Основная информация

Дата опубликования: 10 июля 2014г.
Номер документа: RU49000201400653
Текущая редакция: 1
Статус нормативности: Нормативный
Субъект РФ: Магаданская область
Принявший орган: Правительство Магаданской области
Раздел на сайте: Нормативные правовые акты субъектов Российской Федерации
Тип документа: Постановления

Бесплатная консультация

У вас есть вопросы по содержанию или применению нормативно-правового акта, закона, решения суда? Наша команда юристов готова дать бесплатную консультацию. Звоните по телефонам:
Федеральный номер (звонок бесплатный): 8 (800) 555-67-55 доб. 732
Москва и Московская область: 8 (499) 350-55-06 доб. 192
Санкт-Петербург и Ленинградская область: 8 (812) 309-06-71 доб. 749

Текущая редакция документа



1

(утратил силу в связи с истечением срока действия акта)

Р О С С И Й С К А Я  Ф Е Д Е Р А Ц И Я

ПРАВИТЕЛЬСТВО МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ

П О С Т А Н О В Л Е Н И Е

от 10.07.2014 № 581-пп

Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2014-2018 годы

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» Правительство Магаданской области п о с т а н о в л я е т:

Утвердить прилагаемую схему и программу перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2014-2018 годы.

Признать утратившим силу постановление администрации Магаданской области от 24 апреля 2013 г. № 384-па «Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2013-2017 годы».

Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на первого заместителя председателя Правительства Магаданской области Журавлева Б.Ю.

Губернатор

Магаданской области

В. Печеный

УТВЕРЖДЕНЫ

постановлением Правительства Магаданской области

от «10» июля 2014 г. № 581-пп

СХЕМА И ПРОГРАММА

перспективного развития электроэнергетики

Магаданской области на 2014-2018 годы

ВВЕДЕНИЕ

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Магаданской области (далее – Схема и программа) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября    2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», на основании Схемы и программы развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на 2012-2018 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 18 августа 2012 г. № 387 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы».

При разработке Схемы и программы учтены положения федеральных законов от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», от 27 июля 2010 г. № 190-ФЗ «О теплоснабжении», а также требования постановления Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 г. № 340 «О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности».

Наряду с этим в Схеме и программе учтены положения Стратегии социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 декабря 2009 г. № 2094-р, и Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года, утвержденной Законом Магаданской области от  11 марта 2010 г. № 1241-ОЗ «О Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года».

Согласно  пункту  5  перечня поручений Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. № Пр-839 по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 года, в рамках Схемы и программы предусмотрены максимальное использование потенциала когенерации и модернизация систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Магаданской области.

Основными целями и задачами разработки Схемы и программы являются планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Магаданской области.

Настоящая Схема и программа является результатом актуализации ранее утвержденной Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы (постановление администрации Магаданской области от 26 апреля 2012 г. № 300-па) в соответствии с требованием пункта 25 постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 о ежегодном утверждении в срок до 01 мая Схемы и программы на очередной плановый период. С целью повышения качества при актуализации Схемы и программы учитывались замечания Минэнерго России от 19 февраля 2013 г.  № МК-1385/09.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ

Магаданская область расположена в северо-восточной части Российской Федерации и граничит с юго-восточной стороны с Камчатским краем, с западной – с Хабаровским краем, с северо-западной – с Республикой САХА (Якутия), с северо-восточной – с Чукотским автономным округом. Сухопутные границы проходят по малонаселенным горным районам. Южная граница Магаданской области – морская (по Охотскому морю) со странами Азиатско-Тихоокеанского бассейна. 

По своему географическому положению Магаданская область относится к районам Крайнего Северо-Востока и характеризуется суровым климатом, значительной удаленностью территории от центральных районов страны.

Магаданская область является одной из самых больших в Российской Федерации, ее территория составляет более 460 тыс. кв. км или 2,7% от территории России. При этом по показателю плотности населения, составляющему 0,33 человека на 1 кв. км, она находится на одном из последних мест в России – 80.

В соответствии с административно-территориальным устройством Магаданской области в ее состав входят 8 районов, город областного значения – город Магадан,  город районного значения – город Сусуман, 25 городских населенных пунктов (поселков городского типа) и 58 сельских населенных пунктов (поселков, сел).

Численность постоянного населения Магаданской области по состоянию на 01 января 2014 года составила 150,3 тыс. человек, что составляет 0,1% в общей численности населения Российской Федерации и 2,5% в численности населения Дальневосточного федерального округа.

Только за период времени, прошедший между моментами проведения двух Всероссийских переписей населения 2002 года и 2010 года, численность населения области сократилось на 14,1%. Основной причиной этого стал миграционный отток.

Соотношение численности городского и сельского населения Магаданской области составляет 95,3% и 4,7%, что характеризует область как высокоурбанизированный регион.

Около 67% населения Магаданской области являются жителями административного центра области – г. Магадана. В 12 городских поселениях Магаданской области проживает немногим более 25% населения области, в том числе в порядке убывания:

в пос. Ола (районный центр Ольского района) – 4,0% или 6,1 тыс. человек;

в г. Сусумане (районный центр Сусуманского района) 3,4% или 5,1 тыс. человек;

в пос. Палатка (районный центр р Хасынского района) – 2,7% или 4,0 тыс. человек;

в пос. Ягодное (районный центр Ягоднинского района) – 2,6% или 3,9 тыс. человек;

в пос. Омсукчан (районный центр Омсукчанского района) –2,5% или 3,8 тыс. человек;

в пос. Усть-Омчуг (районный центр Тенькинского района) – 2,3% или 3,5 тыс. человек;

в пос. Сеймчан (районный центр Среднеканского района) – 1,7% или 2,5 тыс. человек;

в пос. Синегорье (Ягоднинский район) – 1,7% или 2,5 тыс. человек;

в пос. Стекольный (Хасынский район) – 1,3% или 2,0 тыс. человек;

в пос. Мяунджа (Сусуманский) – 1,1% или 1,7 тыс. человек;

в пос. Эвенск (районный центр Северо-Эвенского района) – 1,1% или 1,6 тыс. человек.

в пос. Дукат (Омсукчанский район) – 1,1% или 1,6 тыс. человек;

Оставшиеся порядка 8% населения или 11,1 тыс. человек являются жителями 33 населенных пунктов численностью не более 1,0 тыс. человек.

Численность трудовых ресурсов по итогам 2012 года составила 112,9 тыс. человек или 73,5% от населения Магаданской области, а по оценке в 2013 году – 112,6 тыс. человек или 74,4%.

В среднем за 2013 год численность экономически активного населения составила 93,9 тыс. человек или 77% общей численности населения области, численность занятых в экономике – 90,6 тыс. человек (96,5% экономически активного населения).

На регистрируемом рынке труда Магаданской области сохраняется диспропорция между предлагаемыми рабочими местами и профессионально-квалификационными характеристиками потенциальных работников. Уровень официальной (регистрируемой) безработицы в декабре 2013 года составил 1,4% экономически активного населения.

Магаданская область – один из крупнейших регионов России по потенциальным ресурсам коренного золота и серебра. По запасам и прогнозным ресурсам этих драгметаллов она является крупнейшей провинцией мира.

По уровню ежегодно добываемых объемов золота область относится к числу ведущих российских регионов. По уровню добычи серебра область – абсолютный лидер в стране.

Исторически в Магаданской области сложилась моносырьевая структура экономики, ориентированная на добычу полезных ископаемых. При этом возможности дальнейшего развития горнодобывающей отрасли зависят от уровня развития других отраслей экономики: энергетики, транспорта, связи, строительства и т.д. Одновременно положение дел в горнодобывающей отрасли определяет состояние развития смежных отраслей.

Более 95% промышленного производства Магаданской области формируют добыча полезных ископаемых, производство и распределение электроэнергии и воды, производство пищевых продуктов. Незначительно развито металлургическое производство (в основном представленное производством цветных металлов), строительство, химическое производство, сельское хозяйство.

По состоянию на 01 января 2014 года зарегистрировано 174 предприятия, имеющие лицензии на геологоразведочные работы, разведку и добычу драгоценных металлов. Из них добычу драгоценных металлов в 2013 году вели 110 недропользователей (8 добывали драгоценные металлы из рудных месторождений). К крупнейшим предприятиям, занятым добычей драгоценных металлов, относятся: ОАО «Сусуманзолото», СП ЗАО «Омсукчанская горно-геологическая компания», ЗАО «Серебро Магадана», ООО «Рудник Кварцевый».

Начиная с 2012 года ЗАО «Серебро Магадана» при переработке добытых на месторождении Гольцовое свинцово-серебряных руд попутно с серебром получает свинец.

В состав инфраструктуры минерально-сырьевого комплекса Магаданской области входят Колымский аффинажный завод, производящий химически чистые драгоценные металлы из сырья рудных и россыпных месторождений, как Магаданской области, так и Камчатского края, Республики САХА (Якутия) и Чукотского автономного округа, и ОАО «НПК «Колымавзрывпром», выпускающий эмульсионные взрывчатые вещества.

Производственные мощности угледобывающих предприятий Магаданской области позволяют добывать 800-900 тыс. тонн угля в год, но большая удаленность основного потребителя каменного угля – Магаданской ТЭЦ и высокие темпы роста транспортных расходов по его доставке не позволяют полностью их задействовать. Поэтому показатели добычи и отгрузки  угля потребителям определяются спросом на уголь. Добычу угля на территории Магаданской области осуществляют ЗАО «Колымская угольная компания», ООО «Ассоциация делового сотрудничества», ЗАО «Северо-Восточная угольная компания».

На территории Магаданской области добываются также общераспространенные полезные ископаемые (ОПИ) – песчано-гравийная смесь,  песок, строительный камень, вулканический пепел.

К наиболее развитым видам экономической деятельности в сфере  обрабатывающих производств относятся производство пищевых продуктов, включая напитки, металлургическое производство и производство готовых металлических изделий. Основную массу производства пищевых продуктов, включая напитки, составляет переработка рыбы и морепродуктов.

Строительный комплекс для Магаданской области имеет социальную значимость, что обусловлено наличием значительной доли ветхого жилья, ветхих объектов социальной структуры  и коммунальной инфраструктуры. Решение одной из ключевых проблем регионов Севера и российской экономики в целом – высокой энергоемкости – также во многом лежит в сфере строительства, где необходимо расширять применение новых материалов и технологий, обеспечивающих сбережение тепла, как во время строительных работ, так и в процессе эксплуатации зданий.

На 01 января 2014 года строительный комплекс был представлен 461 организацией, в том числе: 3 – государственной и муниципальной собственности, 439 – частной собственности, 3 – иных видов собственности.

В течение последних лет ежегодно увеличиваются объемы выполненных строительно-монтажных работ, число вводимых в эксплуатацию объектов и объемы площади жилья, уменьшается количество незавершенных строительством жилых домов. Одновременно с реконструкцией жилых домов и достройкой объектов незавершенного строительства возводятся современные каркасно-монолитные жилые дома, а также быстровозводимые малоэтажные дома из модульных каркасно-панельных деревянных элементов. В то же время в 2013 году организациями всех форм собственности введено в действие 15 296 кв. метров общей площади жилых домов, что на 24% меньше, чем в предыдущем году. Ввод недостающего до установленного на 2013 год задания объема жилья ожидается в 2014 году.

Мощности промышленности строительных материалов и стройиндустрии в Магаданской области незначительны. Основной объем стройматериалов завозится из центральных районов страны. Однако на территории области выпускается определенный объем продукции конструкций и изделий, используемых при строительстве жилья, объектов соцкультбыта и коммунального хозяйства, мостов и  дорог.

Транспортная инфраструктура в Магаданской области развита слабо. Транспортные перевозки осуществляются морским, воздушным и автомобильным видами транспорта.

Протяженность сети автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием на 01 января 2014 года с учетом  дорог местного значения составляет 2341 км, в том числе 834 км – автомобильных дорог общего пользования федерального значения. Федеральная автомобильная дорога «Колыма» является ключевым связующим звеном между городами Магаданом и Якутском, а для северо-восточных районов Республики САХА (Якутия) – это единственный выход к Охотскому морю. Протяженность дороги составляет более двух тысяч километров, из которых 834 км проходит по территории Магаданской области и более 1200 км – по территории Республики САХА (Якутия).

Важнейшими объектами транспортной инфраструктуры являются аэропорт «Магадан», обеспечивающий устойчивое функционирование воздушного транспорта и доступность авиационных услуг для населения, и морской порт «Магадан», через который на территорию области поступает около 99% ввозимых грузов, в том числе 100% твердого, жидкого топлива, тяжёлой техники и строительных материалов.

Услуги междугородной и международной телефонной связи на 01 января 2014 года предоставляли 7 организаций, все они находятся в городской местности.

На территории области функционируют 5 компаний, предоставляющих услуги сотовой связи, при этом более половины населения области пользуются услугами по подключению к сетям абонентских устройств сотовой связи.

В Магаданской области интенсивно растет спрос на информационные услуги, предоставляемые с использованием сетей передачи данных и телематических служб, однако, наиболее социально значимым видом связи продолжает оставаться почтовая связь. По состоянию на 01 января 2014 года почтовые услуги предоставляли 48 стационарных отделений связи, 10 из них расположены в сельской местности.

На 01 января 2014 года финансово-кредитная система Магаданской области была представлена 8 филиалами региональных банков (иногородних), 1 представительством, 12 операционными офисами, 3 кредитно – кассовыми офисами и 36 дополнительными офисами.

Крупнейшими кредитными организациями на территории Магаданской области являются территориальный банк Сбербанка России и филиал «Колыма» «Азиатско-Тихоокеанский Банк» (ОАО), где сконцентрирована основная доля ресурсного потенциала и ссудной задолженности банковского сектора. Из 68 финансово – кредитных учреждений 37 расположено в г. Магадане.

Основная доля кредитных вложений направляется на кредитование юридических и физически лиц. Самые востребованные банковские услуги: расчетно-кассовое обслуживание, кредитование, пластиковые карты и технологии удаленного доступа. Внедрена система внутрирегиональных электронных расчетов, в которую включены все расчетно-кассовые центры области. Магаданская область является участником системы межрегиональных электронных расчетов. На территории эксплуатируется региональный сегмент связи на выделенных наземных и спутниковых каналах.

Банковский сектор региона удовлетворяет потребность в банковских услугах. Совокупный индекс обеспеченности банковскими услугами является одним из самых высоких среди субъектов Российской Федерации и по данным на начало 2014 года составляет 0,99.

2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД

За прошедший пятилетний период состояние энергетики Магаданской области характеризуется как удовлетворительное, что обусловлено старением морально и физически изношенного оборудования электрических станций и сетей.

Производство электро- и теплоэнергии в Магаданской области

в 2009-2013 году

Наименование продукции

Ед. изм.

2009

2010

2011

2012

2013

Электроэнергия

млн. кВт.ч

2196

2245

2305

2258

2321

Тепловая энергия

тыс. Гкал

2644

2621

2615

2574

2497

* В 2008-2009 годах в соответствии с Общероссийским классификатором продукции ОК 005-93 (ОКП), в 2010-2014 годах в соответствии с Общероссийским классификатором продукции по видам экономической деятельности ОК 034-2007 (КПЕС 2002) (ОКПД).

Ключевые позиции Магаданской энергосистемы занимают предприятия ОАО «Магаданэнерго» и ОАО «Колымаэнерго». До 2009 года включительно объем производства электроэнергии ежегодно снижался по причине оттока населения из региона и инфраструктурными ограничениями экономического роста, вызванными удалённостью горнопромышленных предприятий от существующих центров питания, но с 2010 года отмечается ежегодный рост. В целом, за период с 2009 по 2013 годы объем производства электроэнергии увеличился на 125 млн. кВт. ч. с 2196 млн. кВт. ч. до 2321 млн. кВт. ч. (+5,6%).

Производством тепловой энергии, в отличие от электрической, занимаются не только предприятия «большой» энергетики, а также предприятия ЖКХ и других видов экономической деятельности, имеющие в своем составе котельные. В 2013 году в области произведено 2497 тыс. Гкал теплоэнергии, что на 5,6% меньше, чем в 2009 году.

Индексы производства по виду экономической деятельности «Производство, распределение электроэнергии и воды» по Магаданской области

в 2009-2013 году

процентов

2009

2010

2011

2012

2013

Производство, распределение электроэнергии и воды

99,8

101,1

101,0

99,6

99,9

в том числе:

производство, передача и распределение электроэнергии

99,0

102,4

103,2

100,1

102,7

производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии)

100,5

99,7

98,6

98,9

96,7

Индекс производства по виду экономической деятельности E «Производство, распределение электроэнергии и воды» (по ОКВЭД) увеличился с 99,8% в 2009 году до 99,9% в 2013 году, при этом прирост производства за пятилетний период в сопоставимых ценах составил 0,1%, в том числе по подвидам экономической деятельности: производство, передача и распределение электроэнергии – увеличился с 99,0% до 102,7% (прирост 3,7%);  производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии) – уменьшился со 100,5% до 96,7% (снижение 3,8%).

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Магаданской области

Магаданская энергосистема – одна из семи энергосистем, действующих на территории Дальнего Востока. Предприятия электроэнергетики полностью обеспечивают потребность Магаданской области в электроэнергии и частично осуществляют электроснабжение потребителей Республики САХА (Якутия).

Производственно-технические показатели

Магаданской энергосистемы за 2013 год

Наименование

компании

Установленная мощность

Сети, км

Выработка электро-энергии (млн.кВт/ч)

Полезный

отпуск

ОАО

«Магадан-

энерго»

(млн. кВт.ч)

Электри-

ческая, МВт

Тепловая, Гкал/ч

ОАО «Магаданэнерго»

320

646

5053,7

160,48

1294

ОАО «Колымаэнерго»

1068

-

225,28

2044,75

Основными особенностями энергосистемы Магаданской области являются:

- изолированность, отсутствие технологических связей с ЕЭС России;

- избыточная  по установленной мощности генерация;

- сложные природно-климатические условия региона: вечная мерзлота, годовой перепад температур в 100°С: летом + 40 °С, зимой – 60°С, сильные ветры и снегопады, мощные разливы рек и сход лавин;

- отсутствие железнодорожного сообщения, слабое развитие автомобильного сообщения, осуществление связи с другими регионами России авиационным, морским  и автомобильным транспортом;

- основные перспективы развития промышленности региона связаны с увеличением  добычи золота и серебра.

На территории Центрального энергоузла Магаданской области действуют две энергокомпании: ОАО «Магаданэнерго», занимающееся производством тепла для г. Магадана и передачей электроэнергии потребителям области, и ОАО «Колымаэнерго», являющееся основным производителем электроэнергии.

В состав ОАО «Колымаэнерго» входят:

- филиал «Колымская ГЭС имени Фриштера Ю.И.» производящая 87,2% и Усть-Среднеканская ГЭС, производящая 5,5% электроэнергии Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы;

- филиал «Колымские электрические сети», обеспечивающий электроэнергией отдельно взятые районы на территории области (пос. Синегорье, пос. Уптар, строительную площадку Усть-Среднеканской ГЭС);

Кроме того, для решения вопросов развития энергетики региона, ОАО «Колымаэнерго» учреждены два дочерних общества:

- ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС» - заказчик по строительству Усть-Среднеканской ГЭС;

- ОАО «Усть-СреднеканГЭСстрой» - генеральный подрядчик по строительству энергетических объектов на территории области.

Колымская ГЭС и Колымские электрические сети входят в состав Центрального энергоузла Магаданской области.

ОАО «Магаданэнерго» обеспечивает электрической энергией потребителей Магаданской области, частично Оймяконского улуса Республики (САХА) Якутия. Энергосистема является автономной и не связана с другими энергосистемами. Основными видами деятельности ОАО «Магаданэнерго» являются производство, передача и сбыт электрической и тепловой энергии потребителям.

Колымская ГЭС и Усть-Среднеканская ГЭС ОАО «Колымаэнерго» покрывают до 92,7% электрических нагрузок региона, при этом в целях наиболее полного использования ее гидроресурсов ТЭС ОАО «Магаданэнерго» работают на техническом минимуме нагрузок. Выработка электроэнергии Магаданской ТЭЦ и Аркагалинской ГРЭС составляет соответственно 5% и 1,7% от потребности энергоузла. Энергосистема является избыточной по мощности. Потребление электроэнергии с 1995 года по 2009 год снизилось более чем на 30%, с 2010 г. начался постепенный рост электропотребления, который вырос к 01 января 2014 году на 4,2%. Потребление тепловой энергии с 1995 года по 2009 год снизилось более чем на 25%, в настоящее время темпы снижения замедлились и составляют по сравнению с 2012 годом 0,2%. 

Производственный потенциал электроэнергетики Магаданской области составляют  Колымская ГЭС, Аркагалинская ГРЭС, Магаданская ТЭЦ и 221 электростанций, находящаяся в ведении промышленных, строительных, сельскохозяйственных и коммунальных организаций. Суммарная установленная мощность всех электростанций области по состоянию на 01 января 2014 года составляет 1390 МВт.

Характеристика действующих объектов генерации:

1. Колымская ГЭС

Основные характеристики объекта

Установленная мощность

900 МВт

КИУЭМ (коэффициент использования установленной электрической мощности)

74,11%

Доля в производстве э/энергии

87,2%

Общая характеристика состояния оборудования

удовлетворительное

На сегодняшний день оборудование станции  отработало более 25 лет. В период с 1996 по 2003гг. произведена замена лопастей рабочих колёс турбин (ГА-2,3,4) и камер рабочего колеса (ГА-2,3), а на ГА-1 в 1998 г гидротурбина типа ПЛД 45-2556-В-420  была заменена на РО 868 М-В-410, кроме того,  на месте камеры рабочего колеса установлено новое фундаментное кольцо для  радиально-осевого  рабочего колеса. Общее состояние гидросилового оборудования удовлетворительное. Технические ограничения (50%) гидроагрегатов сняты благодаря заменам лопастей рабочих колес на усиленные. Комплексная модернизация гидроагрегатов запланирована в период 2012-2016 гг., во время проведения капитальных ремонтов.

27 марта 2012 года начат капитальный ремонт гидроагрегата № 1, в рамках которого выполнена замена трубопроводов и запорной арматуры системы технического водоснабжения ГА. 25 марта 2013 года закончен капитальный ремонт гидроагрегата № 1, в рамках которого  выполнена замена трубопроводов и запорной арматуры системы технического водоснабжения ГА.

Техническое состояние части турбинного парка оборудования приближается к состоянию невосстанавливаемого физического износа, это - камеры рабочих колес турбин, лопасти рабочих колес, трубы и трубопроводная арматура систем технического водоснабжения, воздухоохладители, маслоохладители, оборудование системы регулирования и т.д.

В IV квартале 2012 года силами ОАО «НИИЭС» было проведено обследование гидротурбины № 2 для определения возможности продления паркового ресурса. 18 декабря 2012 года экспертно-техническая комиссия ОАО «РусГидро» приняла решение о продлении срока службы гидротурбины до сентября 2014 года.

Индексы технического состояния гидротурбин по состоянию на 01.01.2014 года:

гидротурбина ГА-1 – 73,5;

гидротурбина ГА-2 – 78,33;

гидротурбина ГА-3 – 81;

гидротурбина ГА-4 – 77,58;

гидротурбина ГА-5 – 76,58.

2. Усть-Среднеканская ГЭС

Основные характеристики объекта

Установленная мощность

168 МВт

КИУЭМ (коэффициент использования установленной электрической мощности)

19,92%

Доля в производстве э/энергии

5,5%

Общая характеристика состояния оборудования

удовлетворительное

Структура установленной мощности определяет структуру производства электроэнергии. Большая часть электроэнергии производится на ГЭС.

2. Магаданская ТЭЦ

Основные характеристики объекта

Установленная мощность

96 МВт, 495 Гкал/ч

КИУЭМ

(коэффициент использования установленной электрической мощности

14,94%

Доля в производстве энергии

5,0% (э/энергия), 69,6% (теплоэнергия)

Теплосети

19 км магистральных сетей

Общая характеристика состояния оборудования

удовлетворительное

доля теплофикационной/ конденсационной  выработки на МТЭЦ

Оборудование Магаданской ТЭЦ проектировалось и строилось в 60-70-е годы прошлого столетия. Основное оборудование Магаданской ТЭЦ находится в удовлетворительном состоянии.

Установленное вспомогательное оборудование котлоагрегатов обеспечивает работу по проектной схеме на номинальной нагрузке. Ограничений по тяге и дутью не наблюдалось.

Ремонт поверхностей нагрева котлоагрегатов проводится по графикам ремонтов по результатам дефектации и технического освидетельствования.

Перерасхода топлива при неплановых пусках не выявлено. Фактические затраты топлива, тепла и электроэнергии на пуски не превышают  нормативных значений.

3. Аркагалинская ГРЭС                                         

Основные характеристики объекта

Установленная мощность

224 МВт, 151 Гкал/ч

КИУЭМ (коэффициент использования установленной электрической мощности

1,77%

Доля в производстве э/энергии

1,7%

Общая характеристика состояния оборудования

удовлетворительное,  законсервировано правильно

Выполняемые функции

резервный источник э/энергии; регулирование напряжения (компенсация реактивной мощности);

теплоснабжение пос. Мяунджа

Ограничения в работе

может выдать мощность:

42 МВт через 6-8 ч.

97 МВт через  20-24 ч.

147 МВт через 28-36 ч.

202 МВт через 36-44 ч.

224 МВт через 40-46 ч.

доля теплофикационной/

конденсационной выработки

на АР ГРЭС

В настоящее время в качестве резервного источника используется Аркагалинская ГРЭС, имеющая ограничения по времени разворота станции, что является существенным риском в случае аварийного останова Колымской ГЭС. Возможны аварии на ЛЭП, соединяющей Колымскую ГЭС и г. Магадан.

C 1993 года и до настоящего времени оборудование очереди высокого давления электростанции находится в режиме длительной консервации. Режим работы электростанции – технически минимальный, по условиям покрытия тепловых нагрузок поселка и собственных нужд ГРЭС.

По результатам технико-экономического анализа Аркагалинской ГРЭС можно сделать следующие выводы:

1) Основное технологическое оборудование после длительной консервации остается в удовлетворительном техническом состоянии, которое может обеспечить его достаточно надежную эксплуатацию в течение не менее 10 лет при выполнении всех регламентных работ согласно НД. Однако дальнейшее обеспечение сохранности оборудования в течение длительного периода консервации не представляется возможным из-за развития процессов коррозии металла.

2) Земляная плотина Аркагалинской ГРЭС была запроектирована как сооружение мерзлого типа и построена с сохранением мерзлоты в основании. Практически сразу после первого наполнения водохранилища началось оттаивание грунтов в теле плотины и деградация мерзлоты в основании. В течение всего срока эксплуатации (57 лет) принимались инженерно-технические меры, направленные на сохранение проектного температурного состояния грунтовой плотины и ее основания. Это свидетельствует о том, что площадка ГТС АрГРЭС характеризуется сложным инженерно-геологическим строением основания, неоднородным мерзлотным состоянием и суровыми климатическими условиями. Попытки восстановить мерзлотное состояние основания не удались. В настоящее время институтом ВНИИГ (г. Санкт-Петербург) выполнен проект обеспечения надежности плотины. Наряду с этим необходима очистка водохранилища от иловых отложений.

3) Оценка времени, необходимого для разворота станции с «0», показала, что при нагружении с 5 МВт обеспечивается нагрузка:

42 МВт через 6…8 ч.

97 МВт через  20…24 ч.

147 МВт через 28…36 ч.

202 МВт через 36…44 ч.

224 МВт через 40…46 ч. 

4) Коэффициенты использования установленной электрической и тепловой мощности крайне низкие и не превышают соответственно, 1,88% и 5,9% по режимным условиям работы энергообъединения.

5) Следует отметить крайне низкие технико-экономические показатели электростанции, из-за вынужденной работы  (по условиям работы энергосистемы) низкоэкономичного оборудования 2,9 МПа с очень маленькими нагрузками и очень высоким дополнительным потреблением электроэнергии и тепла на собственные нужды электростанции для поддержания в резерве группы оборудования высокого давления.

Для обеспечения длительной и надежной работы ГРЭС необходима загрузка станции не менее 40-50 МВт, что позволит на длительный срок сохранить работоспособность оборудования, квалификацию и численность оперативного и инженерно-технического персонала, значительный дефицит которого в настоящее время отмечается на Аркагалинской ГРЭС.

На тепловых электростанциях ОАО «Магаданэнерго» используется уголь и нефтетопливо, доля которых составляет соответственно 99,9% и 0,1% от используемого на ТЭС топлива.

Уголь используется как магаданский (аркагалинский) – на Аркагалинской ГРЭС, так и привозной из-за пределов региона – на МТЭЦ – кузнецкий.

Также ОАО «Магаданэнерго» осуществляет эксплуатацию дизельной электростанции  в г. Магадане в составе Магаданской ТЭЦ, мощностью 21 МВт, используемой только в качестве резервного источника.

В состав ОАО «Магаданэнерго» входит четыре филиала электрических сетей:

 «Южные электрические сети»;

 «Восточные электрические сети»;

 «Центральные электрические сети»;

 «Западные электрические сети».

Филиал «Южные электрические сети» (ЮЭС) обслуживает ВЛ, ПС и ТП напряжением 0,4-6-10-35-110-220 кВ, расположенные в г. Магадане и на территории Ольского, Хасынского, частично Тенькинского районов.

Суммарная площадь территории, обслуживаемой филиалом «ЮЭС», составляет 20 тыс. кв. км.

Филиал «Восточные электрические сети» (ВЭС) обслуживает ВЛ, ПС, ТП напряжением 0,4-6-10-35-110-220 кВ, расположенные в Ягоднинском, Среднеканском и Омсукчанском районах Магаданской области. Зона обслуживания составляет 75 тыс. кв. км.

