¦ ¦ ¦энергии на 20,5 ¦
¦ ¦ ¦ ¦процента ¦
+------------------+-------------+-------------+-------------------+
¦Итого ¦ 9307,6 - ¦ ¦ ¦
¦ ¦ 9957,6 ¦ ¦ ¦
-------------------+-------------+-------------+--------------------
--------------------------------
<*> Без учета объектов ГПО "Белэнерго".
<**> Приведен суммарный объем потребления местных топливно-энергетических ресурсов в 2010 году.
В качестве прогнозируемых результатов в 2010 году предусматривается:
снижение энергоемкости ВВП не менее 31 процента к уровню 2005 года;
получение суммарной экономии топлива по энергосистеме в 2006 - 2010 годах не менее 1150 тыс.т.у.т.;
обновление основных фондов в целом по энергосистеме не менее 14,9 процентного пункта;
увеличение использования местных, нетрадиционных и возобновляемых источников энергии до 20,5 процента от общей потребности в котельно-печном топливе республики.
Общий предполагаемый объем финансовых ресурсов на реализацию всех мероприятий Государственной программы составит 9307,6 - 9957,6 млн. долларов США, в том числе 3102 - на модернизацию и развитие объектов Белорусской энергосистемы, 5200 - 5850 - на энергосберегающие мероприятия в других отраслях экономики, 1005,6 млн. долларов США - на увеличение использования местных видов топливно-энергетических ресурсов без учета объектов ГПО "Белэнерго".
Глава 2 ПРОГНОЗ СТРУКТУРЫ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
Прогноз структуры потребления котельно-печного топлива в Республике Беларусь, разработанный на основании Концепции энергетической безопасности Республики Беларусь, представлен в таблице 1. В соответствии с названной Концепцией валовое потребление топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР) составило в 2005 году 37,05 млн.т.у.т. при величине ВВП 65 трлн. рублей (в ценах 2005 года), а прогнозная потребность к 2010 году при максимальном росте ВВП и максимальном снижении энергоемкости определена в 39,9 млн.т.у.т. при ВВП 100 трлн. рублей. Это соответствует снижению энергоемкости ВВП в 2010 году к уровню 2005 года на 31 процент.
Возможный рост использования мазута, вырабатываемого на белорусских нефтеперерабатывающих заводах (далее - НПЗ), позволит вытеснить часть газового топлива и увеличить диверсифицированность энергобаланса по видам. Однако, поскольку большинство существующих энергоисточников могут использовать и газ и мазут, объем использования мазута в перспективе будет определяться экономической и экологической целесообразностью.
Наращивание в ближайшей перспективе объемов и глубины переработки нефти позволит получать в небольших количествах горючий вторичный энергоресурс - высококалорийный коксовый остаток.
В долгосрочной перспективе в топливном балансе предусмотрено использование угля для производства строительных материалов и энергетики, а также ядерного топлива путем строительства к 2020 году атомной электростанции мощностью 2000 МВт (два энергоблока единичной мощностью порядка 1000 МВт).
Таблица 1
Прогноз структуры потребления котельно-печного топлива в Республике Беларусь на период до 2011 года
(млн.т.у.т.)
------------------------------+-----------+-------------------------
¦ Виды энергоресурсов ¦Факт, годы ¦ Прогноз, годы ¦
¦ +-----+-----+-----+-----T-----+------+
¦ ¦2005 ¦2006 ¦2007 ¦2008 ¦2009 ¦ 2010 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Газ природный, включая ¦23,41¦23,9 ¦24,2 ¦24,6 ¦25,2 ¦25,2 ¦
¦попутный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦ В том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦ добыча попутного газа ¦ 0,3 ¦ 0,28¦ 0,28¦ 0,28¦ 0,28¦ 0,27 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦ в качестве сырья и на ¦ 1,52¦ 1,72¦ 1,75¦ 1,78¦ 1,79¦ 1,8 ¦
¦ транспорт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Газ сжиженный ¦ 0,35¦ 0,36¦ 0,32¦ 0,31¦ 0,31¦ 0,39 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Газ НПЗ ¦ 0,63¦ 0,74¦ 0,45¦ 0,45¦ 0,45¦ 0,76 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Топливо печное бытовое ¦ 0,09¦ 0,09¦ 0,09¦ 0,09¦ 0,09¦ 0,09 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Мазут <*> ¦ 1,74¦ 1,97¦ 1,8 ¦ 1,7 ¦ 1,6 ¦ 1,74 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Уголь, включая кокс и ¦ 0,21¦ 0,19¦ 0,17¦ 0,18¦ 0,19¦ 1,22 ¦
¦коксовую мелочь ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Прочие местные ¦ 2,51¦ 2,72¦ 3,16¦ 3,47¦ 3,8 ¦ 4,31 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦ В том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦ торф, лигнин ¦ 0,67¦ 0,69¦ 1,07¦ 1,13¦ 1,15¦ 1,18 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦ дрова ¦ 1,24¦ 1,37¦ 1,44¦ 1,67¦ 1,97¦ 2,1 -¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 2,24 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦ прочие виды ¦ 0,6 ¦ 0,65¦ 0,65¦ 0,67¦ 0,68¦ 0,69 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦ использование нефтяного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 0,2 ¦
¦ кокса ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Итого котельно-печное топливо¦28,92¦29,95¦30,2 ¦30,8 ¦31,6 ¦33,7 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Сырье ¦ 1,72¦ 1,9 ¦ 1,9 ¦ 1,9 ¦ 1,9 ¦ 2,1 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Итого без сырья ¦27,2 ¦28,1 ¦28,3 ¦28,9 ¦29,7 ¦31,6 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Чистый импорт электроэнергии ¦ 1,13¦ 1,21¦ 1,32¦ 1,37¦ 1,37¦ - ¦
¦<*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Всего с сырьем ¦30,05¦31,2 ¦31,5 ¦32,2 ¦33 ¦33,7 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Теплоэнергия, млн. Гкал ¦73,5 ¦72,2 ¦75,2 ¦76,1 ¦77 ¦77,9 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦ В том числе тепловые ВЭР ¦ 0,8 ¦ 0,88¦ 0,91¦ 0,93¦ 0,98¦ 1 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Электроэнергия, млрд. кВт·ч ¦35 ¦36,4 ¦37,3 ¦38,1 ¦39 ¦39,9 ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Всего МВТ с учетом нефтяного ¦ 4,56¦ 4,78¦ 5,25¦ 5,58¦ 5,96¦ 6,48 ¦
¦кокса и тепловых ВЭР ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------+
¦Доля МВТ в потреблении КПТ ¦16,8 ¦17 ¦18,6 ¦19,3 ¦20,1 ¦20,5 ¦
¦без сырья, процентов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
------------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+-------
--------------------------------
<*> Определяется условиями экономической и экологической целесообразности.
