Основная информация
| Дата опубликования: | 15 июля 2015г. |
| Номер документа: | RU04000201500610 |
| Текущая редакция: | 1 |
| Статус нормативности: | Нормативный |
| Субъект РФ: | Республика Бурятия |
| Принявший орган: | Правительство Республики Бурятия |
| 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. 732Москва и Московская область: 8 (499) 350-55-06 доб. 192Санкт-Петербург и Ленинградская область: 8 (812) 309-06-71 доб. 749
Текущая редакция документа
1
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
ОТ 15 ИЮЛЯ 2015 ГОДА № 358
Г. УЛАН-УДЭ
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ НА 2016 – 2020 ГОДЫ
Во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» Правительство Республики Бурятия постановляет:
1. Утвердить прилагаемую Схему и программу развития электроэнергетики Республики Бурятия на 2016 – 2020 годы*.
2. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального подписания.
Исполняющий обязанности
Председателя Правительства
Республики Бурятия
А. Чепик
__________________
Проект представлен Министерством по развитию
транспорта, энергетики и дорожного хозяйства
тел. 55-55-36
эн1
УТВЕРЖДЕНА
постановлением Правительства
Республики Бурятия
от 15.07.2015 № 358
СХЕМА И ПРОГРАММА
развития электроэнергетики Республики Бурятия
на 2016-2020 годы
Глава 1. Общая характеристика региона
Республика Бурятия как самостоятельный субъект Российской Федерации входит в состав Сибирского федерального округа.
Муниципально - территориальное устройство Республики Бурятия включает 21 муниципальный район, 2 городских округа, 18 городских поселений, 255 сельских поселений.
Столица республики - г. Улан-Удэ. Крупные города – Северобайкальск, Кяхта, Гусиноозерск, Закаменск, Бабушкин.
Республике Бурятия проживает 978,495 тыс. человек. Соотношение городского и сельского населения составляет соответственно 58,91 % и 41,09 %.
Территория Республики Бурятия составляет 351,3 тыс. км2.
Климат Бурятии – резко-континентальный, с холодной зимой и жарким летом. Зима холодная, с сухим морозом и малым количеством снега. Весна ветреная, с заморозками и почти без осадков. Лето короткое, с жаркими днями и прохладными ночами, с обильными осадками в июле и августе. Осень наступает незаметно, без резкой смены погоды, в отдельные годы она бывает долгой и теплой. Средняя температура летом +18,5 ºС, зимой –22 ºС, а среднегодовая температура –1,6 ºС. За год в среднем выпадает 244 мм осадков. На территории Бурятии находится большая часть (около 60% береговой линии) озера Байкал – самого глубокого пресноводного озера в мире. Длина Байкала – 636 км, ширина – от 25 до 79 км. Общая длина береговой линии Байкала 2100 км, а площадь акватории – 31,5 тыс. м2. Максимальная глубина – 1637 м, средняя – 730 м. Байкал является природным резервуаром пятой части мировых запасов пресной воды высочайшего качества. В озере обитает 2500 различных видов животных и рыб, 250 из которых являются эндемиками.
На территории Бурятии находится около 50% общероссийских разведанных запасов свинцово-цинковых руд, 35 % молибдена, 26 % запасов плавикового шпата. Уникальные запасы разнообразных (от белого до черного) сортов нефрита.
Республика богата минерально-сырьевыми ресурсами. На территории Бурятии за 50 лет активной деятельности геологами разведано более 700 месторождений различных полезных ископаемых, из них более 600 учтены государственным балансом России и территориальным балансом Республики Бурятия. Среди выявленных месторождений 247 золота (228 россыпных, 16 рудных и 3 комплексных). В перечне стратегических видов минерального сырья находятся 7 месторождений вольфрама, 13 - урана, 4 -полиметаллов, по 2 - молибдена и бериллия, по одному - олова и алюминия. Республика Бурятия располагает крупной предварительно оцененной сырьевой базой урана. Балансовые запасы 8 месторождений плавикового шпата способны обеспечить нужды металлургических предприятий Сибири и Дальнего Востока в кусковом флюорите. Балансовых запасов 10 месторождений бурого и 4 месторождений каменного угля хватит на сотни лет для обеспечения потребностей топливно-энергетического комплекса Бурятии. На территории республики выявлены также 2 месторождения асбеста, ряд нефритовых и строительного сырья, а также апатита, фосфорита, графита и цеолитов. Недра Бурятии содержат 48% балансовых запасов цинка России, 24% - свинца, 37% - молибдена, 27% - вольфрама, 16% - плавикового шпата и 15% - хризотил - асбеста. Большинство крупных и уникальных месторождений полезных ископаемых расположены в радиусе до 200 км от ближайших железнодорожных линий ВСЖД и БАМ. Степень геологической изученности недр республики позволяет прогнозировать обнаружение здесь новых перспективных месторождений различных полезных ископаемых, в том числе и новых генетических типов.
По данным государственного учета лесного фонда, общая площадь лесного фонда и лесов, не входящих в лесной фонд, составляет 20,7 млн. га. Запас древесины около 1800 млн. м3, спелой и перестойной – около 770 млн. м3, возможных для эксплуатации 235 млн. м3. Лесистость территории около 63%. Преобладают хвойные породы.
Освоение лесных ресурсов затруднено по экономическим и природным условиям. Более 46% лесного фонда находится в зоне Байкала, здесь сконцентрированы наиболее ценные и продуктивные древостои, осуществляется до 87% лесозаготовок. Лесные ресурсы северо-востока и частично юго-запада значительны, но труднодоступны.
По территории республики проходят Транссибирская железная дорога (г. Улан-Удэ — узловая станция Восточно-Сибирской железной дороги), Байкало-Амурская магистраль, автомагистрали федерального значения. Протяженность железнодорожных путей в Бурятии составляет 1 227 км. Эксплуатационная длина автомобильных дорог — 13 432,7 км.
В Бурятии имеется один аэропорт (Международный аэропорт «Байкал» города Улан-Удэ). Основные производительные силы сосредоточены в г.Улан-Удэ.
Крупные промышленные предприятия:
ОАО «Улан-Удэнский авиационный завод»
ОАО «Бурятзолото»
Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал ОАО «Желдорреммаш»
ЗАО «Улан-Удэстальмост»
ОАО «Улан-Удэнское приборостроительное производственное объединение»
ОАО «Селенгинский целлюлозо-картонный комбинат»
ОАО «Байкальская лесная компания»
ООО «Бурятмяспром»
ЗАО Кондитерская фабрика «Амта».
Территория Республики Бурятия богата полезными природными ресурсами, есть необходимый потенциал для развития туристического бизнеса, сельского хозяйства, горнодобывающей отрасли, что показывает Республику Бурятия привлекательной площадкой для инвестиционной деятельности.
Глава 2. Анализ существующего состояния электроэнергетики
Республики Бурятия
2.1. Характеристика энергосистемы Республики Бурятия
Энергосистема Республики Бурятия (далее – ЭС РБ) работает в составе Единой энергетической системы России.
На территории Республики Бурятия расположены следующие поставщики электроэнергии и мощности на Оптовый рынок электрической энергии (далее - ОРЭМ):
Гусиноозерская ГРЭС – филиал АО «Интер РАО - Электрогенерация»;
Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерация Бурятии» ‑ филиал ОАО «ТГК-14» (в состав входят также Улан-Удэнская ТЭЦ-2, Тимлюйская ТЭЦ – поставщики тепловой энергии и горячего водоснабжения (далее - ГВС);
Прочие электростанции:
ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК» – станция промышленного предприятия, являющаяся собственностью ООО «Баил», г. Улан-Удэ;
дизельные электростанции ‑ используемые в аварийных и ремонтных схемах. Собственниками являются различные субъекты электроэнергетики (сетевые компании, крупные потребители).
Из основных сетевых компаний, работающих на территории Республики Бурятия, необходимо выделить:
филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Забайкальское предприятие МЭС - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 220 кВ и выше;
филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 110 кВ и ниже;
ОАО «Улан-Удэ Энерго» - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 35 кВ и ниже в г. Улан-Удэ;
ООО «ЭНКОМ» - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 110 кВ и ниже.
Помимо крупных сетевых компаний в Республики Бурятия зарегистрированы 23 территориальных сетевых компаний.
Потребители электроэнергии – субъекты ОРЭМ на территории Республики Бурятия:
По состоянию на 01.05.2015 гарантирующим поставщиком на территороии Республики Бурятия является ОАО «Читаэнергосбыт» (приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 08.05.2014 № 252);
ООО «Главэнергосбыт», осуществляет покупку для ОАО «Разрез Тугнуйский»;
ООО «Русэнергосбыт», осуществляет покупку для ОАО «РЖД» на территории Бурятии.
ЗАО «Система», осуществляет покупку для ООО «Тимлюйский цементный завод»;
ООО «Инженерные изыскания» осуществляет покупку для ОАО «Бурятзолото»;
МУП "ЖКК Баунтовского эвенкийского района".
Функции оперативно-диспетчерского управления на территории Республики Бурятия осуществляет Филиал ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Бурятия» (далее – Бурятское РДУ).
Характеристика энергосистемы представлена в Таблице 1.
Характеристика энергосистемы Республики Бурятия
Таблица 1
Показатель
Значение
Площадь территории, тыс. км2
351,3
Население республики, тыс. чел.
978,495
Потребление электроэнергии 2014 г., млн. кВт*ч.
5408,5
Максимум потребления мощности, 2014 г., МВт.
971,7
Установленная мощность электростанций всего, МВт
1 333,39
Гусиноозерская ГРЭС, МВт
1 130,00
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, МВт
148,77
Селенгинский ЦКК, МВт
36,00
Дизельные ЭС, МВт
18,62
Протяженность ВЛ 500-110 кВ и ниже, всего, км.
33 469,1
ВЛ 500 кВ (в работе на 220 кВ), км.
311,4
ВЛ 220 кВ, км.
2 809,7
ВЛ 110 кВ, км.
3 006,5
ВЛ 35 кВ и ниже, км.
27 341,5
Количество подстанций, шт.
5 570
Напряжением 220 кВ, шт.
24
Напряжением 110 кВ и ниже, шт.
177
ТП, РП, КТП, шт.
5 369
В республике существует два электрически не связанных между собой энергорайона – «Южный» и «Северный». На рисунке 1 представлена общая схема электрических сетей Республики Бурятия.
Рис. 1. Карта-схема электрических сетей Республики Бурятия.
Характеристика электрических сетей Республики Бурятия
Южный энергорайон
Основная электрическая сеть энергосистемы (далее – ЭС) Южного района сформирована из линий электропередач и подстанций напряжением 110–220 кВ. Сеть 220 кВ закольцована.
Южный энергорайон энергосистемы (далее - ЭС) Республики Бурятия связан с энергосистемами:
Иркутской области, Забайкальского края, центрального региона Монголии.
С ЭС Иркутской области имеется связь:
ВЛ 500 кВ Гусиноозёрская ГРЭС – Ключи (ВЛ-582);
ВЛ 220 кВ Мысовая – Байкальск с отпайкой на ПС Переёмная (МБ-273);
ВЛ 220 кВ Выдрино – БЦБК (ВБ-272);
ВЛ 110 кВ Култук – Зун-Муpино с отпайкой на ПС Быстрая (КЗМ-135).
С ЭС Забайкальского края имеется связь:
ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Петровск-Забайкальская (ВЛ-583);
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Кижа (КПЗ-283);
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальский – Новоильинск (НПЗ-282-284);
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальский – Саган-Нур (СПЗ-262);
ВЛ 110кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123).
С центральным регионом ЭС Республики Монголия имеется связь:
ВЛ 220 кВ Селендума – Дархан I цепь (СД-257);
ВЛ 220 кВ Селендума – Дархан II цепь (СД-258).
Из-за отсутствия крупных энергоемких потребителей в ЭС, график спроса электроэнергии и мощности имеет нестабильный характер с выраженными утренними и вечерними максимумами и дневными и ночными минимумами.
Максимум потребления в энергорайоне в 2014 году составил 887 МВт (в 2013 г. - 878 МВт, в 2012 г. – 896 МВт).
Минимум потребления Южного района составил 272 МВт в 2014 году, (в 2013 г. - 281 МВт, в 2012 г. - 239 МВт).
Северный энергорайон (Северобайкальский участок)
Северный энергорайон ЭС Республики Бурятия является транзитным и связан с ЭС Иркутской области и ЭС Забайкальского края.
С ЭС Иркутской области имеется связь:
ВЛ 220 кВ Улькан – Дабан (УД-32);
ВЛ 220 кВ Кунерма – Северобайкальск (КС-33);
ВЛ 220 кВ Таксимо-Мамакан и ВЛ 110 кВ Таксимо-Мамакан с отпайками (обеспечивается питание Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области).
С ЭС Забайкальского края имеется связь:
ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47);
ВЛ 110 кВ Таксимо – Чара с отпайками (ТТ-72) (нормально отключена со стороны ПС 220 кВ Чара).
Электрические сети от Усть-Илимской ГЭС через ПС 220 кВ Коршуниха до ПС 220 кВ Чара выполнены подвеской двух цепей на одни опоры. Протяженность транзита от Усть-Илимской ГЭС до ПС 220 кВ Таксимо составляет 1047 км. Магистраль проходит по горному лавиноопасному, сейсмически активному району. Основной потребитель Северного энергорайона – электротяга (до 60 % потребления) – потребитель I категории надёжности, в т.ч. особой группы I категории: Северо-Муйский тоннель длиной 15,4 км, Байкальский тоннель длиной 7,5 км и четыре Мысовых тоннеля суммарной длиной 5,2 км. Генерирующих станций в Северном энергорайоне нет.
Суммарное потребление Северобайкальского участка, с учетом перетока в ЗАО «Витимэнерго» и ЭС Забайкальского края, в период максимальных нагрузок достигает 207 МВт. Для непревышения МДП (200 МВт) в сечении Иркутск-Бурятия (Северобайкальский участок) по ВЛ 220 кВ Киренга – Улькан (КУ-30), ВЛ 220 кВ Киренга – Кунерма (КК-31) проводятся схемно-режимные мероприятия по переносу точки раздела с Забайкальской энергосистемой с ПС 220 кВ Хани на ПС 220 кВ Таксимо, а в случае невозможности выполнения схемно-режимных ситуаций или их неэффективности вводятся ограничения режима потребления
В ремонтной схеме – при отключении одной из линий на транзите – максимально допустимый переток составляет 190 МВт.
Подключение новых потребителей невозможно. В настоящее время имеются заявки на технологическое присоединение к сетям: увеличение перевозок ОАО «РЖД» (по Северобайкальскому участку), ОАО «Полюс Золото» (Бодайбинский и Мамско-чуйский районы) и ряд других. Рассматриваются варианты электроснабжения Удоканского ГОКа мощностью 50 МВт, расположенного в ЭС Забайкальского края, и который также будет оказывать влияние на режимно-балансовую ситуацию в этом регионе.
Баланс мощности ЭС Республики Бурятия на час прохождения максимума потребления территории по состоянию на 18 февраля 2014 года представлен в Приложении № 5.
2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии и структура электропотребления ЭС Республики Бурятия
Информация электропотребления ЭС Республики Бурятия за период 2000-2014 годы представлена в Таблице 2.
Динамика электропотребления Республики Бурятия за период
с 2000 по 2014 годы
Таблица 2
Наименование / годы
2000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Электропотребление, млн. кВт*ч.
4 595
4 952
4 981
5 289
5 233
5 490
5 350
5 462
5 484
5 408
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт*ч.
357
29
308
-56
257
-140
112
22
-76
Среднегодовые темпы прироста, %
7,2
0,5
6,1
-1,0
4,9
-2,5
2,05
0,4
-1,4
Из таблицы видно, что начиная с 2000 по 2006 годы динамика электропотребления в общем положительная, абсолютный прирост составил 357 млн. кВт*ч или 7,2 %. В период с 2007 по 2014 годы темп прироста прироста потребления составил в среднем 1,13%.
Электропотребление региона с 2000 по 2014 годы возросло с 4 595 млн. кВт*ч до 5 408 млн. кВт*ч. на 813 млн. кВт*ч. или 17,7 %.
В 2014 году по сравнению с 2013 годом электропотребление уменьшилось на 76 млн. кВт*ч. или на 1,4 %.
По данным «Отчета о функционировании ЕЭС России в 2014 году», опубликованного на сайте ОАО «СО ЕЭС» 30 января 2015 года, в 2014 году в энергосистеме России в целом зафиксировано повышение потребления электрической энрегии по сравнению с 2013 годом на 0,4 % (4 042,5 млн. кВтч), а по ОЭС Сибири зафиксировано снижение потребления на 0,6 % (1 255,5 млн. кВтч).
При этом «Схемой и программой развития ЕЭС России на 2014-2020 гг.», утвержденной приказом Минэнерго России от 01 августа 2014 года № 495, темп роста потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2014 году планировался на уровне 0,53 %.
График электропотребления Республики Бурятия за период с 2000 по 2014 гг. показан на Рисунке 2.
Рис. 2. – Электропотребление территории Республики Бурятия
за период с 2000 по 2014 гг.
Структура электропотребления Республики Бурятия по видам экономической деятельности
В Таблице 3 представлено изменение в структуре электропотребления территории Республики Бурятия в 2012-2014 годах.
Структура электропотребления на территории Республики Бурятия
за период 2012-2014 гг.
Таблица 3
ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Доля в структуре
потребления/
полезном отпуске, %
Отклонение,
(+,-),
%
2012
2013
2014
Всего
5 461 737
5 484 027
5 408 533
-1,38
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
506 109
516 171
499 409
9,2/13,0
-3,25
ПОТЕРИ В СЕТЯХ
1 235 711
1 040 742
933 521
17,3/-
-10,30
ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
103 023
104 350
99 300
1,8/2,6
-4,84
ХОЗ. НУЖДЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
24 593
26 756
22 667
0,4/0,6
-15,28
ПОЛЕЗНЫЙ ОТПУСК ПОТРЕБИТЕЛЯМ
3 592 301
3 796 008
3 853 636
71,3/100,0
1,52
в том числе:
Промышленность -всего
761273
750 845
722 823
13,4/18,8
-3,73
в том числе:
электроэнергетика
4 170
4 648
9 021
0,2/0,2
94,08
топливная
103 161
120 099
114 947
2,1/3,0
-4,29
угольная
103 161
104 561
104 561
1,9/2,7
0,00
черная металлургия
256
311
707
0,01/0,02
127,33
цветная металлургия
144 318
158 434
157 164
2,9/4,1
-0,80
химическая и нефтехим.
3 156
2 013
1 502
0,03/0,04
-25,38
машиностроение
165 238
161 459
112 029
2,1/2,9
-30,61
деревообр. и ц/бумаж.
192 705
155 728
168 527
3,1/4,4
8,22
промышленность стройматериалов.