Филиал «Центральные электрические сети» (ЦЭС) обслуживает ВЛ, ПС, ТП напряжением 0,4-6-10-35-110-220 кВ.

В состав филиала  входят два района электрических сетей:

1) 1 РЭС, базирующийся в пос. Транспортном и пос. Усть-Омчуг Тенькинского района. Район обслуживает электрические сети, находящиеся на территории Тенькинского района;

2) 3 РЭС, расположенный в микрорайоне Берелех города Сусумана. Район обслуживает электрические сети, находящиеся на территории Сусуманского и Ягоднинского районов.

Группа подстанций Кедровый и участок по ремонту и эксплуатации ВЛ Кедровый, базирующиеся на базе предприятия в пос. Кедровом, Сусуманский район обслуживают электрические сети, находящиеся на территории Сусуманского района. Суммарная площадь территории, обслуживаемой филиалом «ЦЭС», составляет 73 000 кв. км.

Филиал «Западные электрические сети» (ЗЭС)  обслуживает ВЛ, ПС, ТП напряжением 0,4-6-10-35-110 кВ.

В зону обслуживания входит часть Сусуманского района Магаданской области и Оймяконский улус Республики САХА (Якутия). Зона обслуживания составляет    19 700 кв. км.

Наименование

филиала

Протяженность ВЛ по состоянию

на 01 января 2014 г. (по цепям), км

Установленная трансфор-маторная мощность,

тыс. кВА

220 кВ

154 кВ

110 кВ

35-0,4 кВ

«Южные электрические сети»

245,2

177

182,9

555,1

821

«Центральные электрические сети»

471

-

647

545

718,1

«Восточныеэлектрические сети»

732

-

433,6

404

856,2

«Западные электрические сети»

187

-

311,7

453

154,4

Всего:

1635,2

177

1575,2

1957,1

2549,7

Общее количество понизительных подстанций, находящихся на балансе «Магаданэнерго»  35-220 кВ – 123шт.

Протяженность воздушных линий электропередачи, находящихся на балансе ОАО «Магаданэнерго" составляет всего:

- по трассе 5 052  км, в том числе линий электропередачи по трассе: в 2013 году протяженность составляла 5 111,4 км

              - на металлических опорах 1 564 км

              - на  деревянных опорах 3 488 км  

          - по цепям 5344,5 км.

Расположение основных энергообъектов ОАО «Магаданэнерго» представлено на схеме (приложение № 1).

В разрезе муниципальных районов и городского округа «город Магадан» топливно-энергетический комплекс Магаданской области характеризуется следующими показателями:

Показатели

ВСЕГО

В том числе:

городской округ

«г. Магадан»

районы:

Ольский 

Омсук-

чанский

Северо-Эвенский

Средне-

канский

Сусманский

Тенькин-

ский

Хасынский

Ягоднинский

Котельные, (ед.)

70

11

8

5

5

8

8

8

8

9

Мощность, (Гкал/час)

793,8

110,5

70,3

46,2

30,9

63,4

96,8

84,6

100,6

190,5

Тепловые сети (в двухтрубном исчислении), (км)

476,7

227,3

31,0

26,9

6,8

34,8

54,4

23,2

31,6

40,7

Тепловые насосные станции, (ед.)

4

2

1

1

Центральные тепловые пункты, (ед.)

24

11

1

7

3

2

Водозаборы, (ед.)

60

10

7

5

5

4

8

6

8

7

Насосные станции водопровода, (ед.)

30

10

1

1

3

8

2

1

4

Очистные сооружения водопровода, (ед.)

4

2

1

1

Водопроводные сети, (км)

532,4

231,5

27,1

21,1

6,8

38,8

45,3

35,6

57,7

68,4

Канализационные насосные станции, (ед.)

21

5

2

2

8

3

1

Очистные сооружения канализации, (ед.)

12

2

2

1

1

1

1

2

2

Канализационные сети, (км)

306,3

177,4

24,2

16,3

4,3

18,8

7,5

18,2

39,7

Электрические сети, (км)

2081,3

1425,6

74,0

25,6

33,8

78,1

143,7

121,2

58,2

121,1

Трансформаторные подстанции, (ед.)

625

286

26

35

17

46

62

51

37

65

Структура установленной мощности определяет структуру производства электроэнергии. Большая часть электроэнергии производится на ГЭС.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Магаданской области  и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет

На протяжении последних 5 лет более половины объема электропотребления приходится на предприятия основных видов деятельности (добывающих, обрабатывающих производств, производства и распределения электроэнергии и воды) – от 52% до 58%.

Динамика электропотребления Магаданской области с учетом потерь в электросетях общего пользования по данным Магаданстата представлена в таблице:

Потребление электроэнергии в Магаданской области

за 2009-2013 годы

                                                                                                     (млн. киловатт-часов)

2009

2010

2011

2012

2013

Потреблено электроэнергии,

2060,5

2110,7

2163,2

2161,2

2205,5

в том числе:

потреблено организациями

1435,7

1528,9

1573,4

1543,3

1643,9

потреблено населением

205,0

193,0

195,7

219,5

183,5

потери в электросетях общего пользования

419,8

388,8

394,1

398,4

378,1

Структура потребления электропотребления в Магаданской области, включая потери в электросетях общего пользования, за последние 5 лет такова:

Структура потребления электроэнергии в Магаданской области

по основным группам потребителей за 2009-2013 годы

( 2013 год - ОАО «Магаданэнерго»)

2009

2010

2011

2012

2013

Потреблено электроэнергии:

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

организациями,

69,7

72,5

72,7

72,9

93,33

     в том числе по видам хозяйственной деятельности

сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

0,4

0,4

0,3

0,3

0,58

добыча полезных ископаемых

15,7

19,4

19,6

20,0

26,21

обрабатывающие производства

1,4

1,4

1,4

1,4

1,97

производство и распределение электроэнергии и воды

37,7

37,3

37,1

37,1

17,61

строительство

0,6

0,7

0,7

0,7

0,59

транспорт и связь

2,0

1,9

1,8

1,8

2,65

предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг

0,6

0,6

0,6

0,6

0,38

прочие виды

11,3

10,8

10,9

11,0

6,29

Другие энергоснабжающие организации

37,05

населением,

9,9

9,1

9,1

9,1

6,67

в том числе

сельским

0,6

0,5

0,5

0,5

0,38

городским

9,4

8,6

8,6

8,6

6,29

потери в электросетях общего пользования

20,4

18,4

18,2

18,0

16,45

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Магаданской области и потребление электрической энергии и мощности за последние 5 лет

Динамика потребления электрической энергии крупными потребителями в Магаданской области за 2009-2013 годы по данным ОАО «Магаданэнерго» представлена в таблице:

Потребление электрической энергии крупными потребителями

в Магаданской области за 2009-2013 годы ОАО «Магаданэнерго»

(тыс. кВт. ч)

Наименование потребителя

2009

2010

2011

2012

2013

ОАО «Магаданэлектросеть»

373 815

378 906

376 237

389 966

390 390

ОАО «Сусуманзолото»

77 079

86 839

78 278

87 115

94 730

ЗАО «Серебро Магадана»

72 728

88 462

99 302

102 390

109 513

ОАО «ГДК «Берелех»

36 979

41 340

41 296

42 322

40 853

МУП «Магадантеплосеть» г. Магадана

24 158

69 114

73 331

74 650

72 813

ООО «Востокмонтажспецстрой»

35 194

35 750

34 390

39 127

40 283

ОАО «Колымаэнерго»

58 215

48 798

69 854

57 102

52 397

МУП «Тенькатеплосеть»

администрации МО «поселок

Усть-Омчуг»

14 919

8 564

32 579

17 049

19 200

ОАО «Рудник им. Матpосова»

16 710

15 353

12 868

14 985

29 980

МУП «Комэнерго»

9 619

23 670

29 661

32 459

37 383

ОАО «Магаданэлектросеть» обеспечивает передачу электрической энергии от  подстанций ОАО «Магаданэнерго» до потребителей г. Магадана.

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет

Максимальная нагрузка в 2009 году составила 359 МВт, в 2013 году 354 МВт.  Снижение максимальной нагрузки составило 1,4%.  Центр электрической нагрузки находился на территории «Южных электрических сетей».

Максимальная нагрузка ЮЭС в 2009 составила 186 МВт, в 2013 году 204 МВт.               Прирост обусловлен увеличением нагрузки электрокотельных.

Таблица максимальной загрузки трансформаторов 

                           

                                                                                    Наименование ПС

Нагрузка в мВА

Установ-ленная мощность (мВА)

% загрузки

Приме-чание

220 кВ

110 кВ

35 кВ

6-10 кВ

1. За день контрольных замеров 16 декабря 2009 года

ЦЭС

ПС  Берелех

АТ-1-63

22,0

22,0

63

34,9%

АТ-2-63

63

0,0%

в резерве

Т-1-16

5,7

0,8

4,9

16

36%

Т-2-16

5,3

2,4

2,9

16

33%

ПС  Усть-Омчуг

АТ-90 110/154

37,0

37,0

90

41,1%

АТ-1-63

26,0

18,0

8,0

63

41,3%

АТ-2-63

26,0

18,0

8,0

63

41,3%

ВЭС

ПС Ягодное

АТ-1-63

6,8

2,0

3,8

63

10,79%

АТ-2-63

6,0

5,9

63

9,52%

ПС Синегорье

АТ-1-63

63

0,0%

в резерве

АТ-2-63

3,7

2,0

0,33

63

5,87%

Т-1-25

25

0,0%

в резерве

Т-2-25

0,9

25

3,6%

ПС Оротукан

АТ-1-63

63

0,0%

в резерве

АТ-2-63

11,0

8,4

63

17,46%

Т-1-25

2,4

0,36

2,0

16

15%

Т-2-25

16

0,0%

в резерве

ПС Омсукчан

АТ-1-63

63

0%

в резерве

АТ-2-63

46,8

19,8

26,8

63

74,29%

Т-1-25

9,9

9,5

25

39,6%

Т-2-25

9,9

9,5

25

39,6%

ПС Утиная

Т-1-6,3

0,11

0,0

0,11

6,3

1,75%

ПС Дукат

Т-1-10

0,0

0,0

0,0

10

   0,0%

в резерве

Т-2-10

3,0

2,2

0,7

10

30,0%

ЮЭС

ПС Центральная

АТ-1-125

56,42

56,73

125

45,1%

АТ-2-63

33,18

33,05

63

52,7%

Т-3-25

12,68

9,65

3,0

25

50,7%

Т-4-25

12,59

10,02

2,57

25

50,3%

ПС Палатка

АТ-1-90 154/110

38,63

38,04

90

42,9%

АТ-2-63

14,55

14,48

63

23,1%

Т-1-16

5,42

3,35

2,06

16

33,9%

Т-2-16

5,55

2,28

3,1

16

34,7%

ПС Сокол

Т-1-16

1,93

0,0

1,9

16

12,1%

Т-2-16

6,79

4,71

1,94

16

42,4%

ПС Юго-Восточная

Т-1-40

16,78

11,19

5,57

40

42,0%

Т-2-40

22,96

16,65

6,31

40

57,4%

ЗЭС

ПС Нера-Новая

Т-1-10

-

5,58

1,71

3,87

25

22,3%

Т-2-10

-

5,19

1,71

3,48

25

20,7%

2. За день контрольных замеров 18 декабря 2013 г.                           

ЦЭС

ПС  Берелех

АТ-1-63

12,0

12,0

63

19,0%

АТ-2-63

63

0,0%

в резерве

Т-1-16

5,9

0,4

5,2

16

37,0%

Т-2-16

5,3

2,8

2,5

16

33,0%

ПС  Усть-Омчуг

АТ-90 110/154

37,0

37,0

90

41,1%

АТ-1-63

24,0

19,0

5,0

63

38,1%

АТ-2-63

24,0

19,0

5,0

63

38,1%

ВЭС

ПС Ягодное

АТ-1-63

7,6

5,4

2,2

63

12,06%

АТ-2-63

7,6

5,4

2,2

63

12,06%

ПС Синегорье

АТ-1-63

63

0,0%

в резерве

АТ-2-63

5,0

   3,0

1,38

63

7,94%

Т-1-25

25

0,0%

в резерве

Т-2-25

1,5

25

6%

ПС Оротукан

АТ-1-63

63

0,0%

в резерве

АТ-2-63

14,0

11,7

0,0

63

22,22%

Т-1-25

2,24

0,73

1,51

16

14,0%

Т-2-25

16

0,0%

в резерве

ПС Омсукчан

АТ-1-63

24,8

13,0

11,8

63

39,37%

АТ-2-63

24,8

13,0

11,8

63

39,37%

Т-1-25

9,6

7,88

1,72

25

38,4%

Т-2-25

9,6

7,88

1,72

25

38,4%

ПС Утиная

Т-1-6,3

0,1

0,1

6,3

1,59%

ПС Дукат

Т-1-10

10

0,0%

в резерве

Т-2-10

6,2

4,85

1,11

10

62,0%

ЮЭС

ПС Центральная

АТ-1-125

78,04

78,0

125

62,4%

АТ-2-63

39,7

39,22

63

63,0%

Т-3-25

12,84

10,45

1,92

25

51,4%

Т-4-25

12,75

9,85

2,88

25

51,0%

ПС Палатка

АТ-1-90 154/110

41,05

40,74

90

45,6%

АТ-2-63

17,77

17,70

63

28,22%

Т-1-16

8,7

6,3

2,28

16

54,4%

Т-2-16

8,89

5,66

2,97

16

55,6%

ПС Сокол

Т-1-16

11,95

8,6

2,75

16

74,7%

Т-2-16

11,41

8,6

2,35

16

71,3%

ПС Юго-Восточная

Т-1-40

21,47

15,63

5,82

40

53,7%

Т-2-40

25,27

19,36

5,77

40

63,2%

ЗЭС

ПС Нера-Новая

Т-1-10

6,3

3,72

2,58

25

25,2%

Т-2-10

6,6

0,76

5,84

25

26,4%

Вывод: В течение  2009-2013г.г. на всех питающих центрах сохраняется резерв трансформаторной мощности. В Магаданской энергосистеме имеется ограничение по перетоку электроэнергии от Колымаэнерго в южную часть  области по условиям статической устойчивости и уровням напряжения на шинах ПС 220 кВ «Центральная».

2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Магаданской области, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных по основным группам потребителей Магаданской области за последние 5 лет

(Гкал)

2009

2010

2011

2012

2013

Полезный отпуск, всего:

971 491

947 224

961 875

954 360

939 313

в том числе:

Промышленность

3 106

3 206

3 113

2 921

2 890

Сельское хозяйство

22 302

11 246

3 026

2 120

2 149

Федеральный бюджет

48 125

49 005

47 892

51 180

50 551

Региональный, местный бюджеты

91 228

90 542

99 328

104 756

112 544

ТСЖ, ЖСК, управляющие компании

2 043

2 111

2 420

470

0

Население

723 918

709 373

729 899

705 910

678 835

Прочие

80 769

81 742

76 197

87 002

92 344

Вывод: В целом в 2013 году наблюдается уменьшение теплопотребления по отношению к 2009 году на 3,3%.

2.6. Перечень основных потребителей тепловой энергии в регионе с выделением потребности в тепловой энергии, вырабатываемой на объектах тепловой генерации, включая тепловые энергоцентрали региональной энергосистемы

Крупных потребителей тепловой энергии из числа предприятий и организаций в регионе нет. Основным потребителем тепловой энергии является проживающее на территории Магаданской области население.

2.7. Структура установленной электрической мощности

на территории Магаданской области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим  действиям  с электроэнергетическими объектами

Мощность электростанций Магаданской области

в 2009-2013 годах

(тыс. кВтч)

2009

2010

2011

2012

2013

Всего электростанции,

1286,7

1292,2

1290,4

1290,6

1389,9

в том числе:

электростанции общего пользования

1220,0

1220,0

1220,0

1220,0

1389,9

тепловые электростанции при других организациях

66,7

72,2

70,4

70,6

85,2

в том числе:

сельские электростанции

0,9

0,9

0,9

0,9

2,2

из них передвижные

-

-

-

-

-

электростанции при добывающих, обрабатывающих производствах, производстве и распределении электроэнергии и воды

55,6

62,3

61,8

63,1

74,9

из них передвижные

1,2

16,6

17,6

17,6

17,6

электростанции при транспортных организациях

3,7

3,8

3,8

3,4

5,4

из них передвижные

0,1

0,4

0,4

0,4

0,4

электростанции при строительных организациях

1,1

0,9

0,4

0,4

0,4

из них передвижные

1,1

0,9

0,4

0,4

0,4

прочие электростанции

5,4

4,3

3,5

2,8

2,3

из них передвижные

0,8

0,8

0,9

0,9

0,9

Доля «Магаданэнерго» на рынке оказания услуг по передаче электрической энергии составляет 97%. Реализация напрямую конечным потребителям составляет 66%, доля электроэнергии, реализуемой оптовыми потребителями-перепродавцами, составляет 34%.

В разрезе групп потребителей основной удельный вес в полезном отпуске электроэнергии  занимают промышленные и приравненные к ним потребители с мощностью 750 кВА и выше (36%), оптовые потребители – перепродавцы (34%), промышленные и приравненные к ним потребители с мощностью менее 750 кВА (10%).

Входящая в состав ОАО «Колымаэнерго» Колымская ГЭС, установленная мощность которой составляет  900 МВт  (5 гидроагрегатов по 180 МВт), и Усть-среднеканская ГЭС установленная мощность первого пускового комплекса которой составляет 168 МВт (2 гидроагрегата по 84 МВт) производят до 87,2% Колымская ГЭС и 5,5%  Усть-Среднеканская ГЭС электроэнергии Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы.

Единственным потребителем ОАО «Колымаэнерго» является ОАО «Магаданэнерго».

Основными видами деятельности ОАО «Магаданэнерго» являются:

- производство электрической и тепловой энергии;

- передача электрической энергии потребителям;

- сбыт электрической и тепловой энергии.

Основными видами деятельности ОАО «Колымаэнерго» являются:

- производство электрической энергии;

- передача электрической энергии по сетям;

- строительство Усть-Среднеканской ГЭС;

- строительство электрических сетей.

Демонтаж генерирующего оборудования электростанций на период до 2015 года не предусматривается.

Установленная мощность генерирующих компаний

Магаданской области

Наименование компании

Установленная мощность

Сети, км

Тепловые сети, км

по электрической энергии, МВт

по тепловой энергии, Гкал

ОАО «Магаданэнерго»

320

646

5052,0

68,5

ОАО «Колымаэнерго»

1068*

0

225,28

-

* в том числе: ОАО «Колымаэнерго» филиал «Колымская ГЭС имени Фриштера Ю.И» - 900 МВт и ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС» - 168 МВт

2.8. Состав существующих электростанций

В составе электростанций Магаданской области:

- Колымская ГЭС установленной мощностью 900 МВт, являющаяся филиалом ОАО «Колымаэнерго»;

- Усть-Среднеканская ГЭС – установленная мощность первого пускового комплекса 168 МВт;

- Аркагалинская ГРЭС установленной мощностью 224 МВт, входящая в состав ОАО «Магаданэнерго»;

- Магаданская ТЭЦ установленной мощностью 96 МВт, входящая в состав ОАО «Магаданэнерго».

Краткая характеристика оборудования Колымской  ГЭС

Станционный номер

Тип гидро-турбины

Год выпуска

Год ввода в эксплуатацию

Изготовитель

Тип гидро-генератора

Год выпуска

Год ввода в эксплуатацию

Изготовитель

1

РО 868 М-В-410

1994

29.10.98

ЛМЗ

СВ 812/240-28 УХЛ4

1980

01.06.82

Сибэлектротяжмаш

2

ПЛД 45-2556-В-420

02.1981

25.10.82

ЛМЗ

СВ 812/240-28 УХЛ4

1980

25.10.82

Сибэлектротяжмаш

3

ПЛД 45-2556-В-420

05.1983

21.06.84

ЛМЗ

СВ 812/240-28 УХЛ4

1982

21.06.84

Сибэлектротяжмаш

4

ПЛД 45-2556-В-420

10.1984

26.09.88

ЛМЗ

СВ 812/240-28 УХЛ4

1984

26.09.88

Сибэлектротяжмаш

5

ПЛД 45-2556-В-420

10.1989

02.10.94

ЛМЗ

СВ 812/240-28 УХЛ4

1990

02.10.94

Сибэлектротяжмаш

Характеристика генераторов

Тип

СВ 812/240-28 УХЛ4

Номинальная мощность

212МВА/180 МВт

Коэффициент мощности

0,85

Частота вращения номинальная

214,3 об/мин

Напряжение

13800 В

Номинальный ток статора

8800 А

Частота вращения, об/мин

- номинальная

- угонная

214,3

450

Частота

50 Гц

Число фаз

3

Номинальное напряжение на роторе

187 В

Маховой момент GD2, тм2

13500

Допустимая осевая нагрузка на подпятник, тс

1560

индуктивные сопротивления, о.е.

                                                  Xd

                                                  X'd

                                                  X"d

1,18

0,32

0,20

Номинальный ток возбуждения

1800 А

Тип и класс изоляции

термореактивная, класс F

Число полюсов

28

Кратность форсирования по напряжению, о.е.

3,0

КПД в номинальном режиме, %

98,3

Диаметр ротора

7,2 м

Масса, т

930

Максимальная монтажная масса, т

440

Характеристика гидротурбин

Тип поворотно-лопастной турбины

ПЛД 45-2556-В-420

Номинальная мощность при расчетном напоре

184 МВт

Рабочие напоры турбины:

- максимальный

116м

- расчетный по мощности

108 м

- минимальный

94,6 м

- минимальный пусковой

40 м

Частота вращения номинальная

214,3 об/мин

Частота вращения разгонная

450 об/мин

Диаметр рабочего колеса

4,2 м

Расход при расчетном напоре и номинальной мощности

184 м3/сек

Максимальное осевое усилие, передаваемое на пяту при нормальной работе

1010 тс

Максимальное осевое усилие, передаваемое на пяту в момент пуска

510 тс

Максимальная допустимая высота отсасывания при Н=108 м

-21,5 м

Число лопастей рабочего колеса

9

Число лопаток направляющего аппарата

24

Диаметр расположения осей лопаток

5,67 м

Высота лопаток

1,05 м

Тип радиальноосевой турбины

РО 868 М-В-410

Номинальная мощность при расчетном напоре

184 МВт

Рабочие напоры турбины:

- максимальный

119м

- расчетный по мощности

108 м

- минимальный

91,5 м

Частота вращения номинальная

214,3 об/мин

Частота вращения разгонная

410 об/мин

Расход при расчетном напоре и номинальной мощности

188 м3/сек

Максимальное осевое усилие, передаваемое на пяту при нормальной работе

900 тс

Диаметр рабочего колеса

4,1 м

Число лопастей рабочего колеса

13

Число лопаток направляющего аппарата

24

Диаметр расположения осей лопаток

5,67 м

Высота лопаток

1,05 м

Краткая характеристика оборудования Усть-Среднеканской  ГЭС

Станционный номер

Тип гидро-турбины

Год выпуска

Год ввода в эксплуатацию (планир.)

Изготовитель

Тип гидрогенератора

Год выпуска

Год ввода в эксплуатацию

(планир.)

Изготовитель

1

РО 115/0910-В-580

1999

2013

СВ1260/153-60 УХЛ4

2003

2013

ОАО «Силовые машины»

2

РО 115/0910-В-580

2001

2013

СВ1260/153-60 УХЛ4

2004

2013

ОАО «Силовые машины»

Характеристика генераторов

Тип

СВ1260/153-60 УХЛ4

Номинальная мощность,   МВА/МВт

167,65/142,5

Коэффициент мощности

0,85

Частота тока  номинальная, Гц

50

Напряжение,  кВ

15,75

Номинальный ток статора, А

6146

Частота вращения, об/мин

- номинальная

- угонная

100                                                                   190

Соединение фаз обмотки статора

звезда

Номинальное напряжение на роторе

390

Маховой момент GD2, тм2

55000

Допустимая осевая нагрузка на подпятник, МН (т)

12,65 (126,5)

Индуктивные сопротивления, %

                                                  Xd

                                                  X'd

                                                  X"d

105

34

22

Номинальный ток возбуждения, А

1120

Тип и класс изоляции

F

Число полюсов

3

Кратность форсирования по напряжению, о.е.

КПД в номинальном режиме, %

98,4

Диаметр ротора

Масса, т

990

Максимальная монтажная масса, т

Характеристика гидротурбин

Тип радиально-осевой турбины

РО 115/0910-В-580

Номинальная мощность при расчетном напоре, МВт

145,4

Рабочие напоры турбины:

- максимальный, м

61,0

- расчетный по мощности, м

58,4

- минимальный, м

38,0

Частота вращения номинальная, об/мин

100

Частота вращения разгонная, об/мин.

178

Расход при расчетном напоре и номинальной мощности, м3/ с

273

Максимальное осевое усилие, передаваемое на пяту при нормальной работе

Диаметр рабочего колеса, м

5,8

Число лопастей рабочего колеса, шт

16

Число лопаток направляющего аппарата

20

Диаметр расположения осей лопаток, мм

6960

Высота лопаток,  мм

1834

Состав и состояние парка турбинного оборудования

Магаданской ТЭЦ

Турбина

Станционный номер

Тип (марка) турбины

Завод-изготовитель

Дата ввода

Установленная электрическая мощность, МВт

Тепловая мощность,  Гкал/ч

Парковый ресурс, час

Наработка с начала эксплуатации на конец года, час

Количество пусков

с начала эксплуатации, шт.

Турбина пар.

6

ПТ-25-90-10М

КТЗ

01.11.04

25

70

270000

39768

47

Турбина пар.

7

ПТ-25-90-10М

КТЗ

31.12.74

25

70

270000

242101

191

Турбина пар.

8

ПТ-25-90-10М

КТЗ

09.11.00

25

70

270000

56083

74

Состав и состояние парка котельного оборудования

Магаданской ТЭЦ

Котёл

Станционный номер

Тип (марка) котла

Параметры острого пара

Производительность, т/час

Год ввода

Завод-изготовитель

Наработка

с начала эксплуатации, час

Количество пусков

с начала эксплуатации, шт.

Давление, кгс/см2

Температура, 0С

Котёл паровой

1

БКЗ-50-39-Ф

40

440

65

1962

БКЗ

177180

241

Котёл паровой

2

БКЗ-50-39-Ф

40

440

65

1962

БКЗ

171062

233

Котёл паровой

3

БКЗ-50-39-Ф

40

440

65

1963

БКЗ

150982

203

Котёл паровой

4

БКЗ-50-39-Ф

40

440

65

1964

БКЗ

153548

183

Котёл паровой

5

БКЗ-160-100-Ф

100

540

160

1974

БКЗ

210418

226

Котёл паровой

6

БКЗ-220-100-Ф

100

540

220

1974

БКЗ

236571

175

Котёл паровой

7

БКЗ-220-100-Ф

100

540

220

1977

БКЗ

218319

170

Водогрейные котлы  Магаданской ТЭЦ

Стан-цион-ный номер

Тип (марка) котла

Параметры острого пара

Производи-тельность, Гкал/час

Год ввода

Завод-изготовитель

Давление, кгс/см2

Темпера-тура, 0С

Пылеугольные водогрейные котлы

11

КВТК-100

24

150

100

1989

БКЗ

12

КВТК-100

24

150

100

2001

БКЗ

Электрокотлы

1

КЭВ-10000/6

10

130

8,6

1999

ОАО Севэнеррем

2

КЭВ-10000/6

10

130

8,6

1999

ОАО Севэнеррем

3

КЭВ-10000/6

10

130

8,6

2000

ОАО Севэнеррем

4

КЭВ-10000/6

10

130

8,6

2000

ОАО Севэнеррем

5

КЭВ-10000/6

10

130

8,6

1999

ОАО Севэнеррем

6

КЭВ-10000/6

10

130

8,6

1999

ЗСТЭМИ-2 Братск

7

КЭВ-10000/6

10

130

8,6

2001

ОАО Севэнеррем

8

КЭВ-10000/6

10

130

8,6

2001

ОАО Севэнеррем

Состав и состояние парка турбинного оборудования

Аркагалинской ГРЭС

Станционный номер

Тип (марка) турбины

Завод-изготовитель

Дата ввода

Установленная мощность, МВт

Тепловая мощность, Гкал/час

Парковый  ресурс норма, час (лет)

Наработка с начала эксплуатации на

конец года, час (лет)

Количество пусков с начала эксплуатации, шт.

2

К-35-29

ЛМЗ

00.01.55

35

18

270000

265120

273

5

АПТ-12-29

БМЗ

00.10.64

12

44

270000

279538

319

6

Р-12-90/31 М

КТЗ

00.12.74

12

89

270000

21631

81

7

К-55-90

ЛМЗ

00.12.74

55

0

270000

107367

127

8

К-55-90

ЛМЗ

00.12.74

55

0

270000

105209

187

9

К-55-90

ЛМЗ

00.12.74

55

0

270000

76511

181

             

Состав и состояние парка котельного оборудования

Аркагалинской ГРЭС

Котел

Тип (марка) котла

Параметры острого пара

Производительность, т/ч

Год ввода

Завод-изготовитель

Наработка с начала эксплуатации, час

Количество пусков с начала эксплуатации

Давление, кгс/см2

Температура, 0С

3

ТП-150-1

34

420

150

1956

ТКЗ

276042

1145

4

ТП-38

34

420

150

1962

ТКЗ

190926

1106

5

БКЗ-220-100-4

100

540

220

1974

БКЗ

104577

191

6

БКЗ-220-100-4

100

540

220

1976

БКЗ

99262

196

7

БКЗ-220-100-4

100

540

220

1980

БКЗ

62756

202

8

БКЗ-220-100-4

100

540

220

1985

БКЗ

34660

183

2.9. Структура выработки электроэнергии по типам

электростанций и видам собственности

ОАО «Русгидро» – ОАО «Колымаэнерго» филиал «Колымская ГЭС  имени Фриштера Ю.И.» и Усть-Среднеканская ГЭС

Выработка в 2013 году – 2044,75 млн. кВт. ч, в т.ч.:

- собственные нужды станции и потери – 35,05 млн. кВт. ч;

- отпуск с шин – 2009,70 млн. кВт. ч;

- сети ОАО «Магаданэнерго» – 1915,57 млн. кВт. ч;

- Колымские электрические сети – 141,3 млн. кВт. ч.