Глава 3 МОДЕРНИЗАЦИЯ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ БЕЛОРУССКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Состояние основных производственных фондов
Установленная мощность всех энергоисточников в республике в 2006 году составила 8065,2 МВт, в том числе тепловых электростанций ГПО "Белэнерго" на 1 января 2006 г. - 7718,51 МВт, протяженность электрических сетей - 238,8 тыс. км, тепловых - 5,1 тыс. км в однотрубном исчислении.
В 2006 году общее потребление электроэнергии по республике составило 36,2 млрд. кВт·ч. Электростанциями республики было произведено 31,8 млрд. кВт·ч электроэнергии, из них ГПО "Белэнерго" 30,9 млрд. кВт·ч. Было импортировано 5,5 млрд. кВт·ч электроэнергии, ее экспорт составил 1,1 млрд. кВт·ч. Генерирующими источниками ГПО "Белэнерго" отпущено 36,4 млн. Гкал тепловой энергии, с учетом покупной тепловой энергии. Потери электроэнергии в сетях составили 11,25 процента, тепловой энергии 9,91 процента.
Общее потребление топлива по объектам ГПО "Белэнерго" в 2006 году составило 13984,9 тыс.т.у.т., в том числе природного и попутного газа - 13161,5 (94,1 процента), мазута - 799,9 (5,7 процента), прочего топлива - 23,5 тыс.т.у.т. (0,2 процента).
Достигнутая структура топливного баланса благоприятна для обеспечения высоких технико-экономических и экологических показателей производства тепловой и электрической энергии, однако не в полной мере обеспечивает уровень энергетической безопасности.
Электрическая сеть Белорусской энергосистемы включает в себя 1296 подстанций напряжением 35 - 750 кВ общей установленной мощностью 32956,6 МВА и трансформаторные подстанции напряжением 6 - 10/04 кВ общей установленной мощностью 13864 МВА, которые связаны между собой и потребителями в единую сеть линиями электропередачи напряжением 0,38 - 50 кВ общей протяженностью 238,8 тыс. км.
Подстанции и линии электропередачи напряжением 220 - 330 - 750 кВ являются системообразующими для объединенной энергетической системы Республики Беларусь, а также обеспечивают межсистемные связи для устойчивой синхронной работы с энергосистемами соседних государств - России, Украины, странами Балтии. Радиально-кольцевая структура сети 220 - 330 кВ обеспечивает надежное электроснабжение потребителей всех регионов республики, однако отдельные крупные промышленные и жилые районы, электроснабжение которых осуществляется по сети 220 кВ, нуждаются в повышении надежности в соответствии с современными требованиями. В первую очередь это относится к Брестскому и Гродненскому энергоузлам.
Учитывая, что строительство большинства подстанций и высоковольтных линий (далее - ВЛ) напряжением 35 кВ и выше осуществлялось в 60 - 80-е годы XX столетия, срок их эксплуатации достиг 25 - 40 лет и более при нормативном сроке службы основного оборудования 25 лет. Физический износ основных фондов подстанций в среднем равен 64,5 процента, в том числе по зданиям и сооружениям - 40,3, по оборудованию - 72,3 процента. За последние 10 лет в 3 раза возросло количество отключений линий 220 кВ, связанных с повреждением элементов (по отношению к общему количеству отключений). На подстанциях, построенных в 60-е годы прошлого века, практически все оборудование выработало свой остаточный ресурс, достигло предела физического износа и требует замены.
Наиболее слабым звеном в системе электроснабжения является сеть 0,4 - 10 кВ, что особенно проявляется во время стихийных явлений, когда происходит массовое повреждение этих сетей с отключением потребителей. В отношении электротехнического оборудования следует отметить, что наряду с физическим существенно сказывается моральное старение, так как оно значительно уступает современному уровню и по техническим, и по экономическим характеристикам.
Проблема обеспечения надежного и устойчивого теплоснабжения потребителей, прежде всего населения, при прохождении осенне-зимнего периода имеет ярко выраженную социальную направленность, а качество теплоснабжения во многом определяет комфортный уровень жизни населения, вопросы эффективности и надежности теплоснабжения остаются ключевыми в энергетической политике государства.
На начало 2007 года на балансе организаций ГПО "Белэнерго" находилось 5139 км тепловых сетей различных диаметров в однотрубном исчислении.
За период с 2002 по 2006 год произошло увеличение с 48,9 процента до 49,7 доли тепловых сетей, со времени строительства которых прошло 15 лет, уменьшение доли трубопроводов, эксплуатируемых более 25 лет, с 19,6 до 18,7 процента. Доля трубопроводов, эксплуатируемых 15 - 25 лет, осталась на прежнем уровне - 31,5 процента.