83 761
92 723
89 099
1,6/2,3
-3,91
легкая
1 334
1 313
1 250
0,02/0,03
-4,80
пищевая
46 806
48 737
44 150
0,8/1,1
-9,41
другие промышленные производства
16 368
20 920
24 427
0,5/0,6
16,76
Сельское хозяйство
16 942
19 367
20 633
0,4/0,5
6,54
Лесное хозяйство
981
807
406
0,01/0,01
-49,69
Рыбоводство
1 912
1 964
1 683
0,03/0,04
-14,31
Транспорт и связь
1 121 094
1 165 801
1 185 432
21,9/30,8
1,68
Строительство
40 179
40 977
38 540
0,7/1,0
-5,95
ПРОЧИЕ ОТРАСЛИ
822 920
876 247
926 709
17,1/24,0
5,76
в т.ч. ЖКХ
138 817
174 271
165 252
3,1/4,3
-5,18
НАСЕЛЕНИЕ-всего
827 000
940 000
957 410
17,7/24,8
1,85
в т.ч. сельское
298 490
345 159
380 387
7,0/9,9
10,21
Структура электропотребления республики состоит из следующих основных элементов:
- «Полезный отпуск» - 71,3 % или 3 853 636 тыс. кВт*ч.;
- «Потери в сетях» - 17,3 % или 933 521 тыс. кВт*ч.;
- «Собственные нужды станций» 9,2 % или 499 409 тыс. кВт*ч.
Из приведенных данных Таблицы 3 видно, что в 2014 году по сравнению с 2013 годом произошло изменение по всем основным элементам электропотребления:
- по структуре «Полезный отпуск» произошло небольшое повышение величины на 1,52 %;
- по структуре «Потери в сетях» наблюдается снижение показателя на 10,30 %;
- по структуре «Собственные нужды станций» наблюдается снижение на величину 3,25 %.
Структура полезного отпуска состоит из следующих основных элементов:
- «Транспорт и связь» - 21,9 % или 1 185 432 тыс. кВт*ч.;
- «Прочие отрасли» - 17,1 % или 926 709 тыс. кВт*ч.;
- «Население» - 17,7 % или 957 410 тыс. кВ*ч.;
- «Промышленность» - 13,4 % или 722 823 тыс. кВт*ч.
По сравнению с 2013 годом общее потребление территории снизилось на 76 млн. кВт*ч., или 1,38 %.
Рис. 3 Структура потребления электроэнергии по видам экономической деятельности за 2014 г. (в %).
Баланс мощности энергосистемы Республики Бурятия в период прохождения максимума представлен в Приложении № 5.
2.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей электрической энергии в регионе
Список основных крупных потребителей электроэнергии в энергосистеме представлен в Таблице 4.
Список крупных потребителей электрической энергии за 2014 год
Таблица 4
№ п/п
Наименование потребителя
Адрес потребителя
Вид деятельности
Объем потребления, млн. кВт*ч
1
ОАО «Улан-Удэнский авиационный завод»
670009, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Хоринская, 1
Самолетостроение
45,6
2
Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал ОАО «Желдорреммаш»
670002, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Лимонова, 2Б
Ремонт подвижного состава РЖД
47,272
3
ОАО «Улан-Удэнское приборостроительное объединение»
670034, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Х. Намсараева, 7
Приборостроение
3,286
4
ОАО «Аэропорт Байкал г. Улан-Удэ»
670018, РБ, г. Улан-Удэ, Аэропорт, 10
Авиаперевозки
1,163
5
ОАО «ТГК-14» (Генерация Бурятии)
670045, г. Улан-Удэ, ул. Шаляпина, 41
Выработка электро и теплоэнергии
26,157
6
ОАО «ТГК-14» (УУЭК)
67045, г. Улан-Удэ, ул. Трактовая, 11
Передача теплоэнергии
27,139
7
ООО «Бурятмяспром»
670013, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Пугачева, 38
Производство мясной продукции
3,299
8
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
105066, г. Москва, ул. Ольховская, 27-3
энергосбытовая компания
1118,288
9
ОАО «Оборонэнергосбыт»
109044, г. Москва, Воронцовский пер, д. 2, оф. 527
энергосбытовая компания
51,547
10
ОАО «Селенгинский ЦКК»
671247, РБ, Кабанский р-н, п. Селенгинск
Производство бумаги
17,806
11
ОАО «Водоканал» (г. Улан-Удэ)
г. Улан-Удэ ул. Красноармейская, 24
Водоснабжение г. Улан-Удэ
7,925
12
ООО «БКС»
г. Улан-Удэ ул. Красноармейская, 24
Водоснабжение г. Улан-Удэ
28,549
13
МУП «Управление трамвая»
г. Улан-Удэ ул. Сахьяновой, 4
Перевозки населения по г. Улан-Удэ
6,025
14
ОАО «Заудинский мелькомбинат»
г. Улан-Удэ ул. Пищевая,1а
Производство муки
0,625
15
ОАО «Бурятхлебпром»
г. Улан-Удэ ул. Куйбышева, 44
Производство хлебобулочных изделий
5,61
16
ООО «Энергосбыт» (п. Селенгинск)
671247, РБ, Кабанский р-н, п. Селенгинск, мк-р Солнечный, 22
энергосбытовая компания
27,8
17
ООО «Энергосбыт» (г. Улан-Удэ)
г. Улан-Удэ ул. Ботаническая, 71а
энергосбытовая компания
51,3
18
ОАО «Молоко»
г. Улан-Удэ ул. Боевая, 6
Производство молочной продукции
3,573
19
ОАО «Атомэнергосбыт»
671510, Россия, РБ, Баунтовский район, с. Багдарин
энергосбытовая компания
23,2
20
ООО «Тимлюйский завод»
671205, РБ, Кабанский р-н, п. Каменск, ул. Промышленная, 1
Производство шифера
5,14
21
ОАО «Байкальская лесная компания»
г. Улан-Удэ ул. Ключевская, 21
деревообработка
2,333
22
ОАО «Бурятзолото»
670045, Бурятия Респ, Улан-Удэ г, Шаляпина ул, дом № 5, корпус В
Добыча руд и песков драгоценных металлов (золота, серебра и металлов и т.д.)
112,04
23
ОАО «Хиагда»
671510, Бурятия Респ, Баунтовский эвенкийский р-н, Багдарин с
Добыча руд и песков драгоценных металлов (золота, серебра и металлов и т.д.)
16,394
24
ОАО «Разрез Тугнуйский»
671353, Бурятия Респ, Мухоршибирский р-н, Саган-Нур п
Добыча каменного угля открытым способом
18,37
25
ЗАО «Свинокомплекс Восточно-Сибирский»
671328, Бурятия Респ, Заиграевский р-н, Усть-Брянь с, 40 лет Победы ул, дом № 40
Разведение свиней
7,86
2.4. Динамика изменения максимума нагрузки
Информация приведена в Таблице 5.
Динамика изменения собственного максимума нагрузки энергосистемы Республики Бурятия за период с 2000 по 2014 гг.
Таблица 5
Максимум нагрузки
2000 15 янв.
20066 фев.
200726 дек.
200815 янв.
200929 дек.
201013 янв.
201120 янв.
2012 21 янв.
2013 15 янв.
2014
16
фев.
2008-2014 мах.
Собственный максимум нагрузки, МВт
976
939
905
951
984
1015
986
991
969
972
1015
Абсолютный прирост максимум нагрузки, МВт
9
16
-34
46
33
31
-29
5
-22
3
Среднегодовые темпы прироста, %
0.9
1.7
-3.6
5.1
3.5
3.2
-2.9
0,05
-2,2
0,3
2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных
Данные по динамике потребления и структуре отпуска тепловой энергии представлены в Таблицах 6, 7.
Динамика потребления тепловой энергии от систем централизованного
теплоснабжения в Республике Бурятия
Таблица 6
Показатель
2000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
7671
7829
7708
7591
7226
7681
7685
7730
7395
7254
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
-1045
-812
-121
-117
-365
455
4
45
-335
-141
Среднегодовые темпы прироста, %
-12.0
-9.4
-1.5
-1.5
-4.8
6.3
0.1
0,58
-4,3
-1,9
Структура отпуска тепловой энергии от электростанций за 2014 год
Таблица 7
№ п/п
Наименование энергоисточника
Отпуск теплоэнергии,
тыс. Гкал
Параметры пара, вид топлива
Филиал «Гусиноозерская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» *
1
Гусиноозерская ГРЭС
222,781
Уголь, мазут
2
Котельные
3,03
Уголь
Всего:
225,811
-
Филиал ОАО «ТГК-14» - «Генерация Бурятии»
1
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
86,72 (пар)
1 445,67 (ГВ)
Основное – уголь,
Растопочное – мазут
Р-9 кгс/см2 ата, t-300°С.
2
Улан-Удэнская ТЭЦ-2*
826,97
Основное – уголь,
Растопочное – мазут
3
Тимлюйская ТЭЦ*
74,27
Основное – уголь
Всего:
2 433,62
Станции промышленных предприятий
Всего, в.т.ч.:
1109,277
для потребителей 143,867
1
ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
143,867
Уголь, гидролизный лигнин, мазут
*- Отпуск тепловой энергии в паре не производится.
2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии
Перечень основных потребителей тепловой энергии представлен в Таблице 8.
Перечень основных потребителей тепловой энергии в 2014 году
Таблица 8
№ п/п
Потребитель
Годовое потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
1.
Улан-Удэнская ТЭЦ-1,2 всего (с учетом собственных потребителей),
в т.ч.:
1 971,51
1.1
Население
1 101,86
1.2.
Прочие всего, в том числе
869,65
1.2.1
Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал ОАО «Желдорреммаш»
73,7 (вода)
86,7 (пар)
1.2.2.
Улан-Удэнское отделение ОАО "РЖД"
32,1
1.2.3.
ОАО «Улан-Удэнское производственное приборостроительное объединение» (ОАО «УУППО»)
9,3
1.2.4.
ОАО «Молоко»
0,8
1.2.5.
ЗАО «Энерготехмаш»
2,0
1.2.6.
МУП «Управление трамвая»
2,2
2.
Котельные У-УЭК:
328,75
2.1.
Население
225,49
2.2.
Прочие
103,26
3.
Ведомственные котельные:
152,22
3.1.
Население
128,77
3.2.
Прочие
23,45
2.7. Основные характеристики теплосетевого хозяйства Республики Бурятия
Тепловую энергию в горячей воде и паре в республике вырабатывают 5 тепловых станций и порядка 673 котельных суммарной установленной мощностью 2,77 тыс. Гкал/ч., в т.ч.:
- Улан-Удэнская ТЭЦ-1 (с пиковыми водогрейными котлами) 688 Гкал/час;
- ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК» 419,0 Гкал/час;
- Улан-Удэнская ТЭЦ-2 (пиковая котельная) 380,0 Гкал/час;
- Гусиноозерская ГРЭС 221,0 Гкал/час;
- Тимлюйская ТЭЦ 59,6 Гкал/час;
Итого: 1767,6 Гкал/час.
- котельные 1030,5 Гкал/час.
Всего: 2798,1 Гкал/час.
Данные о теплосетевом хозяйстве в разрезе муниципальных районов республики представлены в Таблице 9.
Характеристика теплосетевого хозяйства в разрезе муниципальных районов республики
Таблица 9
Регион республики
Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении, км
в том числе диаметром:
Из гр.1 протяженность сетей, нуждающихся в замене
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %
Из гр.5 ветхие сети, км
Заменено тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении сетей, км.
до 200 мм
от 200 мм до 400 мм
от 400 мм до 600 мм
всего
из них: ветхих
Республика Бурятия
1695,9
1313,3
286,5
62,8
494,2
29,1
456,3
27,8
25,6
Улан-Удэ
550,1
414,1
92,3
18,2
108,6
13,3
108,6
9,3
9,2
Северобайкальск
199,9
146,9
34,4
18,6
63,9
32,0
63,9
0,7
0,7
Баргузинский район
23,4
23,4
-
-
7,2
30,8
7,2
-
-
Баунтовский эвенкийский район
22,1
22,1
-
-
10,8
48,9
1,5
-
-
Бичурский район
13,9
13,9
-
-
6,1
43,9
5,9
1,1
1,1
Джидинский район
15,8
15,8
-
-
10,5
66,5
10,3
1,2
0,3
Еравнинский район
20,4
9,6
9,0
1,8
4,5
22,1
4,0
0,2
0,2
Заиграевский район
111,6
90,1
20,5
1,0
49,2
44,1
49,2
1,9
1,9
Закаменский район
37,4
33,5
3,9
-
17,3
46,3
17,3
1,4
1,4
Иволгинский район
17,0
14,3
2,3
-
8,1
47,6
8,1
-
-
Кабанский район
90,6
77,2
6,2
7,2
16,2
17,9
11,8
3,6
3,2
Кижингинский район
16,5
14,9
1,6
-
8,2
49,7
8,2
-
-
Курумканский район
21,1
20,2
0,9
-
9,0
42,7
8,7
1,0
0,9
Кяхтинский район
47,5
40,4
7,1
-
24,2
50,9
15,9
0,7
0,1
Муйский район
151,8
105,3
40,6
5,9
109,8
72,3
109,8
0,7
0,7
Мухоршибирский район
39,1
21,0
10,7
-
9,1
23,3
4,1
0,6
0,6
Окинский район
4,5
4,5
-
-
0,1
2,2
0,1
-
-
Прибайкальский район
50,9
45,5
5,4
-
22,3
43,8
21,9
0,5
0,4
Северо-Байкальский район
121,5
80,9
35,2
5,4
62,7
51,6
62,7
-
-
Селенгинский район
85,8
65,7
15,4
4,7
30,8
35,9
30,8
2,5
2,5
Тарбагатайский район
8,0
7,6
0,4
-
0,7
8,8
0,4
1,9
1,9
Тункинский район
27,3
27,0
0,3
-
2,7
9,9
0,5
0,2
0,2
Хоринский район
19,7
19,4
0,3
-
5,0
25,4
1,4
0,3
0,3
В Таблицах с 10 по 14 представлена информация о планируемых вводах-выводах генерирующего оборудования электрических станций региона, прогноз ограничения установленной мощности оборудования, данные о перемаркировке и модернизации оборудования.
1
Предложения по выводу из эксплуатации (как окончательному, так и под замену) генерирующего оборудования на действующих электростанциях (отчет 2014 г. и прогноз до 2020 г.)
Таблица 10
№ п/п
Наименование электростанции
Место расположения площадки (наименование населенного пункта и адм. района)
Вывод из эксплуатации (окончательный демонтаж – без дальнейшей замены, демонтаж под замену)
Номер энергоагрегата (станционный номер)
Марка выводимого энергоагрегата (энергоблока)
Вид топлива выводимого энергоагрегата
Установленная мощность выводимого энергоагрегатаМВт
Ожидаемые месяц и год вывода из эксплуатации (период 2016-2020 г.г.)
1.
ТЭЦ-1
г. Улан-Удэ, Железнодорожный район
Демонтаж под замену
№6
Турбоагрегат ПТ-30-90
уголь
30
2019*
2.
ТЭЦ-2
г. Улан-Удэ, Октябрьский район
-
3.
Тимлюйская ТЭЦ
Р. Бурятия п. Каменск
-
4.
Гусиноозерская ГРЭС
Р. Бурятия г. Гусиноозерск
-
Примечание:
* Проект СиПР ЕЭС России 2015-2021 Приложение 4.
Предложения по строительству новых электростанций, расширению и замене генерирующего оборудования на действующих электростанциях (отчет 2014 г. и прогноз до 2020 г.)
Таблица 11
Наименование электростанции
Место расположения площадки (наименование населенного пункта и адм. района для нового строительства)
Направление инвестиций (новое строительство, расширение, замена)
Номер энергоагрегата или очереди (станционный номер)
Марка энергоагрегата (энергоблока)
Вид топ-лива
Установленная мощность вводимого энергоагрегата, МВт
Ожидаемые месяц и год ввода в эксплуатацию (период 2015-2020 гг.)
Текущая стадия проработки предложения (замысел, ТЭО, проектирование, строительство)
Удельные капиталовложения, тыс. руб/кВт
Удельный расход топлива на э/э, г. у.т./ кВт*ч.
Удельный расход топлива на т/э, кг у.т./ Гкал
Отпуск тепла из теплофикационного отбора, для ТЭС; Гкал/ч.
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
г. Улан-Удэ, Железнодорожный район
замена
№6
ТА ПТ-30-90
уголь
30
2019
замысел
18
380,96
153,82
80
Гусиноозерская ГРЭС
РБ, Селенгинский район, г. Гусиноозерск
замена
ТГ-3
ТГВ-200М
уголь
170
декабрь 2015
строительство
Гусиноозерская ГРЭС
РБ, Селенгинский район, г. Гусиноозерск
замена
ТГ-1
ТГВ-200М
уголь
170
декабрь 2017
замысел
1
Прогноз ограничений установленной мощности ТЭС (отчет 2014 г. и прогноз до 2020 г.), МВт
Таблица 12
Наименование
2014 г.
2015 г
2016 г
2017 г
2018 г
2019 г
2020 г
Примечание
Ограничения установленной мощности электростанций - всего, в т.ч.
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0
0
Технические ограничения, в т.ч. по видам
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0
0
Техническое состояние оборудования ТА ст. № 6 Улан-Удэнской ТЭЦ-1
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0
0
Модернизация и перемаркировка генерирующего оборудования Гусиноозерской ГРЭС
(отчет 2014 г. и прогноз до 2020 г.)
Таблица 13
Наименование электро-станции
Вид работ (модернизация, перемаркировка)
До модернизации
(перемаркировки)
После модернизации
(перемаркировки)
Завершение работ (период 2016-2020 гг.)
Текущая стадия проработки предложения (замысел, ТЭО, проектирование, строительство)
Удельные капиталовложения, тыс. руб/кВт)
Удельный расход топлива на э/э, г у.т./ кВт*ч.
Удельный расход топлива на т/э, кг у.т./ Гкал
Отпуск тепла из теплофикационного отбора для ТЭС, Гкал/ч
номер энергоагрегата или очереди (станционный номер)
установленная мощность энергоагрегата, МВт
номер энергоагрегата или очереди (станционный номер)
марка энергоагрегата (энергоблока)
вид топ-лива
установленная мощность энергоагрегата, МВт
Гусиноозерская ГРЭС
Перемаркировка
2
5
6
1
3
180
200
200
170
170
2
5
6
1
3
К-190
К-210
К-210
К-200
К-200
уголь
190
210
210
200
200
2016
2016
2016
2017
2020
согласование
согласование
согласование
проектирование
замысел
-
-
-
-
Прогноз ограничений установленной мощности на Гусиноозерской ГРЭС
(отчет 2014 г. и прогноз до 2020 г.), МВт
Таблица 14
№ п/п
Наименование
2014
(отчет)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Примечание
1.