ОАО «РАО ЭС Востока» – ОАО «Магаданэнерго»

филиалы Магаданская ТЭЦ,  Аркагалинская ГРЭС.

Выработка электроэнергии на территории ОАО «Магаданэнерго»

в 2009 г.                                                     в 2013 г.

(млн.кВт. ч)

2.10. Характеристика балансов электрической энергии

и мощности за последние 5 лет

По данным разработанного Магаданстатом электробаланса за 2013 год электростанциями области было выработано 2352,2 млн. кВт/ч, а потреблено 2205,5 млн. кВт. ч электроэнергии. По сравнению с 2009 годом производство электроэнергии увеличилось на 7,1%, а потребление – на 7,0%. Объем электроэнергии, отпущенной за пределы области, вырос на 8,1%: со 135,7 млн. кВт/ч в 2009 году до 146,7 млн. кВт/ч в 2013 году.

Основными потребителями электроэнергии в области являются организации добывающих, обрабатывающих производств, производства и распределения электроэнергии и воды – 58% от общего потребления электроэнергии. Организациями прочих видов деятельности потреблено 14%, населением – 9%. Остается невысокой доля энергопотребления предприятиями сельского хозяйства, строительства и предоставления прочих коммунальных, социальных и персональных услуг – 0,4% и по 0,6% соответственно.

В 2013 году в области произведено 2496,6 тыс. Гкал теплоэнергии, что на 5,6% меньше 2009 года (по сравнению с 2012 годом выработка снизилась на 0,4%).

На крупных электрических станциях произведено 43% всей теплоэнергии. Основным потребителем тепловой энергии является проживающее на территории Магаданской области население.

Данные о фактическом электропотреблении по региону представлены в таблице пункта 2.2.

Баланс электрической энергии и мощности Магаданской области

Показатель

Единица 
измерения

2009 год

2010 год

2011

год

2012 год

2013 год

Установленная мощность

МВт

1220

1220

1220

1220

1305

тепловых электростанций

320

320

320

320

320

гидроэлектростанций

900

900

900

900

985

дизельэлектростанций

Располагаемая мощность

МВт

1200

1200

1200

1200

1248

тепловых электростанций

320

320

320

320

320

гидроэлектростанций

880

880

880

880

928

дизельэлектростанций

Рабочая мощность

МВт

874,0

897,0

865,0

915,0

849,5

тепловых электростанций

162,0

149,0

139,0

260,0

149,0

гидроэлектростанций

712,0

748,0

726,0

655,0

700,5

дизельэлектростанций

Собственное потребление мощности

МВт

56,6

55,0

54,6

53,6

52,7

тепловыми электростанциями

39

39,2

39,2

39,1

38

гидроэлектростанциями

17,6

15,8

15,4

14,5

14,7

Сальдо-переток мощности от Колымаэнерго

МВт

219,3

223,05

233,13

228,7

229,95

Выработка электроэнергии - всего

млн. кВт.ч

2082,7

2116,3

2175,1

2176,0

2205,2

тепловыми электростанциями

140,2

137,4

142,6

145,7

160,5

гидроэлектростанциями

1942,5

1978,9

2032,5

2030,3

2044,7

дизельэлектростанциями

Расход электроэнергии на собственные нужды - всего:

млн. кВтч

77,7

78,0

76,8

76,9

78,1

- на производство электроэнергии

млн. кВтч

24,3

25,4

23,9

25,3

26,4

то же в % к выработке электроэнергии

%

17,7

18,5

16,8

17,4

16,4

- на производство теплоэнергии

млн. кВтч

53,4

52,6

52,9

51,6

51,8

- то же в кВтч/Гкал

кВт.ч/Гкал

47,2

47,7

46,8

46,2

47,5

Отпуск электроэнергии в сеть (сальдо-переток) от Колымаэнерго

млн. кВтч

1787,7

1840,1

1898,0

1903,5

1955,7

в том числе:

а) на ОРЭМ

млн. кВтч

б) по прямым договорам

млн. кВтч

в) на региональный рынок (Колымаэнерго)

млн. кВтч

1787,7

1840,1

1898,0

1903,5

1955,7

Отпуск теплоэнергии

тыс. Гкал

1349

1326

1367

1356

1324

с коллекторов электростанций

1349

1326

1367

1356

1324

котельными

Потери в тепловых сетях

тыс. Гкал

330

326

324

324

305

То же в % от отпуска тепла

%

25,4

25,6

25,2

25,3

24,5

Полезный отпуск теплоэнергии

тыс. Гкал

971

947

962

954

939

с коллекторов электростанций

971

947

962

954

939

котельными

В период с 2009 – 2013 годы  на территории, обслуживаемой ОАО «Магаданэнерго», наблюдалось   увеличение  электропотребления примерно на 5,9%. Основная причина этого – увеличение полезного отпуска электроэнергии электрокотельным. В результате проводимых мероприятий по снижению потерь электроэнергии и совершенствованию систем коммерческого и технического учета электроэнергии наметилось снижение транспортного расхода электроэнергии на ее передачу с 20,25% в 2009 году до 16,45% в 2013 году.

Динамика электропотребления ОАО «Магаданэнерго» в 2009 – 2013 г.г

Динамика  ТЭП  ОАО «Магаданэнерго» в 2009 – 2013 г.г.

Основным поставщиком электроэнергии является филиал «Колымская ГЭС имени Фриштера Ю.И.» ОАО «Колымаэнерго» и ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС», обеспечивающая более 93,5% потребности в электроэнергии на территории, обслуживаемой ОАО «Магаданэнерго».

Оборудование АрГРЭС находится на консервации. Для обеспечения горячего водоснабжения пос. Мяунджа и обогрева здания электростанции на АрГРЭС в зимнее время работает котлоагрегат среднего давления и один турбогенератор с нагрузкой 7-10 МВт. С мая по октябрь станция полностью остановлена. Для  обеспечения горячего водоснабжения потребителей пос. Мяунджа в этот период на АрГРЭС работают электрокотлы с нагрузкой от 3 МВт до 30 МВт.

Режим работы МТЭЦ диктуется необходимостью экономии твердого топлива и надежностью электроснабжения Магаданского энергоузла. Генераторы МТЭЦ в зимнее время несут нагрузку от 5 МВт до 30 МВт по тепловому графику. Для обеспечения горячего водоснабжения потребителей г. Магадана на МТЭЦ установлены электрокотлы, которые работают круглый год с нагрузкой до 45 МВт, используя покупную электроэнергию от КГЭС.

2.11. Динамика основных показателей

энерго- и электроэффективности за 5 лет

Расчет показателей энерго- и электроэффективности Магаданской области за 2009-2013 годы произведен, исходя из следующих статистических фактических и прогнозируемых значений показателей:

Наименование показателя

ед. изм.

2009

2010

2011

2012

2013

Объем ВРП

млн. рублей

47895,9

59619,7

75147,0

87434,5

95135,6

Индекс дефлятор ВРП

%

115,2

116,4

123,1

112,3

106,1

Объем ВРП в ценах 2009 года

млн. рублей

47895,9

51219,7

52444,6

54336,5

55723,3

Объем производства электроэнергии

млн. кВт

2196,2

2245,1

2305,4

2307,2

2352,2

Объем потребления электроэнергии

млн. кВт

2060,5

2110,7

2163,2

2161,2

2205,5

Суммарное потребление электро-, теплоэнергии

тыс. тонн у.т.

263,2

265,8

268,5

274,2

280,2

Среднегодовая численность населения

тыс. человек

160,0

157,8

155,5

152,4

150,3

Ниже представлена динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет, где значение показателя энергоемкости рассчитано исходя из представленной Магаданстатом информации о суммарном потреблении электро- и теплоэнергии в Магаданской области по данным статистического наблюдения по форме №11-ТЭР.

Основные показатели энерго- и электроэффективности

Магаданской области за 2009-2013 годы

Наименование показателя

ед. изм.

2009

2010

2011

2012

2013

Энергоемкость ВРП*

кг у.т./ тыс. руб.

5,5

4,5

3,6

3,1

2,9

Электроемкость ВРП**

кВт. ч / тыс. руб.

45,8

43,8

43,6

42,5

41,1

Потребление  электроэнергии на душу населения

кВт. ч

12,88

13,37

13,91

14,09

14,19

Электровооруженность труда промышленных организаций (без субъектов малого предпринимательства)

тыс. кВт. ч в расчете на одного рабочего

82,6

85,6

89,7

111,5

113,7

* отношение суммарного потребления энергетических ресурсов в регионе к величине ВРП

** отношение произведенной в регионе электроэнергии в натуральном выражении к величине ВРП в сопоставимых ценах 2009 года

За период времени с 2009 года по 2013 год сложилась положительная динамика основных показателей энерго- и электроэффективности. Так, потребление электроэнергии на душу населения возросло на 10,2% и в 2013 году по оценке составило 14,19 кВт. ч., а электровооруженность труда промышленных организаций (без субъектов малого предпринимательства) увеличилась на 37,6% и в 2013 году по оценке составила 113,7 тыс. кВт. ч в расчете на одного рабочего. При этом энергоемкость ВРП уменьшилась в 1,9 раза и в 2013 году оценивается на уровне 2,9 кг условного топлива на тыс. рублей, а электроемкость ВРП уменьшилась на 10,3% и в 2013 году оценивается на уровне 41,1 кВт. ч на тыс. рублей. 

2.12. Основные характеристики электросетевого

хозяйства региона 

110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним

             

Филиал ОАО «Колымаэнерго» Колымские электрические сети

Состав электросетевого комплекса:

Класс

напряжения

Количество

линий

Собственник

Количество

подстанций

Собственник

220 кВ

1

ОАО «Колымаэнерго»

1

ОАО «Колымаэнерго»

110 кВ

1

ОАО «Колымаэнерго»

1

ОАО «Колымаэнерго»

Протяженность ВЛ  – 225,28 км, в т. ч.:

- ВЛ 220 «Усть-Среднеканская ГЭС –Оротукан» –36,28 км

- 220 кВ«КГЭС - Электрокотельная»  – 8,9 км

- 110 кВ «Оротукан - ГПП» – 39   км.

Установленная мощность трансформаторов:

- 220 кВ – ПС 220/110/35/6 кВ «Электрокотельная» – АТДЦТН 220/110/6 кВ 63 МВА – 2 шт.;

- 110 кВ – ПС 220/110/35/6 кВ «Электрокотельная» – ТРНДЦН 110/6/6 кВ         63 МВА – 1 шт.;

- ПС 110/35/6 кВ «ГПП» – ТДТН 110/35/6 кВ 25 МВА – 1 шт.;

- ТДТН 110/35/6 кВ 16 МВА – 1 шт.

              Реализация электроэнергии:

              -промышленным потребителям – 50,26  млн. кВт.ч.;

              -населению – 4,44 млн. кВт.ч.

ОАО «Магаданэнерго»

В электрических сетях ОАО «Магаданэнерго» действует система напряжений 220/110/154/35 кВ.

Протяженность ВЛ, количество и установленная мощность
трансформаторов и автотрансформаторов на понизительных

ПС 110-220 кВ ЦЭУ энергосистемы на 01 января 2014 г.

Напряжение, кВ

Протяженность ВЛ,км

Кол-во трансфор-маторов

Мощность ПС, МВА

всего

%

всего

%

220

1635

48

17

1057

52

154

177

5

2

180

9

110

1575*

47

54

787,2

39

Всего

3387

100

73

2024,2

100

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

Сети 220 кВ представлены протяженными  ВЛ, по которым выдается мощность самого крупного энергоисточника – Колымской ГЭС (и частично Аркагалинской ГРЭС).

Связь КГЭС с южной частью энергосистемы, где сосредоточено до 40% нагрузки, обеспечивается  до ПС 220 кВ «Усть-Омчуг» по двухцепной ВЛ 220 кВ «Колымская ГЭС – Нововетреный – Усть-Омчуг» (161,8 км), а далее от ПС 220 кВ «Усть-Омчуг» до ПС 220 кВ «Центральная» (г. Магадан) – по одноцепной ВЛ 220 кВ «Усть-Омчуг – Центральная» (245,2 км).               Последний участок этой ВЛ 220 кВ «Палатка-Центральная» введен в 1998 г., пусковой комплекс ПС 220 кВ «Центральная» – в октябре 1999 г.

Сети 154 кВ (ВЛ протяженностью 177,4 км и два AT-154/110 кВ мощностью по 90 МВА каждый) были созданы в 1968 г. на базе сетей  110 кВ для повышения пропускной способности линии электропередачи на участке «Усть-Омчуг – Палатка». Сегодня, ВЛ 154 кВ «Усть-Омчуг – Палатка» выполняет те же функции.

Сети 110 кВ в восточной и центральной частях энергосистемы развиты слабо и представлены в основном радиальными протяженными ВЛ. Большее развитие получили сети 110 кВ в южной и западной частях энергоузла. Одноцепная  ВЛ 110 кВ протянулась вдоль западной границы области от самой северной точки энергоузла (ПС 110 кВ «Юбилей­ный») до южной (МТЭЦ) на расстояние порядка 950 км. 

Питание потребителей Индигирского района Республики САХА (Якутия) обеспечи­вается на напряжении 110 кВ по двум одноцепным ВЛ 110 кВ «АГРЭС - Нера-Новая» (262 км), одна из которых выполнена в габаритах 220 кВ.

Перечень  подстанций ОАО «Магаданэнерго» 110 кВ и выше.

№ п/п

Филиал

Наименование

подстанции

Класс напряжения, кВ

Кол-во силовых трансформаторов

Установленная мощность силовых

трансформаторов, кВА

Кол-во отходящих линий

Год завершения строительства

ВН

СН

НН

1

Западные электрические сети

Артык

110/6

2

8 800

3

5

1965

2

Западные электрические сети

Победа

110/35/6

2

20 000

1

1

5

1972

3

Западные электрические сети

Балаганах

110/35/6

2

7500

3

2

1

1972

4

Западные электрические сети

Нера - Новая

110/35/6

2

50 000

2

3

13

1978

5

Западные электрические сети

Юбилейный

110/35/6

2

32 000

1

2

5

1989

6

Южные электрические сети

Центральная

220/110/35/10

4

238 000

1

6

5

1999

7

Южные электрические сети

Палатка

220/150/110/35/6

4

185 000

2

2

4

1969

8

Южные электрические сети

Сокол

110/35/10

2

32 000

2

2

18

1987

9

Южные электрические сети

Армань

110/35/10

2

20 000

1

1

8

1967

10

Южные электрические сети

Юго-Восточная

110/35/10

2

80 000

1

4

18

1976

11

Южные электрические сети

Ольская

110/35/10/6

3

22 500

1

2

10

1986

12

Восточные электрические сети

Ягодное

220/110/6/35

4

136 300

3

3

9

1979

13

Восточные электрические сети

Оротукан

220/110/35/6

4

158 000

2

1

6

1982

14

Восточные электрические сети

Синегорье

220/110/10/35

4

176 000

2

2

6

1979

15

Восточные электрические сети

Омсукчан

220/110/35/6

4

176 000

1

1

7

1980

16

Восточные электрические сети

Спорное

110/35/6

1

16 000

2

2

-

1962

17

Восточные электрические сети

Утиная

110/35/6

1

6 300

2

4

1956

18

Восточные электрические сети

Таскан

110/35/6

2

20 000

3

1

-

1940

19

Восточные электрические сети

Сеймчан

110/35/6

2

32 000

1

2

6

1984

20

Восточные электрические сети

Берзина

110/35/6

2

32 000

2

2

4

1962

21

Восточные электрические сети

Бурхала

110/35/6

2

12 600

2

1

3

1956

22

Восточные электрические сети

Дукат

110/35/6

2

20 000

1

4

5

1988

23

Центральные электрические сети

Берелех

220/110/35/6

4

158 000

5

3

10

1956

24

Центральные электрические сети

Усть-Омчуг

220/110/35/6

5

236 000

5

2

11

1988

25

Центральные электрические сети

Нововетренный

220/35/6

2

50 000

2

1

2

1988

26

Центральные электрические сети

Еврашкалах

110/35/6

1

7 500

2

2

3

1956

27

Центральные электрические сети

Кедровый

110/35/6

2

32 000

3

2

12

1947

28

Центральные электрические сети

Кулу

110/35/6

1

6 300

1

2

3

1967

29

Центральные электрические сети

Мальдяк

110/35/6

2

14 000

1

2

6

1947

30

Центральные электрические сети

Омчак

110/35/6

2

20 000

2

3

8

1952

31

Центральные электрические сети

Транспортный

110/35/6

2

20 000

2

2

11

1978

32

Центральные электрические сети

Ударник

110/35/6

1

16 000

1

2

6

1967

33

Центральные электрические сети

Фролыч

110/35/6

2

32 000

3

3

6

1950

34

Центральные электрические сети

Широкий

110/35/6

1

16 000

1

2

8

1966

35

Центральные электрические сети

Нелькоба

110/35

1

6 300

1

2

1981

36

Центральные электрические сети

Таежная

110/35

1

16 000

2

3

1964

Перечень ВЛ напряжением 110 кВ и выше,

находящихся на балансе ОАО «Магаданэнерго»

Наименование (начало/окончание ЛЭП)

Диспетчерское наименование

Номинальное напряжения, кВ

Протяженность, км

Год ввода в эксплуатацию

Нормативный (проектный) срок службы, лет.

Фактический срок службы,                лет

Год последнего капитального ремонта (накопительным итогом всех участков)

Год реконструкции, модернизации или перемаркировки ЛЭП

филиал «Центральные электрические сети»

Усть-Омчуг-КГЭС 1

ВЛ-220 "Усть-Омчуг-КГЭС 1"

220

104,2

1982

50

31

1999

Усть-Омчуг-КГЭС 2

ВЛ-220 "Усть-Омчуг-КГЭС 2"

220

104,2

1982

50

31

1999

АрГРЭС-Усть-Нера

ВЛ-220 "АрГРЭС-Усть-Нера"

220

105,0

1982

50

31

2000

АрГРЭС-Берелех

ВЛ-220 "АрГРЭС-Берелёх"

220

61,2

1976

50

  37

2002

Берелех-Ягодное

ВЛ-220 "Берелёх-Ягодное"

220

97,0

1976

50

37

2001

АрГРЭС-Берелех

ВЛ-110 "АрГРЭС-Берелёх"

110

61,3

1956

25

57

2009

Омчак-Усть-Омчуг

ВЛ-110 "Омчак-Усть-Омчуг"

110

122,7

1966

25

47

2008

1976 модернизация

Кедровый-Омчак

ВЛ-110 "Кедровый-Омчак"

110

187,7

1952

25

61

1990

АрГРЭС-Кедровый

ВЛ-110 "АрГРЭС-Кедровый"

110

12,0

1953

25

60

2009

1983 модернизация

Кедровый-Фролыч

ВЛ-110 "Кедровый-Фролыч"

110

35,5

1940

25

73

2008

1980 модернизация

Еврашкалах-Бурхала

ВЛ-110 "Еврашкалах-Бурхала"

110

44,5

1950

25

63

2004

Отп. Мальдяк

ВЛ-110 "Отп. Мальдяк"

110

8,7

1972

25

41

2002

Берелех-Еврашкалах

ВЛ-110 "Берелёх-Еврашкалах"

110

23,2

1950

25

63

1999

Берелех-Ударник

ВЛ-110 "Берелёх-Ударник"

110

52,7

1967

25

46

2010

1976 модернизация

филиал «Южные электрические сети»

Палатка-Усть-Омчуг

ВЛ-220 "Палатка-Усть-Омчуг"

220

175,2

1994

50

18

2010

Центральная-Палатка

ВЛ-220 "Центральная-Палатка"

220

70,0

1998

50

15

Палатка-Усть-Омчуг

ВЛ-154 "Палатка-Усть-Омчуг"

154

177,4

1967

25

46

2004

1976 модернизация

Сокол-Палатка

ВЛ-110 "Сокол-Палатка"

110

33,0

1965

25

48

1975

2005 реконструкция

МТЭЦ-МЦ

ВЛ-110 "МТЭЦ-МЦ"

110

0,4

1990

50

23

Центральная-Сокол

ВЛ-110 "Центральная-Сокол"

110

50,1

1963

25

50

1983

2007 реконструкция

МТЭЦ-Армань

ВЛ-110 "МТЭЦ-Армань"

110

47,6

1967

25

46

1984

2010 реконструкция

Центральная-МЦ

ВЛ-110 "Центральная-МЦ"

110

3,5

2004

50

9

МТЭЦ-Центральная

ВЛ-110 "МТЭЦ-Центральная"

110

4,0

002

50

11

Центральная-Юговосточная 1

ВЛ-110 "Центральная-Юговосточная 1"

110

6,8

1975

50

38

2000

Центральная-Юговосточная  2

ВЛ-110 "Центральная-Юговосточная 2"

110

6,8

1975

50

38

2000

Центральная-Ольская

ВЛ-110 "Центральная-Ольская"

110

30,3

1985

50

28

2010

филиал «Восточные электрические сети»

КГЭС - Ягодное 1

ВЛ-220 "КГЭС - Ягодное 1"

220

96,4

1979

50

34

2001

2007 реконструкция

КГЭС - Ягодное 2

ВЛ-220 "КГЭС - Ягодное 2"

220

96,4

1979

50

34

2001

2007 реконструкция

Отп. на ПС "Синегорье" 1

ВЛ-220 "Отп. на ПС "Синегорье" 1"

220

2,8

1979

50

34

2001

Отп. на ПС "Синегорье"2

ВЛ-220 "Отп. на ПС "Синегорье"2"

220

2,8

1979

50

34

2001

КГЭС-Оротукан

ВЛ-220 "КГЭС-Оротукан"

220

93,0

1980

50

33

1998

2010 реконструкция

КГЭС-Усть-Омчуг 1

ВЛ-220 "КГЭС-Усть-Омчуг 1"

220

57,6

1988

50

25

1995

КГЭС-Усть-Омчуг 2

ВЛ-220 "КГЭС-Усть-Омчуг 2"

220

57,6

1988

50

25

1995

Оротукан-Омсукчан

Вл-220 "Оротукан-Омсукчан"

220

325,4

1979

50

34

1991

2009 реконструкция

Ягодное-Бурхала

ВЛ-110 "Ягодное-Бурхала"

110

34,6

1949

25

64

1994

1979 модернизация

Ягодное-Берзина

ВЛ-110 "Ягодное-Берзина"

110

33,0

1946

25

67

2002

1986 модернизация

Спорное-Утиная

ВЛ-110 "Спорное-Утиная"

110

19,6

1938

25

75

2003

1988 модернизация

Синегорье-Спорное

ВЛ-110 "Синегорье-Спорное"

110

55,7

1971

25

42

1985

2008 реконструкция

Таскан-Утиная

ВЛ-110 "Таскан-Утиная"

110

47,0

1944

25

69

2004

1984 модернизация

Таскан-Берзина

ВЛ-110 "Таскан-Берзина

110

44,0

1941

25

72

2002

1982 модернизация

Таскан-Сеймчан

ВЛ-110 "Таскан-Сеймчан"

110

99,3

1942

25

71

2010

Сеймчан-ГПП

ВЛ-110 "Сеймчан-ГПП"

110

70,3

1982

25

31

1998

Омсукчан-Дукат

ВЛ-110 "Омсукчан-Дукат"

110

30,0

1983

50

30

1995

филиал «Западные электрические сети»

АрГРЭС-Нера

ВЛ-110"АрГРЭС-Нера"

110

187

1989

50

25

Отпайки от  ВЛ 220 кВ «АрГРЭС-Нера», в том числе:

110

8,7

1989

Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Артыка"

Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Артыка"

110

3,7

1989

25

24

2000

Отпайка ВЛ-110 кВ к П/П "Победа"

Отпайка ВЛ-110 кВ к П/П "Победа"

110

2,5

1989

50

25

Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Балаганнах"

Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Балаганнах"

110

2,5

1989

50

24

АрГРЭС-Артык (оп.603-1036)

ВЛ-110"АрГРЭС-Артык"

110

75,4

1958

25

55

2003

2010 реконструкция

Артык-Нера, в том числе:

ВЛ-110 "Артык-Нера"

110

132,64

1958

25

55

1985

Отпайка "Победа"

ВЛ-110 "Отпайка "Победа"

110

17,6

1958

25

55

1985

Отпайка "Балаганнах"

ВЛ-110 "Отпайка "Балаганнах"

110

1,2

1986

50

27

Балаганнах-Юбилейный

ВЛ-110 "Балаганнах-Юбилейный"

110

95,0

1989

25

24

2010

2.13. Основные внешние электрические связи энергосистемы

Магаданской области

Энергосистема Магаданской области является автономной и не имеет внешних связей с субъектами Российской Федерации, за исключением Оймяконского улуса Республики Саха (Якутия).

2.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций                 ОАО «Магаданэнерго» в 2009-2013 г.г.

Ниже представлены объемы и структура топливного баланса электростанций ОАО «Магаданэнерго» в 2009-2013 г.г.



п/п

Показатели

Ед. изм.

Факт

Факт

Факт

Факт

Факт

2009

2010

2011

2012

2013

1

Выработка электрической энергии – всего

млн. кВт.ч

140,19

137,73

142,58

145,66

160,48

в том числе:

1.1

АО-энерго  – всего, в том числе:

млн. кВт.ч

140,19

137,43

142,58

145,66

160,48

1.1.1

ГЭС

млн. к Вт.ч.

1942,484

1978,936

2032,526

2030,292

2023,759

1.1.2

ГРЭС

млн. кВт.ч

36,77

34,56

34,45

36,96

34,82

1.1.3

ТЭЦ

млн. кВт.ч

103,42

102,87

108,13

108,70

125,66

1.2

другие производители

млн. кВт.ч

2

Покупка электроэнергии  – всего

млн. кВт.ч

1787,67

1840,11

1840,11

1903,54

1903,5

в том числе:

2.1

с ОРЭМ, в т.ч.

млн. кВт.ч

2.1.1

по долгосрочным регулируемым договорам

млн. кВт.ч

2.2

с розничного рынка (КГЭС)

млн. кВт.ч

1787,67

1840,11

1898,02

1903,54

1903,5

2.3

по импорту (приграничная торговля)

млн. кВт.ч

3

Потребление электрической энергии (брутто) АО-энерго * - всего

млн. кВт.ч

1927,86

1977,54

2040,60

2049,20

2076,05

в том числе:

3.1

отпуск электроэнергии собственным потребителям, в т.ч.

млн. кВт.ч

1179,133

1206,40

1260,07

1294,43

1335,49

3.1.1

по долгосрочным регулируемым договорам

млн. кВт.ч

3.2

потери в электричеких сетях АО-энерго 

млн. кВт.ч

374,59

349,35

360,41

334,90

328,56

3.3

потери в электрических сетях

млн. кВт.ч

3.4

потребление потребителей, имеющих генерирующие мощности

млн. кВт.ч

331,2

338,6

343,8

343,3

343

4

Продажа электроэнергии – всего

млн. кВт.ч

в том числе:

4.1

на ОРЭМ избыточными АО-энерго

млн. кВт.ч

4.2

на розничном рынке

млн. кВт.ч

4.3

на экспорт (приграничная торговля)

млн. кВт.ч

5

Отпуск теплоэнергии с коллекторов - всего 

тыс. Гкал

1349,117

1326,366

1367,240

1355,781

1323,509

в том числе:

5.1

котельными и электробойлерными  

тыс. Гкал

217,612

222,081

236,602

240,124

232,802

6

Потребность в топливе

6.1

условное топливо

тыс. тут

246,703

243,415

243,558

238,424

237,442

6.2

натуральное  топливо

6.2.1

уголь

тыс.тнт

323,925

327,135

320,780

315,472

317,629

6.2.2

мазут

тыс.тнт

0,293

0,219

0,205

0,213

0,210

6.2.3

газ

млн. куб.м.

6.2.4

дизельное топливо

тыс.тнт

0,040

0,035

0,042

0,020

0,030

2.15. Единый топливно-энергетический баланс Магаданской области (ЕТЭБ) за предшествующие 5 лет             

(тыс. тонн)

Наименование

электростанции

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

Приход

Расход

Приход

Расход

Приход

Расход

Приход

Расход

Приход

Расход

ОАО "Магаданэнерго"

УГОЛЬ

317,5

325,0

340,4

328,5

303,0

324,6

332,8

317,8

322,7

318,9

МАЗУТ

0,3

0,3

0,4

0,2

-

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

Магаданская ТЭЦ

Кузнецкий уголь

252,4

263,9

258,8

245,2

244,9

265,0

273,4

255,3

262,1

254,7

Ургальский уголь

22,5

22,5

Уголь, всего по МТЭЦ

252,4

263,9

281,3

267,7

244,9

265,0

273,4

255,3

257

259,06

Мазут

0,318

0,293

0,414

0,219

-

0,205

0,249

0,213

0,247

0,210

Аркагалинская ГРЭС

Аркагалинский уголь

65,1

61,1

59,1

60,8

58,1

59,6

59,4

62,5

60,6

64,2

Реализация электроэнергии ОАО «Колымаэнерго»

по группам потребителей в 2009-2013 годах и прогноз на 2014-2017 годы

(тыс.кВт)    

Период

Всего:

в том числе:

Промпотребление

Бюджет

Коммерческие

Насе-ление

СМПП ЖКХ и Э

Всего

в том числе с/подр.