В 2002 - 2006 годах из всех источников финансирования на эти цели было затрачено 232,3 млн. долларов США и произведена замена 702,7 км тепловых сетей различных диаметров.
Комплексный подход к проблемам надежной и эффективной работы тепловых сетей в последнее время позволил создать, постоянно совершенствовать и распространять способ бесканальной прокладки предварительно теплогидроизолированных труб для транспорта теплоносителя.
Динамика изменения возрастного состава и данные бухгалтерского учета за 2002 - 2006 годы свидетельствуют лишь о некоторой стабилизации уровня износа тепловых сетей (снижение уровня износа с 74,8 процента до 74,5). Наибольший износ характерен для г.Минска. Это свидетельствует о недостаточном уровне ежегодной замены тепловых сетей и вложения инвестиционных средств на эти цели.
Кроме того, до 2011 года планируется поэтапная безвозмездная передача в установленном порядке из коммунальной в республиканскую собственность тепловых сетей жилищно-коммунальных организаций, по которым осуществляется транспортировка тепловой энергии от источников энергоснабжающих организаций ГПО "Белэнерго" в объеме до 1608 км в однотрубном исчислении.
Основные направления совершенствования технологий и оборудования энергосистемы
С учетом ограниченных финансовых ресурсов в Государственной программе приоритетное внимание уделяется вопросам модернизации действующего оборудования как на энергетических источниках, так и в электрических, и тепловых сетях.
Основное направление модернизации действующих генерирующих источников ориентировано на внедрение высокоэффективных парогазовых технологий на действующем паросиловом энергооборудовании Березовской ГРЭС, Гродненской ТЭЦ-2, а также строительство новых парогазовых блоков на минских ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 и ТЭЦ-5.
Совершенствование оборудования на других источниках предполагает модернизацию проточной части турбин, замену устаревших и отработавших свой срок турбоагрегатов на новые с улучшенными технико-экономическими показателями, внедрение автоматизированных систем управления энергетическими объектами, установка паровых и газовых турбин в действующих котельных и преобразование их в мини-ТЭЦ.
На вновь строящихся ТЭЦ на твердых видах топлива предусматриваются усовершенствованные технологии сжигания топлива в кипящем слое, установка высокоэффективных систем золоулавливания и подавления выбросов вредных веществ в окружающую среду.
Совершенствование технологий и оборудования в электрических сетях включает установку шунтирующих реакторов на подстанциях 330 кВ "Мирадино" и "Молодечно", замену подвесной фарфоровой изоляции на полимерную или стеклянную, вентильных разрядников на ограничители перенапряжения. Предусматривается создание автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) межгосударственных и межсистемных перетоков.
В крупных городах планируется строительство кабельных линий с полимерной изоляцией. Повсеместно предусматривается замена масляных выключателей на вакуумные, воздушных выключателей на элегазовые, установка регистраторов аварийных ситуаций на узловых и системообразующих подстанциях, дальнейшее внедрение мачтовых трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ, широкое внедрение микропроцессорных устройств для систем контроля, защиты, управления, средств связи и передачи данных, многоуровневых автоматизированных систем учета электроэнергии и др.
Новые технологии и оборудование в тепловых сетях предполагается внедрять путем применения бесканальной прокладки предварительно изолированных труб, использования сильфонных компенсаторов и шаровой запорной арматуры, современных систем контроля состояния теплопроводов, автоматизированных систем учета и регулирования, постепенного перехода к независимым схемам теплоснабжения потребителей, ликвидации центральных тепловых пунктов с переходом к индивидуальным, внедрения количественно-качественного регулирования и др.
Для обеспечения надежности электроснабжения предусматривается дальнейшее формирование сети 330 кВ с ликвидацией сетей напряжением 220 кВ, в системах теплоснабжения - строительство тепловых магистралей для передачи нагрузок от действующих котельных на ТЭЦ в городах Могилеве, Витебске и Гродно.
Развитие и модернизация энергоисточников
Планы развития и модернизации энергоисточников Белорусской энергосистемы разработаны в соответствии с ранее названными директивными документами с учетом физического и морального износа основного оборудования, величины и структуры электрических и тепловых нагрузок, оптимизации режимов загрузки и работы оборудования для обеспечения эффективных, предельно достижимых технико-экономических показателей и надежной работы электростанций и котельных.
Сроки модернизации и развития энергоисточников определены на основании фактически достигнутых сроков службы основного оборудования, технико-экономических показателей его работы.
В прогнозируемом периоде предусматривается продолжение модернизации и развития основных конденсационных электростанций - Лукомльской и Березовской ГРЭС. Модернизация, замена и развитие электрических мощностей на ТЭЦ планируются с учетом сложившихся и перспективных тепловых нагрузок ТЭЦ, которые в последнее десятилетие снизились в связи с уменьшением потребления тепла промышленными потребителями, а также уходом части потребителей от источников энергосистемы путем создания собственных генерирующих мощностей.
Необходимость первоочередной модернизации блоков на Лукомльской и Березовской ГРЭС обусловлена тем, что основное оборудование отработало от 35 до 45 лет, что значительно больше нормативного срока (27 лет), и по своим технико-экономическим показателям не соответствует современным требованиям.
После реконструкции блоков N 4 и 3 на Березовской ГРЭС предусматривается модернизация блоков N 5 и 6 путем надстройки каждого двумя газовыми турбинами по 25 - 30 МВт. Данные блоки отработали по 38 лет, имеют высокие удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии - 370 г.у.т. /кВт·ч. В результате модернизации будет достигнуто увеличение мощности каждого блока на 65 МВт и снижение удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии до 310 г.у.т. /кВт·ч.