Ограничения установленной мощности Гусиноозерская ГРЭС
на конец года - всего, в т.ч.
0
0
0
0
0
0
0
1.1.
Технические ограничения, в т.ч. по видам
1.2.
Временные ограничения, в т.ч.
1.2.1.
длительного действия, в т.ч. по видам
1.2.2.
сезонного действия, в т.ч. по видам
0
0
0
0
0
0
0
1
2.8. Состав существующих электростанций ЭС РБ
На территории Республики Бурятия расположены электростанции суммарной установленной мощностью 1333,39 МВт:
1. Филиал «Гусиноозерская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация», установленной мощностью 1130,0 МВт;
2. Филиал ОАО «ТГК-14» – «Генерация Бурятии», имеющая в составе Улан-Удэнскую ТЭЦ-1 с установленной мощностью 148,77 МВт;
3. ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК» с установленной мощностью 36,0 МВт (работает по технологии производства основной продукции).
4. Дизельные электростанции Филиала ОАО «МРСК Сибири» ‑ «Бурятэнерго» 18,62 МВт (находятся в консервации (горячий резерв), используются в ремонтных и аварийных ситуациях).
2.9. Техническое состояние оборудования электрических станций
Характеристики оборудования электростанции филиала «Гусиноозерская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» представлена в Таблице 15.
Характеристики оборудования электростанции филиала «Гусиноозерская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация»
Таблица 15
Название филиала
Вид топлива
Энерго-блок
Тип котла
Тип турбины
Мощность турбины, МВт
Тип генератора
Год ввода в эксплуатацию
Гусиноозерская ГРЭС
1130 МВт
уголь, мазут
№ 1
БКЗ-640-140-ПТ1
К-200-130-3
170
ТГВ-200М
1976
№ 2
БКЗ-640-140-ПТ1
К-210-130-3
180
ТГВ-200МУ3
1977
№ 3
БКЗ-640-140-ПТ1
К-210-130-3
170
ТГВ-200М
1978
№ 4
БКЗ-640-140-ПТ1
К-210-130-3
210
ТГВ-200-2МГУЗ
1979
(техперевооружение в 2013 году)
№ 5
ТПЕ-215
К-215-130-1
200
ТГВ-200МУ3
1988
№ 6
ТПЕ-215
К-215-130-1
200
ТГВ-200МУ3
1992
Характеристики энергетического оборудования электрических станций филиала ОАО «ТГК-14»-«Генерация Бурятии» представлены в Таблице 16.
Характеристики оборудования электростанций филиала ОАО «ТГК-14» - «Генерация Бурятии»
Таблица 16
Показатель / Наименование станции
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
Тимлюйская ТЭЦ
Установленная электрическая и тепловая мощность
Nуст = 148,77 МВт,
Q уст = 688 Гкал/ч
Qуст = 380 Гкал/ч
Qуст = 59,6 Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1936
1991
1953
Топливо
Каменный уголь, растопочное-мазут.
Каменный уголь,
растопочное-мазут
Бурый уголь
Характеристика
Выдача электроэнергии в общую сеть, теплоснабжение горячей водой г. Улан-Удэ и паром потребителей.
Теплоснабжение г. Улан-Удэ горячей водой.
Теплоснабжение п. Каменск
2.10. Структура выработки электроэнергии
Структура выработки электроэнергии приведена в Таблице 17.
Основным источником выработки электроэнергии являются ТЭС, принадлежащие различным собственникам.
Основную долю выработки занимает производство электроэнергии филиалом «Гусиноозерская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация». В 2014 году станцией произведено – 4 722,4 млн. кВт*ч или 88,32 % общей выработки региона.
Крупными источниками электрической энергии Республики Бурятия являются:
– Улан-Удэнская ТЭЦ-1 (ОАО «ТГК-14») 481,8 млн. кВт*ч или 9,01%;
– ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК» 140,8 млн. кВт*ч или 2,6 %.
Структура выработки электроэнергии на территории Республики Бурятия в 2014 году
Таблица 17
Наименование объекта
Выработка электроэнергии, млн. кВт*ч.
Структура, %
Изменение выработки к предыдущему году, %
ВСЕГО
5 347,0
100
-0,83
в т.ч.:
АЭС
-
-
-
ТЭС
5 347,0
100
-0,83
в т.ч.:
Выработка Улан-Удэнская ТЭЦ-1
481,8
9,01
8,81
ДЭС
2,1
0,04
11,76
Выработка ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
140,8
2,63
13,5
Выработка Гусиноозерской ГРЭС
4 722,4
88,32
-2,09
ГЭС
-
-
-
Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (НВИЭ)
-
-
-
в т. ч.:
-
-
-
Ветровые ЭС
-
-
-
Мини ГЭС
-
-
-
Гео ТЭС
-
-
-
Солнечные ЭС
-
-
-
Прочие
-
-
-
Структура выработки электроэнергии на территории Республики Бурятия представлена на Рисунке 4.
Рис. 4. Структура выработки электроэнергии на территории Республики Бурятия в отчетном году
Других источников выработки электроэнергии (АЭС, ГЭС, НВИЭ) на территории Республики Бурятия нет.
В соответствии с генеральной схемой размещения объектов элеткроэнергетики до 2020 года, одобренной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215-р, к 2020 году планируется строительство Мокской ГЭС с Ивановской ГЭС (контррегулятором) проектной мощностью 1410 МВт и средней многолетней выработкой 5 740 млн.кВт*ч.
Реализация планов строительства Мокского гидроузла с Ивановским контррегулятором обеспечит решение проблем электроснабжения потребителей Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области (приказами Минэнерго России в 2012-2014 годах данные районы отнесены к регионам с высокими рисками нарушения электроснабжения) и обеспечение сравнительно недорогой электрической энергией потребителей Республики Бурятия, Забайкальского края и Иркутской области.
Расположение Мокской ГЭС на границе Республики Бурятия и Забайкальского края может обеспечивать питание перспективных потребителей Забайкальского края и Бурятии, Северо-Восточных районов Иркутской области.
Намечаемое в перспективе соединение двух крупных объединенных энергосистем Сибири и Дальнего Востока будет осуществлено в перспективе через ВПТ на ПС 220 кВ Хани в соединении с воздушными линиями, проходящими вдоль существующих в Забайкалье Транссибириской железной дороги и Байкало-Амурской железнодорожной магистрали, что также целесообразно было бы рассмотреть в схеме с Мокским гидроузлом.
В 2014 году руководителями трех соседних регионов направлено обращение в адрес Минэнерго России о проведении совместного совещания по вопросам строительства Мокского гидроузла (исх. от 01.07.2014 № 01.08-015-и4199 (Правительство Республики Бурятия), от 08.08.2014 № 02.01-630/14 (Правительство Иркутской области), от 14.08.2014 № 1700-КИ (Правительство Забайкальского края)).
Строительство Мокского гидроузла получило принципиальную поддержку со стороны ОАО «СО ЕЭС» (протокол совещания в Минэнерго России от 19.11.2014 №09-1788-пр под председательством директора Департамента развития энергетики Минэнерго России П.Н. Сникарса).
2.11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности
Баланс электрической энергии ЭС РБ представлен в Таблице 18.
Баланс электрической энергии ЭС РБ 2014 года
Таблица 18
Показатели
Единицы измерения
Отчетные значения
Электропотребление ЭС
млн. кВт*ч.
5 408,5
Передача эл. энергии - ВСЕГО
млн. кВт*ч.
61,5
Передача электроэнергии в смежные ЭС (сальдо-переток Бурятия-Чита)
млн. кВт*ч.
-252,09
Экспорт
млн. кВт*ч.
-258,21
Выработка,
млн. кВт*ч.
5 347,0
в том числе:
ГЭС
млн. кВт*ч.
0
ТЭС
млн. кВт*ч.
5 206,2
КЭС (Гусиноозерская ГРЭС)
млн. кВт*ч.
4 722,365
ТЭЦ (Улан-Удэнская ТЭЦ-1)
млн. кВт*ч.
481,787
ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
млн. кВт*ч.
140,8
ДЭС
млн. кВт*ч.
2,083
ВИЭ
млн. кВт*ч.
0
Получение электроэнергии из смежных ЭС (сальдо-переток Иркутск-Бурятия)
млн. кВт*ч.
571,8
Импорт
млн. кВт*ч.
0
Число часов использования установленной мощности электростанций
ТЭС
часов в год
4 013
КЭС (Гусиноозерская ГРЭС)
часов в год
4 179
ТЭЦ (Улан-Удэнская ТЭЦ-1)
часов в год
3 238
ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
часов в год
3 911
ВИЭ
часов в год
-
* часы использования установленной мощности Улан-Удэнской ТЭЦ-1, Гусиноозерская ГРЭС, ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК».
2.12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных (с учетом станций промышленных предприятий и муниципальных котельных)
Потребление топлива электростанциями и котельными за 2014 год
Таблица 19
№
Вид топлива
Объем, тн.
в %
Потребление топлива ТЭЦ ОАО «ТГК-14»
1.
Уголь
732 515
99,8
2.
Мазут
1 218
0,2
3.
Газ
0
0
4.
Дизтопливо
0
0
Итого
733 733
100
Потребление топлива Гусиноозерской ГРЭС
5.
Уголь
2 798 571,54
99,66
6.
Мазут
3 959,91
0,34
7.
Газ
0
0
8.
Дизтопливо
0
0
Итого
2 802 531,45
100
Потребление топлива котельными У-У ЭК г. Улан-Удэ
9.
Уголь
113 700
92,6
10.
Мазут
8 955
7,3
11.
Газ
148
0,1
12.
Дизтопливо
48
0,04
Итого
122 851
100
Потребление топлива котельными Республики Бурятия (без г. Улан-Удэ)
13.
Уголь
533 264,0
97,5
14.
Мазут
13 474,9
2,5
Итого
546 738,9
100
Всего по территории
15.
Уголь
4 178 050,54
98,7
16.
Мазут
27 607,8
0,7
17.
Газ (СУГ)
6 630
0,15
18.
Дизтопливо
18 983
0,45
Всего
4 231 271,34
100
2.13. Единый топливно-энергетический баланс Республики Бурятия
Данные представлены в Таблице 20.
Топливно-энергетический баланс Республики Бурятия за период
с 2007 по 2014 гг.
Таблица 20
Показатель
2007
2010
2011
2012
2013
2014
Производство электрической энергии, млн. кВт∙ч, всего
4 711
4 880
4 775
5 093
5 391,8
5 347,0
В том числе:
ТЭС
4 710,1
4 879,7
4 774,7
5 091
5 389,9
5 344,9
ДЭС
0,12
0,335
0,304
2
1,9
2,1
ГЭС
-
-
-
-
-
-
Прочие
-
-
-
-
-
-
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал, всего
6 603
7 250
7 658
7 730
6 406
6 307
В том числе:
ТЭС
2 810
2 857
2 561
2 617
2699,9
2 668
Котельные
3 780
4 359,6
5 120
5 099,8
3704
3 637
Нетопливн.
13
13,4
13,2
13,2
2,1
2
КПТ, тыс. т у.т., всего
3 104
3 411
3 602
2 944,98
3 076,91
3 008,6
В том числе:
Уголь
ЭЭ ТЭС
1 648,8
1 749,3
1 826
1 670,10
ТЭ ТЭС
645,7
729,8
772,3
473,185
Котельные
756,0
873,9
925,6
700,947
Итого
3 050,5
3 353
3 545
2 844,2
2 945,3
2 881,7
Мазут
ТЭС
8,0
10
12
12,469
Котельные
45
47
49
88,063
Итого
53
57
61
100,532
106,96
99,4
Дизельное топливо
0,71
0,7
0,71
0,215
24,65
27,5
Газ
Вопрос использования газа в стадии проработки
Топливо для транспорта и строительных механизмов, тыс. т. у.т.
408
420
447
1 711,75
219,91
205
В том числе:
Дизельное топливо
252
260
267
1 565,36
172,39
162,5
Бензин
156
160
180
146,38
47,52
42,5
2.14. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Республике Бурятия
Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Республике Бурятия представлена в Таблице 21.
Макроэкономические показатели Республики Бурятия согласно данных Энергетической стратегии Республики Бурятия
Таблица 21
№
Наименование показателя
2010 г.
2016 г
2017 г
2018 г
2019 г
2020 г
1
Потребление электроэнергии Республики Бурятия, млн. кВт·ч
5 489
5445
5446
5459
5467
5472
2
Энергоемкость ВРП Республики Бурятия кг у.т./тыс.руб.
62,93
38,94
35,65
32,86
30,32
27,98
3
Электроемкость ВРП Республики Бурятия, кВт·ч/руб.
0,041
0,022
0,020
0,018
0,016
0,015
4
ВРП, млн.рублей
133 530
247 500
272 300
303 278
341 688
364 800
Предложения по снижению потерь мощности и электрической энергии
Основные распределительные сети электрической энергии напряжением 110-35 кВ в республике находятся на балансе и в обслуживании филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго».
Для снижения потерь мощности и электрической энергии филиалом разработана «Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности» на период до 2018 года (приложение к инвестиционной программе филиала ОАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго», приказ Минтранса РБ от 26.09.2014 № 302).
Кроме прочего программой предусмотрено:
замена провода сетей напряжением 110-35 кВ с увеличением сечения для повышения пропускной способности ВЛ;
замена голого на изолированный провод в электрических сетях 0,4 кВ;
замена устройств подогрева приводов выключателей на более энергоэффективные (с более высоким КПД);
внедрение технического учета в электрических сетях;
отключение силовых трансформаторов на ПС с сезонной нагрузкой;
выравнивание нагрузок по фазам в распределительной сети 0,4 кВ;
внедрение энергоэффективных светильников, реле-регуляторов уличного освещения;
внедрение системы АИИС КУЭ.
2.15. Основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Республики Бурятия
Перечень объектов электросетевого хозяйства - ВЛ 220 кВ, ПС 220 кВ, ВЛ 110 кВ, ПС 110 кВ представлен в Приложении № 1.
Глава 3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Бурятия
Существующие проблемы и ограничения дальнейшего развития энергетики Республики Бурятия обусловлены как технологическими факторами, сдерживающими социально-экономическое развитие районов и Республики в целом, так и факторами структурного характера, осложняющими координацию хозяйственной деятельности предприятий энергетики на территории Республики Бурятия.
На территории Республики Бурятия существуют два энергорайона, расположенные на большом расстоянии друг от друга и не имеющих непосредственной электрической связи: Южный с потреблением 863,4 МВт (районы, прилегающие к транссибирской магистрали) и Северобайкальский участок с потреблением 109,1 МВт (вдоль трассы БАМ). Общее максимальное электропотребление Республики Бурятия зафиксировано в феврале 2014 года и составило 971,7 МВт. Кроме того осуществляется передача электроэнергии и мощности в энергосистему Забайкальского края до 275 МВт и энергосистему Монголии с максимально допустимым перетоком 245 МВт (с апреля 2015 г.)
Существующее электропотребление ЭС Республики Бурятии и прилегающих территорий обеспечивается работой Гусиноозерской ГРЭС, кроме Северобайкальского участка. Нагрузка Северобайкальского участка, покрытие максимумов потребления, нерегулярных колебаний нагрузки обеспечивается перетоком из энергосистемы Иркутской области. В целом на сегодняшний день баланс энергосистемы достаточен для нормального функционирования, однако имеются некоторые проблемы.
3.1. Наличие дефицитных энергетических узлов
Дефицитными энергорайонами в энергосистеме в настоящий момент являются: Северобайкальский участок Республики Бурятия.
Проблема усугубляется тем, что в связи с дальнейшими планами развития экономики Российской Федерации планируется увеличение грузоперевозок по Байкало-Амурской магистрали.
3.2. Недостаток пропускной способности электрических сетей для обеспечения передачи мощности в дефицитные энергоузлы в необходимых объемах
- Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок): максимально допустимый переток (МДП) по контролируемому сечению состоящего из ВЛ 220 кВ Киренга – Улькан (КУ-30), ВЛ 220 кВ Киренга – Кунерма (КК-31) составляет 200 МВт, фактический переток в максимальных зимних режимах уже вызывает превышение допустимого значения.
В 2012 г. на проектное напряжение 220 кВ была переведена одна цепь Мамаканская ГЭС – Таксимо с отпайками (4С) со строительством ПС 220 кВ Мамакан. По результатам выполненных работ, МДП в контролируемом сечении Таксимо – Мамакан увеличился с 55 МВт до 65 МВт. Однако данное увеличение МДП не привело к полному устранению дефицита активной мощности в Бодайбинском и Мамско-Чуйском районах энергосистемы Иркутской области.
В соответствии с Приказом Минэнерго РФ от 31.07.2014 № 485 Бодайбинский и Мамско-Чуйский энергорайоны Иркутской области включены в перечень регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения.
Так, в период прохождения ОЗП 2014/2015гг. в связи с дефицитом активной мощности в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах энергосистемы Иркутской области и недостаточной пропускной способностью связи этих энергорайонов с ОЭС Сибири для исключения (снижения объема) вводимых ограничений потребления в данном узле согласована работа в контролируемом сечении Таксимо – Мамакан с вынужденными перетоками 80 МВт.
3.3. Надежность энергоснабжения районов Республики Бурятия
- Низкая надежность электроснабжения Баргузинского и Курумканского районов.
Электроснабжение осуществляется по одной ВЛ 110 кВ (порядка 320 км), нет возможности присоединения новых потребителей особой экономической зоны Байкала. Во втором полугодии 2015 года (август-сентябрь) планируется к сдаче в эксплуатацию первый пусковой комплекс ВЛ 220 кВ «Татаурово-Горячинская-Баргузин» с ПС 220 кВ Горячинская. Необходимо строительство 2-х ячеек 110 кВ для подключения существующих ВЛ 110 кВ к ПС 220 кВ Горячинская.
- низкая надежность электроснабжения Тункинского и Окинского районов;
Питание осуществляется по одной ВЛ 110 кВ (порядка 260 км), вследствие чего происходят частые отключения потребителей при отсутствии резерва.
С целью повышения надежности и качества электроснабжения Окинского и Тункинского районов необходимо проведение полной реконструкции ВЛ-35 кВ «Самарта-Монды-Сорок-Орлик», с заменой деревянных опор на металлические и реконструкцией ПС 110 кВ «Монды».
- низкая надежность электроснабжения Хоринского, Кижингинского, Еравнинского районов.
Питание районов осуществляется по одной ВЛ 110 кВ (порядка 600 км), без должного обеспечения качества электроэнергии. Возможности присоединения новых потребителей отсутствует, основная доля перспективных потребителей предприятия горнодобывающей промышленности и др.
Возможным решением данной проблемы может стать строительство второй цепи ВЛ 110 кВ «Онохой-Курба-Удинск» и ВЛ 110 кВ «Хоринск–Багдарин».