Всего

в том числе связь

2008 год

168328,4

69690,2

1662,5

2030,2

2678,2

279,3

4562,3

89367,5

2009 год

158232,5

63350,7

1821,9

2358,5

3038,6

75,4

4258,5

85226,2

2010 год

129682,4

44752,0

638,6

2357,4

3478,4

109,2

4677,6

74417,0

2011 год

147317,1

62342,9

852,6

2447,3

3936,1

75,4

4561,7

74029,1

2012 год

142036,0

56948,3

627,0

2450,4

3740,0

156,8

4435,4

74461,9

2013 год

135520,0

49948,0

266,5

2428,3

3976,2

122,6

4439,1

74728,4

Прогноз на:

2014 год

134254,5

48109,0

65,0

2644,0

4367,0

104,0

4580,0

74554,5

2015 год

134163,8

44888,8

28,8

2428,0

7939,2

107,5

4439,0

74468,8

2016 год

134254,5

44802,3

-

2400

7900

107,5

4439

74713,2

2017 год

134254,5

44802,3

-

2400

7900

107,5

4439

74713,2

3. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ

ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ

Несмотря на избыточность по установленной мощности станций ОАО «Колымаэнерго» и ОАО «Магаданэнерго» в ЦЭУ, выработка электроэнергии ограничена:

- объемом водохранилища Колымской ГЭС,

- наличием на складах дальнепривозного топлива,

- высокими транспортными затратами на доставку местных углей,

- наличием морально устаревшего и физически изношенного оборудования тепловых станций.

Проблемными вопросами для энергосистемы Магаданской области остаются:

- отсутствие источника финансирования сетевого строительства под программу освоения перспективных месторождений области, а также для повышения надежности электроснабжения отдаленных и крупных потребителей;

- отсутствие сетевой инфраструктуры и слабая надежность энергоснабжения потребителей по сетям не позволяют эффективно использовать существующий потенциал гидравлической станции на нужды ЖКХ, в т.ч. на электроотопление.

Сформировавшаяся на сегодня схема электрических сетей 110 кВ и выше Магаданской энергосистемы, хотя и улучшена вводом ВЛ 220 кВ до г. Магадана, но не позволяет в полной мере обеспечить надежное электроснаб­жение потребителей по следующим причинам.

Ненадежна связь южной части энергосистемы с северной, где нахо­дится крупнейший энергоисточник ЦЭУ - КГЭС, обеспечивающий бо­лее 90% потребности энергосистемы в электроэнергии. Аварийные отключения двух ВЛ (или аварийное отключение одной и ремонтное другой) на участках КГЭС - Усть-Омчуг и Усть-Омчуг – Палатка могут повлечь за собой ограничения нагрузки энергосистемы до 22-30% .

Электрические сети энергосистемы напряжением 110 кВ – 220 кВ в основном выполнены в «одноцепном» исполнении, практически без «закольцованных» участков, что значительно уменьшает энергобезопасность региона. Большая протяженность ВЛ (5051,8 км по трассе) приводит к большим объемам работ по обслуживанию сетей и к большим потерям в сетях.

Степень износа производственных фондов на 01.01.2014 г. приведена в таблицах.

Характеристика трансформаторных подстанций напряжением 6(10)-220 кВ.

ОАО «Магаданэнерго»

6(10) кВ

35 кВ

110 кВ

220 кВ

Всего

на 01.01.2014

на 01.01.2014

на 01.01.2014

на 01.01.2014

на 01.01.2013

на 01.01.2014

Итого

Мощность, тыс. кВА

93,6

441,2

597,8

1513,3

2669,8

2646,6

Количество, шт

164

87

27

9

290

289

% износа

фактический

66

73

63

63

66

67

бухгалтерский

78

80

75

70

76

76

Примечание: фактический износ – технический износ по результатам проведённых обследований оборудования подстанций.

Характеристика электрических сетей  напряжением 0,4-220 кВ

(в одноцепном исчислении)

ОАО «Магаданэнерго»

Всего на

01.01.2013

Всего на 01.01.2014

В том числе:

0.4 - 6(10) кВ

35 кВ

110 кВ

220 кВ

Итого:

км

5404,4

5346,7

327,1

1632,2

1752,2

1635,0

% износа факт.

53,8

54,1

66,25

65

44,58

39,8

бух.

65,2

67,78

69,88

81,07

67,98

52,2

Примечание: фактический износ – технический износ по результатам проведённых обходов ВЛ.

Около 50% ВЛ и ПС имеют срок службы более 25 лет. На ВЛ наблюдаются выпучивание и частичное разрушение фундаментов, загнивание отдельных элементов деревянных опор выше нормы. Часть ВЛ находится в неудовлетворительном состоянии. Наибольшей степени разрушения подверглись свайные фундаменты ВЛ 220 кВ Оротукан – Омсукчан, реконструкция которых  выполнена в период 2005-2009 годов.

Требуется выполнение  ремонтных работ на отдельных участках ВЛ 220 кВ «Палатка – Центральная», которая из-за топливного кризиса строилась ускоренными темпами и вынуж­денно введена в строй со значительными недоделками.

Состояние электрооборудования подстанций в основном удовлетворительное, но остается ряд проблем, которые снижают надежность их функционирования и требуют скорейшего решения. Подвержены разрушению в связи с мерзлотным выпучиванием свайные фундаменты практически всех ПС 220 кВ, кроме ПС 220 кВ «Усть-Омчуг», которая выполнена на поверхностных фундамен­тах. В наиболее неудовлетворительном состояние находятся фунда­менты ПС 220 кВ «Ягодное», реконструкцию которых ОАО «Ма­гаданэнерго» проводит в настоящее время.

Схемы присоединения ряда подстанций к сетям энергоузла не соответствуют требованиям по обеспечению надежного и качест­венного электроснабжения потребителей:

- двухтрансформаторная ПС 110 кВ «Армань» присоединена к се­тям энергосистемы одноцепной тупиковой ВЛ 110 кВ (47,6 км) и также не имеет резервного питания по сетям 35 кВ;

- пять подстанций (ПС 220 кВ Ягодное,  ПС 110 кВ Юго-Восточная, Таскан, Кедровый, Балаганах) имеют схемы ОРУ 220 и 110 кВ, в которых при трех - четырех присоединениях отсутствуют секционные выключателем, а при пяти присоединениях отсутствует обходная система шин с выключателями.

В условиях большой выработки нормативного ресурса установленного высоковольтного оборудования подстанций 35-220 кВ и ограничения  финансовых средств филиалы ОАО «Магаданэнерго» вынуждены переходить от регламентных ремонтно-профилактических работ к их ремонту по фактическому состоянию и результатам технического освидетельствования основного электрооборудования.

Согласно требованиям  пункта 5.7.18 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных Приказом Минэнерго Российской Федерации от 19 июня 2003 г. № 229,  и  пункта 5.2.5 Правил организации  технического  обслуживания и ремонта  оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей СО 34.04.181-2003, утвержденных РАО «ЕЭС России» 25 декабря 2003 г., сроки проведения капитального ремонта каждой ВЛ на металлических опорах  составляют – не реже 1 раза в 12 лет, а для ВЛ на деревянных опорах – не реже 1 раза в 6 лет.

Таким образом, для выполнения вышеуказанных требований необходимо, чтобы суммарная протяженность ремонтируемых участков ВЛ в год составляла не менее 500-600 км при общей протяженности ВЛ 0,4-220 кВ ОАО «Магаданэнерго» (по трассе)  –  5051,8 км (на 01 января 2014г.). В настоящее время годовой объём капитального ремонта ВЛ составляет 300 км, следовательно, ежегодное отставание от норматива составляет 40-50%.

Степень износа основного оборудования Аркагалинской ГРЭС и Магаданской ТЭЦ составляет свыше 65%. Для обеспечения нормальной работы станции на долгосрочную перспективу с покрытием  перспективных тепловых и электрических нагрузок энергосистемы на станциях необходимо выполнить следующие ключевые мероприятия:

- Магаданская ТЭЦ: реконструкция КТЦ (замена ГПП (главного паропровода), ЧСД (часть среднего давления), замена ВВП-4-6  УПТ-1600 (установка подпитки теплосети) на пластинчатые, реконструкция тракта топливоподачи, внедрение коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения дуги в инертном газе (элегазовых выключателей на ОРУ 110 кВ) с установкой ограничителей напряжения;  внедрение коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения дуги в вакууме (установка выкуумных выключателей 6 кВ в РУСН);

- Аркагалинская ГРЭС: реконструкция тракта топливоподачи, реконструкция оборудования котельного цеха, реконструкция оборудования турбинного цеха, реконструкция ГТС (замена лотка бетонной части плотины); внедрение коммутационного оборудования на ОРУ 110 кВ с заменой выключателей на ВЭБ 110 кВ.

              Выполнение вышеперечисленных ключевых мероприятий позволит повысить эффективность, экономичность и надёжность работы станций, обеспечить стабильность электроснабжения  золотодобывающих предприятий «Яно- Колымской золоторудной провинции», повысить степень энергобезопасности  Магаданской области на долгосрочную перспективу.

4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ

Основные направления развития электроэнергетики Магаданской области определены исходя из следующих основных критериев:  самодостаточность региона, высокая надежность энергосистемы, что решается в результате комплексного подхода к объектам генерации и сетям, требующим революционного обновления и строительства новых источников и магистральных сетей.

Для обеспечения надежного электро- и теплоснабжения потребителей и недопущения инфраструктурных ограничений экономического роста требуется:

Опережающее развитие электроэнергетики по сравнению с общим уровнем промышленного и гражданского строительства.

Опережающее развитие сетевой инфраструктуры по сравнению с развитием генерации для устранения сетевых ограничений и повышения эффективности использования существующих генерирующих мощностей, с учетом принципа разумной избыточности и приоритета надежности энергоснабжения потребителей.

Предложение электроэнергии потребителям по доступным ценам, конкурентным с ценами на электроэнергию в основных развитых странах. При этом цены на электроэнергию должны обеспечивать потребности электроэнергетики в текущем функционировании и в инвестиционном развитии (обеспечить окупаемость инвестиций) и создавать стимулы для энергосбережения у потребителей.

Обеспечение надежности электроснабжения потребителей за счёт ликвидации имеющегося дефицита сетевых мощностей.

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики

Магаданской области

На период до 2017 года

Цели и задачи развития электроэнергетического комплекса Магаданской области определены в рамках Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года, утвержденной Законом Магаданской области от 11 марта 2010 г. № 1241-ОЗ. К их числу в прогнозируемый период до 2017 года относятся следующие:

Завершение реализации федеральной целевой программы «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2018 года», утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 1996 г. № 480 в редакции постановления Правительства Российской Федерации от 06 декабря 2013 года № 1128 с пролонгацией действия программы на период до 2018 года в части строительства и ввода в эксплуатацию включённых в программу объектов энергетики.

Опережающее развитие  электросетевой инфраструктуры  Яно-Колымской золоторудной провинции по сравнению с остальными промышленными объектами для обеспечения надежного электроснабжения потребителей и недопущения инфраструктурных ограничений экономического роста. Приоритетной задачей является модернизация электросетевой инфраструктуры Магаданской области в рамках реализации двухэтапного инвестиционного проекта «Внешнее электроснабжение Яно-Колымской золоторудной провинции», при финансировании данного проекта за счет средств  федеральной целевой программы «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2018 года». В состав объектов обеспечивающей инфраструктуры входит:

Первым этапом. Строительство  двухцепной ВЛ 220 кВ «Усть-Омчуг-Омчак» и ПС 220 кВ «Омчак новая» с реконструкцией ПС 220 кВ «Усть-Омчуг»;

Вторым этапом. Строительство линий ВЛ 220 кВ «Ягодное - Берелех» и «Омчак - Берелех», ПС 220 кВ «Ягодное» и ПС 220 кВ «Берелех».

Основные мероприятия на период до 2025 года в сфере развития электроэнергетики, по внедрению инноваций в энергетику, формированию условий диверсификации и технологической модернизации энергетики намечены в рамках Плана мероприятий Правительства Магаданской области по реализации "Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года" (далее – План реализации Стратегии), утвержденного постановлением администрации Магаданской области от 10 июня 2011 г. N 400-па. В период до 2017 года Правительством Магаданской области планируется  реализация следующих мероприятий (разделы 2 и 8.3 Плана реализации Стратегии):

- содействие строительству ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Дукат» с подстанцией 220 кВ «Дукат»; ВЛ 220 кВ «Оротукан-Магадан» с подстанциями 220 кВ «Оротукан», «Палатка», «Центральная»; ВЛ 110 кВ «Центральная-Сокол-Палатка» (срок окончания реализации мероприятия запланирован на 2018 год);

- модернизация котельных с переводом их с жидкого топлива на местные угли, строительство котельных на твердом топливе в муниципальных образованиях пос. Дукат, пос. Армань, пос. Талая, пос. Хасын (реализации мероприятия запланирована до 2025 года);

- внедрение ветродизельных комплексов для бесперебойного энергоснабжения изолированных объектов в пос. Эвенск Северо-Эвенского района мощностью 3,0 МВт и с. Тахтоямск Ольского района мощностью 0,7 МВт (срок окончания реализации мероприятия запланирован на 2015 год);

- внедрение энергосберегающих тепловых комплексов электрокотлы и тепловые насосы (установленный планом срок реализации мероприятия – до 2013 года, реальный – до 2015 года).   

Еще одно мероприятие по Плану реализации Стратегии, касающееся создания областного учреждения либо казенного предприятия «Фонд капитального ремонта многоквартирных домов Магаданской области», планируется к завершению в 2015 году. Разработанный проект постановления «О создании некоммерческой организации «Магаданский региональный фонд капитального ремонта многоквартирных домов» в настоящее время проходит согласование.

Природно-ресурсный фактор и, прежде всего, его минерально-сырьевая составляющая является важнейшим фактором, определяющим особенности программных решений по развитию отдельных территорий Магаданской области и экономики региона в целом. При этом дальнейшее развитие добычи полезных ископаемых в регионе зависит от наличия внешнего электроснабжения горнорудных предприятий области.

Наиболее значимый промышленный проект на территории Магаданской области – освоение Наталкинского месторождения предприятием ОАО «Рудник имени Матросова», с поэтапным вводом в 2015-2018-2021г.,  заявленной мощностью 42 - 140 – 280 МВт, соответственно. Технические условия на внешнее электроснабжение перспективных нагрузок ОАО «Рудник имени Матросова» выданы 23 сентября 2010 года и разделены на три очереди в соответствии с заявленной мощностью:

- первая очередь (первый  этап) предусматривает с первого полугодия 2015 года подключение рудника с нагрузкой до 42 МВт по третьей категории надежности путём врезки в  существующую ВЛ 110 кВ «Усть-Омчуг – Омчак» (ВЛ 110 кВ «Омчак-Павлик») со строительством  ГПП-1 (ПС 110 кВ «Технологическая»);

- вторая очередь  (второй этап) к 2018 году предусматривает увеличение нагрузки до 140 МВт, при условии строительства двухцепной ВЛ 220 кВ «Усть-Омчуг – Омчак», протяженностью 2х135 км,  ПС 220 кВ «Омчак Новая» трансформаторной мощностью 2х125 МВА, и реконструкцией ПС 220 кВ «Усть- Омчуг» с расширением на 2 линейные ячейки;

- третья очередь (третий этап) предусматривает к 2021 году увеличение нагрузки до 280 МВт, при условии строительства двухцепной ВЛ 220 кВ «Берелёх Омчак» протяженностью 2х164 км, реконструкцию ПС 220 кВ «Берелёх» «Ягодное», строительство ВЛ 220 кВ «Ягодное – Берелёх» и расширение ПС 220 кВ «Омчак новая» с увеличением трансформаторной мощности на 125 МВА.

Ввод в действие этих объектов энергетической инфраструктуры позволит:

- обеспечить вторую категорию надёжности и вывод Наталкинского ГОКа на полную проектную мощность с нагрузкой в 280 МВт;

- решить вопрос с обеспечением электрической энергией всех горнопромышленных потребителей Тенькинского района  Магаданской области, в частности, рудники «Рудник имени Матросова», «Павлик», «Родионовское», «Дегдеканское», а в дальнейшем Сусуманского района (Чай-Юрьинская площадь, Дорожное месторождение, Стахановское рудное поле), Ягоднинского района (Утинское месторождение, Месторождение Юго-восточная часть Бурхалинского рудного поля (зоны Аммональная, Южная)) и Хасынского района (Рудопроявление Бутарное, Приднепровская перспективная площадь).

- создать устойчивую электросетевую инфраструктуру для развития Тенькинского кластера Яно-Колымской золоторудной провинции.

Основными потребителями электроэнергии, вырабатываемой Усть-Среднеканской ГЭС, станут горнодобывающие и перерабатывающие предприятия на месторождениях Тенькинского, Омсукчанского и Среднеканского районов.

Потенциально крупным потребителем электроэнергии является жилищно-коммунальное хозяйство. В настоящее время отрасль является дотационной, низкорентабельной, но при реализации определенного набора политических, технических, организационно-правовых мероприятий  может стать  экономически привлекательной.

Для обеспечения покрытия спроса на электроэнергию и мощность
в прогнозируемый период необходимо также реконструировать действующую Магаданскую ТЭЦ и Аркагалинскую ГРЭС (находится в резерве). По условиям баланса электроэнергии станции будут нести значительную нагрузку с годовой выработкой энергии в 250 и 429 млн. кВтч, соответственно.

Для освоения месторождений Шаманихо-Столбовского рудно-россыпного района и Ороекской металлогенической зоны требуется строительство ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Ороек» с ПС 220 кВ «Ороек» и распределительных сетей 110 кВ до месторождения  «Глухариное».

Для освоения Ланковского и Мелководненского месторождений бурых углей требуется строительство двух линий напряженностью 110 кВ «Магадан – Ланковское» и «Магадан – Ола – Мелководненское».

Реализация запланированных мероприятий по развитию энергетической инфраструктуры в долгосрочной перспективе позволит:

- повысить надежность энергоснабжения региона (строительство
ВЛ 220 кВ «Оротукан – Палатка – Центральная»);

- повысить эффективность производства (реализация программы мероприятий по сокращению потерь в электросетях ОАО «Магаданэнерго» и распределительных тепловых сетях МУП «Магадантеплосеть»);

- увеличить объем товарной продукции и прибыльности энергокомпаний;

- создать условия для экономического роста Магаданской области.

Рост конкурентоспособности экономики региона возможен только в условиях интенсивного энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Для этого планируется проведение мероприятий, направленных на снижение всех видов потерь в процессе производства и транспортировки энергоресурсов потребителям, а также потребления энергетических ресурсов:

- модернизация объектов коммунальной инфраструктуры (котельных
и инженерных сетей) муниципальных образований области, осуществляемых
в рамках реализации государственной программы Магаданской области «Содействие муниципальным образованиям Магаданской области в реализации муниципальных программ комплексного развития коммунальной инфраструктуры на 2014-2016 годы», утвержденной постановлением администрации Магаданской области от 19 декабря 2013 г. № 1300-па;

- реконструкция Магаданской ТЭЦ и Аркагалинской ГРЭС в рамках Стратегии развития электроэнергетики Дальневосточного федерального округа до 2020 года.

Ключевым проектом развития области является строительство Усть-Среднеканской ГЭС.

До 2013 года включительно финансирование строительства Усть-Среднеканской ГЭС осуществлялось по ФЦП «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2013 года», с 2014 года ФЦП «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2018 года», утвержденная постановлением Правительства Российской Федерации          от 06 декабря 2013 года № 1128.

Окончательный ввод в действие в 2014 году 1-й очереди Усть-Среднеканской ГЭС, наряду со строительством линий внешнего электроснабжения, разведанных месторождений золота и серебра Яно-Колымской золоторудной провинции, позволит приступить к их поэтапному освоению. К завершению строительства ГЭС, намеченного на 2018 год, планируется построить высоковольтные линии электропередач от Усть-Среднеканской ГЭС напряжением 220 кВ, протяженностью 250 км и ВЛ 110 кВ «Ороек – Глухариное» 120 км, а также автомобильную дорогу IV категории «Сеймчан–Глухариное», протяженностью 370 км.

Начиная с 2011 года, на территории Магаданской области приступила к работе дирекция по строительству энергетических объектов ОАО «Дальневосточная энергетическая управляющая компания» (ОАО «ДВЭУК»).

Приоритетным направлением деятельности ОАО «ДВЭУК» определена реализация инвестиционных проектов для развития энергетики Дальнего Востока. Компанией за несколько лет в регионах присутствия аккумулированы необходимые производственные мощности. ОАО «ДВЭУК» управляет пакетом из 9 инвестиционных проектов развития энергетики дальнего Востока, расположенных на территории 4-х субъектов Дальневосточного федерального округа: Приморский край, Амурская область, Республика Саха (Якутия), Магаданская область.

Под руководством дирекции по строительству энергетических объектов ОАО «ДВЭУК» на территории Магаданской области ведется строительство ряда энергетических объектов. Согласно инвестиционной программе ОАО «ДВЭУК» на территории Магаданской области планируется ввести в эксплуатацию:

в 2014 году:

ВЛ 35/110 кВ «Центральная – Сокол – Палатка с заходом на ПС 110/35 кВ», протяженностью 105,4/75,4 км;

в 2015 году:

ВЛ-220 кВ Оротукан-Палатка-Центральная, протяженностью 364,73 км;

в 2016 году:

двухцепной ВЛ 220 кВ Усть-Омчуг−Омчак с реконструкцией ПС 220 кВ «Усть-Омчуг», протяженностью 2х135 км;

ПС 220 кВ «Омчак Новая», мощностью 3*125 МВА.

В рамках инвестиционной программы «ДВЭУК» на строительстве перечисленных ЛЭП в 2013 году освоено 4829,49 млн. рублей.

План освоения капитальных вложений ОАО «ДВЭУК»

на территории Магаданской области на 2014 -2018 годы

№ п/п

Наименование объекта

План освоения капитальных вложений

(без учета НДС),

млн. рублей

1.

ВЛ 35/110 кВ «Центральная – Сокол – Палатка с заходом на ПС 110,35 кВ»

4 233,44 

2.

Строительство ВЛ-220 кВ Оротукан-Палатка – Центральная

481,68 

3.

Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Усть-Омчуг – Омчак Новая с реконструкцией  ПС 220 кВ «Усть-Омчуг»

76,27 

4.

Строительство ПС 220 кВ «Омчак Новая»

38,10 

Итого:

4 829,49

В 2013 году продолжилось освоение новых россыпных месторождений золота предприятиями ОАО «Сусуманзолото», ОАО «ГДК Берелех», ООО «Конго», ОАО «ГК Майская».

Увеличение добычи драгоценных металлов связано с дальнейшей эксплуатацией и развитием горнорудных объектов, осваиваемых предприятиями «Полиметалла»: Дукат, Лунное, Арылах, Гольцовое, Сопка Кварцевая, Биркачан, Зона Цокольная и вводом в эксплуатацию в 2014 году месторождения Дальнее.

Ввод в эксплуатацию ОАО «Рудник имени Матросова»  наиболее важного и перспективного объекта на территории области, входящего в Яно-Колымскую золоторудную провинцию, − горнодобывающего и перерабатывающего предприятия на Наталкинском месторождении будет осуществляться в три этапа. Реализация первого этапа, запланированная на 2014-2016 годы,  позволит значительно повысить уровень добычи золота в Магаданской области: в первый год эксплуатации месторождения будет произведено около 10,0 тонн золота. Проектная мощность фабрики составит 40 млн. тонн перерабатываемой руды в год с объемом производства золота порядка 50 тонн в год, начиная с 2023 года.

В конце 2014 года планируется ввести в эксплуатацию еще одно крупное золоторудное месторождение Яно-Колымской золоторудной провинции − Павлик с запасами в 100 тонн. Производительность построенного на месторождении ГОКа составит более 3 млн. тонн переработки руды и производством более 4 тонн золота в год. К работам по добыче золота на золоторудном месторождении Павлик ОАО «Золоторудная Компания Павлик» планирует приступить с начала 2015 года с получением около 600 кг золота в первый год эксплуатации месторождения и выходом на мощность рудника в 5-7 тонн.

В среднесрочной перспективе планируется продолжение проведения ГРР и ввод в эксплуатацию новых горнорудных предприятий на объектах Яно-Колымской золоторудной провинции: (Дегдекан, Игуменовское, Родионовское, Штурмовское, Россыпник, Затеснинское, Утинское), а также на месторождениях, не входящих в состав провинции (Перекатное, Тохто, Роговикская перспективная площадь). Продолжение освоение Шаманихо-Столбовского и Рассошинского рудно-россыпных узлов Среднеканского района.

Таким образом, расширение производства и ввод новых месторождений будет способствовать наращиванию объемов добычи драгоценных металлов в период до 2017 года. Значительным препятствием развитию золотодобычи в регионе служит состояние  построенной 68 лет назад автомобильной дороги регионального значения Палатка – Кулу – Нексикан.  Наиболее крупные по запасам золота месторождения Павлик, Матросовское техногенное, Наталкинское, Игуменовское и Дегдекан, находятся на расстоянии 5-25 км от нее. Реконструкцию этой дороги протяженностью более 474 км планируется осуществить в рамках федеральной целевой программы «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2018 года».

Согласно инвестиционной программе ОАО «РусГидро» на 2014-2016 годы, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 24 сентября 2013 г. № 640, на реализацию инвестиционных проектов на территории Магаданской области предусмотрено около 25,6 млрд. рублей. В настоящее время советом директоров ОАО «РусГидро» одобрена инвестиционная программа компании на 2014 – 2018 годы.

Объем финансирования инвестиционных проектов,

реализуемых на территории Магаданской области

по инвестиционной программе ОАО «РусГидро»

(млн. рублей)

№ п/п

Наименование объекта

2014

год

2015

год

2016

год

2017  год

2018

  год

Всего

Всего по Магаданской области,

в том числе по объектам:

1.

ОАО «Колымаэнерго» – «Колымская ГЭС им. Фриштера Ю.И.»

206,05

229,16

264,17

300,1

317,38

1316,87

в том числе:

1.1.

Гидротурбинное, гидромеханическое, вспомогательное оборудование

87,14

95,58

73,03

10,06

0

265,81

1.2.

Электротехническое оборудование

23,8

85,64

68,54

246,03

263,58

687,59

1.3.

АСУТП, РЗА и ПА

32,3

37,02

35,18

7,56

0

112,06

1.4.

Оборудование СДТУ и связи

0

0

0

0

0

0

1.5.

Системы безопасности

0

8,14

7,05

0

0

15,19

1.6.

Гидротехнические сооружения

37,67

0

47,67

32,02

0

117,36

1.7.

Здания и прочие сооружения

0

0

26,06

0

53,8

79,86

1.8.

АСУП, системы телекоммуникаций

0

0

0

0

0

0

1.11.

Прочее

12,3

0

0

0

0

12,3

1.12.

Оборудование, не требующее монтажа

12,84

2,78

6,64

4,43

0

26,69

2.

Усть-Среднеканская ГЭС,

3000

4000

4000

2222,9

13222,9

В период с 2018 года и в последующие годы

Стратегия социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года ориентирована на обеспечение опережающих темпов экономического развития и решение задачи по увеличению валового регионального продукта. Ожидается значительный рост энергопотребления в регионе – до 5,14 млрд. кВт. ч к 2025 году.

Выход на полную мощность в 2018 году Усть-Среднеканской ГЭС наряду с вводом в эксплуатацию высоковольтных линий электропередач ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Ороек» с ПС 220 кВ «Ороек» и распределительных сетей 110 кВ до месторождения  «Глухариное», а также автомобильной дороги IV категории «Сеймчан–Глухариное» протяженностью 370 км сделают возможным начало реализации долгосрочных планов в отношении ранее неосвоенных участков территории с богатыми ресурсами полезных ископаемых – Шаманихо-Столбовского рудно-россыпного района и Ороекской металлогенической зоны.

В последующий за 2018 годом период времени Правительство Магаданской области продолжит реализацию ряда мероприятий, запланированных Планом реализации Стратегии  (раздел 2 Плана реализации Стратегии). К этому времени планируется эксплуатировать ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Дукат» с подстанцией 220 кВ «Дукат»; ВЛ 220 кВ «Оротукан – Магадан» с подстанциями 220 кВ «Оротукан», «Палатка», «Центральная». Модернизация котельных с переводом их с жидкого топлива на местные угли, строительство котельных на твердом топливе в муниципальных образованиях пос. Дукат, пос. Армань, пос. Талая, пос. Стекольный продлится до 2025 года.

В наиболее труднодоступном районе Магаданской области, Северо-Эвенском, запланировано строительство Северо-Эвенской ТЭЦ мощностью до 250 мВт, ввод в эксплуатацию которой позволит создать условия для освоения месторождений восточной части области, обеспечить энергоснабжение планируемого к строительству Южно-Омолонского металлургического комбината, а в перспективе – близлежащих железорудных месторождений полезных ископаемых. В качестве топлива для ТЭЦ будет использоваться уголь, добываемый из вблизи располагающихся месторождений Арылахской и Омолонской перспективных площадей, что значительно снизит затраты на доставку топлива.

В целях присоединения вводимой мощности к энергосистеме Магаданской области и обеспечения доступа к вырабатываемой на ТЭЦ электроэнергии потенциальным потребителям электроэнергии соседнего Омсукчанского района планируется строительство двух ВЛ 220 кВ «Омсукчан – Северо-Эвенская ТЭЦ» протяженностью свыше 250 км, и распределительных сетей 110-35 кВ.