На Лукомльской ГРЭС выполнена модернизация проточной части турбин N 1 и 3 и предусматривается аналогичная модернизация турбин N 2 и 4 первой очереди строительства с увеличением мощности на 30 МВт, что даст снижение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии на величину до 8 г.у.т. /кВт·ч.
Для обеспечения увеличения мощности в энергосистеме, повышения эффективности производства энергии, а также создания высокоманевренного источника предусматривается с учетом строительства АЭС строительство парогазового энергоблока мощностью 399 МВт на Минской ТЭЦ-5. Для выдачи мощности от станции предполагается строительство заходов на нее линии электропередачи "Игналинская АЭС - Белорусская".
Первая очередь Минской ТЭЦ-3 мощностью 100 МВт более чем за 50 лет полностью выработала свой ресурс и на ее место устанавливается парогазовый блок мощностью 230 МВт, что позволит экономить до 150 тыс.т.у.т. в год.
Предполагается осуществление коренной реконструкции Минской ТЭЦ-2, расположенной в центре тепловых и электрических нагрузок города, на которой основное оборудование отработало свыше 55 лет и подлежит демонтажу, а взамен предусматривается установление двух газовых турбин (2 х ГТ-25), двух котлов-утилизаторов и двух паровых турбин (2 х ПР-7,5) с увеличением мощности ТЭЦ до 65 МВт.
Предусматривается модернизация существующего паросилового оборудования с установкой газовых турбин на Гродненской ТЭЦ-2 мощностью 110 МВт и Лидской ТЭЦ мощностью 25 МВт. Целесообразность реализации этих проектов вызвана наличием стабильной тепловой нагрузки, что позволяет обеспечить загрузку генерирующего оборудования по теплофикационному циклу в течение всего года, а также необходимостью снижения перетоков электроэнергии в регионах.
На отдельных крупных ТЭЦ предусматривается простое замещение выбывающего оборудования либо его модернизация с частичным увеличением электрической мощности, в частности планируется модернизация на Гродненской ТЭЦ-2 в 2007 году турбины ПТ-60 (N 1), отработавшей 35 лет, с увеличением мощности на 10 МВт.
Планируется продолжение работ по установке генерирующих мощностей на существующих котельных и мини-ТЭЦ ГПО "Белэнерго" под имеющиеся тепловые нагрузки. Предусмотрена установка таких мощностей на котельной РК-3 в г.Могилеве - 3,5 МВт и на котельной в г.Жлобине - 25 МВт. Будут начаты работы по созданию мини-ТЭЦ в котельной "Неман" в г.Лиде и районной котельной в г.Борисове.
В целях повышения безопасности эксплуатации котельного оборудования предусматривается оснащение котлоагрегатов с единичной паспортной тепловой производительностью более 420 ГДж/ч (100 Гкал/ч), устройствами контроля герметичности автоматической запорной арматуры (перед каждой горелкой) и защитно-запальными устройствами каждой горелки.
Баланс генерирующих мощностей с учетом демонтажа и ввода в 2006 - 2010 годах по энергоисточникам представлен в таблице 2.
В ряде населенных пунктов предусматривается сооружение малых ТЭЦ с использованием местных видов топлива (дрова, торф), в том числе в 2007 - 2010 годах будут установлены котел паропроизводительностью 60 т/ч на Жодинской ТЭЦ, энергомодуль на МВТ в г.Пружаны.
В современных экономических условиях Беларуси использование гидроресурсов является одним из путей решения проблем уменьшения зависимости энергетики Республики Беларусь от импортных энергоресурсов и будет способствовать улучшению экологической обстановки и снижению выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду. В Государственную программу включены мероприятия по объектам гидроэнергетики - строительство Гродненской ГЭС, восстановление ранее действовавших малых ГЭС, начало строительства Полоцкой ГЭС.
Развитие генерирующих источников на базе использования местных, возобновляемых, нетрадиционных и вторичных энергоносителей представлено в таблице 3.
Таблица 2
РАЗВИТИЕ ЭНЕРГОИСТОЧНИКОВ БЕЛОРУССКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И БЛОК-СТАНЦИЙ В 2006 - 2010 ГОДАХ <*>
(МВт)
----------------+--------+-----------------+--------+------------------+-----------------+------------------+-------------------+--------+-------------------
¦Мощность¦ 2006 год <**> ¦Мощность¦ 2007 год <**> ¦ 2008 год <**> ¦ 2009 год ¦ 2010 год ¦Мощность¦ 2006 - 2010 годы