3.4. Высокие (низкие) уровни напряжений в электрических сетях (трудности с компенсацией избытков реактивной мощности и с обеспечением допустимых уровней напряжения), недостаточные возможности по регулированию уровней напряжения:
- Северобайкальский участок:
В режимах зимнего максимума при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Якурим – Ния или ВЛ 220 кВ Ния – Киренга возможно недопустимое снижение уровней напряжений в сети 220 кВ Северобайкальского участка. Для устранения недопустимых снижений уровней напряжения предусматривается установка БСК на ПС 220 кВ Северобайкальск с суммарной мощностью 40 Мвар.
Таким образом, характеризуя состояние энергетического хозяйства Республики Бурятия необходимо отметить следующее.
Большая часть электросетевого хозяйства Республики Бурятия построено в советские годы прошлого века, нового строительства практически не осуществляется.
Часть региона испытывает дефицит потребности в электрической энергии, это в первую очередь Северобайкальский участок Республики Бурятия.
Глава 4. Основные направления развития электроэнергетики Республики Бурятия
4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Бурятия.
Перспективы, цели и задачи развития энергетики Республики Бурятия соответствуют следующим стратегическим документам Российской Федерации и Республики Бурятия:
- Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики России, утвержденной в предшествующий период;
- Схеме территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.11.2013 № 2084-р;
- Постановлению Правительства Российской Федерации от 03.02.2007 № 68 «О создании на территории муниципального образования «Прибайкальский район» Республики Бурятия особой экономической зоны туристско-рекреационного типа».
- Проекту Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015-2020 годы (далее СиПР ЕЭС);
- Генеральной схеме газоснабжения и газификации Республики Бурятия;
- Утвержденным инвестиционным программам генерирующих и электросетевых компаний, в соответствии с правилами, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 № 977;
- Программе социально-экономического развития Республики Бурятия на 2008-2010 годы и на период до 2017 года, утвержденной законом Республики Бурятия от 09.11.2007 № 2595-III;
- Стратегии социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2025 года, утвержденной постановлением Правительства Республики Бурятия от 15.12.2007 № 410;
- Схеме и программе развития электроэнергетики Республики Бурятия на 2014-2018 годы, утвержденной приказом Министерства по развитию транспорта, энергетики и дорожного хозяйства Республики Бурятия от 29.04.2014 № 128.
Приоритеты развития энергетики Республики Бурятия должны соответствовать стратегическим приоритетам социально-экономического развития.
Цель развития энергетики Республики Бурятия: полное обеспечение потребностей экономики, культуры, образования, здравоохранения и быта населения Республики Бурятия в топливно-энергетических ресурсах, не создавая ограничений экономическому и социальному развитию Республики.
Базовая цель, указанная выше, соответствует стратегической цели «Программы социально-экономического развития Республики Бурятия на 2008–2010 годы и на период до 2017 года», а именно: повышение уровня и качества жизни населения Республики Бурятия.
Стратегической целью социально-экономического развития Республики Бурятия является обеспечение качества жизни населения не ниже среднероссийского на основе устойчивого экономического роста. Качество жизни определяется совокупностью параметров, характеризующих доходы граждан, продолжительность жизни, обеспеченность жильем, уровень образования, обеспеченность социальной инфраструктурой, уровень преступности, соотношение уровней смертности и рождаемости, доверие к власти.
На международном уровне степень развития государства как в техническом, так и в социальном отношении оценивается, прежде всего, по удельному потреблению электрической энергии на человека в год (душевое потребление), рассчитываемое отношением объема потребляемой электроэнергии к количеству населения. И если высокая энергоёмкость ВВП или ВРП характеризует недостаточную энергоэффективность экономики, то высокое душевое потребление электроэнергии характеризует как эффективность и инновационность экономики, так и благосостояние населения, правда не в полной мере. При этом показатель потребления электроэнергии населением, так же не в полной мере характеризует благосостояние населения, поскольку при этом не учитывается расход энергии на коммунально-бытовые нужды, культурно-массовые мероприятия и т.д. Тем не менее, в первом приближении этот показатель – душевое потребление электроэнергии – при оценке уровня благосостояния и уровня экономики можно принять за основу.
Душевое потребление электроэнергии в России в 2006 г. по данным Росстата равняется 6 900 кВт∙ч./чел., а Республики Бурятия – 4 997 кВт∙ч./чел.
Планируемое душевое потребление электроэнергии к 2020 году, согласно Стратегии развития ТЭК РБ на перспективу до 2030 год (сценарий № 3) должно составить 11 298 кВт∙ч./чел. в год.
Из оценки состояния экономики и энергетики Республики выявлено наличие следующих проблем, определяющих цели энергетической стратегии:
- качество жизни населения ниже среднероссийского уровня;
- надежность теплоснабжения г. Улан-Удэ низкая;
- энергоэффективность и энергосбережение требуют принятия энергичных мер для достижения среднероссийского уровня.
С учетом сказанного выше дерево целей энергетики Республики Бурятия формулируется в следующем виде.
Программной (главной) целью развития энергетики Республики Бурятия является повышение надежности энергоснабжения, обеспечение устойчивого роста экономики Республики и качества жизни населения, соответствующего среднему уровню по России, развитие инфраструктуры.
Необходимо:
- сбалансированное развитие генерирующих и сетевых мощностей, обеспечивающих необходимый уровень надежности снабжения электроэнергией республики в целом, так и отдельных ее районов с опережающим строительством объектов энергетики;
- снижение негативного влияния выбросов от малоэффективных котельных ухудшающих экологическую обстановку в городе Улан-Удэ;
- развитие внутрисистемных линий и подстанций, что даст возможность присоединения новых потребителей обеспечивая надежное и качественное электроснабжение;
- решение вопросов по ликвидации «узких» мест и повышения пропускной способности существующих ВЛ;
- масштабная реконструкция действующих ТЭЦ;
- внедрение энергосберегающих технологий.
Главная цель реализуется через конкретные цели:
Цель № 1. Достижение душевого потребления электроэнергии, соответствующего среднему уровню по России к 2020 г.
Цель № 2. Достижение уровня надежности энергоснабжения, обеспечивающего живучесть инфраструктуры городского хозяйства, а также минимально необходимые условия жизни населения в аварийных ситуациях.
Цель № 3. Повышение энергоэффективности промышленности, энергетики и сельского хозяйства, организация работ по энергосбережению и достижению электроёмкости ВРП на уровне электроёмкости ВВП России.
Цель № 4. Увеличение производства электроэнергии на основе возобновляемых источников энергии.
Основные стратегические направления развития энергетики Республики Бурятия предполагают решение следующих взаимосвязанных задач:
- улучшение инвестиционного и предпринимательского климата, стимулирование инновационной деятельности, развитие инфраструктуры;
- создание центра туризма на Востоке Российской Федерации;
- эффективное использование производственного, ресурсного, природного потенциала;
- модернизация инфраструктурного хозяйства;
-совершенствование механизмов природопользования, обеспечение экологической безопасности и охраны окружающей среды;
-развитие горнодобывающей промышленности на территории республики.
4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 6-летний период по Республике Бурятия
Прогноз изменения установленной мощности по территории Бурятской энергосистемы разработан в соответствии с данными Схемы развития ЕЭС России и представлен ниже.
Прогноз изменения установленной мощности по территории Бурятской энергосистемы на период 2014-2020 гг., МВт
Таблица 22
Установленная мощность всего, МВт
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1333,39
1333,39
1363,39
1363,39
1363,39
1363,39
1363,39
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
Гусиноозерская ГРЭС
1130
1130
1160
1160
1160
1160
1160
ТЭЦ Селенгинского ЦКК
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
ДЭС
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
Прогноз электропотребления крупных потребителей электроэнергии в Республике Бурятия
Таблица 23
№ п/п
Наименование предприятия
Место
Электропотребление, млн. кВт*ч.
расположения (адрес)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1
ОАО "Улан-Удэнский авиационный завод"
670009, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Хоринская, 1
45,6
68,7
69,4
69,4
69,4
69,4
69,4
2
Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал ОАО «Желдорреммаш»
670002, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Лимонова, 2Б
47,272
77,5
77,5
77,5
77,5
77,5
77,5
3
ОАО "Улан-Удэнское приборостроительное объединение"
670034, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Х. Намсараева, 7
3,286
6,5
6,6
6,6
6,6
6,6
6,6
4
ОАО "Аэропорт Байкал г. Улан-Удэ"
670018, РБ, г. Улан-Удэ, Аэропорт, 10
1,163
2,2
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
5
ОАО "ТГК-14" (генерация)
670045, г. Улан-Удэ, ул. Шаляпина, 41
26,157
54,53
54,72
54,72
54,72
54,72
54,72
6
ОАО "ТГК-14" (УУЭК)
67045, г. Улан-Удэ, ул. Трактовая, 11
27,139
56,8
57,9
57,9
57,9
57,9
57,9
7
ООО "Бурятмяспром"
670013, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Пугачева, 38
3,299
6,858
6,858
6,858
6,858
6,858
6,858
8
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"
105066, г. Москва, ул. Ольховская, 27-3
1118,288
50,368
50,418
50,469
50,519
50,570
50,570
9
ОАО "Оборонэнергосбыт"
109044, г. Москва, Воронцовский пер, д.2, оф.527
51,547
105,2
100,1
100,1
100,1
100,1
100,1
10
ОАО "СЦКК"
671247, РБ, Кабанский р-н, п. Селенгинск
17,806
49,99
48,49
48,49
48,49
48,49
48,49
11
ОАО "Водоканал" (г. Улан-Удэ)
г. Улан-Удэ ул. Красноармейская, 24
7,925
11
11
11
11
11
11
12
ООО "БКС"
г. Улан-Удэ, ул. Красноармейская, 24
28,549
48,3
48,3
48,3
48,3
48,3
48,3
13
МУП "Управление трамвая"
г. Улан-Удэ ул. Сахьяновой 4
6,025
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
14
ОАО "Заудинский мелькомбинат"
г. Улан-Удэ ул. Пищевая, 1а
0,625
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
15
ОАО "Бурятхлебпром"
г. Улан-Удэ ул. Куйбышева, 44
5,61
9,7
10
10
10
10
10
16
ООО "Энергосбыт" (п. Селенгинск)
671247, РБ, Кабанский р-н, п. Селенгинск, мк-р Солнечный, 22
27,8
33,1
33,5
33,5
33,5
33,5
33,5
17
ООО "Энергосбыт" (г. Улан-Удэ)
г. Улан-Удэ ул. Ботаническая, 71а
51,3
58,9
58,9
58,9
58,9
58,9
58,9
18
ОАО "Молоко"
г. Улан-Удэ ул. Боевая, 6
3,573
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
19
ОАО «Атомэнергосбыт»
671510, Россия, РБ, Баунтовкий район, с. Багдарин
23,2
33
42,2
42,2
42,2
42,2
42,2
20
ООО Тимлюйский завод"
671205, РБ, Кабанский р-н, п. Каменск, ул. Промышленная, 1
5,14
11,7
11,8
11,8
11,8
11,8
11,8
21
ОАО "Байкальская лесная компания"
г. Улан-Удэ ул. Ключевская, 21
2,333
7
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
22
ОАО «Бурятзолото»
670045, Бурятия Респ, Улан-Удэ г, Шаляпина ул, дом № 5, корпус В
112,04
112
112
112
112
112
112
23
ОАО «Хиагда»
671510, Бурятия Респ, Баунтовский эвенкийский р-н, Багдарин с
16,394
16,5
16,5
16,5
16,5
16,5
16,5
24
ОАО «Разрез Тугнуйский»
671353, Бурятия Респ, Мухоршибирский р-н, Саган-Нур п
18,37
18,4
18,4
18,4
18,4
18,4
18,4
25
ЗАО «Свинокомплекс Восточно-Сибирский»
671328, Бурятия Респ, Заиграевский р-н, Усть-Брянь с, 40 лет Победы ул, дом № 40
7,86
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
Сведения о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей в 2014 году
Таблица 24
№
Наименование категорий присоединения
Напряжение присоединения, кВ
Кол-во поданных заявок на ТП
шт.
на общую
мощность, кВт
1
до 15 кВт, всего
0,4
3 959
44 477,2
6-20
28
369,9
35-110
0
0,0
2
в т.ч. физ.лица
0,4
3 596
40 588,7
6-20
7
93,3
3
от 15 до 150 кВт, всего
0,4
162
8 936,6
6-20
66
4 277,5
35-110
1
40,0
4
от 150 до 670 кВт
0,4
20
4 676,1
6-20
73
20 467,3
35-110
0
0,0
5
более 670 кВт
0,4
3
14 295,9
6-20
24
43 024,9
35-110
8,0
40 035,1
ВСЕГО
4347
217600,41
Наиболее крупные заявители указаны в Приложении № 2.
Прогноз потребления электроэнергии Республики Бурятия
Таблица 25
Показатель
2014 (отчет)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Потребление
(базовый вариант СиПР ЕЭС России 2015-2021), млн. кВт*ч.
5 409
5 419
5 445
5 446
5 459
5 467
5 472
Рост, %
-1,37
0,18
0,48
0,02
0,24
0,15
0,09
4.3. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период
Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных действующих потребителей представлен в Таблице 26.
Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период
по г. Улан-Удэ
Таблица 26
№ п/п
Потребление тепловой энергии, по г. Улан-Удэ тыс. Гкал
2014 г.
(отчет)
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
1
От Улан-Удэнской ТЭЦ-1, Улан-Удэнской ТЭЦ-2 г. Улан-Удэ (с учетом собственных потребителей), в т.ч.:
1971,5
2021,1
1933,6
1916,6
1900,5
1900,5
1.1.
Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал ОАО «Желдорреммаш»
73,7 (вода)
78,3 (вода)
73,7 (вода)
73,7 (вода)
73,7 (вода)
73,7 (вода)
1.2.
86,7 (пар)
97,1 (пар)
79,9 (пар)
76,8 (пар)
73,7 (вода)
73,7 (вода)
1.3.
Улан-Удэнское отделение ОАО «РЖД»
32,1
32,1
32,1
32,1
32,1
32,1
1.4.
ОАО «Улан-Удэнское производственное приборостроительное объединение»
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
1.5.
ОАО «Молоко» г. Улан-Удэ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1.6.
ЗАО «Энерготехмаш» г. Улан-Удэ
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1.7.
МУП «Управление трамвая» г. Улан-Удэ
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
1.8.
ФСК (10,44 Гкал/час) г. Улан-Удэ
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
1.9.
ТДК Удинский пассаж
г. Улан-Удэ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1.10.
Стадион ул. Свободы и манеж (1 Гкал/час, 3.44 Гкал/час) г. Улан-Удэ
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1.11.
Строительство жилья в Юго-Восточной части г. Улан-Удэ
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2
Муниципальные котельные УУЭК г. Улан-Удэ, в т.ч.:
328,7
330,1
336,0
333,6
331,2
331,2
2.1.
Торгово-выставочный комплекс Zoom
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
2.2.
Автосервис Юго-Западная
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
В текущем отопительном сезоне потребителями г. Улан-Удэ было подано 223 заявки на присоединение к сетям централизованного теплоснабжения на общую нагрузку 42,672 Гкал/ч. Перечень заявок на подключение к тепловым сетям крупных потребителей г. Улан-Удэ представлен в Приложении № 3.
Прогноз потребления тепловой энергии по Республике Бурятия
Таблица 27
Прогноз потребления тепловой энергии Республики Бурятия
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
7618
7732
7871
8052
8165
8287
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
114
114
139
181
113
122
Среднегодовые темпы прироста, %
1,5
1,5
1,8
2,3
1,4
1,5
Прогноз отпуска теплоэнергии от ТЭС (включая котельные генерирующих компаний) на период до 2020 г., тыс. Гкал.
Таблица 28
Отпуск теплоэнергии
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
От электростанций
ВСЕГО
8148,62
8247,67
8139,7
8122,11
8104,24
8104,24
8104,24
ТГК-14
2433,62
2531,67
2423,70
2406,11
2388,24
2388,24
2388,24
От прочих котельных
4644
4645
4645
4645
4645
4645
4645
Станции промышленного предприятия
1071
1071
1071
1071
1071
1071
1071
Динамика остающихся в эксплуатации мощностей действующих электростанций Республики Бурятия, МВт
Таблица 29
Электростанции
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Всего
1 333,39
1 333,39
1 363,39
1 373,39
1 433,39
1 433,39
1 433,39
ГЭС и ГАЭС
-
-
-
-
-
-
-
АЭС
-
-
-
-
-
-
-
Гусиноозерская ГРЭС
1 130,0
1 130,0
1 160,0
1 160,0
1 160,0
1 160,0
1 160,0
У-У ТЭЦ – 1
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
ДЭС
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
Прочие (станции промышленных предприятий)
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
ВИЭ
10,0*
70,0*
70,0*
70,0*
*отмеченная генерирующая мощность возобновляемых источников энергии и ДЭС в балансе мощности ЭС РБ не участвует.
К 2015 году ожидается рост нагрузки потребления ЭС РБ за счет продолжения строительства объектов особой экономической зоны ТРТ «Байкальская Гавань», ввода мощностей ООО «Озерный горно-обогатительный комбинат», строительства объектов г. Улан-Удэ.
Правительством республики инициирован вопрос о переносе сроков строительства первой очереди Улан-Удэнской ТЭЦ-2 начиная с 2016 года.
Размещение объектов электрогенерации на территории республики с учетом ввода мощностей Улан-Удэнской ТЭЦ-2 в 2015-2016 гг. предусмотрено проектом схемы территориального планирования, размещенной 30.04.2013 в федеральной государственной информационной системе территориального планирования, а также Схемой территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.11.2013 №2084-р.
4.4. Прогноз развития энергетики Республики Бурятия на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива
В целях увеличения выработки электроэнергии в соответствии с постановлением Правительства РФ от 28.05.2013 № 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности» проводится работа с потенциальными инвесторами по подбору площадок под строительство солнечных электростанций мощностью свыше 5 МВт.
Согласно результатам конкурсного отбора, проведенным НП «Совет рынка» в 2014 году, на территории Республики Бурятия предполагается строительство 5 солнечных электростанций общей мощностью 70МВт. Указанные проекты будут реализовать следующие компании:
- компания «Авелар Солар Технолоджи» (1 проект со сроком реализации в 2017 году в с. Бичура Бичурского района, 1 проект в 2018 году в г. Гусиноозерск Селенгинского района);
- ООО «Комплекс Индустрия» (3 проекта со сроком реализации 2018 году в Кабанском, Иволгинском и Мухоршибирском районах).
Данные прогноза ввода мощностей на основе ВИЭ сведены в Таблицу 30.
