Огни Липецка. 2019 г. Спецвыпуск "Липецкой газеты"

14 12 ноября 2019 г. «Липецкая газета» № 218 (26096) (Продолжение. Начало на 1—13-й стр.) (Продолжение на 15-й стр.) Таблица 2.6.4 Количество МКД, расчитывающихся по ОДПУ и по нормативу. Показатель Ед. изм. 2016 г. 2017 г. 2018 г. МКД шт. 2802 2832 2895 МКД расчёт по ОДПУ шт. 2521 1984 1886 МКД расчёт по нормативу шт. 110 848 1009 На рисунке 2.6.7. показана динамика доли МКД, рассчитывающихся по нормативу за период с 2016 года по 2018 год. В 2018 году доля МКД, рассчитывающихся по нормативу, выросла до 34,85%. В 2016 году доля таких МКД составляла 3,93%. Динамика может быть объяснена тем, что потребление электрической энергии на общедомовые нужды по нормативу ниже, чем по приборам учёта. Ответственность за оплату потребления электроэнергии на общедомовые нужды на законодательном уров- не была перенесена на управляющие компании, у которых отсутствует интерес оплачивать сверхнормативное потребление электро- энергии. 2.6.5. Зоны действия источников электроснабжения Гарантирующие поставщики г. Липецк На территории Липецка действуют два гарантирующих поставщика, зоны деятельности которых представлены в таблице 2.6.5. Таблица 2.6.5 Границы зон деятельности гарантирующий поставщиков. Название Границы зон деятельности гарантирующего поставщика АО «Липецкая энергосбытовая компания» вся территория Липецкой области, за исключением части территории г. Липецка и Липецкого района, находящейся в зоне деятельности гарантирующего поставщика ООО «Городская энергосбытовая компания». ООО «Городская энергосбытовая компания» часть территории г. Липецка и Липецкого района, на которой потребители непосредственно или опосредованно (через электрические сети других организаций, за исключением электрических сетей филиала ПАО «МРСК Центра» — «Липецкэнер- го») присоединены к электрическим сетям АО «Липецкая городская энергетическая компания», а также на которой АО «Липецкая городская энергетическая компания» выступает в качестве потребителя электрической энергии. На рисунке 2.6.8. приведена Зона деятельности ООО «ГЭСК» на территории города Липецка. Рис. 2.6.8. Зона деятельности ООО «ГЭСК» на территории города Липецка. Цифрами обозначены микрорайоны, в зоне дея- тельности ОАО «ЛЭСК»: 1 — мкр. Университетский; 2 — мкр. Елецкий; 3 — 32-33 микрорайоны; 4 — промзона Новолипецкий метал- лургический комбинат, ОАО «Липецкий тракторный завод» и ЦЖБИ; 5 — промзона ОАО «Липецкий металлургический завод «Сво- бодный с окол». В зону обслуживания ОАО «ЛЭСК» входят новые микрорайоны Университетский и Елецкий, 32-33 микрорайоны, промышлен- ные зоны: Новолипецкого металлургического комбината, ОАО «Липецкого тракторного завода», ЦЖБИ и ОАО «Липецкого металлур- гического завода «Свободный сокол». Кроме этого, в зону обслуживания ОАО «ЛЭСК» входят многоквартирные жилые дома, распо- ложенные по адресам: — ул. Липецк-2, д. 186; — ул. Тельмана, д. 88, 92; — ул. МПС, д. 4а, 9а; — ул. Станционная, д. 8а, 9а, 10а; — ул. Опытная, д. 17б (район Опытной станции); — ул. С. Казьмина, д. 3, 4, 5, 6, 7 (район Опытной станции); — Боевой пр., д. 41, 41а, 43, 45, 47, 49 (район Опытной станции); — ул. 50 лет НЛМК, д. 2в, 2г, 2д (район Манежа); — ул. Асфальтная, д. 113 (п. Казинка); — ул. Фабричная, д. 6 (п. Казинка); — ул. Юношеская, д. 10а, 75а (п. Сырский); — ул. Российская, д. 1, 2, 3, 5. 