Наименование ¦ на +------------+----+на конец+------------+-----+------------+----+------------+-----+------------+------+на конец+------------+------
энергоисточников¦1 января¦ вывод из ¦ввод¦ 2006 ¦ вывод из ¦ввод ¦ вывод из ¦ввод¦ вывод из ¦ввод ¦ вывод из ¦ ввод ¦ 2010 ¦ вывод из ¦ ввод
¦2006 г. ¦эксплуатации¦ ¦ года ¦эксплуатации¦ ¦эксплуатации¦ ¦эксплуатации¦ ¦эксплуатации¦ ¦ года ¦эксплуатации¦
----------------+--------+------------+----+--------+------------+-----+------------+----+------------+-----+------------+------+--------+------------+------
Установленная
мощность на
конец года -
всего 7915,43 49,5 83,7 7949,6 114,4 121,1 - 142 35 379,8 35 267 8675,1 233,9 993,58
в том числе:
ТЭС ГПО
"Белэнерго" 7718,5 49,5 44,2 7713,3 114,4 75,1 - 44 35 284,7 35 171,5 8104,1 233,9 619,5
из них:
ГРЭС 3792 - 17,5 3809,5 - - - 15 - 15 - 65 3904,5 - 112,5
ТЭЦ 3926,5 49,5 26,7 3903,7 114,4 75,1 - 29 35 269,7 35 106,5 4199,6 233,9 507
Крупные ТЭС 7549,7 31 17,5 7536,3 110 70 - 19 - 245 35 105 7830,2 176 456,5
в том числе:
Лукомльская
ГРЭС 2412 - 17,5 2429,5 - - - 15 - 15 - - 2459,5 - 47,5
Березовская
ГРЭС 1060 - - 1060 - - - - - - - 65 1125 - 65
Минская ТЭЦ-5 320 - - 320 - - - - - - - - 320 - -
Минская ТЭЦ-4 1035 - - 1035 - - - - - - - - 1035 - -
Минская ТЭЦ-3 370 - - 370 50 - - - - 230 - - 550 50 230
Новополоцкая
ТЭЦ 505 - - 505 - - - - - - - - 505 - -
Могилевская
ТЭЦ-2 345 - - 345 - - - - - - - - 345 - -
Гродненская
ТЭЦ-2 170,8 - - 170,8 60 70 - - - - - - 180,8 60 70
Бобруйская
ТЭЦ-2 180 - - 180 - - - - - - - - 180 - -
Мозырская ТЭЦ 195 - - 195 - - - - - - - - 195 - -
Гомельская
ТЭЦ-2 540 - - 540 - - - 4 - - - - 544 - 4
Светлогорская
ТЭЦ 215 31 - 184 - - - - - - - - 184 31 -
Витебская ТЭЦ 75 - - 75 - - - - - - 35 40 80 35 40
Жодинская ТЭЦ 54 - - 54 - - - - - - - - 54 - -
Оршанская ТЭЦ 73 - - 73 - - - - - - - - 73 - -
ТЭЦ менее 50 МВт 146,8 18,5 18 146,30 4,4 - - 25 35 12 - 65 208,9 57,9 120
в том числе:
Белорусская
ГРЭС 16,9 12,5 6 10,4 4,4 - - - - - - - 6 16,9 6
Полоцкая ТЭЦ 7,7 - - 7,7 - - - - - - - - 7,7 - -
Лидская ТЭЦ 18 - - 18 - - - 25 - - - - 43 - 25
Брестская ТЭЦ 12 - - 12 - - - - 6 12 - - 18 6 12
Барановичская
ТЭЦ 12 6 12 18 - - - - - - - - 18 6 12
Пинская ТЭЦ 18 - - 18 - - - - - - - - 18 - -
Минская ТЭЦ-2 29 - - 29 - - - - 29 - - 32,5х2 65 29 65
Могилевская
ТЭЦ-1 21,2 - - 21,2 - - - - - - - - 21,2 - -
Бобруйская
ТЭЦ-1 12 - - 12 - - - - - - - - 12 - -
Мини-ТЭЦ
(котельные ГПО
"Белэнерго") 22 - 6,0 28 - - - - - 25 - - 53 - 31
в том числе:
мини-ТЭЦ
"Восточная",
г. Витебск 3,5 - - 3,5 - - - - - - - - 3,5 - -
мини-ТЭЦ
"Северная",
г. Гродно 3,5 - 6 9,5 - - - - - - - - 9,5 - 6
мини-ТЭЦ
"Западная",
г. Пинск 3 - - 3 - - - - - - - - 3 - -
Молодечненская
ТЭЦ 3,5 - - 3,5 - - - - - - - - 3,5 - -
Солигорская
ТЭЦ 2,5 - - 2,5 - - - - - - - - 2,5 - -
Гомельская
ТЭЦ-1 6 - - 6 - - - - - - - - 6 - -
котельная
"Жлобин" - - - - - - - - - 25 - - 25 - 25
ТЭЦ на местных
видах топлива - - 2,7 2,7 - 5,1 - - - 2,7 - 1,5 12 - 12
в том числе:
котельная
"Осиповичи" - - 1,2 1,2 - - - - - - - - 1,2 - 1,2
Белорусская
ГРЭС - - 1,5 1,5 - - - - - - - - 1,5 - 1,5
мини-ТЭЦ
"Вилейка" - - - - - 2,4 - - - - - - 2,4 - 2,4
мини-ТЭЦ,
г. Речица - - - - - - - - - - - 1,5 1,5 - 1,5
мини-ТЭЦ,
г. Пружаны - - - - - - - - - 2,7 - - 2,7 - 2,7
Пинская ТЭЦ - - - - - 2,7 - - - - - - 2,7 - 2,7
ГЭС 12,2 - 0,15 12,35 - 0,11 - - - - - - 12,46 - 0,26
в том числе:
Зельвенская
ГЭС - - 0,15 0,15 - - - - - - - - 0,15 - 0,15
Миничская ГЭС - - - - - 0,11 - - - - - - 0,11 - 0,11
Гродненская
ГЭС <***> - - - - - - - - - - - - - - -
Блок-станции
<****> 184,72 - 39,3 224,04 - 45,89 - 98 - 95,11 - 95,5 558,52 - 373,8
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
--------------------------------
<*> Срок ввода в эксплуатацию определяется по результатам тендерных торгов.
<**> Фактический вывод и ввод в эксплуатацию электрических мощностей.
<***> Объект реализуется после 2010 года по результатам тендерных торгов.
<****> Указывается минимальный объем вводимых мощностей, детально рассматриваемый в главе 4.
Таблица 3
Использование местных, возобновляемых, нетрадиционных и вторичных энергоресурсов ГПО "Белэнерго"
(тыс.т.у.т.)