До настоящего времени сроки начала и завершения строительства Северо-Эвенской ТЭЦ не определены. Подготовительные работы к строительству, включая разработку проектно-сметной документации, будут начаты после решения вопроса о времени начала строительства Южно-Омолонского металлургического завода. Непосредственно к строительству ТЭЦ можно будет приступить после ввода в эксплуатацию участка автодороги от Омсукчана до Кубаки в соответствии с запланированной к строительству в рамках государственной программы «Социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2018 года» федеральной автомобильной дороги «Колыма-Омсукчан-Омолон-Билибино-Комсомольский-Анадырь».

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности

на 5-летний период по территории Магаданской области

Перспективный баланс электроэнергии на 2014-2018 годы

на территории  Магаданской энергосистемы

(млн. кВт. ч)

Показатели баланса электроэнергии

факт

2013

план

2014

2015

2016

2017

2018

1. Электроэнергия  – потребность в ресурсе

Электропотребление  (п.1.4+п.2.3.+п.3.1.2.+ п.3.1.3),    всего

2205,23

2391,9

2606,8

2700,5

2795

3385

1.1. ОАО «Магаданэнерго». Полезный отпуск электроэнергии – всего

1335,5

1470,2

1406,7

1485,5

1570

1630

           в том числе:

    А) собственным потребителям

1335,5

1292,7

1296,7

1298

1300

1310

    Б) РиМ

0

150

0

0

0

0

    В) месторождение «Павлик»

0

27,5

110

160

160

160

    Г) месторождение «Родионовское»

0

0

0

27,5

110

160

1.2. Потери  электроэнергии в сетях 

328,56

343,3

351,7

370

380

385

16,45%

15,8%

16,6%

16,8%

16,5%

1.3. Производственные нужды  ОАО «Магаданэнерго»

333,86

354,5

355,4

352

352

352

1.4. Собственная потребность ОАО "Магаданэнерго" в электроэнергии (п.1.1+п.1.2+п.1.3)

1997,9

2168,0

2113,8

2207,5

2302

2367

2. Электроэнергия - наличие ресурса

2.1. Электростанции  ОАО "Магаданэнерго" поименно:

2.1.1. МТЭЦ  - выработка электрической энергии (п.2.А х п.2.Б /1000)

125,66

111,7

104,0

104,0

104,0

104,0

2.А. Установленная мощность, МВт

96

96

96

96

96

96

2.Б. Годовое число часов использования установленной мощности, час

1309

1163

1083

1083

1083

1083

2.1.2. АрГРЭС  - выработка электрической энергии (п.3.А х п.3.Б /1000)

34,82

37,58

31,0

31,0

31,0

31,0

3.А. Установленная мощность, МВт

224

224

224

224

224

224

3.Б. Годовое число часов использования установленной мощности, час

155

168

138

138

138

138

2.2. Выработка электрической энергии электростанциями ОАО «Магаданэнерго» – всего

160,48

149,3

135

135

135

135

2.3. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций  ОАО «Магаданэнерго» – всего:

78,15

77,1

80

80

80

80

МТЭЦ

61,19

59,7

64

64

64

64

АрГРЭС

16,96

17,4

16

16

16

16

2.4. Отпуск электрической энергии с шин электростанций ОАО «Магаданэнерго» – всего:

82,33

72,2

55

55

55

55

МТЭЦ

64,47

52,0

40

40

40

40

АрГРЭС

17,86

20,2

15

15

15

15

2.5. Покупка недостающей электроэнергии – всего (п. 1.4 - п. 2.4)

1915,57

2095,8

2058,8

2152,5

2247

2312

2.6. Отпуск электроэнергии в сеть     (п. 2.4 + п. 2.5)

1997,9

2168,0

2113,8

2207,5

2302

2367

3. Колымская ГЭС + Усть-Среднеканская ГЭС

3.1. Выработка эл. энергии млн.кВтч ,всего:

2044,7

2242,6

2088,6

2088,6

2419,1

2419,1

Колымская ГЭС

1923,8

1868,2

1724,1

1724,1

1939,1

1939,1

Усть-Среднеканская ГЭС

120,9

374,4

364,5

364,5

480,0

480

4.А. Установленная мощность, всего МВт

1068

1068

1068

1068

1210,5

1353

Колымская ГЭС

900

900

900

900

900

900

Усть-Среднеканская ГЭС

168

168

168

168

310,5

453

4.Б. Годовое число часов использования установленной мощности, всего час

1915

2100

1956

1956

1998

1998

Колымская ГЭС

2138

2076

1916

1916

2155

2155

Усть-Среднеканская ГЭС

720

2229

2170

2170

1546

1546

3.1.1.  В т.ч. сальдо-переток в ОАО «Магаданэнерго», млн.кВтч всего:

1915,6

2095,8

1944,1

1944,1

2260

2260

Колымская ГЭС

1799,5

1730,7

1593,7

1593,7

1800,4

1800,4

Усть-Среднеканская ГЭС

116,1

365,1

350,4

350,4

459,6

459,6

3.1.2. Собственные, производственные нужды ГЭС  всего:

48,0

63,7

64,9

64,9

84,9

84,9

Колымская ГЭС

43,1

54,4

50,8

50,8

64,5

64,5

Усть-Среднеканская ГЭС

4,9

9,3

14,1

14,1

20,4

20,4

3.1.3.Отпуск электроэнергии в сеть  МУП ЖКХ пос. Синегорье

74,4

74,2

74,2

74,2

74,2

74,2

Баланс электрической мощности на 2014-2018 годы на территории Магаданской энергосистемы в период зимнего максимума нагрузки

(МВт)

Показатели баланса мощности

факт

план

2013

2014

2015

2016

2017

2018

1. Мощность – потребность в ресурсе

1.1. Собственная абсолютная максимальная нагрузка на территории, всего (п. 1.1.1 + п. 1.1.2 + 1.1.3. + 1.1.4. + 1.1.5.)

354

380

427

457

457

502

В том числе:

     1.1.1.  Собственных потребителей

323

323

329

330

330

335

   1.1.2. Нагрузка КГЭС(СН,ПН КГЭС,МУП ЖКХ пос. Синегорье)

31

31

31

31

31

31

     1.1.3.  РиМ

0

0

0

42

42

42

     1.1.4.  Павлик

0

0

0

25

25

25

Электропотребление на территории энергосистемы Магаданской области, млн. кВтч

2205,2

2391,9

2606,8

2700,5

2795

3385

Число часов использования мах нагрузки

6229

6294

6105

5909

6116

6743

1.3. Мощность электростанций, выводимая в текущий ремонт в период зимнего максимума нагрузки (с КГЭС)

180

180

180

180

180

180

1.4. Резервная мощность (6% от максимальной нагрузки п.1.1)

21

23

26

27

27

30

1.5.  Необходимая располагаемая мощность на территории  (п.1.1 + п.1.3 +п.1.4)

375

403

453

484

484

532

2. Мощность – наличие ресурса

2.1. Cуммарная установленная мощность существующих  электростанций – субъектов розничного рынка   (п. 2.1.1 + п. 2.1.2 )

1220

1389

1531.5

1732

1790

1790

   2.1.1. Электростанции в собственности ОАО «Магаданэнерго»

320

320

320

320

320

320

МТЭЦ

96

96

96

96

96

96

АрГРЭС

224

224

224

224

224

224

  2.1.2. Электростанции  ОАО «Колымаэнерго»

900

1068

1068

1068

1210,5

1353

Колымская ГЭС

900

900

900

900

900

900

Усть-Среднеканская ГЭС

168

168

168

168

310,5

453

2.2.  Имеющиеся  ограничения между установленной и располагаемой  мощностями, включая неиспользование мощности ГЭС в период зимнего максимума нагрузки (КГЭС+УСГЭС), в т.ч.

103

103

103

13

73

73

Колымская ГЭС

5

5

5

5

5

5

Усть-Среднеканская ГЭС

98

98

98

98

68

68

2.3. Консервация мощности

177

177

177

177

177

177

3. Располагаемая мощность (в период зимнего максимума), всего

968

965

965

965

1137,5

1280

Колымская ГЭС

895

895

895

895

895

895

Усть-Среднеканская ГЭС

70

70

70

70

242,5

385

4. Используемая в балансе мощность,

в т.ч.

369

369

435

450

450

450

ГЭС (КГЭС+УСГЭС)

344

344

344

344

422

422

Аркагалинская ГРЭС

6,7

7

10

6

6

6

Магаданская ТЭЦ

21,8

22

30

22

22

22

5. Дефицит (-), избыток (+) мощности (п.3-п.1.5)

647,5

729,8

658,8

832,6

1032,1

1129

Примечание: Возможно увеличение избытка мощности при расконсервации очереди высокого давления Аркагалинской ГРЭС.

4.3. Детализация энергопотребления и максимума нагрузки

по отдельным частям энергосистемы Магаданской области

Максимальная нагрузка в 2009 году составила 359 МВт, в 2013 году 354 МВт. Снижение Р мах составило 1,3%. Центр электрической нагрузки находился на территории Южных электрических сетей. Максимальная нагрузка ЮЭС в 2009 составила 186 МВт, в 2013 году 204 МВт.

Центр перспективных нагрузок сосредоточен в Тенькинском районе Магаданской области и представлен месторождениями «Наталка», «Павлик».  В настоящее время возможности  ОАО «Магаданэнерго» по технологическому присоединению потребителей Яно-Колымской горнорудной провинции  ограничиваются пропускной способностью двухцепной ВЛ 220 кВ «КГЭС-Усть-Омчуг».

Возможности по увеличению нагрузки на существующую электрическую сеть ограничиваются подключением нагрузки 42 МВт для «Наталкинского» месторождения ОАО «Рудник им. Матросова» в районе пос. Омчак.

Для разработки месторождения «Павлик», как временный вариант, может быть задействована существующая ВЛ 110 кВ «Усть-Омчуг-Омчак» и ее перевод на напряжение 154 кВ. В рассматриваемой схеме  предлагается осуществить опережающее строительство инфраструктур-ного электросетевого объекта «Духцепной ВЛ 220 кВ Усть – Омчуг – Омчак» с ПС 220 кВ «Омчак  Новая».

Нагрузка   в узле перспективного роста

Схема транзита 220 кВ

Загрузка транзита 220 кВ

в нормальном режиме

фактическая

мах допустимая по статической устойчивости

МВт

%

МВт

4 МВт  (Рим) - существующая

КГЭС-У-Омчуг-1,2

183

83%

220

42 МВт (РиМ)

КГЭС-У-Омчуг-1,2

220

100%

220

67 МВт

КГЭС-У-Омчуг-1,2;

243

110%

220

(Рим 42 МВт, Павлик 25 МВт)

У-Омчуг-Павлик-154

143 МВт

КГЭС-У-Омчуг-1,2;

У-Омчуг-Омчак-1,2;

330

110%

300

(Рим 118 МВт, Павлик 25 МВт)

Оротукан – Палатка –

Центральная

Для электроснабжения 1-й очереди РиМ с нагрузкой 42 МВт необходимо построить  ПС 110 кВ «Технологическая». Подключение ПС 110 кВ «Технологическая» осуществить по схеме заход-выход от существующей ВЛ 110 кВ «Усть-Омчуг – Омчак».

Нормальный режим (в работе: все оборудование и ВЛ, ИРМ на ПС 110 кВ «Технологическая» с нагрузкой  15 МВвар; МТЭЦ - 30 МВт, АРГРЭС - 7 МВт). Подключение нагрузки 42 мВт на ПС 110 кВ «Технологическая»  в зимний максимум  проходит без ограничения потребителей  и при удовлетворительных уровнях напряжения и допустимых перетоках по транзиту ВЛ 220 кВ «КГЭС-Усть-Омчуг»; ВЛ 110 кВ «АрГЭС-Кедровый – Омчак –  Усть-Омчуг».

Ремонтные режимы проходят без ограничения потребителей, с увеличением генерации МТЭЦ до 75 МВт, АрГРЭС до 30 МВт для разгрузки транзита до допустимых значений; с увеличением реактивной генерации ИРМ на ПС110 кВ «Омчак» до 35 МВАр. Для увеличения надежности электроснабжения потребителей на ПС 110 кВ «Технологическая»  необходима установка резервных дизель-генераторов.

Подключение нагрузки 25 МВт на ПС Павлик.

Дальнейшее увеличение нагрузки  на ВЛ 110 кВ «Усть-Омчуг – Омчак» суммарной мощностью до 67 МВт произойдёт при освоении месторождения «Павлик».   Для передачи 67 МВт потребуется перевод ВЛ 110 кВ «Усть-Омчуг – Павлик» на напряжение ВЛ 154 кВ.              

Напряжение на ПС 110 кВ «Технологическая» в нормальном зимнем режиме максимальных нагрузок 113 кВ при наличии источника реактивной мощности  не менее 25 МВАр. При отсутствии ВЛ 220 кВ «Оротукан-Палатка» существующий транзит КГЭС – Усть-Омчуг – 1,2 в период прохождения максимума нагрузок будет загружаться до 243 МВт, что вызовет снижение запаса статической устойчивости на величину до 12 %. Напряжение на шинах ПС 110 кВ «Технологическая» - 112 кВ.               Для разгрузки транзита необходимо увеличивать генерацию МТЭЦ  до                75 МВт, генерацию АрГРЭС -  до 30 МВт. Проведение ремонтных работ по транзиту ВЛ 220 кВ и ВЛ 154 кВ возможно только при ограничении потребителей. Для увеличения надежности электроснабжения потребителей на ПС 110 кВ «Технологическая»  необходимо установить резервные дизель-генераторы.

В 2013 году ОАО «ДВЭУК» приступил к строительству ВЛ 220 кВ «Оротукан-Палатка-Центральная» с окончанием работ ориентировочно в 2015 году. Ввод указанной ВЛ 220 кВ  позволит разгрузить транзит в сечение ВЛ 220 кВ «КГЭС- Усть-Омчуг» и сделать  более надежным электроснабжение ПС 110 кВ «Павлик» и РиМ-42 МВт.

Ввод  2-й очереди РиМ, нагрузка 118 МВт ожидается после 2017 года. Реализация данного режима возможна при безусловном вводе ПС 220 кВ «Омчак-Новая» и двухцепной ВЛ 220 кВ «Усть-Омчуг-Омчак-Новая». В ремонтных режимах будет необходимо увеличение генерации МТЭЦ,  АрГРЭС, компенсация реактивной мощности на ПС 220 кВ «Омчак-Новая», резервные источники активной мощности на ПС 220 кВ «Омчак-Новая».

Указанная схема позволяет обеспечить оптимальные уровни напряжения у потребителей в нормальном и ремонтных режимах.

Остальные наиболее крупные потребители электроэнергии, не влияющие на  перспективную балансовую ситуацию в энергосистеме:

- ОАО «Магаданэлектросеть»;

- ОАО «Сусуманзолото»;

- ЗАО «Серебро Магадана»;

- ОАО «ГДК «Берелех»;

- МУП «Магадантеплосеть», г. Магадан;

- ООО «Востокмонтажспецстрой»;

- МУП «Тенькатеплосеть»;

- Муниципальное унитарное предприятие Комэнерго.

4.4. Прогноз потребления тепловой энергии

на 5-летний период

Прогноз полезного отпуска тепловой энергии

до 2018 года ОАО «Магаданэнерго»

(Гкал)

Группы потребителей

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Всего,

955 100

955 100

955 100

955 100

955 100

в том числе:

Промышленные и приравненные к ним потребители

2 910

2 910

2 910

2 910

2 910

Сельское хозяйство

2 192

2 192

2 192

2 192

2 192

Федеральный бюджет

49 096

49 096

49 096

49 096

49 096

Региональный, местный бюджеты

107 354

107 354

107 354

107 354

107 354

ТСЖ, ЖСК, УК

4 392

4 392

4 392

4 392

4 392

Население на прямых расчётах, частный сектор

707 447

707 447

707 447

707 447

707 447

Прочие

81 708

81 708

81 708

81 708

81 708

Технологическая схема Магаданской ТЭЦ предусматривает нагрев в конденсаторах турбин подпитки теплосети и обратной сетевой воды. Это обеспечивает практически 100% выработку электроэнергии на тепловом потреблении, без сброса тепловой энергии в окружающую среду. Процесс производства электроэнергии на МТЭЦ имеет высокую термодинамическую эффективность.

Высокий удельный расход топлива на единицу отпущенной энергии (475,8 гут/кВтч) обусловлен большим расходом электроэнергии на собственные нужды, особенно связанные с отпуском тепла и низкой электрической мощностью ТЭЦ из-за использования в энергосистеме более дешевой энергии Колымской ГЭС.

Выдача дополнительного тепла с коллекторов Магаданской ТЭЦ, возможна только при условии строительства тепломагистрали №5 «Нагаевская» и реконструкции действующих тепловых магистралей.

4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Магаданской области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период

Строительство и вывод из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ОАО «Магаданэнерго» (Магаданская ТЭЦ и Аркагалинская ГРЭС) в ближайшие 5 лет не планируется. Это обусловлено следующими факторами.

В последние 20 лет в Магаданской энергосистеме произошло значительное снижение производства электроэнергии, при этом возросла доля электроэнергии, производимой на Колымской ГЭС, и снизилась  доля электроэнергии, производимая на ТЭС ОАО «Магаданэнерго», вследствие сокращения полезного потребления электроэнергии, за исключением электроэнергии, расходуемой на электроотопление.

На тепловых электростанциях слабо загружено турбинное оборудование и велика доля электроэнергии, расходуемой на собственные нужды. С этим связаны весьма высокие удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию. На АрГРЭС в связи с консервацией очереди высокого давления значительное количество тепла в зимний период уходит на обогрев главного корпуса. Это приводит к росту удельного расхода топлива на отпускаемое тепло. Другим фактором снижения топливной эффективности АрГРЭС является низкая загрузка котельного оборудования очереди среднего давления.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие общие выводы.

1.  В связи со значительным снижением уровня электрических нагрузок по Магаданской области в системе наблюдается существенное снижение экономической и энергетической эффективности, обусловленное финансовыми и топливными затратами, связанными с эксплуатацией двух слабо загруженных тепловых электрических станций, а также слабо загруженных электрических сетей.

  2. В Магаданской области имеются значительные резервы роста выработки электроэнергии, которые при умеренных затратах, гораздо более низких, чем затраты на создание новых генерирующих мощностей, позволяют обеспечить существенный рост энергопотребления, планируемый к 2017 году.

3. В период до 2017 года в г. Магадане необходимо строительство тепловой магистрали № 5 «Нагаевская», позволяющее обеспечить перспективные тепловые нагрузки города Магадана.

Ключевым проектом развития области является строительство Усть-Среднеканской ГЭС. В настоящее время на Усть-Среднеканской ГЭС ведутся электромонтажные работы, монтаж оборудования, систем жизнеобеспечения станции.

В  4 квартале 2013 года частично  введен первый пусковой комплекс гидроагрегатов № 1, № 2 – установленной мощностью 168 МВт (на пониженном напоре с временными рабочими колесами, располагаемая мощность - 69,4 МВт) (гидроагрегат № 1 введен, введение гидроагрегата № 2 планируется к концу 2014 года).

В 2015 году планируется ввод гидроагрегата № 3 с установленной мощностью 142,5 МВт.

В 2016 году - ввод гидроагрегата № 4 с установленной мощностью 143,5 МВт и замена рабочего колеса гидроагрегата №1 с довводом мощности 58 МВт;

На 2017 год запланирована замена рабочего колеса гидроагрегата № 2 с довводом мощности 58 МВт. Окончание строительства Усть-Среднеканской ГЭС запланировано на 2018 год.

Основными потребителями электроэнергии, вырабатываемой Усть-Среднеканской ГЭС, станут горнодобывающие и перерабатывающие предприятия на месторождениях Тенькинского, Омсукчанского и Среднеканского районов.

Окончательный ввод в действие в 2014 году 1-й очереди Усть-Среднеканской ГЭС, наряду со строительством линий внешнего электроснабжения, разведанных месторождений золота и серебра Яно-Колымской золоторудной провинции, позволит приступить к их поэтапному освоению. К завершению строительства ГЭС, намеченного на 2018 год, планируется построить высоковольтные линии электропередачи от Усть-Среднеканской ГЭС напряжением 220 кВ, протяженностью 250 км и ВЛ 110 Кв «Ороек – Глухариное» 120 км, а также автомобильную дорогу IV категории «Сеймчан–Глухариное», протяженностью 370 км.

Целями и задачами строительства Усть-Среднеканской ГЭС являются:

Обеспечение энергетической безопасности и самодостаточности региона;

Реализации федеральной и региональной стратегий по социально-экономическому развитию Магаданской области на период до 2025 года (с перспективой увеличения регионального энергопотребления в 2 раза до 5,5 млрд. кВт.ч).

Обеспечение потребности в электроэнергии потребителей  Магаданской области и частично потребителей Оймяконского района Республики Саха (Якутия).

Обеспечение экономически доступной электроэнергией новых горнорудных предприятий по добыче золота, и других драгоценных металлов, в частности предприятия Наталкинского ГОКа - рудник им. Матросова.

Уменьшение напряженности топливно-энергетического баланса энергосистемы  Магаданской области.

Увеличение зимней энергоотдачи Колымской ГЭС при работе в каскаде.

Обеспечение комплексного подхода к решению различных проблем нижнего бьефа, в том числе судоходства.

Снижение себестоимости производства электроэнергии в Магаданской энергосистеме и, как следствие, сдерживание и стабилизация  роста тарифов для конечных потребителей Магаданской области за счет увеличения энергопотребления со стороны новых горнорудных предприятий (освоение новых месторождений) и выхода на проектную мощность действующих, а также реконструируемых.

Замещение производителей тепловой энергии, работающих на мазуте, печном топливе и угле на электрокотельные.

Увеличение налоговых поступлений в бюджеты всех уровней.

Обеспечение прибыли.

Повышение качества жизни населения и обеспечение занятости и сокращение оттока населения, улучшение социальной обстановки в регионе.

Возможность привлечения инвестиций в промышленный сектор для модернизации экономики Магаданской области.

Улучшение экологической обстановки  за счет сокращения выбросов в атмосферу вредных веществ, связанных с производством энергии.

4.6. Прогноз развития энергетики Магаданской области

на основе ВИЭ и местных видов топлива

В настоящее время в Магаданской энергосистеме наблюдается значительное снижение производства электроэнергии. При этом возрастает доля  электроэнергии, производимой на Колымской ГЭС за счёт возобновляемых источников, и снижается доля электроэнергии,  производимой  на ТЭС ОАО «Магаданэнерго» за счёт использования местных углей. Местным видом топлива является уголь  Аркагалинского месторождения,  который используется на Аркагалинской ГРЭС. Дальнейший прирост электропотребления будет обеспечен за счёт выработки электроэнергии на Колымской ГЭС и строящейся Усть-Среднеканской ГЭС за счёт использования возобновляемых источников энергии, а также за счёт энергии Аркагалинской ГРЭС, вырабатываемой на местном угле.

Ветроэнергетика. Приоритетным инновационным проектом в развитии нетрадиционных источников электроэнергии в области несомненно является проект по созданию системы ветроэлектростанций для обеспечения электроэнергией населенных пунктов Северо-Эвенского района. Район не имеет выхода на магистральные ЛЭП Магаданского центрального энергетического узла (ЦЭУ) и жизнедеятельность его населенных пунктов обеспечивается дизельными электростанциями. Вырабатываемая на них электроэнергия имеет высокую себестоимость и в перспективе она будет только возрастать. Конкретные географические и социально-экономические условия и факторы обеспечивают высокую эффективность проекта, являющегося инновационным по используемой им технологии. Основные параметры проекта: общая стоимость – 5,7 млн. долл.; потребность в инвестициях – 5, млн. долл.; срок окупаемости – 3,8 года.

Уголь. В настоящее время в ряде передовых стран, в том числе и в России, разработаны и внедрены новые технологии добычи и переработки бурых углей. Бурые угли, особенно низкой степени углефикации (марка Б1), являются особо ценным сырьем для получения жидких и газообразных видов горючего, получения твердого облагороженного топлива, а также выработки целого ряда ценных химических продуктов.

Инновацией в сфере добычи и переработки угля для Магаданской области является продвижение проекта геологического изучения, доразведки, добычи и переработки бурого угля на Ланковском и Мелководненском месторождениях Ольского района Магаданской области. Инновационная составляющая данного проекта определяется комплексной переработкой углей и получением из них принципиально новых видов продукции, а именно:

а) брикетирование и термобрикетирование, с целью получения как облагороженных видов твердого топлива (бытового и промышленного), так и технологического сырья разнообразного назначения (например, для газификации).

б) газификация, осуществляемая с целью получения высококалорийного существенно метанового энергетического газа в количестве не менее 230 млн.м /год для полного перехода Магаданской ТЭЦ с кузбасского угля на газ;

в) гидрогенизация, выполняемая с целью выработки из органической части угля синтетического жидкого горючего и, в первую очередь, – моторного топлива;

г) экстракционная переработка, осуществляемая по двум направлениям: экстрагирование битумов с последующим выделением из них горного воска; экстрагирование гуминовых кислот с последующим получением углещелочных реагентов и безбалластных гуматов;

д) производство активных углей, осуществляемое только по одному направлению – выработка высокосортных гранулированных адсорбентов способных эффективно очищать различные газы и жидкости как промышленного, так и бытового происхождения. Объемы выработки продукции не ограничены и зависят от потребностей заказчиков.

Комплексность производства продуктов переработки бурых углей Ланковского и Мелководнинского месторождений состоит в возможности получения необходимого количества ценных продуктов в едином замкнутом технологическом цикле. По предварительным расчетам для обеспечения большей части потребностей Магаданской области в различных видах топлива предусматривается: перевод Магаданской ТЭЦ на энергетический газ (230 млн.м3/год), снабжение поселков Ольского и Хасынского районов облагороженным брикетным топливом                (110 тыс.т/год), полное обеспечение потребителей области синтетическим жидким горючим (800 тыс.т/год). Кроме топливного направления переработки углей планируется попутное получение таких ценных продуктов, как горный воск и абсорбенты для их реализации на внешнем и внутреннем рынках. Стоимость проекта 550 млн. долл. США.

Торф. В Магаданской области разведано около 50 месторождений с общими запасами 51 млн. т торфа. По данным СВКНИИ ДВО РАН торф Магаданской области можно использовать в качестве сырья для выпуска очень широкого ассортимента товаров, среди которых будут особо востребованы корма и подстилки для сельскохозяйственных животных, удобрения для полей, сорбенты для очистки загрязненных вод, топливные брикеты, теплоизоляционные плиты и торфяные ковры, торфяные горшочки и блоки для рассады, торфяной воск, гуминовые препараты. Первые опыты кормления животных показали достаточно высокую эффективность применения торфяных производных для этих целей. Этот корм может заменить до 55% зерновых продуктов в рационе свиней и крупного рогатого скота.

В последние годы предприняты меры по модернизации котельных, оптимизации сетей и жилого фонда муниципальных образований, что привело к выводу из эксплуатации высокозатратных объектов тепловой генерации. На сегодняшний день практически во всех населенных пунктах имеется одна котельная, которая обеспечивает население и иных потребителей отоплением и горячим водоснабжением.

Учитывая, что здания и технологическое оборудование котельных эксплуатируются более 40 лет, морально и физически устарели, для поддержания в исправном состоянии проводится только текущий ремонт, а также из-за постоянного роста цен на жидкое топливо (мазут М-40) как у производителя, так и у транспортных организаций (ж/д тарифы и доставка морем), целесообразно провести перевод котельных с жидкого топлива на твердое топливо (каменный уголь), используя уголь, добыча которого производится на территории Магаданской области.

Так, в рамках развития и совершенствования системы жилищно-коммунального хозяйства в населенных пунктах Магаданской области – пос. Стекольный, пос. Талая Хасынского района, пос. Армань Ольского района необходимо провести работы по переводу котельных с жидкого топлива на твердое, проектно-сметная документация готова. Данные мероприятия позволят снизить ежегодные затраты на приобретение топлива.

4.7. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период

При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Магаданской области потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы.

Перспективная балансовая ситуация (по электроэнергии и мощности) на территории Магаданской энергосистемы определена с учётом предполагаемых к вводу до 2018 года мощностей горнодобывающих предприятий Яно-Колымской золоторудной провинции и  полностью обеспечивается существующими генерирующими мощностями региона. Сальдо-перетоков с соседними энергосистемами в рассматриваемый период не предполагается ввиду изолированности энергосистемы. Перспективные балансы Магаданской энергосистемы представлены в пункте 4.2 настоящего раздела.

4.8. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических

режимов для каждого варианта

Развитие электрической сети Магаданской энергосистемы  напряжением 110 кВ  и выше на период до 2018 года обусловлено присоединением к энергосистеме горнорудных предприятий Тенькинского района и повышением надёжности электроснабжения остальных потребителей  Магаданской области, и  отражено:

- в федеральной целевой программе «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» следующими объектами:

 строительство ВЛ 220 кВ «Оротукан- Палатка- Центральная»;

 строительство двухцепной ВЛ 110,35 кВ «Центральная-Сокол-Палатка» с заходом на ПС 110,35 кВ»;

 строительство ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Дукат»;

- в федеральной целевой программе «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2018 года»;

- в государственной программе «Социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Байкальского региона», утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 29 марта 2013 года № 466-р;

- в инвестиционной программе ОАО «Магаданэнерго» за счёт реконструкции, технического перевооружения и модернизации действующих  энергоактивов общества и технологического присоединения  к энергосистеме перспективных нагрузок золоторудных месторождений Тенькинского района.

В соответствии с приведенными балансами для умеренного и оптимистического вариантов развития энергетики Магаданской области разработаны 3 режима работы энергосистемы в зависимости от присоединения потребителей Тенькинского района:

1) существующий (нормальный) режим;

2) умеренный режим (подключение нагрузки РиМ 42 МВт);

3) режим работы для оптимистического варианта развития энергосистемы (подключение наряду с нагрузкой РиМ 42 МВт, нагрузок рудников «Павлик» и «Родионовское» 50 МВт).