Прогноз ввода мощностей на основе ВИЭ
Таблица 30
№
Наименование электростанции
Год ввода
Вид ВИЭ
Вводимая мощность, МВт
Место располо-жения
Инвестор
1
Фотоэлектрическая солнечная электростанция
2018
Энергия солнца
15
Селенгинский район *
ООО «Авелар Солар Технолоджи»
2
Фотоэлектрическая солнечная электростанция
2017
Энергия солнца
10
Бичурский район
ООО «Авелар Солар Технолоджи»
3
Фотоэлектрическая солнечная электростанция
2018
Энергия солнца
15
Кабанский район*
ООО «Комплекс Индустрия»
4
Фотоэлектрическая солнечная электростанция
2018
Энергия солнца
15
Иволгинский район*
ООО «Комплекс Индустрия»
5
Фотоэлектрическая солнечная электростанция
2018
Энергия солнца
15
Мухоршибирский район*
ООО «Комплекс Индустрия»
* - предварительная информация
4.5. Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период
Баланс мощности ЭС РБ на период до 2020 года представлен в Таблице 31. Прогнозные величины баланса электроэнергии ЭС РБ на период до 2020 года, а также число часов использования установленной мощности электростанций представлены в Таблице 32.
Баланс мощности ЭС РБ на период до 2020 года
Таблица 31
Показатели
Ед. изме-рения
2014
(отчет-ный год)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
ПОТРЕБНОСТЬ
Максимум нагрузки
МВт
972
974
976
979
981
982
983
Установленная мощность, в том числе
МВт
1333,39
1333,39
1363,39
1373,39
1433,39
1433,39
1433,39
Гусиноозерская ГРЭС
МВт
1130,00
1130,00
1160,00
1160,00
1160,00
1160,00
1160,00
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
МВт
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
МВт
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
ДЭС
МВт
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
ВИЭ*
МВт
10,00
70,00
70,00
70,00
Мощность не участвующая в балансе, в том числе
МВт
40,22
40,22
40,22
50,22
110,22
106,62
106,62
Ограничение У-У ТЭЦ – 1
МВт
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
0
0
Ограничение ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
МВт
18,00
18,00
18,00
18,00
18,00
18,00
18,00
ДЭС
МВт
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
ВИЭ
МВт
10,00
70,00
70,00
70,00
Располагаемая мощность
МВт
1293,17
1293,17
1323,17
1323,17
1323,17
1326,77
1326,77
Избыток(+)/
Дефицит (-) мощности
МВт
321,17
319,17
347,17
344,17
342,17
344,77
343,77
Прогноз баланса электроэнергии ЭС РБ на период до 2020 года
Таблица 32
Показатели
Ед. измерения
Отчет-ный год
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Электропотребление
млн. кВт*ч.
5 409
5 419
5 445
5 446
5 459
5 467
5 472
Выработка
млн. кВт*ч.
5 347
4 685
5 274,8
5 423
5 423
5 423
5 423
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
млн. кВт*ч.
481,8
518,44
513,9
636
636
636
636
Гусиноозерская ГРЭС
млн. кВт*ч.
4 722,4
4 014,5
4 600,0
4 600,0
4 600,0
4 600,0
4 600,0
ТЭЦ Селенгинского ЦКК
млн. кВт*ч.
140,8
150,7
159,3
174,0
174,0
174,0
174,0
ДЭС
млн. кВт*ч.
2,1
1,6
1,6
0,335
0,335
0,335
0,335
НВИЭ
млн. кВт*ч.
12,2
12,2
12,2
12,2
Избыток(+)/
Дефицит (-)
млн. кВт*ч.
-62
- 734
- 170
- 23
- 36
- 44
- 49
Показатели
Ед. измерения
Отчет-ный год
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Число часов использования установленной мощности электростанций
час./год
4646
4673
4608
4608
4608
4608
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
час./год
3238
3238
4168
4168
4168
4168
4168
Гусиноозерская ГРЭС
час./год
4179
4078
3966
3866
3866
3802
3802
ТЭЦ (СЦКК)
час./год
4320
4833
4833
4833
4833
4833
4833
НВИЭ (малые ГЭС)
час./год
4.6. Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше
Предложения по развитию сети 110 кВ и выше Республики Бурятия.
Программной (главной) целью развития энергетики Республики Бурятия является повышение надежности энергоснабжения, обеспечение устойчивого роста экономики Республики и качества жизни населения, соответствующего среднему уровню по России, развитие инфраструктуры.
Основные стратегические направления развития энергетики Республики Бурятия предполагают решение следующих взаимосвязанных задач:
- улучшение инвестиционного и предпринимательского климата, стимулирование инновационной деятельности, развитие инфраструктуры;
- создание центра туризма на Востоке Российской Федерации;
- эффективное использование производственного, ресурсного, природного потенциала;
- модернизация инфраструктурного хозяйства;
-совершенствование механизмов природопользования, обеспечение экологической безопасности и охраны окружающей среды;
-развитие горно-обогатительных комбинатов на территории республики.
Приоритетные направления по развитию сетей региона объектов
ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири»
Таблица 33
Наименование объекта
Стадия реализации проекта
Проектная мощность/протя-женность сетей
Год начала строительства
Год окончания строительства
С/П
МВт/Гкал/ч/ км/ МВА
Строительство 2-х цепной ВЛ 220 кВ Татаурово - Горячинская с ПС 220 кВ Горячинская и реконструкция ОРУ 220 кВ на ПС 220 кВ Татаурово.
С
2х125 МВА,
2х132,3 км
2012
2015
Установка 2-х ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Горячинская для осуществления присоединения заходов существующей ВЛ 110 кВ Турка – Усть-Баргузин (ТУБ-132)
С
2 яч.
2013
2017
Перевод второй цепи ВЛ 110 кВ Таксимо-Мамакан на номинальное напряжение 220 кВ
С
210 км
2014
2016
ПС 220 кВ Северная установка выключателей 220 кВ со стороны 220 кВ.
-
-
2013
2015
ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская с заходами ВЛ 220 кВ
П
290,5 км, (501+167) МВА, ШР 180 Мвар, УШР 2 х 63 Мвар
2014
2019
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Районная
П
3 х 200 МВА, 2 х 63 МВА
2016
2019
Установка двух БСК мощностью 20 Мвар каждая на ПС 220 кВ Северобайкальская
С
2х20 Мвар
2013
2016
Строительство 2-х цепной ВЛ 220 кВ Чита - Озерная
П
2016
2016
ПС 220 кВ Озерная
С
2х80 МВА
2016
2018
1
4.7. Мероприятия в сетях 110-550 кВ, обеспечивающие социально-экономическое развитие региона
Предложения Правительства Республики Бурятия по строительству и схемам размещения объектов электроэнергетики сведены в Таблицу 34.
Приоритетные направления по развитию электрических сетей региона на объектах
классом напряжения 110 кВ
Таблица 34
№ пп
Наименование проекта
Год
Физические параметры
Примечание
км
МВА
1
Реконструкция ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное Озеро (ГС-106)
2015
16,5
0
Замена деревянных опор 110 кВ на металлические многогранные, замена провода
2
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ «Иволга»
2015
0
50
Замена силовых трансформаторов 1*16МВА,1*10МВА на 2*25 МВА
3
Реконструкция ПС 110/10 кВ Бурводстрой
2015
0
80
Замена трансформаторов на 2*25 МВА на 2*40 МВА, замена системы ОД/КЗ-110 кВ на элегазовые выключатели
4
Строительство ПС 110/10 кВ "Слобода" со строительством ВЛ-110 кВ
2015
4,5
20
Строительство ПС 110/10 кВ 2*10 МВА со строительством ВЛ 110 кВ с подключением к ВЛ 110кВ Окино-Ключи –Кяхта с отпайкой на ПС Большой Луг (ОКК-120)
5
Строительство ПС 110/20 кВ "Гавань" со строительством ВЛ-110 кВ
2015
2,1
6,3
Строительство ПС 110/20 кВ "Гавань" со строительством ВЛ 110 кВ от существующего транзита ВЛ 110 кВ Нестеpово – Котокель (НК-130)
6
Строительство ПС 110/6 кВ «Затон» со строительством ВЛ-110 кВ
2015
7
50
Строительство ПС 110/6 кВ «Затон» (2х25 МВА) со строительством ВЛ 110 кВ с подключением к ВЛ 110 кВ Медведчиково – Северная с отпайками II цепь (МС-184), Медведчиково – Северная с отпайками I цепь (МСЗ-183)
7
Реконструкция ВЛ 110 кВ Гусиноозерск-Окино-Ключи
2016
32
0
Восстановление участка ВЛ 110 кВ
8
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ "Самарта"
2016
0,0
50
Замена трансформаторов 2*10 МВА на 2*25 МВАРеконструкция ОРУ-110 кВ,
9
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ «Кырен»
2016
0,0
32
Замена трансформаторов 2*10 МВА на 2*16 МВА
10
Реконструкция ПС 110 кВ Беклемишево
2016
Замена на ПС 110 кВ Беклемишево на отходящей ВЛ в сторону ПС 110/35/10 кВ «Сосново-Озерская» трансформаторов тока (СБ-123)
11
Строительство ПС 110/10 кВ «Квартальная» со строительством ВЛ-110 кВ
2016
2,0
50
Строительство ПС 110/10 кВ 2х25 МВА со строительством ВЛ-110 кВ
12
Строительство ПС 110/10 кВ «Джилинда» со строительством ВЛ-110 кВ
2016
8,0
12,6
Строительство ПС 110/10 кВ 2х6,3 МВА со строительством ВЛ-110 кВ с подключением к ВЛ 110 кВ Романовка – Багдарин с отпайками (РБ-125)
13
Строительство ПС 110/10 кВ "Долина" со строительством ВЛ-110 кВ
2016
0,1
12,6
Строительство ПС 110/10кВ с трансформаторами 2*6,3МВА, строительство ВЛ-110кВ
14
Реконструкция захода на ПС 110/35/10 кВ "Торей"
2017
1,0
0,0
Монтаж заходов на ПС- реконструкция ОРУ-110 кВ
15
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ «Байкало-Кудара»
2017
0,0
32,0
Замена трансформаторов 2*10МВА на 2*16 МВА
16
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шишковка
2018
0
0
Реконструкция ОРУ-110-35 кВ-замена сиситемы ОД/КЗ-110 кВ на элегазовые выключатели
17
Реконструкция ПС 110/10 кВ «Турка»
2018
0
8
Замена трансформаторов 2*2,5 МВА на 2*4 МВА
18
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Медведчиково"
2018
0
0
Реконструкция ОРУ-110 кВ
19
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Энергетик"
2018
0
0
Реконструкция ОРУ-110 кВ
20
Реконструкция ПС 110/10 кВ Верхняя Березовка
2018
0
32
Реконструкция ОРУ-110 кВ
21
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Октябрьская"
2018
0
0
Реконструкция ОРУ-110 кВ
22
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ «Кабанская»
2019
0
0
Реконструкция ОРУ-110-35 кВ
23
Реконструкция ПС 110/10 кВ «Монгой»
2019
0
2,5
Установка второго силового трансформатора мощностью 2,5 МВА
24
Реконструкция ПС 110/6 кВ «Тухум»
2019
0
10
Установка второго силового трансформатора мощностью 10 МВА
25
Реконструкция ПС 110/35/10-6 кВ Гусиноозерская
2019
0
0
Реконструкция ОРУ-110 кВ, (замена масляных выключателей типа МКП-110 кВ на элегазовые выключатели)
1
4.8. Энергоузлы на территории энергосистемы Республики Бурятия, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений
4.8.1. Общие основные проблемные вопросы энергосистемы
Надежность электроснабжения и качество электрической энергии
Одной из проблем надежности электроснабжения энергосистемы Республики Бурятия является отсутствие резервирования электрических сетей 110 кВ и ниже.
Значительная территория республики обеспечивается протяженными радиальными линиями электропередач без необходимого резервирования, вследствие чего происходят частые отключения потребителей. Для обеспечения надежности электроснабжения этих районов необходимо строительство вторых линий или автономных источников электроэнергии.
Дефицит энергетических мощностей
Из-за слабого развития электрических сетей районы республики – зона БАМ и Байкальская территория – отличаются низкой надежностью электроснабжения, большой загрузкой центров питания и недостаточной пропускной способностью с отсутствием возможности подключения новых потребителей. Дефицитным энергорайоном в энергосистеме в настоящий момент является: Северобайкальский участок БАМ.
Физический и моральный износ оборудования электростанций и электрических сетей
На протяжении длительного времени в связи с недостатком финансовых средств ремонтно-восстановительные и профилактические работы в сетях энергосистемы в необходимых объемах не проводились. Износ основных фондов достигает 83,4%, в т.ч. износ линий электропередач и устройств к ним 81,89%, износ оборудования 85%.
4.8.2. Проблемные вопросы в электросетевом комплексе 220 кВ
Ограничение пропускной способности
Низкая пропускная способность и высокая протяженность межсистемных связей между ОЭС Сибири с ОЭС Востока по ВЛ 220 кВ по Северобайкальскому участку ЭС приводит к необходимости раздельной работы энергосистем, что снижает надежность электроснабжения потребителей в нормальной и ремонтных схемах. Мощность, передаваемая по транзиту Северобайкальского участка ЭС, ограничена 200 МВт сечения Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) по критерию аварийно допустимой токовой нагрузки ВЛ 220 кВ Коршуниха -Звездная. Пропускная способность ВЛ-220 кВ исчерпала свои возможности и не имеет резерва для подключения новых потребителей энергосистемах Республики Бурятия и Забайкальского края, что является основным препятствием экономического развития региона.
Решением является строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут – Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская с заходами ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Ангоя для возможности подключения перспективных потребителей (включено в проект СиПР ЕЭС России 2015-2021 гг. (2019 - год окончания строительства).
4.8.3. Ограничение пропускной способности сети 220 кВ
Энергорайон Северобайкальского участка энергосистемы Республики Бурятия.
Характеристика энергорайона: Северобайкальский участок включает в себя подстанции 220 кВ: ПС 220 кВ Дабан, ПС 220 кВ Северобайкальск, ПС 220 кВ Кичера, ПС 220 кВ Ангоя, ПС 220 кВ Новый Уоян, ПС 220 кВ Ангаракан, ПС 220 кВ Янчукан, ПС 220 кВ Перевал, ПС 220 кВ Окусикан, ПС 220 кВ Таксимо, ПС 110 кВ Таксимо-тяговая, ПС 110 кВ Ирокинда, ПС 110 кВ Кедровская, ПС 110 кВ Таксимо-110.
Границы энергорайона Северобайкальского участка определяют следующие элементы сети:
ВЛ 220 кВ Улькан – Дабан (УД-32);
ВЛ 220 кВ Кунерма – Северобайкальск (КС-33);
ВЛ 220 кВ Таксимо – Мамакан;
ВЛ 110 кВ Таксимо – Мамакан с отпайками;
ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47);
ВЛ 110 кВ Таксимо – Чара с отпайками (ТТ-72).
При ведении режимов в Северобайкальском участке существенное значение имеет потребление не только подстанций Северобайкальского участка, но и потребление подстанций ПС 220 кВ Улькан, ПС 220 кВ Кунерма, Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области, а также ПС 220 кВ Куанда и ПС 220 кВ Чара энергосистемы Забайкальского края и ПС 220 кВ Хани, ПС 220 кВ Олёкма, ПС 220 кВ Юктали, ПС 220 кВ Лопча, ПС 220 кВ Хорогоча энергосистемы Амурской области при переносе точки раздела сети 220 кВ на транзите электроснабжения Северобайкальского участка между ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Поэтому в состав контролируемого сечения Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) входят следующие элементы сети:
ВЛ 220 кВ Киренга – Улькан (КУ-30);
ВЛ 220 кВ Киренга – Кунерма (КК-31).
Существенное влияние на величину максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) оказывают ВЛ 500 кВ, 220 кВ на участке от Усть-Илимской ГЭС до ПС 220 кВ Киренга, поэтому при определении максимально допустимых перетоков необходимо учитывать состояние данных ВЛ. Основными потребителями на территории Северобайкальского участка являются ОАО «РЖД», ресурсо-добывающие предприятия и жилищно-коммунальный сектор. Присутствуют потребители всех категорий надежности электроснабжения. Численность населения 48,6 тысяч человек.
Источники генерации на Северобайкальском участке отсутствуют.
Баланс Северобайкальского участка представлен в таблице 35.
Баланс Северобайкальского участка
Таблица 35
Составляющие баланса
Летний режим
Зимний режим
Потребление, в т.ч.
ПС 220 кВ Улькан,
ПС 220 кВ Кунерма
Максимальное – 101,9 МВт (15.06.2014)
По летнему контрольному замеру – 82,3 МВт (18.06.2014)
Максимальное – 141,5 МВт (17.01.2015)
По зимнему контрольному замеру – 109,1 МВт (17.12.2014)
Переток в Бодайбинский и Мамско-Чуйский район
В период с 01.10.2013 по 01.05.2014 г. введён вынужденный режим по контролируемому сечению Таксимо – Мамакан
На момент максимума потребления – 7,9 МВт (15.06.2014)
По летнему контрольному замеру – 2,8 МВт
(18.06.2014)
Максимальное – 65,9 МВт (17.01.2015)
По зимнему контрольному замеру – 70,8 МВт
(17.12.2014)
Переток в энергосистему Забайкальского края
На момент максимума потребления – 13 МВт (Зафиксировано 15.06.2014)
По летнему контрольному замеру – 13,2 МВт (точка раздела на ПС 220 кВ Лопча) (18.06.2014)
0 МВт (точка раздела на
ПС 220 кВ Таксимо)
Генерация
Нет
Нет
Дефицит
122,8 МВт (на момент максимума потребления)
98,3 МВт (на момент летнего контрольного замера)
207,4 МВт (на момент максимума потребления)
179,9 МВт
МДП в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) (нормальная схема)
200 МВт
200 МВт
МДП в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) (ремонтная схема)
190 МВт
190 МВт
Мероприятия, по устранению ограничений пропускной способности сети 220 кВ
а) наиболее сложной схемно-режимной ситуацией (далее СРС), приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение любой из ВЛ на участке Усть-Илимская ГЭС – Мамакан из нормальной схемы в зимний период (максимальный режим). Данная СРС приведёт:
– к снижению максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) и отмене вынужденного режима в контролируемом сечении Таксимо – Мамакан, что в свою очередь приведёт к немедленному вводу ГВО.
– нарушению статической устойчивости, приводящей к недопустимым параметрам режима (напряжения, тока, недопустимого угла по ВЛ и т.д.).
б) В настоящее время в качестве режимных мероприятий, направленных на ликвидацию недопустимых электроэнергетических режимов, является ввод графиков аварийного ограничения режима потребления электрической мощности в объёме до 21,8 МВт в нормальной схеме (на момент максимума потребления) и до 31,8 МВт (на момент максимума потребления) в послеаварийной схеме в СБУ БАМа и в Бодайбинском и Мамско-Чуйском районов Иркутской области.