--------------------------------+-----------------------------+------------
¦ Прирост объема замещения ¦
Наименование энергоисточника <*>¦ топлива по годам ¦2006 - 2010
+-----+-----T-----+-----T-----+ годы
¦2006 ¦2007 ¦2008 ¦2009 ¦2010 ¦
--------------------------------+-----+-----+-----+-----+-----+------------
Суммарный прирост объема
замещения топлива 25,5 37,2 46,9 60,6 126,6 296,8
в том числе:
гидроэлектростанции: 0,4 - 0,1 - - 0,5
Зельвенская ГЭС, 0,15 МВт 0,4 - - - - -
Миничская ГЭС, 0,11 МВт - - 0,1 - - -
Гродненская ГЭС, 17 МВт - - - - - -
турбодетандерные установки: 1,9 2,4 - 6 - 10,3
Лукомльская ГРЭС, 2,5 МВт - 2,4 - - - -
Гомельская ТЭЦ-2, 4 МВт - - - 6 - -
теплоутилизационные 11,2
установки: - 1,2 <**> 0,6 0,6 13,6
Могилевэнерго - 0,6 - - - -
Гомельэнерго - 0,6 - - - -
Брестэнерго - - 0,6 - - -
Минскэнерго - - 0,6 0,6 0,6 -
котельные и мини-ТЭЦ на МВТ:
23,2 33,6 35,6 54 36 182,4
котельная "Осиповичи",
1,2 МВт 8,5 2 1,9 - - -
Белорусская ГРЭС, 1,5 МВт - 6 6,7 - - -
котельная "Вилейка",
2,4 МВт - 5,4 12,6 - - -
Пинская ТЭЦ, 2,7 МВт - 9,2 12,8 - - -
котельная "Речица",
1,5 МВт - - - - 14 -
Бобруйская ТЭЦ-1, 30 т/ч 14,7 11 1,6 - - -
Жодинская ТЭЦ, 60 т/ч - - - 54 - -
мини-ТЭЦ, г. Пружаны,
2,7 МВт - - - - 22 -
прочие - - - - 90 90
---------------------------------------------------------------------------
--------------------------------
<*> Объемы устанавливаемой мощности и объемы замещения топлива уточняются по результатам разработки проектно-сметной документации.
<**> Тепловые ВЭР с учетом их инвентаризации в 2008 - 2009 годах.
Общий прирост объема замещения импортного топлива за счет местных, нетрадиционных и возобновляемых источников составит 296,8 тыс.т.у.т.
Для реализации данного прогноза в целом по ГПО "Белэнерго" необходимо вложение инвестиций в объеме 3,1 млрд. долларов США. Данный объем финансирования не включает расходы, связанные с проведением подготовительных работ по строительству атомной электростанции в рассматриваемый период, выполнение которых осуществляется за счет отдельного бюджетного финансирования.
Распределение финансирования по годам и источникам приведено в таблице 4.
Таблица 4
Объемы и источники финансирования модернизации основных фондов ГПО "Белэнерго" на 2006 - 2010 годы
----------------------+---------------------------------------------
¦ ¦ Капитальные вложения <*>, ¦
¦ ¦ млн. долларов США ¦
¦ +--------+-----------------------------------+
¦ ¦ всего ¦ в том числе по годам ¦
¦ ¦ +------+------+-------+------+------+
¦ ¦ ¦ 2006 ¦ 2007 ¦ 2008 ¦ 2009 ¦ 2010 ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦Всего по ГПО ¦3102,0 ¦382,98¦489,43¦ 601,01¦764,04¦864,54¦
¦"Белэнерго" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ генерация ¦1538,59 ¦ 75,62¦210,30¦260,87 ¦464,42¦527,38¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ электрические сети ¦ 780,92 ¦ 64,14¦142,42¦183,01 ¦174,53¦216,82¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ тепловые сети ¦ 414,94 ¦ 55,35¦ 84,14¦ 99,52 ¦ 91,59¦ 84,34¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ прочие ¦ 367,55 ¦187,87¦ 52,57¦ 57,61 ¦ 33,50¦ 36,00¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦В том числе по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦источникам: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦инновационный фонд ¦ 356,14 ¦104,95¦112,78¦ 83,32 ¦ 56,09¦ - ¦
¦Минэнерго: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ генерация ¦ 259,03 ¦ 58,27¦ 69,92¦ 74,75 ¦ 56,09¦ - ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ электрические сети ¦ 40,32 ¦ 21,30¦ 11,45¦ 7,57 ¦ - ¦ - ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ тепловые сети ¦ 55,73 ¦ 24,62¦ 31,11¦ - ¦ - ¦ - ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ АСКУЭ верхнего ¦ 1,06 ¦ 0,76¦ 0,3 ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ уровня ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦бюджетные ¦ 923,13 ¦ - ¦ 47,00¦158,16 ¦298,68¦419,29¦
¦ассигнования <**>: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ генерация ¦ 321,4 ¦ - ¦ - ¦ 3 ¦107,16¦211,24¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ электрические сети ¦ 377,78 ¦ - ¦ 47¦ 97,24 ¦100,83¦132,71¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ тепловые сети ¦ 202,8 ¦ - ¦ - ¦ 37,77 ¦ 89,69¦ 75,34¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ АСКУЭ верхнего ¦ 21,15 ¦ - ¦ - ¦ 20,15 ¦ 1,00¦ - ¦
¦ уровня ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦амортизация: ¦1122,57 ¦160,72¦196,94¦234,48 ¦254,83¦275,6 ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ генерация ¦ 466,693¦ 12,2 ¦ 48,26¦ 85,013¦162,73¦158,49¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ электрические сети ¦ 326,367¦ 38,21¦ 73,65¦ 61,697¦ 68,7 ¦ 84,11¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ тепловые сети ¦ 156,41 ¦ 30,73¦ 53,03¦ 61,75 ¦ 1,9 ¦ 9,00¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ прочие ¦ 173,1 ¦ 79,58¦ 22,00¦ 26,02 ¦ 21,5 ¦ 24 ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦прибыль: ¦ 247,96 ¦ 93,88¦ 41,34¦ 35,94 ¦ 35,88¦ 40,92¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ генерация ¦ 57,55 ¦ - ¦ 0,75¦ 8,00 ¦ 19,88¦ 28,92¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ электрические сети ¦ 31,82 ¦ - ¦ 10,32¦ 16,5 ¦ 5,00¦ - ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ прочие ¦ 158,59 ¦ 93,88¦ 30,27¦ 11,44 ¦ 11,00¦ 12,00¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦привлеченные ¦ 452,2 ¦ 23,43¦ 91,37¦ 90,11 ¦118,56¦128,73¦
¦средства: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ генерация ¦ 433,92 ¦ 5,15¦ 91,37¦ 90,11 ¦118,56¦128,73¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ электрические сети ¦ 4,63 ¦ 4,63¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦ прочие ¦ 13,65 ¦ 13,65¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦кроме того, затраты, ¦ 287,1 ¦ - ¦ 12,5 ¦ 30,16 ¦ 97,12¦147,32¦
¦необходимые для ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦погашения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦инвестиционных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦кредитов до 2010 года¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------+--------+------+------+-------+------+------+
¦затраты, необходимые ¦ 660,06 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦для погашения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦инвестиционных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦кредитов с 2010 по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦2017 год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
----------------------+--------+------+------+-------+------+-------
--------------------------------
<*> Капитальные вложения подлежат уточнению при разработке архитектурных проектов для объектов, а объемы финансирования по источникам - при ежегодном утверждении тарифов на тепловую и электрическую энергию.