Соответствующие каждому из перечисленных режимов работы энергосистемы схемы  потокораспределения  ОАО «Магаданэнерго» приведены   в Приложении 2.

4.9. Определение и уточнение перечня «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, возможные технологические ограничения, обусловленные их возникновением, предварительные предложения по разработке перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации «узких мест»

Развитие энергетической системы Магаданской области тесным образом связано с развитием минерально-сырьевой базы региона. Обеспечение опережающих темпов экономического развития  Магаданской области и решение задачи по увеличению валового регионального продукта  приведут к значительному росту энергопотребления в регионе.

Начиная уже с 2014 года, выработка электроэнергии в регионе может увеличиться на 187 млн. кВтч, а с 2018 года на 1180 млн. кВтч и к 2025 году выработка электроэнергии в целом составит 5140 млн. кВтч.

Основой  развития территории является  освоение Яно-Колымской горнорудной провинции. Приоритетом в развитии энергетической системы является создание инфраструктуры, обеспечивающей внешнее электроснабжение горнорудных предприятий области. Поэтому ключевыми инфраструктурными проектами являются строительство в Среднеканском районе Усть-Среднеканской  ГЭС мощностью 570 МВт  и освоение Наталкинского месторождения ОАО «Рудник им. Матросова».

Первый этап строительства фабрики ОАО  «Рудник им. Матросова» с нагрузкой 42 МВт обеспечивается от технологической ПС 110 кВ рудника, в пределах пропускной способности существующих ВЛ 110 кВ АрГРЭС – Омчак – Усть Омчуг (выполнена реконструкция с заменой 170 тонн провода на АС 150), при этом для поддержания необходимого уровня напряжения на ПС 110 кВ «Технологическая» устанавливаются компенсирующие устройства мощностью 50 МВар.

Объекты первой и второй категории, а также нагрузка свыше 42 МВт должны резервироваться от дизельной блокстанции, оперативное управление которой должно осуществлять ОАО «Магаданэнерго». Первый этап с нагрузкой 42 МВт полностью исчерпывает пропускную способность существующей ВЛ 110 кВ «АрГРЭС – Омчак – Усть-Омчуг», поэтому для подключения месторождения Павлик, которое предполагается в 2014 году существующая ВЛ 110 кВ «Усть-Омчуг – Павлик» переводится на напряжение 154 кВ.

Для обеспечения электроснабжения месторождений «Наталкинское» (2 очередь), «Павлик», «Дегдекан» и «Родионовское» необходимо построить электросетевую инфраструктуру, включающую в себя строительство двухцепной ВЛ 220 кВ «Усть-Омчуг – Омчак»  2х135 км и ПС 220 кВ «Омчак Новая» 2х125 МВт.

В рассматриваемом периоде,  «узким местом» развития электрической сети                   110 кВ и выше является обеспечение  электроснабжения  горнопромышленных предприятий Тенькинского района (ОАО «Рудник им. Матросова», ОАО «ЗРК «Павлик», ОАО «Восток-Бизнес»).

Остальные энергоактивы области требуют своевременного выполнения программ реконструкции и модернизации для обеспечения  их эксплуатации на современном технологическом уровне.

4.10. Формирование перечня электросетевых объектов  напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Перечень первоочередных электросетевых объектов

напряжением 110 кВ и выше

Наименование

Стоимость (млн. рублей, включая НДС)

Всего за 2012-2016 гг.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

Строительство дух цепной ВЛ 110/35 кВ «Центральная Сокол» Палатка»

цепь-35 кВ - 105.4 км; цепь 110 кВ - 75.4 км

1366,84

1930,0

1149,19

4446,03

Строительство ВЛ «Оротукан Палатка Центральная»

361 км

190

1449,17

6951,81

5579,4

14170,38

Строительство двух цепной ВЛ 220 кВ «Усть Омчуг – Омчак»

2х135 км

90

2830,80

2931,7

2092,5

7945

Строительство ПС 220 кВ «Омчак Новая»

3х125

45

1542,75

3185

1767,25

6540

Итого:

1556,84

3514,17

12474,55

11696,1

3859,75

33101,41

Примечание: Объёмы строительства электросетевых объектов приняты в соответствии с Инвестиционной Программой ОАО «ДВЭУК» на 2014-2018 г.г.

4.11. Сводные данные по развитию электрической сети  напряжением ниже 220 кВ

Основные направления развития электроэнергетики  ОАО «Магаданэнерго» определяются строительством новых объектов, реконструкцией и техническим перевооружением существующих электрических сетей, станций и подстанций. Осуществление вышеперечисленных мероприятий обеспечит ввод перспективных горнорудных объектов Магаданской области.

Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением ниже 220 кВ представлены в инвестиционной программе ОАО «Магаданэнерго» на период до 2019 года (приложение № 3).

Инвестиционная  программа ОАО «Магаданэнерго» на 2015-2019 годы сформирована с учётом перспектив развития горнодобывающих предприятий Магаданской области и учитывает различные возможные источники финансирования:

1) федеральный бюджет (по объектам, включенным в ФЦП «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 г.»);

2) собственные средства ОАО «Магаданэнерго» с учётом их переоценки;

3) дефицит бюджета (по объектам, финансирование которых возможно только за счёт федерального бюджета).

Источники финансирования инвестиционной программы

ОАО «Магаданэнерго» на 2014-2019 годы

млн. руб., с НДС

№ п/п

Источник финансирования

План 2014

План 2015

План 2016

План 2017

План 2018

План 2019

Итого

2014-

2019 гг.

1.

Собственные средства

1756,373

1132,34

1114,05

1092,95

1102,44

1037,97

7236,123

1.1.

Прибыль, направляемая на инвестиции:

137,114

128,39

130,93

89,34

77,48

0

563,254

1.1.1.

в т.ч. инвестиционная составляющая в тарифе

125,0

128,39

130,93

89,34

77,48

0

551,14

1.1.2.

в  т.ч. прибыль от свободного сектора (прибыль отчетного года)

-

-

-

-

-

-

-

1.1.3.

в т.ч. от технологического присоединения потребителей

-

-

-

-

-

-

-

1.1.4.

в т.ч прочая прибыль прошлых лет

12,114

-

-

-

-

-

12,114

1.2.

Амортизация

864,467

805,53

813,18

838,41

856,79

879,63

5058,007

1.3.

Возврат НДС

267,922

172,73

169,94

165,20

168,17

158,33

1102,292

1.4.

Прочие собственные средства

486,870

25,69

0

0

0

0

512,56

2.

Привлеченные средства

-

-

-

-

-

-

-

2.1.

Кредиты

-

-

-

-

-

-

-

2.4.

Бюджетное финансирование

-

-

-

-

-

-

-

2.5.

Средства внешних инвесторов

-

-

-

-

-

-

-

2.6.

Использование лизинга

-

-

-

-

-

-

-

3.

Дефицит федерального бюджета

-

-

-

-

-

-

-

ВСЕГО потребность в финансировании

1756,373

1132,34

1114,05

1092,95

1102,44

1037,97

7236,123

* Финансирование инвестиционной программы осуществляется в пределах собственных средств

Потребность  в инвестициях на период до 2019 года оценивается в 7236,123  млн. рублей.

Ориентировочный расчёт тарифа на электрическую энергию для потребителей Магаданской области при условии ввода крупных электросетевых объектов за счёт средств федерального бюджета, предоставленный ОАО «Магаданэнерго», приведен в приложении № 4. При анализе этих данных прослеживается следующая динамика прогнозных тарифов:

- в 2014 году тариф на электроэнергию составит 333,09 коп./кВтч со снижением на 12,9% относительно 2013 года за счет роста полезного отпуска из-за подключения объектов ОАО РиМ и месторождения «Павлик»;

- в 2015 году тариф на электроэнергию составит 290,3 коп./кВтч со снижением на 12,8% относительно 2014 года  и снова за счет роста полезного отпуска по объектам ОАО РиМ и месторождения «Павлик»;

- в 2016 году тариф на электроэнергию составит 329,85 коп./кВтч с ростом на 13,6% относительно 2015 года за счет увеличения затрат из-за ввода линий электропередач ВЛ-220 «Усть- Омчуг – Омчак», ПС 220 кВ «Омчак Новая»;

- в 2017 году прогнозируется резкий рост тарифа на электроэнергию, который составит 460,08 коп./кВтч с ростом на 39,5% относительно 2016 года  за счет роста затрат из-за ввода линий электропередач ВЛ-220 для внешнего электроснабжения РиМ «Усть- Омчуг – Омчак», ПС 220 кВ «Омчак Новая» и за счет ввода линий ВЛ 220 «Центральная-Сокол-Палатка», «Оротукан-Палатка-Центральная».

С 2018 года по 2025 год прогнозируется постепенное снижение тарифов на электроэнергию на 58-94 коп/кВтч за счет увеличения полезного отпуска электроэнергии по объектам ОАО РиМ и месторождения «Павлик».

Для сохранения промышленного потенциала Магаданской области и обеспечения ввода горнопромышленных и генерирующих мощностей региона необходимо предусмотреть возможность компенсации разницы в тарифах за счёт бюджетных дотаций на электрическую энергию.

Кроме того, в приложении № 5 представлен альтернативный вариант расчета тарифов на электрическую энергию до 2025 года, выполненный специалистами ОАО «Колымаэнерго», разработанный  для объектов потребления рудника им. Матросова, исходя из планируемых параметров внешнего электроснабжения рудника им. Матросова от ОАО «Магаданэнерго». Расчет тарифов осуществлен в ценах 2011 года. В тарифы заложена инвестиционная составляющая.

Согласно расчету рост в сопоставимых ценах среднего тарифа для конечных потребителей с учетом дополнительных затрат  в зоне централизованного электроснабжения в 2017 году по сравнению с 2012 годом составит 125,6%, тариф увеличится с 268 коп./кВтч до 416,2 коп./кВтч. В период 2018-2022 годов тарифы сохранятся практически на уровне 2017 года – 415,2 коп./кВтч. Существенное снижение энерготарифов в регионе ожидается лишь в 2023 году. Причиной этого станет ожидаемое 2-х кратное увеличение промышленной потребности в электроэнергии ОАО «Рудник имени Матросова» и связанный с этим рост полезного отпуска электроэнергии конечным потребителям. Расчетный   средний тариф в 2023 и последующие два года составит 295,7 коп./кВтч в ценах 2011 года, что на 28,8% ниже, чем в предыдущем 2022 году.

4.12. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

Исходя из намеченных к реализации в ближайшие годы мероприятий в сфере электроэнергетики, разработан прогноз потребности электростанций ОАО «Магаданэнерго» в топливе на период до 2018 года (Приложение № 6).

Отклонения прогнозируемых значений удельных расходов условного топлива на отпущенную электроэнергию по отношению к факту 2013 года:

              -2014 г. - увеличение удельных расходов условного топлива в связи со снижением выработки электроэнергии ТЭС ОАО «Магаданэнерго»  на 7,0%;

              -2015 г. - увеличение удельных расходов условного топлива в связи со снижением выработки электроэнергии ТЭС ОАО «Магаданэнерго»  на 14,1%;

              - 2016, 2017, 2018 гг. - увеличение удельных расходов условного топлива в связи со снижением выработки электроэнергии ТЭС ОАО «Магаданэнерго»  на 15,9%.

Отклонения прогнозируемых значений удельных расходов  условного топлива на отпущенное тепло на 2014-2018 года по отношению к факту 2013 года объясняются:

              - в 2013 году на значительное снижение годового показателя УРУТ на отпущенную теплоэнергию повлияла работа Магаданской ТЭЦ: в связи с продолжительными ремонтными работами ЛЭП и принятием МТЭЦ дополнительных электрических нагрузок, непредусмотренных для плановой загрузки станции, происходила загрузка тепломеханического оборудования, то есть МТЭЦ  работала в режиме, предусмотренном изначально для ее оборудования и эксплуатации, то есть в экономически выгодном.

Для 2014-2018гг запланирована работа, как и в предыдущие года, на технически минимальных нагрузках, поэтому увеличение УРУТ объясняется планируемым снижением выработки электроэнергии относительно факта 2013 года, в том числе снижением доли выработки электроэнергии Магаданской ТЭЦ с более низким удельным расходом топлива.

4.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Магаданской области

Климатологические данные

Численность населения Магаданской области на 01 января 2014 года составила 150,3 тыс. человек, 97,5% из которых проживает в городских поселениях (в 2-х городах, 25 поселках городского типа). Вся территория области находится в зоне отрицательных среднегодовых температур наружного воздуха (от -3,5 оС в Магадане до -13,2 оС в г. Сусумане).

Расчетная  для  отопления  температура   наружного  воздуха меняется от -29 оС в Магадане (бухта Нагаева) до -55 оС в г. Сусумане, а средняя температура воздуха  за  отопительный  период  в  этих  районах  составляет соответственно -7,1 оС и -19,9 оС. Средняя температура самого холодного месяца января колеблется в пределах     от -19 оС до -38 оС, а самого теплого – июля от +11 до +15 оС.

Продолжительность отопительного сезона составляет от 254 (Тенькинский район) до 296 суток (Северо-Эвенкинский район).

Температура воздуха в зданиях при отключении отопления во время стояния низких температур наружного воздуха снижается до 0 оС в условиях районов, названных выше, через 13-19 час.

Число часов использования максимума отопительной нагрузки составляет 3220-3820 час., величина градусо-суток отопительного периода от 7229 в Ольском районе до 11411 в Сусуманском.

Средняя скорость ветра за период со среднесуточной температурой воздуха ≤8 оС (отопительный период) составляет от 1,6 м/сек в Среднеканском районе до 5,6 м/сек в бухте Нагаева (Ольский район). Максимальная и средняя скорости ветра в январе составляют соответственно 11,7 и 2  м/сек.

Минимальное количество осадков за ноябрь-март 45 мм выпадает в Аркагале Сусуманского района, максимальное – 211 мм в Ольском районе.

Климатологические данные для проектирования

систем теплоснабжения населенных пунктов Магаданской области

Район, ПГТ, город

Отопительный период

Температура наружного воздуха, 0С

сутки

градусо-сутки

расчетная

для отопления

средняя отопительного периода

средне-годовая

Ольский

288

7229

-29

-7,1

-3,5

Армань

288

7229

-29

-7,1

-3,5

Ола

288

7229

-29

-7,1

-3,5

Омсукчанский

286

10639

-50

-17,2

-11,1

Галимый

286

10639

-50

-17,2

-11,1

Дукат

286

10639

-50

-17,2

-11,1

Омсукчан

286

10639

-50

-17,2

-11,1

Северо-Эвенкинский

296

8495

-37

-8,7

-6,6

Эвенск

296

8495

-37

-8,7

-6,6

Среднеканский

274

10768

-52

-19,3

-11,4

Сеймчан

274

10768

-52

-19,3

-11,4

Сусуманский

286

11411

-55

-19,9

-13,2

Беличан

286

11411

-55

-19,9

-13,2

Большевик

286

11411

-55

-19,9

-13,2

Кадыкчан

286

11411

-55

-19,9

-13,2

Мяунджа

286

11411

-55

-19,9

-13,2

Холодный

286

11411

-55

-19,9

-13,2

Широкий

286

11411

-55

-19,9

-13,2

Тенькинский

254

9703

-47

-18,2

-11,0

Усть-Омчуг

254

9703

-47

-18,2

-11,0

Хасынский

280

8596

-38

-10,7

-5,7

Атка

280

8596

-38

-10,7

-5,7

Карамкен

280

8596

-38

-10,7

-5,7

Палатка

280

8596

-38

-10,7

-5,7

Сокол

280

8596

-38

-10,7

-5,7

Стекольный

280

8596

-38

-10,7

-5,7

Талая

280

8596

-38

-10,7

-5,7

Уптар

280

8596

-38

-10,7

-5,7

Ягоднинский

287

10590

-39

-16,9

-10,3

Бурхала

287

10590

-39

-16,9

-10,3

Верхний Ат-Урях

287

10590

-39

-16,9

-10,3

Дебин

287

10590

-39

-16,9

-10,3

Оротукан

287

10590

-39

-16,9

-10,3

Синегорье

287

10590

-39

-16,9

-10,3

Спорное

287

10590

-39

-16,9

-10,3

Ягодное

287

10590

-39

-16,9

-10,3

г.  МАГАДАН

288

7229

-29

-7,1

-3,5

г. СУСУМАН

286

11411

-55

-19,9

-13,2

Суровые климатические условия делают надежное теплоснабжение одним из основных условий жизнеобеспечения населения и промышленности области.

Сопоставление климатических характеристик, определяющих расчетные часовые и годовые расходы тепла на отопление в различных регионах России и Дальнего Востока, показывает, что даже г. Магадан, который является прибрежным городом, – один из наиболее холодных городов Дальнего Востока. Остальные районы области значительно холоднее г. Магадана. Годовой расход тепла на отопление одного квадратного метра площади зданий, например, в г. Магадане для зданий в пять этажей составляет 0,22 Гкал/м2 в год, что в 1,2 раза выше, чем в г. Иркутске, в 1,6 и 2,8 раза выше, чем в г. Москве и г. Краснодаре соответственно.

Современное состояние систем теплоснабжения

Теплоснабжение Магаданской области в настоящее время осуществляется от источников ОАО «Магаданэнерго», отопительных котельных жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ) области, а также котельных, различной ведомственной принадлежности. Основным производителем и поставщиком тепловой энергии в области является ОАО «Магаданэнерго», осуществляющее деятельность, связанную с производством, передачей и сбытом тепловой энергии в следующих населенных пунктах:

- г. Магадан – теплоснабжение обеспечивается от Магаданской ТЭЦ (МТЭЦ);

- пос. Мяунджа – теплоснабжение обеспечивается от Аркагалинской ГРЭС;

- пос. Кедровый и пос. Берелех – теплоснабжение промышленной зоны филиала Центральные электрические сети (ЦЭС) и собственного  жилищного фонда обеспечивается от котельных филиала ЦЭС.

Другим достаточно крупным поставщиком тепла является МУП «Магадантеплосеть», функционирующее в г. Магадане. Оно поставляет тепловую энергию, вырабатываемую на собственных котельных. Наряду с этим данное предприятие представляет энергоснабжающую организацию, осуществляющую транспортировку потребителям тепловой энергии, производимой на Магаданской ТЭЦ от ЦТП.

Тепловые сети

Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения

ОАО «Магаданэнерго»

г. Магадан.

Источник теплоснабжения – Магаданская ТЭЦ.

ОАО «Магаданэнерго» принадлежат магистральные тепловые сети, осуществляющие транспорт тепла от коллектора ТЭЦ до центральных тепловых пунктов. Общая протяженность магистральных сетей составляет 35,596 км в однотрубном исчислении и 20,434 км – в двухтрубном. С ТЭЦ выходит 4 вывода тепловых сетей с установленными на них коммерческими приборами учета отпуска тепла.

Схема радиальная, без кольцевых сетей и перемычек между ними. Присоединенные нагрузки на отдельных магистралях превышают пропускную способность теплосетей.

В 1986 году «СО ВНИПИ Энергопромом» была разработана Схема теплоснабжения г. Магадана до 2000 года, которая предусматривала реконструкцию существующих и строительство новых источников теплоснабжения и магистральных теплопроводов, а также решение вопросов надежности теплоснабжения потребителей г. Магадана с учетом его развития. Схема не была реализована в полном объеме из-за прекращения жилищного строительства и ежегодного, начиная с середины 90-х годов, снижения теплопотребления, с одной стороны, из-за оттока населения в Центральные районы страны и снижения числа жителей в г. Магадане со 160 тыс. до 130 тыс. человек (эта тенденция сохраняется и сейчас) и отсутствия возможности финансирования за счет средств местного бюджета и ОАО «Магаданэнерго», с другой.

В 2007 году институтом ОАО «СибВНИПИЭнергопром» (г. Иркутск) была разработана Схема теплоснабжения г. Магадана до 2020 года, утверждённая постановлением мэра г. Магадана от 11 февраля 2008 года № 250,  в которой  на основе анализа существующего состояния теплоснабжения г. Магадана и проблем при производстве, распределении и потреблении тепловой энергии,  оценены возможные направления развития системы теплоснабжения города на основе природоохранных мероприятий и энергосберегающих технологий, выбраны  наиболее рациональные из них, сформированы варианты дальнейшего развития теплоснабжения и стратегия их реализации, ведущие к постепенному улучшению ситуации, оценены затраты на реализацию предлагаемых технических решений, их экономическую эффективность и срок окупаемости. Первоочередным мероприятием  вышеуказанной Схемы является строительство тепломагистрали №5 «Нагаевская».

В октябре 2013 года организация ООО «Проект-Сервис» (г. Челябинск) приступила к разработке схемы теплоснабжения муниципального образования «Город Магадан» на период 2014-2029 годы.

В настоящее время основной задачей Магаданской ТЭЦ в части теплоснабжения г. Магадана в условиях ограниченных финансовых возможностей является поддержание в работоспособном состоянии существующих магистральных теплопроводов, проведение качественных ремонтов и замены изношенных теплопроводов на новые.

В период с 1975 по 1978 годы на Магаданской ТЭЦ было заменено около 5434 м магистральных теплосетей (тепломагистраль № 1), срок службы которых подходил к предельному. В дальнейшем, в период с 1985 по 1997 годы было заменено 3648 м дефектных участков тепломагистралей № 1А, № 2, № 3. В последующие 4 года замены не производились. Ежегодно на основании результатов анализа выявленных дефектов, повреждений, периодических осмотров, испытаний, диагностики и опрессовок составляются и утверждаются графики ремонта теплосетей. До ремонта и перед началом отопительного периода выполняется опрессовка магистральных теплосетей повышенным давлением (25 кг/см2).

Кроме того, на Магаданской ТЭЦ составлен перспективный план ремонта тепловых сетей, учитывающий сроки эксплуатации каждой магистрали. Эксплуатация теплосетей МТЭЦ выполняется в соответствии с ПТЭ:

- подпитка выполняется деаэрированной водой  в зимний и в летний периоды.  (Качество подпиточной воды соответствует пункту 4.8.40 ПТЭ);

- наружные поверхности трубопроводов имеют проектное защитное покрытие. (Краска АЛ 166 и комбинированная двухслойная краска АЛ 177 по грунту ГФ020). Металлические конструкции также защищены антикоррозийным покрытием;

- организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов путем анализов сетевой воды, а также по индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым  в наиболее характерных точках магистральных теплосетей, в соответствии с пунктом 4.12.27 ПТЭ;

организован систематический контроль за состоянием магистральных тепловых сетей в соответствии с пунктом 4.12.26 ПТЭ.

Система централизованного теплоснабжения (СЦТ) г. Магадана открытая с зависимым подключением потребителей и непосредственным разбором сетевой воды на нужды горячего водоснабжения.

Теплоноситель с Магаданской ТЭЦ по 2-х трубной системе поступает на ЦТП, где осуществляется насосное подмешивание из обратного трубопровода систем отопления и разделение потоков смешенной воды на отопление и ГВС. С ЦТП до потребителя подача тепла осуществляется по 3-х трубной системе (подающий и обратный трубопроводы на отопление и 1 трубопровод на нужды ГВС). В связи с отсутствием в системе ГВС циркуляционного трубопровода при отсутствии или незначительном разборе воды температура теплоносителя падает, что приводит к значительным сбросам остывшей воды у потребителей.

Проведенное энергетическое обследование и выполненные расчеты работы магистральных тепловых сетей и тепловых сетей вторичного контура выявило ряд проблем в системе теплоснабжения г. Магадана:

Техническое состояние трубопроводов магистралей ТМ-1 и ТМ-2 (ТМ-3) существенно ограничивает возможности по передаче тепловой энергии, - согласно Заключений контроля технического состояния трубопроводов максимальное давление в трубопроводах не должно превышать 10кгс/см2, а максимальная температура – 115°С.

При работе по проектному температурному графику (130-70°С) отпуск тепла в ТМ-1 и ТМ-2 в договорных объемах возможен в диапазоне температур от +10 до 0°С. В диапазоне температур наружного воздуха от 0 до -20°С  относительный отпуск тепла составляет 0,97ч0,91 от договорных объемов.  При более низких температурах наружного воздуха относительный отпуск тепла составляет до 0,9ч0,83 от договорного. Допустимая величина снижения относительного отпуска тепла составляет от 0,84 при tнар.=-20°С до 0,87 при tнар.=-30°С не более 54 часов.

Расчетный температурный график отпуска тепла с ЦТП  привязан к температурному графику отпуска тепла с коллекторов МТЭЦ  в зависимости скорости ветра  и составляет  78÷61С со срезкой на 72С.

Отсутствует утвержденный на действующий отопительный период расчетный теплогидравлический режим, с обозначением расчетных параметров работы (давление и расходов) в узловых точках при расчетном температурном графике.

Отсутствует служба единого диспетчерского управления режимами работы системы теплоснабжения города.

Имеются различия в фактических и договорных нагрузках горячего водоснабжения (по предварительной оценке договорные нагрузки горячего водоснабжения выше фактических в 1,5-2 раза);

Потери сетевой воды в сетях отопления-вентиляции значительно превышают нормативные (на 40-140 м3/ч в различные месяцы отопительного периода);

Отсутствие циркуляционного трубопровода в системе горячего водоснабжения приводит к повышенным сбросам остывшего теплоносителя у потребителей, величина потерь со сливами теплоносителя оценивается в объеме 90ч100 м3/ч.

Сверхнормативные потери сетевой воды в сетях вторичного контура и системах теплопотребления составляют от 30 до 100 тыс. м3 в месяц.

Работа тепловых сетей вторичного контура по пониженному температурному графику (78ч61С со срезкой на 72С) снижает тепловые потери через изоляцию, но приводит к увеличению потерь тепла со сливами теплоносителя. Увеличение тепловых потерь составляет ≈ 1600 Гкал/мес.

Выполненное обследование и  расчеты вариантов работы магистральных тепловых сетей г.Магадана позволили сделать вывод, что в краткосрочной перспективе (до строительства магистрали Нагаевская)  наиболее оптимальным вариантом, является вариант 3 .

Вариант 3 предусматривает перевод на режим работы по графику 150-70С со срезкой на 115С тепломагистралей: ТМ-1,  ТМ-2, ТМ-3, ТМ-1А. Отпуск тепла в ТМ-4 осуществляется по проектному графику 130-70С. Отпуск тепла по варианту 3 позволяет увеличить отпуск тепла потребителям в диапазоне температур наружного воздуха от -17°С до -29°С, что очень важно при длительном стоянии низких температур.  При транспорте тепла по температурному графику 150-70°С требуется ≈1,33 раза меньше циркуляционного расхода теплоносителя по сравнению с графиком 130-70°С. Перевод ТМ-1А на режим работы по варианту 3 подразумевает реконструкцию ИТП потребителей ТМ-1А для приема тепла по новому графику. Вариант требует дополнительных затрат по изменению схем подключения ИТП потребителей подключенных от ТП-1А.

Магистральные сети

Прокладка трубопроводов выполнена в основном надземным способом, а в центре жилой застройки – в подземных проходных и непроходных каналах. Состояние тепловой изоляции и покровного слоя основных трубопроводов – удовлетворительное.

Срок эксплуатации тепловых сетей в среднем составляет 25-42 лет.

Внутриквартальные сети

Расчетная присоединенная нагрузка (по данным Магадантеплосбыта) составляет 480,18 Гкал/час. Подключение систем отопления потребителей тепловой энергии выполнено по зависимой схеме, системы горячего водоснабжения – по открытой схеме.

Внутриквартальная тепловая сеть, проложенная от ЦТП до потребителей, состоит из двухтрубной сети отопления и одной трубы для нужд горячего водоснабжения. Сеть горячего водоснабжения выполнена без циркуляции горячей воды. Протяженность внутриквартальных сетей от магистралей ТЭЦ составляет 263,9 км в однотрубном исчислении. Распределительные сети проложены в подземных непроходных железобетонных каналах.

Длина участков тепловой сети, выработавших свой ресурс, составляет 109,4 км или 33% от общей протяженности тепловой сети, значительное количество теплопроводов имеет нарушенную тепловую изоляцию.

Система теплоснабжения города была запроектирована с открытым водоразбором на нужды ГВС. Приготовление горячей воды осуществляется на ЦТП путем подмешивания из обратного трубопровода отопления.

Циркуляционный трубопровод ГВС отсутствует. При значительной протяженности и неудовлетворительном состоянии распределительных сетей и тепловой изоляции это приводит к повышенным потерям теплоносителя и тепла в системе ГВС.

Поселок Мяунджа

Источник теплоснабжения – Аркагалинская ГРЭС.

На балансе ОАО «Магаданэнерго» находится 28,2 км тепловых сетей (теплосети поселка энергетиков Мяунджа) Ду от 100 мм до 500 мм, эксплуатируются по температурному графику 1200/700С.

С конца 90-х годов тепловые нагрузки поселка снижаются из-за устойчивой тенденции оттока населения из поселков Центральной Колымы в Центральные районы страны и частично в г. Магадан. По результатам обследования и диагностики тепловых сетей, проведенных в 1986 году, был составлен долгосрочный перспективный план ремонта и перекладки (замены) тепловых сетей на 1986-2001 годы План был выполнен на 70% из-за недостаточного финансирования и нехватки трубопроводов для замены. При этом аварий и инцидентов в теплосетях не было.

В условиях ежегодного снижения теплопотребления пос. Мяунджа и отсутствия перспектив развития поселка  основной задачей АрГРЭС является поддержание существующих теплосетей в удовлетворительном техническом состоянии за счет выполнения качественных ремонтов и перекладки изношенных участков. Эксплуатация теплосетей пос. Мяунджа (Аркагалинская ГРЭС) организована в соответствии с ПТЭ:

В схеме подпитка теплосети предусмотрены 2 вида деаэраторов. В зимний период деаэрация осуществляется в атмосферном деаэраторе, в весенне-летне-осенний период, когда в работе находятся электробойлеры, а основное энергетическое оборудование (котлоагрегаты и турбоагрегаты) находится на консервации, деаэрация подпиточной воды осуществляется в вакуумном деаэраторе. Осуществляется постоянный химконтроль, требования ПТЭ к качеству подпиточной воды соблюдаются.