в) перечень мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений представлен в Таблице 36.
Таблица 36
Мероприятие
Наличие в утверждённой СИПРЭ (срок ввода, месяц, год)
Наличие в других проектных работах (срок ввода, месяц, год)
Наличие в ИП субъектов электро-энергетики (срок ввода, месяц, год)
Определённый Бурятским РДУ при выполнении анализа СРС необходимый срок ввода (год)
Эффек-тивность мероприятия (МВт)
Установка ИРМ (СТК, БСК) номинальной мощностью 40 Мвар с автоматикой ограничения снижения напряжения (АОСН) на ПС 220 кВ Северобайкальск
2015
‑
2017
2015
Снижение необходимого объема ГАО на 7,4 МВт в нормальной схеме
4.8.4. Проблемные вопросы в электросетевом комплексе напряжением 110 кВ и ниже
Энергоузлы с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования сети 35-110 кВ
В настоящее время в филиале ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго»
и ОАО «Улан-Удэ Энерго» 26 подстанций с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования 35-110кВ суммарной установленной мощностью 383,2 МВА и дефицитом -38,3 МВт.
Из них согласно данным контрольных замеров максимума нагрузки выявлено 13 подстанций с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования, суммарной установленной мощностью 237,2 МВА и дефицитом -20,9 МВт, с учетом поданных заявок и заключенных договоров на технологическое присоединение – 13 шт. суммарной установленной мощностью 146 МВА и дефицитом -17,4 МВт.
Ограничение пропускной способности сети 35-110 кВ
Для питания потребителей г. Улан-Удэ и прилегающих районов в аварийных и ремонтных режимах требуется перевод нагрузки ПС 110/35/10 кВ «Онохой» на шины ПС 220 кВ Заиграево (в нормальном режиме выключатель 35 кВ на ПС 35 Заиграево в сторону ПС 35 Бройлерная отключен).
Пропускная способность ВЛ-35 кВ «Заиграево – Онохой» (ЗТЗ-348, ЗБ-303, ОБ-357) составляет 150А, ограничена трансформаторами тока на «В-348» (150/5), В-303 (200/5), В-357(150/5) на ПС 35/10 кВ «Заиграево» и ПС 110/35/10 кВ «Онохой».
Для питания потребителей г. Улан-Удэ и прилегающих районов в аварийных и ремонтных режимах требуется перевод нагрузки ПС 110/35/10 кВ «Иволга» (порядка 11,8 МВт) на шины ПС 110/35/10 кВ «Гусиноозёрская». Учитывая, что пропускная способность ВЛ 35 кВ «Гусиноозёрская – Оронгой» (ГТ-345, ТЖ-376, ЖХ-3072, ХО-349) составляет 100 А (ограничена трансформаторами тока с Ктт=100/5), для электроснабжения потребителей в аварийных и ремонтных режимах от ПС 110/35/10 кВ «Гусиноозёрская» требуется замена существующих ТТ на В-3072, В-376 и СВ-35 ПС 35/10 кВ «Жаргалантуй» на ТТ с Ктт большего номинала, определенного проектом либо расчетом.
В связи с длительным сроком эксплуатации и из-за несоответствия сечения провода марки АС-120 пропускная способность ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) снижена и принимается как для АС-95.
При аварийном отключении автотрансформаторов АТ-1, АТ-2 на Гусиноозерской ГРЭС (АТ-1, АТ-2, заведены под один выключатель В-220 АТ-1,2, В-110 АТ-1,2) при включенном в работу Блоке 1 Гусиноозерской ГРЭС возможно повреждение ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) ввиду недостаточной пропускной способности последней.
Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к погашению потребителей г. Гусиноозерска и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС на величину до 18 МВт.
Ограничение пропускной способности ВЛ 110 кВ на участке «Онохой – Сосново-Озерская» и «Сосново-Озерская – Беклемишево».
Протяженность линии от ПС 110 кВ Онохой, до ПС 110 кВ Сосново-Озерск составляет 290 км. Двухцепной участок линии идет только до ПС 110 кВ Онохой от ПС 220 Районная. Далее до тупиковой ПС 110 кВ Багдарин ВЛ-110 кВ одноцепная.
От ПС 110 кВ Онохой до ПС 110 кВ Удинск сечение провода АС-300. От ПС 110 кВ Удинск до ПС 110 кВ Сосново-Озерская сечение провода АС-120. От ПС 110 кВ Сосново-Озерская до ПС 110 кВ Беклемишево (Читаэнерго) сечение провода АС-95. От ПС 110 кВ Сосново-Озерская до ПС 110 кВ Багдарин сечение провода АС-95 и ПС-70.
От указанных одноцепных ВЛ получают электроснабжение 72 населенных пункта с населением около 48,8 тыс. человек. Резервирование электроснабжения осуществляется дизель-генераторами.
Пропускная способность ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево ограничена трансформаторами тока 100/5, установленными на ПС 110 кВ Беклемишево (филиал Читаэнерго),
При выводе в ремонт или аварийном отключении ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Онохой – ПС 110 кВ Сосново-Озёрская электроснабжение потребителей Баунтовского, Еравнинского, Хоринского, Кижингинского и части Заиграевского районов РБ осуществляется от сети 110 кВ Забайкальской энергосистемы по ВЛ 110 кВ СБ-123 от ПС 110 кВ Беклемишево, в виду чего пропускная способность ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) в период максимальных нагрузок может быть недостаточной.
Замена ТТ 110 кВ на ПС 110 Беклемишево (Читаэнерго) на отходящей ВЛ в сторону ПС 110 кВ Сосново-Озерская позволит снять ограничения пропускной способности ВЛ110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) и повысить уровень надежности электроснабжения восточных районов Республики Бурятия.
При выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Култук - Зун-Мурино с отпайкой на ПС Быстрая (КЗМ-135) питание потребителей Тункинского района осуществляется по ВЛ-35 кВ «Слюдянка-Зун-Мурино» (КЗМ-386).
Пропускная способность установленных трансформаторов тока ТТ-386 на ПС 220 кВ Слюдянка недостаточна для осуществления энергообеспечения потребителей в транзите «Зун-Мурино – Самарта», т.к. пропускная способность ТТ-386 составляет 2,5 МВт (50 А), а нагрузка в зимний период достигает 4,5 МВт (90 А). Таким образом требуется выполнить мероприятия на ПС 220 кВ Слюдянка по замене ТТ-386 на ТТ с Ктт=100/5.
6. Не завершено восстановление ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи с отпайками (ГОК-126) (резерв г. Гусиноозерск, Джидинского, Кяхтинского, Селенгинского, Бичурского и части Мухоршибирского районов).
7. Необходимо также отметить отсутствие резервных линий, питающих ПС 35 кВ Нижнеангарск, п. Муя и др.
Перечень подстанций 35 -110 кВ с ограниченной пропускной способностью
Таблица 37
№
п/п
Наименование подстанции
Уровень напряжения, кВ
Мощ-ть тран-ов (МВА)
Резерв/
дефицит, МВт
Необходимое мероприятие для устранения
1T
2T
Факт
Факт+ТУ
1.
Бурводстрой
110/10
25
25
5,8
-2,4
Замена силовых тр-ов на 2х40
2.
Иволга
110/35/10
16
10
-2,4
-6,7
Замена силовых тр-ов на 2х25
(перевозка тр-ов с ПС 110 Октябрьская)
3.
Кырен
110/35/10
6,3
6,3
-2,7
-3,1
Замена силовых тр-ов на 1х10 + 1х16
4.
Турка
110/10
2,5
2,5
0,1
-1,9
Замена силовых тр-ов на 2х4
5.
Инкурская
110/35/6
10
16
-1,4
-2,4
Замена силовых тр-ов на 1х16
6.
АРЗ (Авиаремонтный завод)
35/10
10
6,3
-1,8
-5,6
Замена силовых тр-ов на 2х16
7.
Полигон
35/10
2,5
2,5
-0,4
-2,4
Замена силовых тр-ов на 2х4
8.
Таежная
35/10
4
4
1,3
-3,5
Замена силовых тр-ов на 2х10
9.
БЦС (Бурятцелинстрой)
35/10
6,3
6,3
-3,6
-3,6
Замена силовых тр-ов на 2х10
10.
Николаевская
35/10
1,8
2,5
-0,1
-0,4
Замена силовых тр-ов на 1х2,5
11.
Гурульба
35/10
4
4
-0,3
-3,1
Замена силовых тр-ов на 2х10
12.
Нижняя Иволга
35/10
4
2,5
0,6
-5,9
Замена силовых тр-ов на 2х10
13.
Курумкан
35/10
1,8
4
-0,6
-0,8
Замена силовых тр-ов на 1х4
14.
Дивизионная
35/6
4
4
-1,6
-1,6
Замена силовых тр-ов на 2х6,3
15.
Центральная
35/6
10
10
-3,3
-3,3
Перевод части нагрузки на планируемую ПС 110/6 кВ Затон
Низкая надежность электроснабжения потребителей 110 кВ и ниже
При выводе в ремонт или аварийном отключении ВЛ 110 кВ Татауpово– Пpибайкальская (ТП-128) питание потребителей ПС 110 кВ Прибайкальская, ПС 110 кВ Нестерово, ПС 35 кВ Итанца осуществляется по ЛЭП-35кВ МИ-324 (Мандрик - Итанца), ИП-3063 (Итанца - Прибайкальская). ПС 110 кВ Турка, ПС 110 кВ Берег, ПС 110 кВ Котокель остаются без напряжения. Для решения проблемной ситуации в инвестиционной программе филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» в 2014 году осуществлено строительство отпайки ВЛ-110 кВ от существующего транзита ВЛ-110 кВ «Татаурово-Усть-Баргузин» до ПС 220 кВ Горячинская (строительство осуществляется в рамках инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС»), которая планируется вторым источником питания.
Прочие энергорайоны на территории ЭС Республики Бурятия, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений в части низкой надежности электроснабжения сети 110 кВ и ниже
Таблица 38
№
п/п
Наименование объекта
Проблема
Мероприятия
1
ВЛ 110 кВ Кырен – Монды – Самарта с отпайкой на ПС Алтан (КМ-190 – МСС-193)
Отсутствие резерва для электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Самарта, ПС 35 кВ Монды, ПС 35 кВ Орлик, ПС 35 кВ Сорок
Реконструкция ПС 35 кВ Монды переводом на напряжение 110 кВ
2
ПС 110 кВ Монгой
Одно трансформаторная подстанция
Требуется установка 2-го тр-ра
3
ВЛ 110 кВ Селендума – Инкурская с отпайкой на ПС Торей (СИ-166)
Снижение надежности эл. снабжения Закаменского, Джидинского районов при существующей схеме
Установка дополнительной ячейки выключателя 110 кВ на ПС Торей
Предложения по развитию электрических сетей 110 кВ и ниже
Определены следующие направления развития электрических сетей напряжением 110 кВ и ниже:
1. Ввиду интенсивного жилищного строительства Юго-Западного, Юго-Восточного и Центрального районов города Улан-Удэ, развития торговых и развлекательных комплексов возникает необходимость в строительстве новых центров питания - для электроснабжения перечисленных потребителей необходимо строительство ПС 110/10-6 кВ в г. Улан-Удэ: ПС 110 кВ Затон, ПС 35 кВ Новый город, ПС 110 кВ Квартальная.
2. Для повышения надёжности электроснабжения существующих потребителей и покрытия возрастающих нагрузок в 2011-2015 гг. необходимо выполнить реконструкцию ПС 110 кВ: Иволга, СЛПБ, ПС 35кВ: АРЗ, БЦС с увеличением установленной мощности, а также необходима реконструкция однотрансформаторных подстанций (11 шт. ПС 110кВ и 16 шт. ПС 35кВ) и строительство (реконструкция) фидеров связи 6-10кВ в соответствии с многолетней целевой программой.
3. Для повышения надёжности электроснабжения южной части РБ необходима реконструкция ВЛ 110 кВ: Селендума – Джида (СД-107), Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на Гусиное Озеро (ГС-106), Селендума – Боргой (СБ-108), Боргой – Петропавловка (БП-169), Петропавловка – Бургултай (ПБу-170), Бургултай – Торей (БТ-165) с заменой деревянных опор на железобетонные, которая запланирована в инвестиционной программе на 2013-2015 гг.
4. Ограничения пропускной способности по резервным сетям 35 кВ (узел Торей – Инкур; транзит Гусиноозёрск - Иволга) снимет запланированная замена токоограничивающего оборудования (тр-ров тока, провода и т.п.).
5. Для повышения надёжности электроснабжения потребителей Тарбагатайского, Кяхтинского, Бичурского, Мухоршибирского, Селенгинского районов и г. Гусиноозерска необходимо завершение второй очереди строительства ВЛ 110 кВ Гусиноозерская - Окино-Ключи (ГОК-126) (участок ПС 110 кВ Подлопатки – ПС 110 кВ Тухум).
6. Для повышения надёжности электроснабжения восточной части Республики Бурятия и обеспечения необходимой мощности для развития добывающей и перерабатывающей промышленности в Еравнинском районе необходима: реконструкция ВЛ 110 кВ Курба - Удинская (КУ-110), реконструкция подстанций 110 кВ: Сосново-Озерская, Хоринская, Багдарин, подстанции 35 кВ Санномыск, т.к. в настоящее время электроснабжение их осуществляется от ВЛ 110 кВ Районная – Сосново-Озёрская – Багдарин и не обеспечивает необходимого резерва для перспективного роста нагрузок.
7. В 2015-2017 гг. в Прибайкальском и Баргузинском районах Республики Бурятия ожидается рост нагрузок с подключением новых крупных потребителей в связи с развитием индустрии туризма – созданием туристической рекреационной зоны по побережью озера Байкал с потреблением более 35 МВт.
Для повышения надёжности электроснабжения существующих потребителей в 2015 году завершается строительство 2-х цепной ВЛ 220 кВ Татаурово – Горячинская и реконструкция ОРУ ПС 220 кВ Татаурово.
1
4.10. Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения узких мест
Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на 5-летний период
Таблица 39
№
Объект (сетевая компания)
Плановый год ввода
Кол-во цепей
Протяженность на одну цепь (км), мощность объекта (МВА, Мвар)
Краткое обоснование мероприятий
Развитие сетей 500 кВ
1
Строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут – Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Ангоя
2019
1
290
Обеспечение возможности подключения новых потребителей. Усиление системного транзита 220 кВ с целью повышения провозной и пропускной способности Байкало-Амурской железнодорожной магистрали
2
ПС 500 кВ Нижнеангарская
2019
501+167 МВА, ШР 180 Мвар, УШР 2 х 63 Мвар
Развитие сетей 220 кВ
1
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Районная (замена 3-х АТ на 3x200 МВА и 2x63МВА)
2019
-
3 х 200 МВА, 2 х 63 МВА
Обеспечение возможности подключения новых потребителей
2
ПС 220 кВ Северная установка выключателей 220 кВ со стороны ВЛ 220 кВ (установлены со стороны АТ), приведение схемы к проектной.
2015
-
-
Приведение схемы подстанции к проектной. Повышение надежности электроснабжения потребителей энергоузла «Районная-Северная» в ремонтных схемах
3
Строительство ВЛ 220 кВ Татаурово – Горячинская с реоконструкцией ПС 220 кВ Татаурово
2015
2
142
Повышение надежности электроснабжения туристско-рекреационной зоны по побережью озера Байкал, подключение новых потребителей
4
ПС 220 кВ Горячинская
2015
-
2x125МВА
5
Строительство 2-х ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Горячинская для захода существующего транзита 110 К
2016
2
6
ВЛ 110 кВ Таксимо-Мамакан перевод второй цепи на номинальное напряжение
2016
1
210
Повышение надежности электроснабжения потребителей Витимского энергорайона и возможность подключения новых потребителей
7
Установка БСК на ПС 220 кВ Северобайкальская
2016
2x20 МВар
Увеличение пропускной способности транзита Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок)
8
Строительство ВЛ 220 кВ Чита – Озерная с ПС 220 кВ Озерная
2017
2
2х240 км.
Технологическое присоединение Озерного ГОК
Развитие сетей 110 кВ
ВЛ 110 кВ от существующего транзита 110 кВ до ПС 220 кВ Горячинская
2017
2
Проектные показатели уточняются
Обеспечения выдачи мощности в сеть 110 кВ от планируемой ПС 220 кВ Горячинская и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности подключения новых потребителей
2
ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126)
2016
1
Проектные показатели уточняются
При отсутствии питания в летний период со стороны ПС 220 кВ Мухоршибирь (вывод в ремонт единственного АТ-2) и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Селендума-Джида происходит ограничение потребителей Бичурского, Кяхтинского, Джидинского, Мухоршибирского районов (население 128 тыс. чел.) мощностью до 60 МВт
3
ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106)
2017
1
Проектные показатели уточняются
Недопущение возможного повреждения ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) в результате перегрузки вызванной аварийным отключением А Т-1,2 Гусиноозерской ГРЭС при работе блока 1
Противоаварийная автоматика и РЗА
1
Реконструкция устройств ПА на Гусиноозерской ГРЭС
2018
-
-
Автоматика выполненная на транзите Иркутск-Бурятия непроектная, реконструкция и замена данной ПА предусмотрена ПредТЭО.
1
4.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и ниже
Согласно данным комплесной программы развития электрических сетей 110 кВ и ниже, разработанной филиалом ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» в 2014 году, в период до 2020 года на территории Республики Бурятия ожидается ввод объектов электроснабжения класса напряжения 110 кВ и ниже:
- общей мощностью 728 МВА (включая работы по реконструкции и техническому перевооружению);
- ввод ВЛ протяженностью 656 км.
Места расположения резервов мощности электрической энергии
На основании сводной информации можно сделать вывод о том, что средний процент загрузки открытых центров питания сети 110, 35 кВ в республике не превышает 40%.
Однако большинство малозагруженных центров питания сетей филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» расположены в сельской местности республики, где мало развита промышленность и сельское хозяйство, и перспективы развития не предусматривается (на основе заявок на технологическое присоединение).
Малозагруженные центры питания северного и южного районов республики попадают в перечень узких мест электроэнергетики по причине отсутствия резерва электроснабжения (протяженные одноцепные ВЛ, проходящие по гористой местности).
4.12. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе
Обеспечение действующих генерирующих мощностей Гусиноозерской ГРЭС будет осуществляться за счет местных углей разрезов «Баин-Зурхе», «Загустайский», «Окино-Ключевской» с учетом складывающегося по планируемому периоду состава генерирующего оборудования и баланса добываемого угля.
В Стратегии Интер РАО планируется обеспечение Гусиноозерской ГРЭС углями собственного производства на базе дальнейшего освоения Окино-Ключевского месторождения бурого угля. Поэтапный переход на использование Окино-Ключевского угля позволит оптимизировать издержки производства, связанные с затратами на топливо. Плановая поставка угля Окино-Ключевского разреза на Гусиноозерскую ГРЭС на 2015 год составляет 1 500 тыс. тонн угля.