<**> При недостаточности средств инновационного фонда Минэнерго, других собственных и заемных средств.
Развитие и модернизация электрических сетей
Прогноз технического переоснащения и развития электрических сетей Белорусской энергосистемы выполнен в соответствии с ранее разработанными планами перспективного развития и технического переоснащения объединенной энергетической системы Республики Беларусь, включая источники генерации, а также на основании схем перспективного развития областных энергосистем и повышения надежности электроснабжения потребителей крупных городов и промышленных центров.
Сети 220 - 330 - 750 кВ. Основными направлениями технического переоснащения и развития системообразующей сети 220 - 330 - 750 кВ на предстоящий период должны стать:
развитие сети 330 кВ в западной части республики;
строительство новых высоковольтных линий и подстанций напряжением 330 кВ для выдачи мощности модернизированных станций с учетом сроков их модернизации и обеспечения надежности электроснабжения городов областного значения;
поэтапный вывод из эксплуатации высоковольтных линий (ВЛ) и подстанций (ПС) напряжением 220 кВ, отработавших свой эксплуатационный ресурс, с замещением их нагрузки на расширяемых и реконструируемых ПС 110 и 330 кВ.
В этих целях предусматривается:
строительство ПС 330 кВ "Брест-1", открытое распределительное устройство (ОРУ) 330 кВ Березовской ГРЭС, ВЛ 330 кВ "Березовская ГРЭС - Брест-1" и "Березовская ГРЭС - Барановичи", что позволит приступить к переводу системообразующей сети Брестской энергосистемы с напряжения 220 кВ на более эффективный класс напряжения 330 кВ и существенно повысить надежность электроснабжения Брестского энергоузла, при этом будет обеспечена выдача мощности от энергоблоков N 5 и 6 Березовской ГРЭС после их реконструкции;
проведение реконструкции ПС "Россь-330" и "Барановичи-330" с переводом на них нагрузок ПС "Россь-220" и ПС "Барановичи-220", что позволит Гродненской энергосистеме создать сеть 330 кВ взамен неэффективной и изношенной сети 220 кВ, обеспечить более надежное энергоснабжение крупных промышленных узлов Барановичи и Гродно;
реконструкция ПС 330 кВ "Северная" в г.Могилеве с ликвидацией воздушного хозяйства, реконструкция ПС 330 кВ "Кричев" с расширением и заменой наиболее изношенного оборудования для обеспечения надежного энергоснабжения Могилевского энергоузла;
реконструкция ПС 330 кВ "Витебская", "Полоцкая", ОРУ 330 кВ Лукомльской ГРЭС с заменой наиболее изношенного оборудования в целях обеспечения надежного энергоснабжения Витебского и Полоцкого энергоузлов;
реконструкция ПС 330 кВ "Мирадино" (год ввода 1959) с заменой изношенного оборудования, установкой шунтирующего реактора и переводом нагрузки на существующую сеть 110 и 330 кВ, что существенно повысит надежность и эффективность энергоснабжения Бобруйского энергоузла, а установка шунтирующего реактора 180 МВАр/330 кВ, кроме того, обеспечит поддержание допустимых уровней напряжения в сети 330 и 110 кВ со снижением потерь энергии на перетоки реактивной мощности;
строительство и реконструкция ПС и ВЛ напряжением 330 кВ для выдачи мощности ПГУ-450 Минской ТЭЦ-5;
реконструкция ПС 330 кВ "Северная" в г.Минске, построенной в 60-х годах прошлого столетия и практически полностью выработавшей свой ресурс;
установка шунтирующего реактора на ПС 330 кВ "Молодечно", позволяющая нормализовать уровни напряжения в сетях 110 и 330 кВ и снижать потери электроэнергии на перетоки реактивной мощности от Минской ТЭЦ-4 в Минском энергоузле.
Сети 110 кВ. Развитие сетей 110 кВ предполагается осуществлять по следующим направлениям:
строительство, реконструкция, расширение и модернизация ПС 110 кВ, в том числе для ввода нового жилья и объектов социальной инфраструктуры;
поэтапный вывод из эксплуатации ПС и линий электропередачи напряжением 35 кВ с переводом сети 35 кВ на напряжение 110 кВ;
модернизация и техническое переоснащение парка оборудования сети 110 кВ с заменой оборудования, отслужившего свой нормативный срок.