Организован и осуществляется постоянный химконтроль за качеством обратной сетевой воды.

Защита наружных поверхностей трубопроводов и металлоконструкций осуществляется битумным лаком.

Гидрофильная засыпная теплоизоляция не применяется. Теплоизоляция выполнена минераловатой с металлической окожуховкой.

Контроль за состоянием тепловых сетей организован согласно п. 4.12.26 ПТЭ:

- производятся опрессовки магистральных трубопроводов повышенным давлением перед ремонтом и перед отопительным периодом;

- производятся испытания на максимальную температуру теплоносителя согласно ПТЭ;

- производятся регулярные обходы и осмотры теплосетей, ведется учет всех выявленных дефектов;

- организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов;

- на основании анализа причин выявленных дефектов по всем видам оборудования теплосетей составляются ежегодные планы, графики ремонта теплосетей и на ближайшую перспективу.

4.14. Разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения

Стратегические направления развития теплового хозяйства должны включать техническую, организационно-структурную и экономическую политику.

Реализация перспективных принципов технической политики во многом определяется совершенством структуры системы, качеством элементов, структурой и степенью оснащенности средствами автоматизированного управления, уровнем эксплуатации, качеством строительно-монтажных и ремонтных работ.

Основными направлениями преобразования теплового хозяйства Магаданской области, прежде всего, должны стать:

- приведение действующих систем теплоснабжения в соответствие с техническими нормами и правилами, устранение тепло-гидравлической разрегулировки и сверхнормативных потерь тепла;

- техническое оснащение теплоснабжающих систем средствами измерения, контроля, регулирования и автоматики, обеспечивающими многоуровневое регулирование технологическим процессом;

- замена в необходимых объемах устаревшего оборудования, теплопроводов, повышение качества строительно-монтажных и ремонтных работ;

- применение перспективных конструкций теплопроводов, технологий и способов их прокладки, обеспечивающих минимальные потери тепла  и длительные сроки их эксплуатации;

- перевод при выполнении капитального ремонта и при вводе новых зданий на независимую схему присоединения нагрузки отопления, вентиляции и закрытую систему горячего водоснабжения.

Изложенные направления должны определять программу преобразования структуры существующих систем и приведения их в соответствие с техническими нормами и требованиями надежности с учетом и ориентации на реализацию энергоэффективных  технологий и оборудования.

Успешное развитие теплового хозяйства в рамках рассмотренных выше направлений позволит изменить тенденцию роста тепловых потерь и удовлетворения прироста тепловых нагрузок и перейти к активной энергосберегающей политике. Это в полной мере будет соответствовать перспективным направлениям развития теплоснабжения до 2018 года, заложенным в Стратегию  социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года. При этом основными задачами на будущее являются сокращение тепловых потерь и рациональное использование высокого потенциала энергосбережения.

В связи с тем, что теплосетевые активы находятся как в собственности ОАО «Магаданэнерго», так и в собственности МУП «Магадантеплосеть», мероприятия, необходимые для оптимизации схемы теплоснабжения города и сокращения потерь в тепловых сетях, делятся на те, которые необходимо осуществить за счет средств ОАО «Магаданэнерго», и на те, которые необходимо осуществить за счет средств городского бюджета, инвесторов, владельцев (юридических и физических лиц).

Следует отметить, что существует вероятность того, что мероприятия, которые необходимо осуществить за счет средств города, не будут реализованы из-за недостатка финансирования.

Принципиальные решения по оптимизации схемы горячего водоснабжения       г. Магадана в целях сокращения расходов представлены на схеме (приложение № 7).

Принципиальные решения по оптимизации схемы теплоснабжения г. Магадана с учётом требований Федерального закона от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности», которые необходимо осуществить до 2015 года:

Мероприятия

Положительный эффект

Устройство в ИТП циркуляции ГВС с подключением ее в обратный трубопровод отопления

Значительное снижение потерь тепла и расходов теплоносителя на ГВС

Восстановление изоляции трубопроводов распределительных сетей современными материалами

Снижение тепловых потерь, улучшение качества теплоснабжения. Снижение аварийности

Реконструкция тепломагистрали №3 МТЭЦ путем замены трубопроводов Ду500 на Ду800 на участке от ТП-11 до ТП-16 протяженностью 1522 м

Увеличение пропускной способности магистрали ТМ-3 и увеличение объема подачи тепла потребителям. Обеспечение нормальной пропускной способности магистрали ТМ-2. Повышение качества теплоснабжения, возможность подключения новых потребителей.

Проектирование и строительство тепловой магистрали «Нагаевская»  в Нагаевском и Юго-Восточном районах Ǿ1000-800мм L=6100м

Возможность подключения новых потреби-телей. Переключение части потребителей от магистрали ТМ-1. Создание более устойчиво-го гидравлического и теплового режимов.

Создание АСКУТ на ЦТП, принадлежащих МУП «Магадантеплосеть»

Обеспечение точного учета отпуска тепловой энергии потребителям

Установка узлов учета в системы ГВС потребителей (в перспективе - поквартирный учет).

Снижение расходов теплоносителя и тепловой энергии

Приготовление горячей воды на нужды ГВС в ИТП, закрытие системы (установка теплообменников ГВС)

Значительное снижение потерь тепла на нужды ГВС. Снижение расходов на перекачку теплоносителя

Для улучшения работы системы теплоснабжения г. Магадана необходимо выполнить ряд мероприятий.

Переход на график регулирования температур теплоносителя в магистральных трубопроводах ТМ-1,ТМ-2(ТМ-3), ТМ-1А  150-70С со срезкой на 115С.

Переход на проектный график (95-70С) регулирования температур теплоносителя в квартальных сетях.

Инвентаризация и уточнение тепловых нагрузок потребителей, в первую очередь – нагрузки горячего водоснабжения.

Реконструкция системы ГВС:

квартальные трубопроводы горячего водоснабжения от ЦТП до ИТП вывести в резерв;

подачу тепла на ГВС осуществлять от ЦТП совместно с подачей тепла на отопление по существующим квартальным сетям отопления;

подключение внутридомовых систем ГВС выполнить от ИТП;

внутридомовые системы ГВС оборудовать регулятором температуры.

Наладка и регулировка тепловых сетей.

Внедрение программного комплекса теплогидравлического расчета тепловых сетей на базе геоинформационной системы, например, ПРК ZULU, СИТИКОМ, (создание  «электронной модели» системы теплоснабжения г. Магадан).

Организационные мероприятия:

образование одного юридического лица, обеспечивающего транспорт тепловой энергии от энергоисточника (Магаданской ТЭЦ) до потребителей;

диспетчеризация тепловых сетей.

4.15. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл

с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования

Увеличение электрической мощности действующих электростанций не планируется ввиду их минимальной загрузки.

Магаданская ТЭЦ и Аркагалинская ГРЭС по режиму работы в основном несут  тепловую нагрузку с минимально возможной выработкой электрической энергии. 

Оборудование Аркагалинской ГРЭС находится на консервации.

Для обеспечения горячего водоснабжения пос. Мяунджа и обогрева здания электростанции на Аркагалинской ГРЭС в зимнее время работает котлоагрегат среднего давления и один турбогенератор с нагрузкой 7-10 МВт. С мая по октябрь станция полностью остановлена.

В целях обеспечения горячего водоснабжения потребителей  пос. Мяунджа в этот период на Аркагалинской ГРЭС работают электрокотлы с нагрузкой от 3 МВт до 30 МВт.

Режим работы Магаданской ТЭЦ диктуется необходимостью экономии твердого топлива и надежностью электроснабжения Магаданского энергоузла. Генераторы Магаданской ТЭЦ в зимнее время несут нагрузку от 5 МВт до 30 МВт по тепловому графику.

Для обеспечения горячего водоснабжения потребителей  г. Магадана на Магаданской ТЭЦ установлены электрокотлы, работающие круглый год с нагрузкой до 45 МВт, используя приобретенную электроэнергию от Колымской ГЭС.

Совместная генерация тепла и электроэнергии на  Аркагалинской ГРЭС и Магаданской ТЭЦ возможна при увеличении электропотребления в Магаданской области и на период до 2017 года не планируется.

4.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Магаданской области

на 5-летний период

Мощности существующих в области 57 котельных достаточны для теплоснабжения потребителей в муниципальных образованиях, 25 котельных из 57 требуют реконструкции (модернизации), что включает проведение основных работ по замене морально и физически устаревшего оборудования.

В рамках государственных программ Магаданской области «Содействие муниципальным образованиям Магаданской области в реализации муниципальных программ комплексного развития коммунальной инфраструктуры на 2014 – 2016 годы»») и «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Магаданской области» на 2014-2016 годы» запланированы мероприятия, приведенные в следующей таблице.

Перечень первоочередных программных мероприятий на 2014 год  

Наименование мероприятия

Муниципальное образование

Стоимость мероприятия, тыс. рублей

Раздел I.  Субсидии бюджетам муниципальных образований на софинансирование муниципальных программ комплексного развития коммунальной инфраструктуры в Магаданской области

1

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Ола" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Ола

1 880,0

2

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Армань" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Армань

5 965,0

3

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Сеймчан" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Сеймчан

2 166,0

4

Субсидия бюджету муниципального образования "город Сусуман" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

город Сусуман

3 726,0

5

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Холодный"на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Холодный

2 960,0

6

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Усть-Омчуг" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры 

поселок

Усть -Омчуг

5 350,0

7

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Омчак" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Омчак

6 124,0

8

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Гастелло" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Гастелло

2 390,0

9

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Мадаун" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Мадаун

1 850,0

10

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Талая" на софинансирование софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Талая

4 191,0

11

Субсидия бюджету муниципального образования"поселок Стекольный" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Стекольный

6 000,0

12

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Оротукан" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Оротукан

4 510,0

13

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Дебин" на софинансирование муниципальной программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры

поселок Дебин

869,0

Итого по разделу I

47 981,0

Раздел II. Мероприятия по муниципальным образованиям

1

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Ола" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Ола

15 700,0

2

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Армань" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Армань

3 420,0

3

Субсидия бюджету муниципального образования "село Гадля" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

село Гадля

5 500,0

4

Субсидия бюджету муниципального образования "село Клепка" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

село Клепка

2 130,0

5

Субсидия бюджету муниципального образования "село Талон" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

село Талон

2 250,0

6

Субсидия бюджету муниципального образования "село Балаганное" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

село Балаганное

4 200,0

7

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Омсукчан" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Омсукчан

19 843,0

8

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Дукат" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Дукат

10 157,0

9

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Эвенск" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Эвенск

20 000,0

10

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Сеймчан" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Сеймчан

29 660,0

11

Субсидия бюджету муниципального образования "село Верхний Сеймчан" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

село Верхний Сеймчан

340,0

12

Субсидия бюджету муниципального образования "город Сусуман" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

город Сусуман

23 300,0

13

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Холодный" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Холодный

6 900,0

14

Субсидиябюджету муниципального образования "поселок Усть -Омчуг" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Усть - Омчуг

24 800,0

15

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Омчак" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Омчак

3 930,0

16

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Гастелло" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Гастелло

1 600,0

17

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Мадаун" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок  Мадаун

830,0

18

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Палатка" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Палатка

10 100,0

19

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Атка" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Атка

8 100,0

20

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Талая" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Талая

10 000,0

21

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Стекольный" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Стекольный

7 800,0

22

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Бурхала" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Бурхала

3 000,0

23

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Оротукан" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Оротукан

3 830,0

24

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Синегорье" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Синегорье

3 000,0

25

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Дебин" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Дебин

6 600,0

26

Субсидия бюджету муниципального образования "поселок Ягодное" на осуществление мероприятий по подготовке к осенне-зимнему отопительному периоду 2014-2015 годов.

поселок Ягодное

36 570,0

Итого по разделу II

263 560,0

Всего по Магаданской области

311 541,0

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время энергосистема Магаданской области является избыточной по генерирующей мощности.

Отсутствуют ограничения по перетокам мощности, кроме юга Магаданской области из-за ограничений по транзиту мощности от Колымской ГЭС.

Освоение Яно-Колымской золоторудной провинции, в частности, строительство горнопромышленного комплекса на базе Наталкинского месторождения золота (рудник им. Матросова), требует опережающего строительства электросетевой инфраструктуры (более 400 км ВЛ 220 кВ от                    ПС 220 кВ «Усть-Омчуг» до ПС 220 кВ «Берелёх» с ПС 220 кВ «Омчак Новая»).

Кроме выше перечисленных линий электропередачи необходимо строительство ВЛ 220 кВ «Оротукан – Палатка – Центральная», включённой в Федеральную целевую программу «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года».

В схеме рассмотрен сценарий развития региона, предусматривающий ввод в 2014 году первой очереди  рудника им. Матросова и горнорудного предприятия  «Павлик», для электроснабжения которых осуществляется перевод ВЛ 110 кВ «Усть-Омчуг – Павлик» на напряжение 154 кВ. Для подключения в 2017 году второй очереди рудника им. Матросова мощностью 117,4 МВт  необходимо построить  двухцепную ВЛ 220 кВ «Усть- Омчуг – Омчак» (2х135 км) с ПС 220 кВ «Омчак Новая» и ВЛ 220 кВ «Оротукан-Палатка-Центральная».

Для обеспечения надёжного электроснабжения существующих потребителей  необходимо увеличение объёмов капитальных ремонтов и реконструкции действующих основных фондов за счёт их переоценки.

С целью снятия ограничений по выдаче тепловой мощности от Магаданской ТЭЦ в период до 2017 года необходимо:

- строительство тепломагистрали № 5 «Нагаевская»;

- перевод системы ГВС на циркуляцию горячей воды;

- установка общедомовых приборов учёта ресурсов согласно Федеральному закону от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности»;

- ряд других мероприятий, предусмотренных Схемой теплоснабжения              г. Магадана на период до 2020 года.

              8. Для сохранения промышленного потенциала Магаданской области и обеспечения ввода горнопромышленных и генерирующих мощностей региона необходимо предусмотреть возможность компенсации разницы в тарифах за счёт бюджетных дотаций на электрическую энергию.

Приложение № 1

к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2014-2018 годы

Схема расположения

основных  энергообъектов ОАО «Магаданэнерго»

1

Приложение № 2

к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики

Магаданской области на 2014-2018 годы

Режимы работы энергосистемы Магаданской области:

1. Нормальный режим  работы энергосистемы

2. Подключение нагрузки 1-й очереди РиМ 42 МВт к существующей сети.

3. Подключение 1-очереди РиМ 42 МВт и ПС Павлик 25 МВт с вводом ВЛ-154 кВ Усть-Омчуг- Павлик.

Подключение нагрузки 2-очереди РиМ 118 МВт к ПС 220 Омчак-Новая по двухцепной ВЛ 220 кВ Усть-Омчуг- Омчак - Новая

Приложение № 3

к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики

Магаданской области на 2014-2018 годы

План финансирования инвестиционной программы для ОАО «Магаданэнерго» на 2015-2019 гг.

№№

Наименование объекта

Стадия реализации проекта

год
начала
сроительства

год
окончания
строительства

План 2015
года

План 2016
года

План 2017
года

План 2018
года

План 2019
года

Итого

С/П*

млн.руб.

млн.руб.

млн.руб.

млн.руб.

млн.руб.

млн.руб.

ВСЕГО по ОАО "Магаданэнерго"

1132,34

1114,05

1092,95

1102,44

1037,97

5479,75

1

Генерация (ГК), в.т.ч.:

262,79

267,45

223,66

192,97

141,55

1088,42

1.1

Инвестиции в основной капитал, в т.ч.

262,79

267,45

223,66

192,97

141,55

1088,42

1.1.1

Инвестиции на производственное развитие, из них:

262,79

267,45

223,66

192,97

141,55

1088,42

1.1.1.1

Техническое перевооружение и реконструкция

262,79

267,45

223,66

192,97

141,55

1088,42

1.1.1.1.1

Основные объекты всего, в т.ч.

192,00

184,90

132,75

66,43

0,00

576,08

Магаданская ТЭЦ

Реконструкция тракта топливоподачи

С/П

2013

2018

192,00

184,90

132,75

66,43

0,00

576,08

1.1.1.1.7

Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:

45,27

55,44

69,45

105,41

79,16

354,73

Магаданская ТЭЦ

Разработка проекта и работы по реконструкции систем пожаротушения

С/П

2014

2017

1,30

0,00

2,00

0,00

0,00

3,30

Реконструкция устройств РЗА

С/П

2015

2019

2,41

2,55

0,00

3,54

4,00

12,50

Реконструкция оборудования КИПиА

С/П

2015

2019

1,19

2,01

0,74

1,26

2,24

7,44

Реконструкция к/а 5-7

С/П

2014

2019

2,80

4,86

7,07

4,78

4,10

23,61

Реконструкция т/а 6-8

С/П

2015

2019

0,23

0,67

1,50

0,00

0,67

3,07

Реконструкция систем связи

С/П

2015

2018

1,18

1,50

0,00

1,50

0,00

4,18

Реконструкция оборудования ВПУ

С/П

2018

2019

0,00

0,00

0,00

24,00

16,50

40,50

Модернизация станочного оборудования

С/П

2015

2017

1,50

1,65

1,80

0,00

0,00

4,95

Реконструкция системы охлаждения ДЭС

С/П

2019

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

14,88

14,88

Модернизация систем автоматического управления ДГ

С/П

2017

2019

0,00

0,00

10,00

10,00

10,00

30,00

Реконструкция общестанционного оборудования

С

2014

2019

11,66

3,46

6,91

12,43

0,67

35,13

Реконструкция ГПП (главный паропровод) ЧСД (часть среднего давления)

С/П

2016

2016

0,00

3,54

0,00

0,00

0,00

3,54

Замена ВВП 4-6 УПТ-1600 на пластинчатые

С/П

2017

2019

0,00

0,00

5,43

5,70

6,10

17,23

Реконструкция инженерно-технических средств охраны

С

2014

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

5,00

5,00

Аркагалинская ГРЭС

Реконструкция тепловодоснабжения

С

2015

2016

1,80

1,80

0,00

0,00

0,00

3,60

Тракт топливоподачи (Реконструкция. Монтаж быстродействующей системы пожарной сигнализации)

С

2015

2015

3,00

0,00

0,00

0,00

0,00

3,00

Тракт топливоподачи (Реконструкция. Перенос щита управления)

С

2018

2018

0,00

0,00

0,00

17,20

0,00

17,20

Реконструкция лотка бетонной части плотины (I, II, III этап)

С

2015

2018

3,20

13,40

14,00

10,00

0,00

40,60

Главный корпус I очередь. Реконструкция кровли ОСД

С

2015

2019

15,00

20,00

20,00

15,00

15,00

85,00

1.1.1.1.8

Инновации и НИОКР, в.т.ч.:

21,10

21,81

16,26

21,13

62,39

142,69

1.1.1.1.8.1

Инновационные проекты, в т.ч.

21,10

21,81

16,26

21,13

62,39

142,69

Магаданская ТЭЦ

Внедрение коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в инертном газе (элегазовых выключателей на ОРУ-110/35/6кВ) с установкой ограничителей перенапряжения

С

2014

2019

6,18

6,28

6,00

6,10

6,10

30,66

Внедрение коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в вакууме установка вакуумных выкл. 6кВ в  РУСН, замена низковольтной аппаратуры 0,4 кВ  взамен устаревших

С

2014

2019

8,70

6,30

6,60

6,10

5,30

33,00

Внедрение частотного регулирования

С

2014

2019

6,22

9,23

3,66

4,23

4,43

27,77

Реконструкция электрокотельной с установкой ПВП-6

С

2018

2019

0,00

0,00

0,00

4,70

6,56

11,26

Аркагалинская ГРЭС

Внедрение инновационного оборудования на ОРУ 110 кВ с заменой выключателя на ВЭБ-110

С

2019

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

10,00

10,00

Реконструкция РУСН-6 кВ с заменой масляных выключателей на вакуумные

С

2019

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

30,00

30,00

1.1.1.1.10

ПИР для строительства будущих лет, в.т.ч.:

4,42

5,30

5,20

0,00

0,00

14,92

Магаданская ТЭЦ

Замена ВВП 4-6 УПТ-1600 на пластинчатые (ПИР)

П

2015

2015

1,42

0,00

0,00

0,00

0,00

1,42

Реконструкция ГПП (главный паропровод) ЧСД (часть среднего давления) (ПИР)

П

2015

2015

2,50

0,00

0,00

0,00

0,00

2,50

Разработка проекта реконструкции оборудования ВПУ

П

2017

2017

0,00

0,00

3,20

0,00

0,00

3,20

Разработка проекта на установку ПВП-6 сырой воды ЭК

П

2016

2016

0,00

2,70

0,00

0,00

0,00

2,70

Разработка проекта системы охлаждения ДЭС

П

2017

2017

0,00

0,00

2,00

0,00

0,00

2,00

Разработка проекта модернизации системы автоматического управления ДГ

П

2015

2015

0,50

0,00

0,00

0,00

0,00

0,50

Разработка проекта АСУ ТП КВТК-11, 12

П

2016

2016

0,00

2,60

0,00

0,00

0,00

2,60

1.1.1.2

Новое строительство и расширение

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

1.1.1.2.1

Основные объекты всего, в т.ч.

2

Тепловые сети, в т.ч.

220,11

280,84

277,30

221,84

162,84

1162,93

2.1.

Инвестиции в основной капитал, в т.ч.

220,11

280,84

277,30

221,84

162,84

1162,93

2.1.1.

Инвестиции на производственное развитие, из них:

220,11

280,84

277,30

221,84

162,84

1162,93

2.1.1.1.

Техническое перевооружение и реконструкция

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2.1.1.2

Новое строительство и расширение

220,11

280,84

277,30

221,84

162,84

1162,93

2.1.1.2.1

Основные объекты всего, в т.ч.

220,11

280,84

277,30

221,84

162,84

1162,93

2.1.

Строительство тепломагистрали №5 "Нагаевская" (с разработкой проекта)

П/С

2014

2019

220,11

280,84

277,30

221,84

162,84

1162,93

3

Электрические сети высокого напряжения, в т.ч.:

116,86

150,35

96,35

121,51

150,93

635,999

3.1

Инвестиции в основной капитал, в т.ч.

116,86

150,35

96,35

121,51

150,93

635,999

3.1.1

Инвестиции на производственное развитие, из них:

116,86

150,35

96,35

121,51

150,93

635,999

3.1.1.1

Техническое перевооружение и реконструкция

116,86

150,35

96,35

121,51

150,93

635,999

3.1.1.1.3

Создание систем противоаварийной и режимной автоматики, в т.ч.

13,25

36,26

5,24

18,31

0,00

73,06

Восточные ЭС

ТПиР ПС-220кВ "Оротукан"

С

2016

2017

0,00

11,59

1,50

0,00

0,00

13,09

ТПиР ПС-220кВ "Ягодное"

С

2015

2018

5,39

14,09

0,00

3,18

0,00

22,65

ТПиР ПС-220кВ "Омсукчан"

С

2015

2018

7,86

10,59

3,74

15,14

0,00

37,32

3.1.1.1.7

Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:

0,00

0,00

10,39

0,00

0,00

10,39

Восточные ЭС

ТПиР ПС-220кВ "Оротукан"

С

2017

2017

0,00

0,00

10,39

0,00

0,00

10,39

3.1.1.1.8

Инновации и НИОКР, в.т.ч.:

101,07

113,07

79,77

103,20

150,93

548,04

3.1.1.1.8.1

Инновационные проекты, в т.ч.

101,07

113,07

79,77

103,20

150,93

548,04

Центральные ЭС

Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа и вакуума на ПС-220/110/35/6 кВ "Берелех". Замена устаревшего оборудования подстанции

С

2014

2020

0,00

0,00

0,00

36,15

122,31

158,46

Внедрение инновационного коммутационного оборудования на  ПС-220/110/35/6 кВ "Усть-Омчуг". Замена устаревшего оборудования подстанции

С

2014

2021

28,904

39,246

51,19

20,41

4,58

144,34

Восточные ЭС

Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа, и вакуума на ПС-220кВ "Ягодное"

С

2015

2018

24,75

39,14

0,00

4,73

0,00

68,62

Внедрение инновационного коммутационного оборудования на ПС-220 кВ "Синегорье". Замена устаревшего оборудования подстанции

С

2015

2018

6,90

3,62

0,00

13,70

0,00

24,22

Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа,замена устаревших  измерительных трансформаторов на ПС-220кВ "Омсукчан"

С

2015

2019

40,51

31,07

28,58

28,21

24,04

152,41

3.1.1.1.10

ПИР для строительства будущих лет, в.т.ч.:

2,55

1,01

0,95

0,00

0,00

4,51

Восточные ЭС

ПС-220кВ "Ягодное"

П

2015

2015

0,57

0,00

0,00

0,00

0,00

0,57

ПС-220кВ "Омсукчан"

П

2015

2017

1,04

0,51

0,95

0,00

0,00

2,50

ПС-220кВ "Оротукан"

П

2015

2016

0,94

0,51

0,00

0,00

0,00

1,44

4

Электрические сети низкого напряжения, в т.ч.:

212,39

153,43

180,06

233,29

299,91

1079,070

4.1

Инвестиции в основной капитал, в т.ч.

212,39

153,43

180,06

233,29

299,91

1079,070

4.1.1

Инвестиции на производственное развитие, из них:

212,39

153,43

180,06

233,29

299,91

1079,070

4.1.1.1

Техническое перевооружение и реконструкция

212,39

153,43

180,06

233,29

299,91

1079,070

4.1.1.1.2

Энергосбережение и повышение энергетической эффективности, в т.ч.

0,34

0,36

0,38

0,00

0,00

1,08

Реконструкция распредсетей 6 кВ п.Омсукчан

С

2015

2017

0,339

0,36

0,38

0,00

0,00

1,08

4.1.1.1.3

Создание систем противоаварийной и режимной автоматики, в т.ч.

0,00

0,00

4,01

6,09

10,43

20,54

Восточные ЭС

Реконструкция ПС-110 кВ "Дукат"

С

2017

2019

0,00

0,00

1,07

0,00

10,43

11,50

Реконструкция ПС-35 кВ "Горький"

С

2017

2017

0,000

0,00

2,95

0,00

0,00

2,95

Реконструкция ПС-35 кВ "Дебин"

С

2018

2018

0,000

0,00

0,00

3,05

0,00

3,05

Реконструкция ПС-35 кВ "Ларюковая"

С

2018

2018

0,000

0,00

0,00

3,05

0,00

3,05

4.1.1.1.4

Создание систем телемеханики  и связи, в т.ч.

9,56

2,41

0,85

1,42

3,54

17,77

Западные ЭС

Замена ВЧ-заградителей

С

2015

2016

1,77

1,77

0,00

0,00

0,00

3,54

Замена аппаратуры ВЧ связи

С

2013

2015

5,42

0,00

0,00

0,00

0,00

5,42

Центральные ЭС

Реконструкция аппаратуры связи на ВЛ-110 кВ

С/П

2014

2019

2,37

0,64

0,85

1,42

3,54

8,81

4.1.1.1.6

Технологическое присоединение потребителей, в т.ч.:

30,32

0,00

0,00

0,00

0,00

30,32

Западные ЭС

Реконструкция ВЛ-35 кВ "Нера-ПП-35кВ Эбир-Хая" уч. оп. №132-157, ВЛ-35 кВ "ПП-35кВ Эбир-Хая-Нелькан" с заменой ВГБЭ-35кВ (2шт.)

С

2015

2015

30,32

0,00

0,00

0,00

0,00

30,32

4.1.1.1.7

Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:

99,85

103,56

105,83

109,94

231,22

650,39

Южные ЭС

Реконструкция ПС 35 кВ "Гадля"

С

2019

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

25,50

25,50

Реконструкция распред. сетей, замена КТПН

С

2019

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

25,00

25,00

Реконструкция ПС "Сокол". Замена выключателей 35, 110 кВ

С

2016

2016

0,00

21,80

0,00

0,00

0,00

21,80

Реконструкция ВЛ-35 кВ "Отпайка на ПС-35 кВ "Марчекан" с заменой опор на металлические

С

2015

2015

60,00

0,00

0,00

0,00

0,00

60,00

Восточные ЭС

Реконструкция ПС-110 кВ "Дукат"

С

2016

2019

0,000

26,05

0,00

0,00

21,58

47,64

Реконструкция ПС-35 кВ "Горький"

С

2017

2017

0,000

0,00

23,19

0,00

0,00

23,19

Реконструкция ПС-35 кВ "ОмРЭС"

С

2017

2017

0,000

0,00

0,20

0,00

0,00

0,198

Реконструкция ПС-35 кВ "Галимый"

С

2017

2017

0,000

0,00

0,20

0,00

0,00

0,198

Реконструкция ПС-35 кВ "Жилпоселок"

С

2015

2019

0,987

0,00

0,00

0,00

2,03

3,018

Западные ЭС

Реконструкция ПС-110 кВ "Юбилейный", "Балаганнах", "Победа", "Артык"

С

2016

2018

0,00

3,70

2,90

8,00

0,00

14,60

Реконструкция ВЛ-35 кВ "Нера-Тонор"

С

2014

2019

9,400

21,87

34,35

46,84

59,32

171,78

Реконструкция ВЛ-110 кВ "Артык-Нера"

С

2014

2019

17,660

30,14

42,62

55,10

67,580

213,10

Реконструкция ВЛ-35 кВ "Юбилейный - Арга-Мой"

С

2019

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

30,20

30,20

Реконструкция системы отопления и установка эл.котлов в здании основного гаража и здании для автотракторной техники

С

2017

2017

0,00

0,00

2,37

0,00

0,00

2,37

Реконструкция здания ремонтно-производственной базы ЗЭС

С

2015

2015

11,80

0,00

0,00

0,00

0,00

11,80

4.1.1.1.8

Инновации и НИОКР, в.т.ч.:

72,33

46,45

65,47

115,18

20,72

320,15

4.1.1.1.8.1

Инновационные проекты, в т.ч.