6, 7, 8. 9, 10, 19, 20 (п. Матырский); — ул. Сельскохозяйственная, д. 2, 3, 5, 7, 9, 10, 11, 13, 16, 17, 18, 19, 19а, 20, 21, 22, 23, 25, 26, 28, 30, 32 (п. Матырский). 2.6.6. Резервы и дефициты по зонам действия источников электроснабжения Загрузка подстанций 6-10 кВ. В основе устойчивого обеспечения доступности электроснабжения лежит поддержание сетевого комплекса в технически ис- правном состоянии и последовательное его развитие с учетом потребности потребителей города. Доступность электроснабжения определяется наличием резерва мощности на подстанциях для возможности осуществления техприсоединения новых потребителей. На рисунке 2.6.9. представлены показатели средней загрузки по контрольным замерам ТП 6-10 кВ, находящихся в собствен- ности и управлении. В среднем следует отметить наличие значительного резерва для технического присоединения новых потребителей для соб- ственных ТП — более 21% (при пересчете на 2-х трансформаторные подстанции). Рис. 2.6.9. Средняя нагрузка ТП 6-10 кВ АО «ЛГЭК». С другой стороны значительная часть подстанций (см. рисунке 2.6.10) работают с незначительным резерва или без него. Такие показатели связаны с тем, что основные резервы находятся на относительно новых подстанциях, для которых единичная установленная мощность заметно превышает установленную мощность на «старых» подстанциях. В таблице 2.6.6. приведены трансформаторы подстанции 6-10/0,4 кВ АО «ЛГЭК», работающие с нагрузкой равной или превы- шающей номинальную по данным контрольных замеров. При этом перегрузка трансформатора снижает его ресурс и может быть причиной преждевременного выхода из строя. Специалистам компании АО «ЛГЭК» в ходе выполнения контрольных замеров нагрузки трансформаторных подстанций необхо- димо обращать внимание на корректности самой процедуры поведения замеров, при этом в объем проводимых данных работ долж- ны входить подстанции указанные в таблице 2.6.6. Таблица 2.6.6 Трансформаторы подстанции 6-10/0,4 кВ АО «ЛГЭК», работающие с нагрузкой равной или превышающей номинальную по данным контрольных замеров. № п/п Наименование ТП Трансформатор номер нагрузка Ввода в экспл. 1 ТП-2 1 100% 1971 2 ТП-39 1 100% 1957 3 ТП-99 1 115% 1964 4 ТП-113 1 116% 1966 5 ТП-141 1 100% 2000 6 ТП-146 1 100% 1968 7 ТП-164 2 105% 1974 8 ТП-223 1 102% 1966 9 ТП-237 1 108% 1968 10 ТП-245 1 110% 1972 11 ТП-254 1 109% 1970 12 КТП-315 1 110% 1985 13 ТП-330 1 100% 1989 14 ТП-367 2 108% 1994 15 КТП-374 1 112% 1994 16 КТПН-399 1 116% 17 ТП-420 1 116% 1971 18 КТП-457 1 110% 1990 19 КТП-464 1 115% 1993 20 КТП-546 1 115% 1970 21 КТП-569 1 108% 1956 22 КТП-592 1 104% 1958 23 КТПН-645 1 101% 2002 24 КТП-651 1 114% 1997 25 КТП-841 1 116% 2004 26 МТП-957 1 114% 2015 Анализ авариных режимов работы подстанций 6-10 кВ АО «ЛГЭК» (см. таблицу 2.6.7.) показал, что ряд ТП 6-10 кВ могут иметь ограничения по времени работы (см. ГОСТ 14209-85). Что также следует учитывать при рассмотрении вопросов о тех присоедине- нии новых потребителей к электросетевым объектам АО «ЛГЭК». Таблица 2.6.7 Перегрузка трансформаторов АО «ЛГЭК» на