На Сангинском месторождении бурого угля, отнесенном к резерву категории «а», имеющем сравнительно небольшие запасы (1,2 млн. т — балансовые и 1,3 млн. т забалансовые — для шахты и 0,2 млн. т балансовые и 0,1 млн. т забалансовые — для открытых работ) при необходимости может быть построено предприятие для добычи 50…80 тыс. т угля в год.
Все ранее проводимые проектные проработки в поисках наиболее рациональных схем раскройки, вскрытия и отработки шахтных и карьерных полей самых перспективных месторождений этого региона имели основной целью создать надежную топливную базу для энергетики республики, а также резерв для Востока страны. Таковыми явились перспективные Олонь-Шибирское и Никольское месторождения каменного угля.
По данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых Российской Федерации, большая часть запасов Никольского месторождения находится на территории республики. По ранее проводимым проектным проработкам на Никольском месторождении можно построить единый разрез мощностью по добыче 4500 тыс. т угля в год.
С реализацией «Генеральной схемы газоснабжения и газификации Республики Бурятия», утвержденной в 2009 году, возможен перевод котельных на газовое топливо. Общий потенциальный годовой объем потребления объектами теплоэнергетики определен в объеме 1 900 млн. куб.метров природного газа.
4.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований на территории Республики Бурятия
По стостоянию на 01 апреля 2015 года из 275 городских округов и поселений в Республике Бурятия схемы теплоснабжения разработаны в 2 городских округах, 18 городских и 64 сельских поселениях, что составляет 100 % от требуемого объема.
4.14. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований на территории Республики Бурятия
Основными направлениями развития теплоснабжения муниципальных образований являются:
оптимизация технологической структуры систем теплоснабжения за счет совместной работы нескольких источников теплоты на общие тепловые сети и консервации избыточной располагаемой мощности котельных;
совершенствование топливоподготовки и топливоподачи;
оснащение котельных приборами учета и автоматики;
оснащение котельных ХВО;
оптимизация режимов горения топлива;
использование на источниках, тепловых пунктах и других элементах систем теплоснабжения частотно-регулируемого привода для эффективного регулирования отпуска теплоты потребителям;
замена теплообменного, контрольно-регулирующего и насосного оборудования на энергоэкономичное;
регулирование расхода тепла за счёт широкого использования систем автоматического регулирования, в том числе программного и погодоведомого;
повышение теплозащитных свойств вновь возводимых и эксплуатируемых жилых и общественных зданий за счет повышения термического сопротивления стеновых конструкций и окон;
регулярная гидравлическая наладка и гидропневматическая промывка тепловых сетей;
Направлениями, рассчитанными на перспективу, являются освоение новых технологий, новых типов энергоисточников. К таким технологиям можно отнести:
применение гелиоустановок и тепловых насосов;
прокладка труб в пенополиуретановой изоляции при ремонте и прокладке новых участков тепловых сетей с использованием технологии монтажа труб с внутренней изоляцией сварного шва стеклоэмалевым покрытием.
4.15. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ
На данный момент перевод на парогазовый цикл действующих ТЭЦ не рассматривается в связи с большими капитальными затратами на освоение технологии и отсутствием собственных источников газоснабжения (природного газа).
Для Республики Бурятия наибольший интерес представляют парогазовые установки с котлами, сжигающими уголь в кипящем слое под давлением. Эта технология, внедренная на энергоблоках 80-350 МВт в Швеции, Японии и других странах, показала высокую надежность, обеспечила хорошие экономические и экологические показатели. Расчетный КПД энергоблоков с котлами КСД составляет 42%. Одно из преимуществ этих установок - малые габариты - дает возможность установки их в существующих помещениях ТЭС взамен демонтируемого старого оборудования и тем самым проведения реконструкции на новой технической базе.
4.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Республики Бурятия
Износ тепловых сетей магистральных трубопроводов в г. Улан-Удэ по зоне ТЭЦ-1 составляет 52%, по зоне ТЭЦ-2 – 38%. Износ внутриквартальных тепловых сетей составляет по зоне ТЭЦ-1 62%, по зоне ТЭЦ-2 – 52%.
Сводные данные по тепловому балансу на период до 2020 года в разрезе источников тепловой энергии ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 предоставлены в Приложении № 6.
Для решения проблем теплоснабжения города Улан-Удэ рассматривались разные возможные варианты:
1. Строительство модульных котельных в местах дефицита тепловой энергии.
Указанный вариант имеет ряд существенных недостатков, в числе которых отсутствие земельных участков под размещение объектов, удорожание тарифа для конечного потребителя, дополнительная экологическая нагрузка.
2. Вариант размещения газовых котельных решает вопрос экологических требований.
На сегодняшний день при использовании имеющегося в республике СУГ, цена тепловой энергии возрастет в 2 раза по сравнению с выработкой на угольных котельных. Отсутствие сетевого газа затрудняет реализацию данного варианта.
3. Проектирование и строительство Улан-Удэнской ТЭЦ-2.
Строительство тепловых мощностей ТЭЦ-2 позволит решить три основные проблемы энергоснабжения г. Улан-Удэ:
Увеличить установленную тепловую мощность станции для покрытия возрастающих за счет нового строительства нагрузок;
Снизить экологическую нагрузку на город. В связи с ростом тарифов на тепловую энергию в последнее время для потребителей выгоднее строить собственные небольшие котельные на мазутном и твердом топливе, что в свою очередь ведет к увеличению выбросов в атмосферу;
Повысить надежность теплоснабжения потребителей за счет строительства нового оборудования, выполнить взиморезервирование между двумя источниками тепла.
В настоящее время ТЭЦ-2 работает в режиме котельной.
Задание на проектирование Улан-Удэнской ТЭЦ-2 было выдано Министерством энергетики СССР в 1980 г. Согласно проекту, разработанного проектным институтом «Сибирское отделение ВНИПИЭнергопром» утвержденного в 1983 г. Минэнерго СССР предполагалась установка 4-х теплофикационных блоков с турбинами Т-180/210-130 и котлами Е-670-140, для покрытия пиковых нагрузок предусматривалась установка 6-ти паровых котлов Е-160-14 пиковой водогрейной котельной.
В соответствии с заданием установленная мощность электростанции на полное развитие должна была составить:
- электрическая – 720/840 МВт;
- тепловая – 1840 Гкал;
Завершение строительства первой очереди ТЭЦ-2 возможно осуществить на промплощадке, где построены и введены в эксплуатацию ряд зданий и сооружений и выполнены подготовительные работы для сооружения первой очереди станции: двух энергоблоков суммарной мощностью 400 МВт.
На площадке построены все необходимые здания и сооружения, обеспечивающие нормальную эксплуатацию первой очереди ТЭЦ-2: шлако- и золопроводы, водопровод, тепломагистраль для выдачи тепла в город, автомобильные и железнодорожные пути, вспомогательные и ремонтные цеха, дымовая труба (Н=240 м), открытое распределительное устройство (ОРУ) – 110 кВ, объединенный корпус химводоочистки, топливоподача, временный шлакоотвал, мазутохозяйство, инженерные коммуникации и т.д. В целом генплан электростанции разработан на мощность 800 МВт с возможностью дальнейшего расширения.
Постановлением Администрации города Улан-Удэ № 511 от 27.12.2013 года утверждена Схема развития теплоснабжения г. Улан-Удэ до 2028 года в которой, в разделе 4 предложен вариант следующего развития Улан-Удэнской ТЭЦ-2. Строительство 1 очереди Улан-Удэнской ТЭЦ-2 в составе двух энергоблоков по 115 МВт с пылеугольными котлами высокого давления типа Е-500-140-565 и теплофикационными паровыми турбинами типа Тп-115/125-130. В этом случае, суммарная тепловая мощность электростанции (с учетом пиковой котельной) достигнет 740 Гкал/час.
Проект окончания строительства станции включен в следующие стратегические документы:
- Схему территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденную распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.11.2013 2084-р;
- Схему и программу развития электроэнергетики Республики Бурятия на 2015-2019 годы, утвержденную приказом Министерства по развитию транспорта, энергетики и дорожного хозяйства Республики Бурятия от 29.04.201 № 128;
- программу социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2017 года;
- стратегию социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2025 года.
В связи с планируемым завершением строительства первого пускового комплекса Улан-Удэнской ТЭЦ-2 в перспективе необходимо будет выполнить реконструкцию и новое строительство тепловых сетей. Общая протяженность тепловых сетей охватываемых переключением составляет 255,7 км.
Перспективная тепловая нагрузка по тепловым сетям от Улан-Удэнской ТЭЦ-2 составит.
Тепломагистраль №1: – 55,7 Гкал/ч.
Тепломагистраль №2: – 109,7 Гкал/ч.
Тепломагистраль №5: – 126,4 Гкал/ч.
Тепломагистраль №6: – 257,2 Гкал/ч.
Проектируемая тепломагистраль №7 (на п. Авиазавод и п. Восточный) – 99,7 Гкал/ч.
Перспектива подключения в целом по зоне предполагаемого обслуживания ТЭЦ-2 60,3 Гкал/ч.
Подключение потребителей от прочих котельных 31,3 Гкал/ч.
Итого: Суммарная тепловая нагрузка составит – 740,3 Гкал/ч.
Перспектива подключения новых потребителей согласно поданным заявкам на период составляет 42,7 Гкал/ч.
Для реализации данного мероприятия по теплосетевому комплексу г. Улан-Удэ необходимо выполнить следующие мероприятия (цены 211 г.):
Новое строительство
1.1. Строительство теплопровода (тепломагистрали № 7) в сторону п. Авиазавод и п. Восточный Ду=1000мм, протяженностью 18500м, ориентировочная стоимость 1 443,0 млн. руб.
1.2. Строительство подкачивающей насосной станции «ПНС-7/1» на подающем трубопроводе тепломагистрали № 7, ориентировочная стоимость 94,3 млн. руб.
1.3. Строительство подкачивающей насосной станции «ПНС-7/2» на обратном трубопроводе тепломагистрали № 7, ориентировочная стоимость 94,320 млн. руб.
1.4. Строительство теплопровода от ТК-38 тепломагистрали №5 до «ПНС-2/2» тепломагистрали № 2. (Ду=800мм, ориентировочная протяженность 1350м, ориентировочная стоимость 105,3 млн. руб.)
1.5. Строительство насосной станции «ПНС-6/5» на подающем трубопроводе в районе ул. Бабушкина в сторону тепломагистрали №2, ориентировочная стоимость 94,3 млн. руб.
1.6. Строительство мостовых переходов через р. Уда, 2 ед., ориентировочная стоимость 250,0 млн. руб.
1.7. Строительство насосной станции «ПНС-5/1» на подающем трубопроводе тепломагистрали № 5 в районе ул. Приречной, ориентировочная стоимость 96,0 млн. руб.
1.8. Строительство насосной станции «ПНС-5/5» на подающем трубопроводе тепломагистрали № 5 в районе ТЭЦ-1, ориентировочная стоимость 96,0 млн. руб.
1.9. Строительство новых тепловых сетей до котельных, ориентировочная стоимость 190,0 млн. руб.
Реконструкция участков тепловых сетей
2.1 Реконструкция трубопровода от УТ-45 до ТК-38 тепломагистрали № 5 с увеличением диаметра на Ду=1000мм, протяженностью 2900 м, ориентировочная стоимость 271,4 млн. руб.
2.2 Реконструкция магистральных и внутриквартальных трубопроводов при переводе потребителей с открытого водоразбора на закрытый (ориентировочная стоимость 2112,2 млн. руб.);
2.3 Реконструкция тепловых узлов потребителей при переводе с открытого водоразбора на закрытый (ориентировочная стоимость 764,059 млн. руб.).
Реконструкция насосных станций с увеличением мощности
3.1 Реконструкция насосной станции «ПНС-6/2» с увеличением мощности сетевых насосов, ориентировочная стоимость 85 млн. руб.
3.2 Реконструкция насосной станции «ПНС-6/4» с увеличением мощности сетевых насосов, ориентировочная стоимость 52 млн. руб.
3.3 Реконструкция насосной станции «ПНС-2/2» с увеличением мощности сетевых насосов, ориентировочная стоимость 52,423 млн. руб.
Разработка проектно-сметной документации – 508,425 млн. руб.
Всего ориентировочная стоимость мероприятий по переключению тепловой нагрузки на источник Улан-Удэнская ТЭЦ-2 составит 4 708,5 млн. руб. (без НДС).
Закрытие муниципальных и ведомственных котельных
При расширении зоны обслуживания ТЭЦ-2 предполагается к закрытию 16 котельных с суммарной присоединенной нагрузкой 131 Гкал/ч., в том числе охватываемые ОАО «ТГК-14», как единой теплоснабжающей организацией 8 котельных с нагрузкой 108,1 Гкал/ч.
Оценочная стоимость мероприятий по закрытию (консервации) 16 котельных составит 850 млн. руб.
Тепловой баланс г. Улан-Удэ до и после ввода энергоблока на ТЭЦ-2 представлен в Приложении № 4.
Улан-Удэнская ТЭЦ-2 при её полном развитии в рассматриваемый период надёжно обеспечивается каменным углём Тугнуйского месторождения.
Кроме ТЭЦ-2 необходимо в период до 2015 г. реализовать еще несколько проектов в области теплоснабжения ряда населенных пунктов Республики Бурятия.
По крайней мере, три вида проектов имеют непосредственное отношение к теплоснабжению: строительство очистных сооружений, строительство мусоросжигающих заводов и организация производства тепловых насосов.
На очистных сооружениях могут и должны устанавливаться, так называемые метантэнки (биореакторы), в которых происходит сбраживание осадков сточных вод с выделением биогаза, который далее может использоваться в котельных.
Предусмотреть возможность установки биореакторов на намечаемых к строительству очистных сооружениях в г. Бабушкин, с. Кабанск, п. Заиграево, Заиграевского района, п. Слобода, Кяхтинского района, на территории особой туристско-рекреационной зоны.
При проектировании и строительстве производственного комплекса по переработке твёрдых бытовых отходов в г. Улан-Удэ необходимо предусмотреть установку энергоблока с возможным комбинированным использованием других видов топлива.
Организация серийного производства и широкомасштабное внедрение теплонасосных установок может оказать существенное положительное влияние как на экологическую ситуацию, так и на эффективность системы теплоснабжения
Необходимо отметить, что наиболее эффективным, действенным и экономичным мероприятием для покрытия возрастающих тепловых нагрузок и решения экологических проблем города Улан-Удэ, является принятие решения об окончании строительства Улан-Удэнской ТЭЦ-2.
В связи с отсутствием окончательного решения по завершению строительства 1-ой очереди Улан-Удэнской ТЭЦ-2 и в связи с ожидаемым к 2020 году дифицитом тепловой мощности (см. таблицу 40) руководством ОАО «ТГК-14» принято решение о начале в 2016 году реконструкции котлов Улан-Удэнской ТЭЦ-2 с увеличением паропроизводительности со 160 т/час до 200 т/час.
Прогноз дефицита тепловой мощности
Таблица 40
Наименование
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Установленная мощность ТЭЦ-2, Гкал/час
380
380
380
380
380
380
Присоединенная тепловая нагрузка по техусловиям, Гкал/час
354,7
382,4
409,0
427,8
431,3
434,8
Перспективная тепловая нагрузка за год, Гкал/час (ТЗ 2013-2018, ИТ)
64,5
27,7
26,5
18,8
3,6
3,5
Дефицит тепловой мощности от присоединенной по техусловиям, Гкал/час
25,3
-2,4
-29,0
-47,8
-51,3
-54,8
Предполагаемый вывод из эксплуатации турбоагрегатов ст.№1 и ст.№3, в соответствие с приказом Минэнерго РФ от 28.07.2014 г. №471 не желателен, т.к. это приведет к росту тарифа на производство тепловой энергии Улан-Удэнской ТЭЦ-1 в 2017 году на 6.14% (без учета инфляционного фактора). Вывод из эксплуатации с 01.01.2019 г. турбоагрегата ст.№6 и отсутствие генерации в летний период приведет к росту тарифа на производство тепловой энергии Улан-Удэнской ТЭЦ-1 на 15,78%.
Проводимая в настоящее время реконструкция котлов части высокого давления Улан-Удэнской ТЭЦ-1 с увеличением паропроизводительности с 220 т/час до 230 т/час, позволит повысит надежность работы станции в период прохождения максимума нагрузок.
4.17. Прогноз развития электросетевого хозяйства на территории Республики Бурятия
В связи с созданием на побережье озера Байкал Особой экономической зоны туристско - рекреационного типа «Байкальская Гавань», «Гора Бычья», ТРК «Подлеморье», требуется освоение новых электрических мощностей на побережье Байкала. Продолжается строительство ВЛ 220 кВ «Татаурово-Горячинск-Баргузин» с ПС 220 кВ «Горячинск» с реконструкцией ПС 220 кВ «Татаурово». Строительство ВЛ обеспечит электроэнергией северную часть побережья Байкала, а также повысит надежность потребителей данного района.
Инвестиционной программой ОАО «ФСК ЕЭС» предусмотрено строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Ангоя для возможности подключения перспективных потребителей.
Параллельно с проектами развития традиционной энергетики в республике активно ставится вопрос о проектировании и строительстве генерирующих мощностей на основе возобновляемых источников энергии: строительство фотоэлектрических солнечных электростанций.
__________________________________________________________
Приложение № 1
Основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Республики Бурятия
Эксплуатацией магистральных электросетевых объектов на территории Республики Бурятия занимается филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - Забайкальское предприятие магистральных электрических сетей (Забайкальское ПМЭС), находящийся в оперативном подчинении филиала «МЭС Сибири» ОАО «ФСК ЕЭС». В зону обслуживания Забайкальского ПМЭС кроме Республики Бурятия входит также Забайкальский край.
В ремонтно-эксплуатационном обслуживании Забайкальского ПМЭС находятся:
4947 км воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 10-500 кВ;
19 понизительных подстанций (ПС) напряжением 35-220 кВ общей мощностью 3407,6 МВА.
На территории Республики Бурятия работают 24 ПС 220 кВ суммарной установленной мощностью 2963 МВА, в том числе:
6 ПС 220 кВ ОАО «ФСК ЕЭС»;
16 ПС 220 кВ Восточно-Сибирской железной дороги (филиал ОАО «РЖД»);
1 ПС 220 кВ ОАО «Селенгинский ЦКК»;
1 ПС 220 кВ ОАО «Разрез Тугнуйский».