72,33

46,45

65,47

115,18

20,72

320,15

Западные ЭС

Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа и вакуума на ПС 110 кВ "Нера-Новая" с заменой коммутационной аппаратуры и опорной изоляции

С

2014

2019

5,91

6,45

1,82

1,72

1,22

17,12

Восточные ЭС

Внедрение инновационного коммутационного оборудования на ПС-110кВ "Сеймчан". Замена устаревшего оборудования подстанции

С

2015

2015

3,16

0,00

0,00

0,00

0,00

3,16

Внедрение инновационного оборудования для организации АРМ дежурного на ПС-220 кВ "Ягодное", ПС-220 кВ "Синегорье", ПС-220 кВ "Оротукан", ПС-220 кВ "Омсукчан", ПС-110 кВ "Сеймчан" для считывания и передачи данных ОМП на вышестоящий уровень

С

2015

2015

13,26

0,00

0,00

0,00

0,00

13,26

Реконструкция ПС-35 кВ "Дебин" с внедрением инновационного оборудования

С

2018

2018

0,000

0,00

0,00

23,98

0,00

23,98

Реконструкция ПС-35 кВ "Ларюковая" с внедрением инновационного оборудования

С

2018

2018

0,000

0,00

0,00

23,98

0,00

23,98

Южные ЭС

Внедрение инновационного коммутационного оборудования на ПС-35/6 кВ "Мясокомбинат". Замена устаревшего оборудования подстанции

С

2015

2015

40,00

0,00

0,00

0,00

0,00

40,00

Внедрение инновационного оборудования, реконструкция распред. сетей и ТП Ольского района, Палатка, Хасын

С

2015

2015

10,00

0,00

0,00

0,00

0,00

10,00

Внедрение инновационного коммутационного оборудования на ПС 35 кВ "База Морпорта". Замена устаревшего оборудования подстанции

С

2018

2018

0,00

0,00

0,00

10,00

0,00

10,00

Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в вакууме, устройств РЗиА, замена устаревших силовых трансформаторов на ПС-35/6кВ "Промкомбинат"

С

2016

2016

0,00

40,00

0,00

0,00

0,00

40,00

Реконструкция ПС "Веселая"с внедрением инновационного оборудования

С

2018

2018

0,00

0,00

0,00

40,00

0,00

40,00

Реконструкция ПС "Ольская"с внедрением инновационного оборудования

С

2019

2020

0,00

0,00

0,00

0,00

19,50

19,50

Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в инертном газе и вакууме, ОПН, устройств РЗиА на ПС-35/6кВ "Тепличный комбинат"

С

2017

2017

0,00

0,00

45,00

0,00

0,00

45,00

Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в инертном газе и вакууме, ОПН, устройств РЗиА на ПС-35/6кВ "Хасын"

С

2017

2018

0,00

0,00

18,65

15,50

0,00

34,15

4.1.1.1.10

ПИР для строительства будущих лет, в.т.ч.:

0,00

0,65

3,52

0,66

34,00

38,83

Западные ЭС

Разработка проекта на реконструкцию системы отопления и установку эл.котлов в здании основного гаража и здании для автотракторной техники

П

2016

2017

0,00

0,24

0,29

0,00

0,00

0,53

Разработка проекта на реконструкцию ВЛ-35 кВ Юбилейный - Арга-Мой

П

2017

2017

0,00

0,00

3,23

0,00

0,00

3,23

Восточные ЭС

ПС-110кВ "Дукат

П

2016

2018

0,00

0,41

0,00

0,66

0,00

1,07

ПС-110кВ "Таскан"

П

2019

2019

0,000

0,00

0,00

0,00

34,00

34,00

5

Сбыт энергии, в.т.ч.:

127,43

85,39

62,23

132,68

56,62

464,34

5.1

Инвестиции в основной капитал, в т.ч.

127,43

85,39

62,23

132,68

56,62

464,34

5.1.1

Инвестиции на производственное развитие, из них:

127,43

85,39

62,23

132,68

56,62

464,34

5.1.1.1

Техническое перевооружение и реконструкция

88,96

85,39

62,23

132,68

56,62

425,88

5.1.1.1.2

Инновации и НИОКР

73,94

70,72

60,93

108,22

55,82

369,64

5.1.1.1.2.1

Инновации и НИОКР, в.т.ч.:

73,94

70,72

60,93

108,22

55,82

369,64

5.1.1.1.2.1.1

Инновационные проекты, в т.ч.

73,94

70,72

60,93

108,22

55,82

369,64

Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования тепла на ЦТП  в тепловых сетях г.Магадана

С/П

2013

2019

2,15

2,40

2,65

3,00

1,88

12,08

Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе в населенных пунктах п.Омсукчан, п.Дукат

С/П

2014

2016

8,02

8,85

0,00

0,00

0,00

16,86

Внедрение  инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе в населенных пунктах арманского побережья (п.Талон, п.Тауйск, п.Балаганное)

С/П

2015

2015

28,56

0,00

0,00

0,00

0,00

28,56

Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе г.Сусуман

С/П

2014

2017

5,99

9,99

5,88

0,00

0,00

21,86

Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе в населенных пунктах п.Сеймчан, В.Сеймчан

С/П

2016

2016

0,00

24,81

0,00

0,00

0,00

24,81

Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе в мкр. Пригородный

С/П

2017

2017

0,00

0,00

7,49

0,00

0,00

7,49

Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе в мкр. Пионерный

С/П

2018

2018

0,00

0,00

0,00

29,18

0,00

29,18

Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе п.Сокол

С/П

2018

2019

0,00

0,00

0,00

24,56

19,58

44,14

Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии на подстанциях ОАО "Магаданэнерго" с организацией спутниковых каналов связи

С/П

2015

2019

29,22

24,68

22,25

27,47

24,18

127,80

Внедрение  инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе Ольского района (п.Гадля, п.Клепка)

С/П

2019

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

10,18

10,18

Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе пгт. Ягодное

С/П

2017

2018

0,00

0,00

22,66

24,01

0,00

46,67

5.1.1.1.3

Создание систем противоаварийной и режимной автоматики, в т.ч.

0,66

0,00

0,00

0,00

0,00

0,66

Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарно-охранной сигнализации в административном помещении Южного отделения энергосбыта, расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Оротукан, ул. Пионерская, д.16 А

С/П

2015

2015

0,18

0,00

0,00

0,00

0,00

0,18

Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарно-охранной сигнализации в административном помещении Омсукчанского участка Восточного отделения энергосбыта расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Омсукчан, ул. Ленина,  15

С/П

2015

2015

0,23

0,00

0,00

0,00

0,00

0,23

Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарно-охранной сигнализации в административном помещении Омсукчанского участка Восточного отделения энергосбыта расположенного по адресу: п. Сокол, ул. Гагарина, 20

С/П

2015

2015

0,25

0,00

0,00

0,00

0,00

0,25

5.1.1.1.4

Создание систем телемеханики  и связи, в т.ч.

1,86

0,00

0,00

0,00

0,00

1,86

Организация спутниковых каналов связи в отделениях филиала "Магаданэнергосбыт" ОАО "Магаданэнерго" (13шт.)

С/П

2014

2015

1,86

0,00

0,00

0,00

0,00

1,86

5.1.1.1.7

Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:

12,50

14,66

1,30

24,46

0,80

53,72

Устройство системы приточно-вытяжной вентиляции в административном помещении отделения "Магадантеплосбыт" филиала "Магаданэнергосбыт" ОАО "Магаданэнерго", расположенного по адресу: г.Магадан, ул. Портовая, д.19а

С/П

2015

2015

3,50

0,00

0,00

0,00

0,00

3,50

Проектирование и реконструкция здания ПВК отделения "Магадантеплосбыт" филиала "Магаданэнергосбыт" по адресу г.Магадан, ул. Энергостроителей, д.9 (надстройка 2-го этажа)

С/П

2018

2018

0,00

0,00

0,00

18,15

0,00

18,15

Проектирование и реконструкция кровли административного здания отделения "Магадантеплосбыт" филиала "Магаданэнергосбыт" по адресу: г.Магадан, ул.Энергостроителей, д.9

С/П

2018

2018

0,00

0,00

0,00

4,96

0,00

4,96

Реконструкция административного здания отделения "Магадантеплосбыт" филиала "Магаданэнергосбыт" по ул.Портовая, д.19А (мероприятия по повышению сейсмостойкости и усилению несущих конструкций)

С/П

2015

2016

8,00

2,70

0,00

0,00

0,00

10,70

Проектирование и реконструкция кровли административного здания отделения "Магадантеплосбыт" филиала "Магаданэнергосбыт" по ул.Портовая, д.19А

С/П

2016

2016

0,00

10,91

0,00

0,00

0,00

10,91

Проектирование и внедрение системы видеонаблюдения в отделениях и участках филиала "Магаданэнергосбыт" ОАО "Магаданэнерго"

С/П

2015

2019

1,00

1,05

1,30

1,35

0,80

5,50

5.1.1.2

Новое строительство и расширение

38,47

0,00

0,00

0,00

0,00

38,47

5.1.1.2.4

Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:

38,47

0,00

0,00

0,00

0,00

38,47

II этап строительства теплой стоянки на 20 боксов филиала "Магаданэнергосбыт" по ул.Речная, д.24

С/П

2015

2015

38,47

0,00

0,00

0,00

0,00

38,47

6

Прочие объекты, в т.ч.:

192,77

176,59

253,35

200,16

226,12

1048,99

6.1

Инвестиции в основной капитал, в т.ч.

192,77

176,59

253,35

200,16

226,12

1048,99

6.1.1

Инвестиции на производственное развитие, из них:

192,77

176,59

253,35

200,16

226,12

1048,99

6.1.1.1

Техническое перевооружение и реконструкция

192,77

176,59

253,35

200,16

226,12

1048,99

6.1.1.1.2

Приобретение  объектов основных средств (БУ)

С

2014

2019

14,16

14,16

41,30

14,16

14,16

97,94

6.1.1.1.7

Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:

34,50

34,64

34,81

30,50

51,48

185,93

Автотранспортное предприятие

Реконструкция ограждения территории АТП по ул. Советская, 22

С

2016

2016

0,00

5,14

0,00

0,00

0,00

5,14

Реконструкция склада РЭУ

С

2015

2015

5,00

0,00

0,00

0,00

0,00

5,00

Реконструкция подъездных путей к зданию "Тёплая стоянка" по ул. Речная, 25

С

2017

2018

0,00

0,00

5,31

5,50

0,00

10,81

Реконструкция кровли здания "Теплая стоянка"

С

2019

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

9,00

9,00

Объекты ИПР Управления АО

Проектирование и внедрение комплекса инженерно-технических средств охраны филиала "Магаданская ТЭЦ"

С

2014

2018

11,80

9,44

24,78

1,00

17,70

64,72

Проектирование и внедрение комплекса инженерно-технических средств охраны филиала "Аркагалинская ГРЭС"

С

2014

2018

17,70

18,88

0,00

7,60

17,70

61,88

Проектирование и внедрение комплекса инженерно-технических средств охраны филиала "Восточные ЭС" (База ВЭС п.Синегорье)

С

2014

2018

0,00

1,18

4,72

12,80

3,54

22,24

Проектирование и внедрение комплекса инженерно-технических средств охраны  филиала "Южные ЭС" (ПС 220 кВ "Центральная")

С

2014

2018

0,00

0,00

0,00

3,60

3,54

7,14

6.1.1.1.8

Инновации и НИОКР, в.т.ч.:

65,71

62,70

94,68

81,42

99,12

403,63

6.1.1.1.8.1

Инновационные проекты, в т.ч.

13,56

10,27

12,97

0,00

0,00

36,80

Внедрение инновационного оборудования систем ВЧ связи (Палатка-Усть-Омчуг; ЦДП-Палатка-Усть-Омчуг; АрГРЭС-ЦЭС; АрГРЭС-Ягодное-КГЭС)

С

2014

2017

7,20

4,50

7,20

0,00

0,00

18,90

Внедрение устройств противоаварийной автоматики (ПС 220 кВ Усть-Омчуг; АрГРЭС; ПС 110 кВ Юго-Восточная)

С

2014

2017

2,36

1,77

1,77

0,00

0,00

5,90

Внедрение IP технологии в систему ИТ-инфраструктуры ОАО Магаданэнерго (затраты проходят по статье оборудование, не входящее в сметы строек)

С/П

2014

2017

4,00

4,00

4,00

0,00

0,00

12,00

6.1.1.1.8.2

НИОКР, в.т.ч.:

52,15

52,43

81,71

81,42

99,12

366,83

Разработка проектных и технических решений устройств синхронизированных измерений (PMU) при введении WACS/WAPS технологий в ИЭС ААС

Р

2015

2019

3,06

8,26

3,54

5,90

5,90

26,66

Разработка проектных и технических решений цифровой подстанции на основе КРУЭ с цифровым интерфейсом, оптических цифровых трансформаторов тока и напряжения, РЗА и АСУТП с цифровыми интерфейсами, мониторинг и диагностика силового оборудования с цифровыми интерфейсами

Р

2014

2019

8,38

6,61

4,72

4,72

4,72

29,15

Разработка проектных и технических решений интегрированных систем мониторинга нормальных и переходных режимов ИЭС ААС в реальном времени

Р

2016

2019

0,00

2,36

8,88

7,08

9,44

27,76

Разработка, изготовление опытных образцов и опытная эксплуатация опор из композитных материалов с применением углеродного волокна для ремонта (замены), строительства и реконструкции ВЛ 6-110 кВ в условиях Дальнего Востока и Крайнего Севера (долевое участие)

Р/Изг.

2016

2019

0,00

4,52

22,09

29,50

29,50

85,61

Разработка долгосрочной концепции кластерного развития энергосистемы Магаданской области

Р

2016

2019

0,00

3,54

3,54

3,54

5,90

16,52

Разработка опытного образца автоматизированной системы непрерывного контроля технического состояния турбоагрегатов

Р

2014

2015

10,03

0,00

0,00

0,00

0,00

10,03

Разработка автоматизированной системы регистрации грозовых разрядов и мест повреждения изоляции на ВЛ 10, 35, 110, 220 кВ

Р

2014

2015

21,24

0,00

0,00

0,00

0,00

21,24

Разработка и внедрение системы плазменного розжига и поддержания горения в пылеугольных котлах

Р

2019

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

11,80

11,80

Исследование и оценка влияния условий Крайнего Севера на состояние металлических несущих конструкций

И

2015

2016

9,44

15,34

0,00

0,00

0,00

24,78

Разработка комплексной автоматической систтемы непрерывного контроля состояния изоляции высоковольтного электротехнического оборудования электроэнергетических объектов

Р

2016

2019

0,00

11,80

33,04

24,78

24,78

94,40

Разработка пилотного проекта перевода Магаданской ТЭЦ на сжиженный природный газ

Р

2017

2019

0,00

0,00

5,90

5,90

7,08

18,88

6.1.1.1.9

Оборудование, не входящее в сметы строек, в.т.ч.:

2014

2018

78,397

65,09

82,56

74,08

61,36

361,49

для ИА ОАО "Магаданэнерго"

2015

2019

32,11

35,12

39,64

56,38

39,29

202,53

для филиала ОАО "Магаданэнерго" "Центральные ЭС"

С

2015

2019

20,41

13,33

2,71

2,71

2,71

41,89

для филиала ОАО "Магаданэнерго" "Восточные ЭС"

С

2015

2019

25,87

14,99

40,21

13,34

19,35

113,764

для филиала ОАО "Магаданэнерго" "Магаданэнергопоставка"

2015

2019

0,00

1,65

0,00

1,65

0,00

3,30

Приложение № 4

к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики

Магаданской области на 2014-2018 годы

Расчет тарифов для конечных потребителей на период 2013-2025 годов, выполненный ОАО «Магаданэнерго»

Приложение № 5

к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики

Магаданской области на 2014-2018 годы

Расчет тарифов на электрическую энергию для объектов потребления рудника им. Матросова до 2025 года

в ценах 2011 года, выполненный ОАО «Колымаэнерго»

Внешнее электроснабжение рудника им. Матросова от ОАО «Магаданэнерго»,

строительство за счет инвестиционной составляющей тарифа

Год расчета

Ед.изм.

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Полезный отпуск электроэнергии ОАО «Магаданэнерго»

млн. кВтч

1137

1137

1402

1402

1402

1552

1552

2077

2077

2077

2077

2077

2877

2877

2877

- полезный отпуск прочим  потребителям

млн. кВтч

1137

1137

1137

1137

1137

1137

1137

1139

1139

1139

1139

1139

1139

1139

1139

- потребление РиМ

млн. кВтч

264,6

264,6

264,6

264,6

264,6

787,5

787,5

787,5

787,5

787,5

1587,6

1587,6

1587,6

Мощность РиМ

млн. кВтч

42

42

42

42

42

125

125

125

125

125

252

252

252

- потребление («Павлик»)

млн. кВтч

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

Мощность(«Павлик»)

млн. кВтч

25

25

25

25

25

25

25

25

25

25

Полезный отпуск эл.энергии конечным потребителям

млн. кВтч

1041,8

1041,8

1306,4

1306,4

1306,4

1456,4

1456,4

1981,3

1981,3

1981,3

1981,3

1981,3

2781,4

2781,4

2781,4

Стоимость основных фондов Усть-Среднеканская ГЭС

млн. руб.

23849

25979

25979

32125

35636

37588

38074

38074

38074

38074

38074

Дополнительные затраты энерго-системы за счет ввода УСГЭС,

млн. руб.

723

785

795

1061

2042

2084

2077

2059

2041

2023

2006

в том числе:

эксплуатационные расходы

млн. руб.

127

134

143

254

417

417

417

417

417

417

417

амортизационные отчисления УСГЭС

млн. руб.

596

651

652

807

896

947

961

963

966

968

971

налог на имущество УСГЭС

млн. руб.

729

720

699

679

658

638

618

Увеличение затрат в расчете на 1 кВтч для конечных потребителей за счет ввода УСГЭС

коп/кВтч

109,2

109,2

109,2

109,2

109,2

77,8

77,8

77,8

Средний тариф для конечных потребителей без учета инфляции, без учета затрат  по Усть-Среднеканской ГЭС

коп/кВтч

331,3

331,3

264,2

264,2

264,2

237,0

237,0

174,2

174,2

174,2

174,2

174,2

124,1

124,1

124,1

Индекс роста тарифа, %

%

123,5

100,0

79,7

100,0

100,0

89,7

100,0

73,5

100,0

100,0

100,0

100,0

71,2

100,0

100,0

Тариф для конечных потребителей с учетом дополнительных затрат при вводе Усть-Среднеканской ГЭС

коп/кВтч

331,3

331,3

264,2

264,2

264,2

237,0

237,0

283,4

283,4

283,4

283,4

283,4

201,9

201,9

201,9

Индекс роста тарифа, %

%

100,0

100,0

100,0

100,0

71,2

100,0

100,0

Инвестиционная составляющая тарифа на реконструкцию ВЛ 110 кВ "Кедровый – Омчак"

млн. руб

Увеличение  затрат энергосистемы на 1 кВтч за счет инвестиционной составляющей тарифа

коп/кВтч

Стоимость основных фондов линий электропередачи ВЛ 220 для внешнего электроснабжения РиМ (без НДС)

млн. руб.

21983,3

21983,3

21983,3

21983,3

21983,3

21983,3

21983,3

21983,3

21983,3

Дополнительные затраты энергосистемы за счет ввода линий электро-передачи ВЛ 220, построенных за счет инвестсоставляющей,

млн. руб.

1516,8

1516,8

1516,8

1516,8

1516,8

1516,8

1516,8

1516,8

1516,8

Год расчета

Ед.изм.

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

в том числе:

эксплуатационные расходы

млн. руб.

65,9

65,9

65,9

65,9

65,9

65,9

65,9

65,9

65,9

амортизационные отчисления по ВЛ 220

млн. руб.

1450,9

1450,9

1450,9

1450,9

1450,9

1450,9

1450,9

1450,9

1450,9

налог на имущество по ВЛ 220

млн. руб.

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Увеличение затрат в расчете на 1 кВтч для конечных потребителей за счет ввода линии ВЛ 220, построенных за счет инвестсоставляющей

76,56

76,56

54,54

54,54

54,54

Стоимость основных фондов линий электропередачи ВЛ 220 "Центральная-Сокол- Палатка"(4500млн. руб. с НДС) и "Оротукан- Палатка- Центральная"(14200млн. рублей с НДС) (ввод 2017 год)  (строительство за счет ФЦП)

млн. руб.

15847

15847

15847

15847

15847

15847

15847

15847

15847

Дополнительные затраты энергосистемы за счет ввода линий электропередачи ВЛ 220, построенных за счет ФЦП,

млн. руб.

1093

1093

1093

1093

1093

1093

1093

1093

1093

в том числе:

эксплуатационные расходы

млн. руб

47,5

47,5

47,5

47,5

47,5

47,5

47,5

47,5

47,5

амортизационные отчисления по ВЛ 220

млн. руб.

1046

1046

1046

1046

1046

1046

1046

1046

1046

налог на имущество по ВЛ 220

млн. руб.

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Увеличение затрат в расчете на 1 кВтч для конечных потребителей за счет ввода линии ВЛ 220, построенных за счет ФЦП

коп/кВтч

75,1

55,2

55,2

55,2

55,2

55,2

39,3

39,3

39,3

Средний тариф для конечных потребителей с учетом дополнительных затрат  в зоне централизованного электроснабжения

коп/кВтч

331,3

331,3

268,0

264,2

264,2

237,0

416,2

415,2

415,2

415,2

415,2

415,2

295,7

295,7

295,7

Индекс роста тарифа, %,

%

123,5

100,0

80,9

98,6

100,0

89,7

175,6

99,7

100,0

100,0

100,0

100,0

71,2

100,0

100,0

в том числе средний по уровням напряжения для промышленных и приравненных к ним (включая бюджетных) потребителей (без НДС),

коп/кВтч

308,53

308,53

270,73

502,80

595,88

595,88

595,88

595,88

595,88

527,49

527,49

527,49

в том числе для РиМ  (без НДС) на высоком напряжении

коп/кВтч

149,97

134,53

236,27

235,67

235,67

235,67

235,67

235,67

167,88

167,88

167,88

тариф для населения (с НДС)

коп/кВтч

270

270

242

267

266

266

266

266

266

190

190

190

Средний тариф для конечных потребителей без  дополнительных затрат  в зоне централизованного электроснабжения с учётом инфляции

коп/кВтч

430,23

443,14

452,00

461,04

479,49

498,67

518,61

528,98

539,56

544,96

544,96

Темпы роста тарифа по данным Минэконом развития

%

0,00

1,07

1,06

1,07

1,07

1,03

1,02

1,02

1,04

1,04

1,04

1,02

1,02

1,01

1,00

Средний тариф для конечных потребителей с учетом дополнительных затрат  в зоне централизованного электроснабжения и с учётом инфляции

коп/кВтч

343,09

316,98

567,84

577,74

600,85

624,88

649,87

662,87

481,63

486,45

486,45

Приложение № 6

к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики

Магаданской области на 2014-2018 годы

Потребность электростанций ОАО «Магаданэнерго»

в топливе на 2014-2018 годы

Показатели баланса электроэнергии

Отчетные пять лет

Прогноз

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1.

Выработка электроэнергии

1.1.

МТЭЦ - выработка электрической энергии, млн.кВтч

103.416

102.874

108.120

108.697

125.658

111.680

104.600

100.000

100.000

100.000

1.1а

Установленная мощность, МВт

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

1.2.

АрГРЭС  - выработка электрической энергии, млн.кВтч

36.771

34.556

34.458

36.957

34.822

37.584

33.230

35.000

35.000

35.000

1.2а

Установленная мощность, МВт

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

1.3.

Выработка электрической энергии электростанциями ОАО "Магаданэнерго" - всего,  млн.кВтч

140.187

137.430

142.578

145.654

160.480

149.264

137.830

135.000

135.000

135.000

1.3а

Установленная мощность, МВт

320.0

320.0

320.0

320.0

320.0

320.0

320.0

320.0

320.0

320.0

МТЭЦ

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

АрГРЭС

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

224.0

1.4.

Отпуск электрической энергии с шин электростанций ОАО "Магаданэнерго", млн. кВтч -  всего:

62.516

59.398

65.767

68.737

82.333

72.200

59.600

55.000

55.000

55.000

МТЭЦ

43.070

43.264

47.264

49.896

64.473

52.000

43.600

38.640

38.640

38.640

АрГРЭС

19.446

16.134

18.503

18.841

17.860

20.200

16.000

16.360

16.360

16.360

1.5.

УРУТ на отпуск электроэнергии по электростанциям ОАО, г/кВт*ч

663.7

717.1

664.0

677.7

612.5

680.5

687.9

710.4

710.4

710.4

МТЭЦ

478.3

492.8

469.9

475.4

466.9

475.8

481.2

478.9

478.9

478.9

АрГРЭС

1074.5

1318.6

1159.6

1213.3

1138,1

1207.5

1251.2

1257.2

1257.2

1257.2

1.6.

Расход условного топлива на отпуск электроэнергии по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", тыс.т.у.т.

41.494

42.594

43.667

46.582

50.426

49.133

40.998

39.071

39.071

39.071

МТЭЦ

20.599

21.320

22.210

23.722

30.099

24.741

20.979

18.503

18.503

18.503

АрГРЭС

20.895

21.274

21.457

22.860

20.327

24.392

20.019

20.568

20.568

20.568

2.

Отпуск тепла с коллекторов ТЭС ОАО, тыс. Гкал - всего:

1131.505

1104.285

1130.638

1115.657

1090.707

1100.900

1099.500

1105.000

1105.000

1105.000

МТЭЦ

1063.318

1035.618

1066.909

1053.278

1027.556

1036.600

1036.700

1040.300

1040.300

1040.300

АрГРЭС

68.187

68.667

63.729

62.379

63.151

64.300

62.800

64.700

64.700

64.700

2.1.

УРУТ на отпуск тепла по электростанциям ОАО, кг/Гкал

181.4

181.9

176.8

172.0

171.5

176.0

179.0

177.3

177.3

177.3

МТЭЦ

175.8

176.4

170.6

166.1

164.8

169.8

172.5

171.1

171.1

171.1

АрГРЭС

268.6

264.9

280.5

271.1

280.1

276.7

286.3

276.7

276.7

276.7

2.2.

Расход условного топлива на отпуск тепла по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", т.у.т.

205.209

200.821

199.891

191.842

187.016

193.764

196.842

195.900

195.900

195.900

МТЭЦ

186.895

182.634

182.013

174.928

169.326

175.974

178.863

178.000

178.000

178.000

АрГРЭС

18.314

18.187

17.878

16.914

17.690

17.790

17.979

17.900

17.900

17.900

3.

Расход условного топлива всего по электростанциям ОАО, тыс.т.у.т.

246.703

243.415

243.558

238.424

237.442

242.897

237.840

234.971

234.971

234.971

в том числе: уголь

246.308

243.107

243.211

238.097

237.103

242.547

237.490

234.396

234.396

234.396

мазут

0.395

0.308

0.347

0.327

0.339

0.350

0.350

0.575

0.575

0.575

МТЭЦ

207.494

203.954

204.223

198.650

199.425

200.715

199.842

196.503

196.503

196.503

в том числе уголь

207.099

203.646

203.876

198.323

199.086

200.365

199.492

195.928

195.928

195.928

мазут

0.395

0.308

0.347

0.327

0.339

0.350

0.350

0.575

0.575

0.575

АрГРЭС

39.209

39.461

39.335

39.774

38.017

42.182

37.998

38.468

38.468

38.468

4.

Расход натурального топлива  по электростанциям ОАО, т.н.т.

324.248

327.354

321.027

315.705

317.869

323.375

315.413

313.250

313.250

313.250

в том числе: уголь

323.925

327.135

320.780

315.472

317.629

323.125

315.163

312.810

312.810

312.810

мазут

0.323

0.219

0.247

0.233

0.240

0.250

0.250

0.440

0.440

0.440

МТЭЦ

264.026

267.664

262.060

254.270

254.716

259.310

255..936

254.710

254.710

254.710

уголь

263.703

267.445

261.813

254.037

254.476

259.060

255.686

254.270

254.270

254.270

мазут

0.323

0.219

0.247

0.233

0.240

0.250

0.250

0.440

0.440

0.440

АрГРЭС

60.222

59.690

58.967

61.435

63.153

64.065

59.477

58.540

58.540

58.540

1

             

Приложение № 7

к схеме и программе перспективного развития

электроэнергетики Магаданской области на 2014-2018 годы

Принципиальные решения

по оптимизации схемы горячего водоснабжения г. Магадана в целях сокращения расходов

1

Дополнительные сведения

Государственные публикаторы: Портал "Нормативные правовые акты в Российской Федерации" от 05.01.2019
Рубрики правового классификатора: 020.030.020 Государственные программы. Концепции, 090.010.070 Энергетика

Вопрос юристу

Поделитесь ссылкой на эту страницу:

Новые публикации

Статьи и обзоры

Материалы под редакцией наших юристов
Обзор

Все новые законы федерального уровня вступают в силу только после публикации в СМИ. Составляем список первоисточников.

Читать
Обзор

Что означает термин «нормативно-правовой акт» или НПА? Разбираемся в классификации, отличиях, разделении по юридической силе.

Читать
Статья

Кто возглавляет исполнительную власть в РФ? Что включает в себя система целиком? Какими функциями и полномочиями она наделена?

Читать