трансформаторных подстанциях 6-10/0,4 кВ в аварийном режиме близком или более чем на 40%. ТП ВН, кВ тр-р №1 тр-р №2 тип Sуст., кВА аварийный режим тип Sуст., кВА аварийный режим ТП-28 6 ТМ 630 141,9% ТМ 630 141,9% ТП-35 6 ТМ 400 137,7% ТМГ 400 137,7% ТП-36 6 ТМ 1000 102,2% ТМ 630 162,3% ТП-78 6 ТМ 400 135,1% ТМ 400 135,1% ТП-79 6 TSE 400 155,0% TSE 400 155,0% ТП-83 6 ТМГ 400 101,8% ТМ 250 162,8% ТП-87 6 ТМ 630 148,5% ТМ 630 148,5% ТП-141 6 ТМ 250 149,6% ТМ 630 59,4% ТП-164 6 ТМГ 400 89,2% ТМГ 250 142,7% ТП-166 6 ТМ 630 87,4% ТМ 400 137,7% ТП-173 6 ТМ 630 82,5% ТМ 400 129,9% ТП-179 6 ТМ 250 158,0% ТМ 250 158,0% ТП-182 6 ТМ 400 163,7% ТМ 400 163,7% ТП-187 6 ТМГ 400 145,5% ТМГ 400 145,5% ТП-188 6 ТМ 630 140,2% ТМ 630 140,2% ТП-197 6 ТМ 250 145,5% ТМ 630 57,7% ТП-202 6 ТМ 320 110,4% TTU-Al 200 176,7% ТП-208 6 ТМ 400 124,7% ТМ 315 158,3% ТП-210 6 ТМ 400 168,9% ТСМ 400 168,9% ТП-213 6 ТМГ 400 148,1% ТМ 400 148,1% ТП-215 6 ТМ 630 137,2% ТМ 630 137,2% ТП-222 6 ТМ 400 145,5% ТМ 400 145,5% ТП-223 6 ТМ 400 156,6% ТМ 400 156,6% ТП-224 6 ТМ 400 163,6% ТМ 400 163,6% ТП-231 6 ТМГ 400 148,5% ТСМА 320 185,6% ТП-233 6 ТМГ 630 123,7% ТМ 400 194,9% ТП-236 6 ТМ 400 150,7% TTU-Al 400 150,7% ТП-237 6 ТМ 400 178,6% ТМ 400 178,6% ТП-238 6 ТМ 400 148,1% ТМ 400 148,1% ТП-240 6 ТСМА 630 100,6% ТМ 400 158,5% ТП-242 6 ТСМА 400 174,1% ТМ 630 110,5% ТП-244 6 TTU-Al 315 141,8% ТМ 400 111,7% ТП-245 6 ТМ 400 174,4% TTU-Al 315 221,5% ТП-246 6 ТМ 630 140,2% ТМ 630 140,2% ТП-250 6 ТМ 400 148,4% ТМ 400 148,4% ТП-254 6 ТМ 250 146,7% ТМ 250 146,7% ТП-270 10 ТМ 630 94,7% ТМ 400 149,2% ТП-297 10 ТМ 630 148,5% ТМ 630 148,5% ТП-328 10 ТМ 400 147,2% ТМ 400 147,2% ТП-329 6 ТМ 400 165,0% ТМ 400 165,0% ТП-353 6 ТМ 630 115,0% ТМ 400 181,1% ТП-367 6 ТМ 400 177,7% ТМ 400 177,7% ТП-378 6 ТМГ 400 129,9% ТМ 400 129,9% ТП-391 10 ТМГ 400 138,6% ТМГ 400 138,6% ТП-393 10 ТМГ 400 138,6% ТМ 400 138,6% ТП-421 6 ТМ 400 83,1% ТМ 250 133,0% ТП-450 6 ТМ 250 133,0% ТМ 250 133,0% ТП-524 10 ТМ 250 138,6% ТСМА 320 108,3% ТП-532 10 ТМ 250 152,4% ТМ 250 152,4% ТП-727 6 ТМ 400 153,2% ТМ 400 153,2 % ТП-732 6 ТМ 400 142,7% ТМ 400 142,7% ТП-818 10 ТМВГ 250 180,2% ТМ 630 71,5% 2.6.7. Надежность работы систем электроснабжения В таблице 2.6.8. представлены значения показателя средней продолжительности прекращений передачи электрической энер- гии (Пп). Таблица 2.6.8 Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (Пп) согласно СиПР Липецкой области 2019-2023, час Название Фактическое значение показателя за 2017 год Плановые значения показателя на долгосрочный период регулирования 2018 2019 2020 2021 2022 2023 АО «ЛГЭК» 0,1435 0,1413 0,1392 0,1371 0,1351 0,1331 0,1331 Филиал ПАО «МРСК-Центра»- »Липецкэнерго» 0,0753 0,0742 0,0576 0,0568 0,0559 0,055 0,055 Согласно СиПР Липецкой области 2019-2023 предполагается снижение данного параметра с 2017 года по 2023 год для АО «ЛГЭК» с 0,1435 до 0,1331 и для ПАО «МРСК» — «Липецкэнерго» с 0,0742 до 0,055. В таблице 2.6.9. приведены фактические значения показателя удельной длительности перерыва электроснабжения за период с 2013 года по 2018 год по компании АО «ЛГЭК». Таблица 2.6.9 Удельная длительность перерыва электроснабжения. Удельная длительность перерыва электроснабжения