В сетях 110 кВ необходимо:
построить 22 подстанции напряжением 110 кВ в г.Минске и других областных центрах для обеспечения надежного энергоснабжения крупных районов жилой застройки;
продолжить работы по реконструкции ПС 110 кВ, которые были построены в 60 - 70-х годах прошлого века и нуждаются в замене изношенного оборудования, а также изменении схем внешнего энергоснабжения в соответствии с требованиями по резервированию основного электропитания ответственных ПС;
продолжить замену выработавшей свой ресурс подвесной фарфоровой изоляции на стеклянную или полимерную, в том числе и на натяжных гирляндах;
обеспечить компенсацию емкостных токов замыкания на землю в сети 6 - 35 кВ в соответствии с Правилами технической эксплуатации, регулируемыми дугогасящими реакторами с автоматической настройкой, либо перевод сети на резистивное заземление нейтрали;
осуществлять постепенную замену вентильных разрядников на ограничители перенапряжения;
продолжить работу по модернизации ВЛ с заменой опор, отслуживших свой нормативный срок.
Сети 0,4 - 10 кВ. В распределительных электрических сетях напряжением 0,4 - 10 кВ необходимо продолжить:
повсеместное восстановление и реконструкцию распределительных сетей, отслуживших нормативный срок службы;
разукрупнение схемы сети, для чего оснастить магистральные линии 10 кВ и ответвления большой протяженности автоматическими выключателями нагрузки, управляемыми с диспетчерского пункта;
внедрение ВЛ с изолированными проводами, мачтовых ТП 10 / 0,4 кВ и быстромонтируемых закрытых ТП;
максимальное приближение сети 10 кВ к потребителям и уменьшение длины линий 0,4 кВ.
Подстанции 35 - 750 кВ. В целом на трансформаторных подстанциях напряжением 35 - 750 кВ в целях снижения уровня износа оборудования с 72,3 до 69,1 процента требуется продолжить:
модернизацию и замену наиболее морально и физически изношенного оборудования ПС 35 - 750 кВ, которые к 2011 году выработают свой нормативный срок эксплуатации;
замену физически изношенных и морально устаревших трансформаторов 110 кВ;
внедрение современных выключателей 110 кВ и выше с двумя катушками отключения взамен изношенных масляных и воздушных;
перевод оперативного тока на постоянный для ПС 110 кВ с использованием аккумуляторных батарей современной конструкции;
замену масляных выключателей 10 - 35 кВ на вакуумные;
модернизацию ячеек КРУ и КРУН 6 - 10 кВ с заменой масляных выключателей на вакуумные и замену защит, выполненных на электромеханической базе, на цифровые;
замену отработавших 25 лет и более измерительных трансформаторов тока;
установку выключателей вместо отделителей и короткозамыкателей в цепи трансформаторов с полной реконструкцией ПС в первую очередь транзитных и питающих ответственных потребителей;
установку регистраторов аварийных ситуаций на узловых и системообразующих подстанциях;
замену воздушных и баковых масляных выключателей на элегазовые и вывод из работы компрессорных на ПС с воздушными выключателями;
замену большинства разъединителей производства 60 - 70-х годов прошлого века.
Системы контроля защиты и управления. Для системы контроля защиты и управления средств связи и передачи данных предусматривается широкое использование микропроцессорных устройств.
В целом в энергосистеме ежегодно будет производиться замена, реконструкция и строительство электрических сетей в объеме 2100 - 2200 км.
На строительство, реконструкцию и модернизацию электрических сетей Белорусской энергосистемы в целом в 2006 - 2010 годах планируется затратить 806,27 млн. долларов США.
Реализация плана строительства, реконструкции и модернизации электрических сетей 0,4 - 750 кВ позволит повысить надежность электроснабжения потребителей за счет:
строительства дополнительных источников питания;
применения при строительстве и реконструкции сетей 0,4 - 10 кВ изолированных проводов (ВЛИ, ВЛП);
замены деревянных опор более прочными - железобетонными;
применения нового высокотехнологичного оборудования и автоматизации;
реконструкции изношенных ВЛ 0,4 - 10 кВ, обеспечивающих электроснабжение потребителей г.Минска, областных центров и городов.
Использование геополитического положения Республики Беларусь для транзита и экспорта электроэнергии возможно за счет привлеченных средств (кредитов) в перспективе. В разработанной Государственной программе предусматривается реконструкция электрических сетей только для внутренних потребностей республики.
Развитие и модернизация тепловых сетей
В целях повышения надежности и эффективности функционирования тепловых сетей, приемки дополнительных тепловых нагрузок, подключения новых потребителей, сокращения тепловых потерь, затрат на ремонт и обслуживание предусматривается применение предизолированных труб для бесканальной прокладки и систем оперативной диагностики влажности теплоизоляции, современных типов компенсаторов и запорной арматуры. Среди крупных проектов планируются строительство протяженных магистралей в г.Бресте для обеспечения передачи нагрузок от планируемой ТЭЦ, переходы через реки в городах Могилеве, Витебске и Гродно с передачей тепловых нагрузок крупных жилых районов от существующих котельных на ТЭЦ и ввод ряда магистралей в г.Минске для обеспечения тепловой энергией новых микрорайонов.
Предусматривается модернизация и развитие тепловых сетей с ежегодным снижением износа на 1 - 1,5 процента и ежегодной заменой 140 - 160 км трубопроводов тепловых сетей. Требуемый объем инвестиций за этот период оценивается в 410,89 млн. долларов США с учетом объема передачи в установленном порядке до 2010 года из коммунальной в республиканскую собственность тепловых сетей жилищно-коммунальных организаций.
Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4
Право России 2007 карта новых документов |