час/чел. АО «ЛГЭК» 2013 2014 2015 2016 2017 2018 за 9 месяцев 1,612 1,827 1,851 3,455 1,796 1,294 В таблице 2.6.10. приведены фактические значения показателя количества внеплановых отключений за период с 2013 года по 2018 год по компании АО «ЛГЭК». Таблица 2.6.10 Количество внеплановых отключений. Количество внеплановых отключений на 100 км. АО «ЛГЭК» 2013 2014 2015 2016 2017 2018 за 9 месяцев 15,393 15,28 15,34 15,88 14,36 11,32 2.6.8. Качество поставляемой электроэнергии Качество электрической энергии определяется межгосударственным стандартом ГОСТ 32144-2013. Липецкая энергосистема является частью синхронной зоны ЕЭС России. Ответственность за поддержание частоты и напряже- ния в энергосистеме лежит на системном операторе ЕЭС России. 2.6.9. Воздействие на окружающую среду Источниками образования отходов, выбросов вредных веществ в системе электроснабжения потребителей на территории го- рода Липецк являются электрические станции и сетевые компании. Основным топливом Липецкой-ТЭЦ-2 по факту является природный газ, резервным топливом – мазут. Также используется до- менный газ (поставщик НЛМК). Общий расход топлива в 2017 году превысил 501 тысячу тут. Основным фактором потенциального загрязнения окружающей среды на территории города в деятельности электросетевых компаний связан с образованием отработанного трансформаторного масла. При соблюдении условий работы с данным загрязнителем, влияние на окружающую среду города незначительно. Более подробная информация представлена в разделе 3.4 тома 2 «Схемы электроснабжения г. Липецка на период 2019-2035 годы». 2.6.10. Тарифы, плата за подключение (присоединение), структура себестоимости производства, транспортировки и распределения электроэнергии Таблица 2.6.11 Тарифы для населения, проживающего в домах с газовыми плитами, руб. 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2018 2018 Одноставочный тариф 2,46 2,83 2,83 2,95 2,95 3,21 3,21 3,30 3,30 3,43 3,43 3,56 Одноставочный тариф, дифференцированный по двум зонам суток дневная зона 2,72 3,13 3,13 3,26 3,26 3,59 3,59 3,80 3,80 3,94 3,94 4,09 ночная зона 1,46 1,68 1,68 1,75 1,75 1,93 1,93 1,98 1,98 2,06 2,06 2,14 Одноставочный тариф, дифференцированный по трём зонам суток пиковая зона 2,99 3,44 3,44 3,58 3,58 3,85 3,85 3,96 3,96 4,11 4,11 4,27 полупиковая зона 2,46 2,83 2,83 2,95 2,95 3,21 3,21 3,30 3,30 3,43 3,43 3,56 ночная зона 1,46 1,68 1,68 1,75 1,75 1,93 1,93 1,98 1,98 2,06 2,06 2,14 Таблица 2.6.12 Тарифы для населения, проживающего в домах с электрическими плитами и электроотопительными приборами, руб. 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2018 2018 Одноставочный тариф 1,72 1,98 1,98 2,07 2,07 2,25 2,25 2,31 2,31 2,40 2,40 2,49 Одноставочный тариф, дифференцированный по двум зонам суток дневная зона 1,91 2,19 2,19 2,29 2,29 2,51 2,52 2,66 2,66 2,76 2,76 2,86 ночная зона 1,03 1,18 1,18 1,23 1,23 1,35 1,35 1,39 1,39 1,44 1,44 1,49 Одноставочный тариф, дифференцированный по трём зонам суток пиковая зона 2,11 2,41 2,41 2,51 2,51 2,70 2.70 2,77 2,77 2,88 2,88 2,99 полупиковая зона 1,72 1,98 1,98 2,03 2,07 2,25 2,25 2,31 2,31 2,40 2,40 2,49 ночная зона 1,03 1,18 1,18 1,23 1,23 1,35 1,35 1,39 1,39 1,44 1,44 1,49 Рис. 2.6.10.