По территории Республики Бурятия проходят:
2 ВЛ напряжением 500 кВ (в работе на 220 кВ) общей протяженностью 311,4 км;
ВЛ 220 кВ напряжением общей протяженностью 3 075,34 км;
Перечень ВЛ-220 кВ
№ п/п
Наименование линии
ВЛ 220 кВ Ангаракан – Окусикан (АО-41)
ВЛ 220 кВ Ангоя – Новый Уоян (АУ-38)
ВЛ 220 кВ Выдрино-БЦБК (ВБ-272)
ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Мухоршибирь (ГМШ-260)
ВЛ 220 кВ Гусиноозёрская ГРЭС – Селендума I цепь (ГС-255)
ВЛ 220 кВ Гусиноозёрская ГРЭС – Селендума II цепь (ГС-256)
ВЛ 220 кВ Дабан – Северобайкальск (ДС-34)
ВЛ 220 кВ Заиграево – Кижа (ЗК-281)
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Кижа (КПЗ-283)
ВЛ 220 кВ Киренга – Кунерма (КК-31)
ВЛ 220 кВ Кичера – Новый Уоян (КУ-37)
ВЛ 220 кВ Кунерма – Северобайкальск (КС-33)
ВЛ 220 кВ Мухоршибирь – Саган-Нур (МШС-261)
ВЛ 220 кВ Мысовая – Байкальск с отпайкой на ПС Переёмная (МБ-273)
ВЛ 220 кВ Мысовая - Выдрино с отпайкой на ПС Переёмная (МВ-274)
ВЛ 220 кВ Мысовая – Гусиноозерская ГРЭС I цепь (МГ-251)
ВЛ 220 кВ Мысовая – Гусиноозерская ГРЭС II цепь (МГ-252)
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Новоильинск (НПЗ-282-284)
ВЛ 220 кВ Новый Уоян – Ангаракан (УА-39)
ВЛ 220 кВ Новый Уоян – Янчукан (УЯ-40)
ВЛ 220 кВ Окусикан – Таксимо (ОТ-43)
ВЛ 220 кВ Перевал – Таксимо (ПТ-44)
ВЛ 220 кВ Посольская – Мысовая (ПМ-275)
ВЛ 220 кВ Районная – Гусиноозерская ГРЭС № 1 (РГ-295)
ВЛ 220 кВ Районная – Гусиноозерская ГРЭС № 2 (РГ-296)
ВЛ 220 кВ Районная – Заиграево (РЗ-279)
ВЛ 220 кВ Районная – Новоильинск (РН-280)
ВЛ 220 кВ Районная – Северная (РС-297)
ВЛ 220 кВ Районная – Татаурово (РТ-278)
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Саган-Нур (СПЗ-262)
ВЛ 220 кВ Северная – Посольская с отпайкой на ПС Селенгинский ЦКК
(СП-277)
ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Ангоя (СА-36)
ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Кичера (СК-35)
ВЛ 220 кВ Селендума – Дархан I цепь (СД-257)
ВЛ 220 кВ Селендума – Дархан II цепь (СД-258)
ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47)
ВЛ 220 кВ Татаурово – Горячинская I цепь
ВЛ 220 кВ Татаурово – Горячинская II цепь
ВЛ 220 кВ Татаурово – Мысовая с отпайкой на ПС Селенгинский ЦКК
(ТМ-276)
ВЛ 220 кВ Таксимо - Мамакан (в эксплуатации ОАО «ИЭСК»)
ВЛ 220 кВ Улькан – Дабан (УД-32)
ВЛ 220 кВ Янчукан - Перевал (ЯП-42)
ВЛ 500 кВ Гусиноозёрская ГРЭС – Ключи (ВЛ-582)
ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Петровск-Забайкальская (ВЛ-583)
Перечень ПС 220 кВ
№ п/п
Наименование подстанции
Принадлежность
1.
ПС 220 кВ Районная
ОАО «ФСК ЕЭС»
2.
ПС 220 кВ Северная
ОАО «ФСК ЕЭС»
3.
ПС 220 кВ Горячинская
ОАО «ФСК ЕЭС»
4.
ПС 220 кВ Татаурово
ОАО «ФСК ЕЭС»
5.
ПС 220 кВ Мухоршибирь
ОАО «ФСК ЕЭС»
6.
ПС 220 кВ Селендума
ОАО «ФСК ЕЭС»
7.
ПС 220 кВ Таксимо
ОАО «ФСК ЕЭС»
8.
ПС 220 кВ Заиграево
ОАО «РЖД»
9.
ПС 220 кВ Новоильинск
ОАО «РЖД»
10.
ПС 220 кВ Кижа
ОАО «РЖД»
11.
ПС 220 кВ Посольская
ОАО «РЖД»
12.
ПС 220 кВ Мысовая
ОАО «РЖД»
13.
ПС 220 кВ Переёмная
ОАО «РЖД»
14.
ПС 220 кВ Выдрино
ОАО «РЖД»
15.
ПС 220 кВ Селенгинский ЦКК
ОАО «Селенгинский ЦКК»
16.
ПС 220 кВ Дабан
ОАО «РЖД»
17.
ПС 220 кВ Северобайкальск
ОАО «РЖД»
18.
ПС 220 кВ Ангоя
ОАО «РЖД»
19.
ПС 220 кВ Кичера
ОАО «РЖД»
20.
ПС 220 кВ Новый Уоян
ОАО «РЖД»
21.
ПС 220 кВ Янчукан
ОАО «РЖД»
22.
ПС 220 кВ Перевал
ОАО «РЖД»
23.
ПC 220 кВ Окусикан
ОАО «РЖД»
24.
ПC 220 кВ Ангаракан
ОАО «РЖД»
25.
ПС 220 кВ Саган-Нур
ОАО «Разрез Тугнуйский»
Распределительные электрические сети Республики Бурятия обслуживают филиал «Бурятэнерго» ОАО «МРСК Сибири» и региональная распределительная электросетевая компания ОАО «Улан-Удэ Энерго».
Филиал «Бурятэнерго» ОАО «МРСК Сибири» осуществляет передачу электрической энергии по сетям 0,4-110 кВ и подключение новых потребителей к распределительным сетям компании.
В ремонтно-эксплуатационном обслуживании Бурятэнерго находятся:
24241,6 км воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 0,4-110 кВ;
72,1 км кабельных линий электропередачи (КЛ) напряжением 0,4-35 кВ;
4734 понизительные подстанции напряжением 35-110 кВ и трансформаторные подстанции напряжением 6-10/0,4 кВ общей мощностью 2583,9 МВА.
В состав филиала «Бурятэнерго» входят 3 производственных отделения (ПО) и 19 районов электрических сетей (РЭС).
Перечень обслуживаемых сетей ВЛ 110 кВ и ПС 110 кВ представлен ниже.
1
Перечень ВЛ-110 кВ
Сокращённое диспетчерское наименование
Наименование (назначение)
Год ввода в эксплуатацию
Кол-во цепей, шт.
Протяженность по трассе, км
Протяженность по цепям, км
Количество опор, шт.
Провод алюминиевый со стальным сердечником – АС
Возможность перевода на более высокий класс напряжения (Да, Нет)
деревянных
на ж/б приставках
железобетонных
металлических
Всего
70, пр/км
95, пр/км
120, пр/км
Другое сечение, пр/км
2571
2832
0,0
1148
5645
3057
5800
203,8
1883
3452
2302
РНО-138
Районная-Эрхирик-Новая-Онохой (оп. № 105 – ПС Онохой)
1985
1
13,5
13,5
16
21
37
40,5
0
Нет
РТ-104, РТ-118
«Районная - ТЭЦ-1»
1965
2
10
20
34
34
60
Нет
РС-180,РЗМ-116
«Районная-Северная» (ПС Районная – оп. № 16)
1965
2
3,3
6,6
16
16
19,8
0
Нет
МСЗ-183
Западная-Бурводстрой
1972
1
3,9
3,9
16
14
30
11,7
0
Нет
МТ-181,МТ-182
Южная-ТЭЦ-2 (Южная-Медведчиково)
1974
2
8,6
17,2
1
4
5
51,6
0
Нет
МИ-159
Медведчиково-Иволга
1976
1
26,12
26,12
40
37
77
78,36
0
Нет
РЭ-109
«Районная-Эрхирик» РЭ-109 (от оп.№54 до оп.№ 68)
1967
1
6,3
6,3
14
14
18,9
0
Нет
ЭНО-140
«Эрхирик-Новая-Онохой»
1965
1
15,98
15,98
3
45
48
47,94
0
Нет
РС-180,ЗМС-101
«Районная-Северная» (оп. № 16 – оп. № 37)
1981
2
5,35
10,7
4
17
21
32,1
0
Нет
ЗМС-101,РЗМ-116
«Районная-ЗММК» (отпайка от оп. № 16 на ПС ЗММК и БФМ)
1983
2
0,442
0,884
5
5
2,652
Нет
МТ-181,МТ-182
«Районная-Медведчиково» (отпайка на ПС ТЭЦ-2)
1984
2
6,2
12,4
4
18
22
37,2
Нет
РА-161,РА-162
«Районная-Авиазавод» (отпайка на Улан-Удэнскую птицефабрику)
1982
2
1,48
2,96
4
5
9
8,88
0
Нет
МТ-181,МТ-182
Районная-Медведчиково отпайка на ПС Октябрьская
1986
2
3
6
11
5
16
18
0
Нет
РНО-138
Районная-Эрхирик-Новая-Онохой (ПС Районная – оп. № 105)
1976
1
34,08
34,08
0
102,2
0
Нет
МТ-160
Медведчиково-Тарбагатай
1987
1
39
39
44
75
119
117
0
Нет
РС-180,ЗМС-101
«Районная-Северная» (оп. № 37 – оп. №47)
1987
2
3,95
7,9
11
11
23,7
Нет
РНО-138,ЭНО-140
Заход на ПС «Новая»
1988
2
7,5
15
20
13
33
45
0
Нет
РС-180,ЗМС-101
«Районная –Северная» (отпайка на ЛВРЗ)
1989
2
7,8
15,6
7
11
18
46,8
Нет
МСЗ-183,МС-184
«Северная-Медведчиково
1994
2
18,39
36,78
11
71
82
110,34
Нет
РТ-141,РТ-142
« Районная-ТЭЦ-2»
1995
2
17,8
35,6
32
25
57
106,8
Нет
МСЗ-183,МС-184
заход на ПС Медведчиково
1996
2
1,4
2,8
2
4
6
8,4
0
Нет
РС-180,ЗМС-101
«Районная-Северная» (отпайка на ПС «Верхняя Березовка»)
1987
2
0,04
0,08
1
1
0,24
Нет
РС-180,ЗМС-101
«Районная-Северная» (отпайка на ПС «Шишковка»)
1987
2
0,92
1,84
1
3
4
5,52
Нет
ОК-139, КУ-110
«Онохой-Курба-Удинск»
2001
1
54,521
54,521
0
163,563
Да
ЗС-102
«Северная»-«Западная»
2002
1
2,5
2,5
8
6
14
7,5
Нет
РС-180,ЗМС-101
Районная-Северная (оп. № 47 – ПС «Северная»)
2002
2
1,98
3,96
8
2
10
11,88
Нет
КУ-110
«Курба»-«Удинск»
2002
1
31,826
31,826
4
84
88
31,82
Да
КУ-110
«Курба»-«Удинск»
2004
0
УХ-111/УС-3046/ХК-329 отп. На ПС Санномыск
«Удинск»-«Хоринск»
1998
2
49,049
98,098
204
32
236
120
Нет
ХГ-145
«Хоринск»-«Георгиевка»
1968
1
55,857
55,857
0
Нет
ХГ-145/ГПК-146
Заход-выход на ПС Георгиевская
1968
2
2,826
5,652
0
Нет
УВ-144
Удинск-Вознесеновка
1975
1
32,257
32,257
268
268
189,729
Нет
УВ-144
Удинск-Вознесеновка
30,986
30,986
0
Нет
ГПК-146
Георгиевка-Поперечная-Комсомольская
1968
1
14,987
14,987
57
7
64
44,96
Нет
ГПК-146
Георгиевка-Поперечная-Комсомольская
29,149
29,149
92
4
96
87,45
Нет
ГПК-146
Отпайка на ПС «Поперечная»
1972
1
0,928
0,928
3
2
5
2,784
Нет
ГПК-146
Заход-выход на ПС Комсомольская
1984
2
2,961
5,922
16
2
18
17,77
Нет
КС-112
Комсомольская-Сосно-Озерская
1968
1
31,753
31,753
107
10
117
95,26
Нет
СБ-123
«Сосново-Озерская»-«Грязнуха»-«Беклемишево»(до границы с ЗК)
1970
1
50,6
50,6
198
16
214
151,8
Нет
СБ-123
«Сосново-Озерская»-«Грязнуха»-«Беклемишево»(до границы с ЗК)
1980
31,742
31,742
0
Нет
СР-124
«Сосново-Озерская»-«Исинга»-«Романовка»
1973
1
51,629
51,629
378
24
402
154,9
Нет
СР-124
«Сосново-Озерская»-«Исинга»-«Романовка»
1980
66,536
66,536
0
Нет
СР-124
«Сосново-Озерская»-«Исинга»-«Романовка»
1973
1
0,688
0,688
4
4
2,064
Нет
СР-124
Отпайка на ПС «Романовка»
1980
2
1,68
3,36
4
5
9
10,08
Нет
РБ-125
«Романовка»-«Багдарин»
1983
1
166,55
166,55
545
37
582
499,6
0
Нет
РБ-125
Отпайка на ПС «Монгой»
1983
1
19,06
19,06
65
8
73
57,18
0
Нет
СИ-166
Селендума – Торей
01.01.1985
1
21
21
96
10
126,3
СИ-166
Селендума – Торей
01.03.1982
1
100
100
192
98
300
СИ-166
Селендума – Торей
01.04.1989
1
2
2
8
1
6
СИ-166
Селендума – Торей
01.05.1988
1
81,4
81,4
256
54
240
СИ-166
Селендума – Торей
01.02.1979
1
25,5
25,5
61
45
80,7
ГС-106
Гусиноозерская – Селендума
01.01.1977
1
59,8
59,8
284
34
155,7
23,7
Отпайка на Гусиное озеро
1
3,9
3,9
11,7
0
ГХ-163
Гусиноозерская – Холбольджино
01.01.1977
1
17,9
17,9
91
14
53,7
0
ГХ-164
Гусиноозерская – Холбольджино
01.01.1977
1
17,9
17,9
91
14
53,7
0
СБ-108
Селендума – Боргой
01.01.1969
1
21,5
21,5
133
64,5
0
СБ-108
Селендума – Боргой
01.01.1986
2
0,4
0,8
2
4
2,4
0
СБ-108
Селендума – Боргой
1
20,2
20,2
101
60,6
0
ГГ-151
Гусиноозерская ГРЭС – Гусиноозерская
01.01.1976
1
2,3
2,3
12
6,9
ГГ-152
Гусиноозерская ГРЭС – Гусиноозерская
01.01.1976
1
2,3
2,3
12
6,9
ГОК-126
Гусиноозерская – Окино-Ключи
01.01.1982
1
9,2
9,2
38
8
27,6
ГОК-126
Гусиноозерская – Окино-Ключи
01.10.1973
1
5,475
5,475
23
16,42
0
ГЗ-153
Гусиноозерская – Завод
01.01.1990
1
2,4
2,4
11
7,2
0
ГЗ-154
Гусиноозерская – Завод
01.01.1990
1
2,4
2,4
11
7,2
0
СД-107
Селендума – Джида
01.01.1967
1
17,5
17,5
84
52,5
0
СД-107
Селендума – Джида
01.05.1967
1
17,7
17,7
170
53,1
0
МШБ-149
Мухоршибирь – Бичура
01.02.1981
2
38,100
76,2
267
29
229
0
МШБ-149
Мухоршибирь – Бичура
01.02.1982
2
16,900
33,8
63
22
101
0
МШБ-149
Мухоршибирь – Бичура
01.09.1988
1
15,301
15,301
19
21
45,9
0
ОКК-120
Окино-Ключи – Кяхта
01.02.1973
1
23,60
23,6
75
9
70,8
0
ОКК-120
Окино-Ключи – Кяхта
01.05.1963
1
40,10
40,1
210
20
120,3
0
ОКК-120
Окино-Ключи – Кяхта
01.05.1963
1
10,30
10,3
44
4
30,9
0
ОКБ-150
Окино-Ключи – Бичура
01.12.1990
2
19,80
39,6
72
7
118,8
0
ОКБ-150
Окино-Ключи – Бичура
01.05.1991
2
15,8
31,6
83
10
94,8
0
ОКС-171
Окино-Ключи – Кудара-Самон
01.04.1991
1
18
18
74
9
54
0
ОКС-171
Окино-Ключи – Кудара-Самон
01.05.1991
1
53,44
53,44
158
35
160,3
0
БП-169
Боргой – Петропавловка
01.05.1969
1
36,1
36,1
165
4
2
108
0
БТ-165
Бургултай – Торей
01.05.1969
1
25,9
25,9
119
4
2
77,7
0
БТ-165
Бургултай – Торей
2
0,6
1,2
3,6
0
Пбу-170
Петропавловка – Бургултай
01.05.1969
1
20,3
20,3
84
4
2
60,9
0
ХК-168
Хоронхой – Кяхта
01.11.1966
1
24,4
24,4
115
15
73,2
0
ДХ-167
Джида – Хоронхой
01.05.1967
1
19,05
19,05
93
57,15
0
ДХ-167
Джида – Хоронхой
01.11.1966
1
2,45
2,45
16
7,35
0
ДХ-167
Джида – Хоронхой
01.11.1966
2
1,63
3,26
5
3
9,78
0
МН-147
Мухоршибирь – Никольская
01.07.1974
1
25,87
25,87
112
77,6
0
МН-147
Мухоршибирь – Никольская
1975
1
3,73
3,73
16
11,2
0
МН-147
Мухоршибирь – Никольская
1982
1
11,10
11,10
28
2
33,3
0
СС-117
СЦКК – Селенгинская
1971
1
4,3
4,3
12
5
17
12,9
0
нет
СС-121
СЦКК – Селенгинская (Тяговая)
1969
1
1,84
1,84
10
10
5,52
0
нет
СС-122
СЦКК – Селенгинская (Тяговая)
1969
1
1,84
1,84
10
10
5,52
0
нет
СТ-113
СЦКК – Тимлюйская
1996
1
20,68
20,68
87
27
114
62,04
0
нет
СТ-103
СЦКК – Тимлюйская
1970
1
22,5
22,5
31
47
78
67,5
0
нет
СТ-113/СТ-103
отпайка на ПС «Кабанская»
1976
2
7,9
15,8
29
7
36
47,4
0
нет
МС-156
Мостовка – СЦКК
1961
1
13,3
13,3
41
9
50
39,9
0
нет
ЛМ-115
Лесобаза – Мостовка
1961
1
12,8
12,8
19
42
61
38,4
0
нет
МЛ-114
Мандрик – Лесобаза
1961
1
17,35
22,04
11
63
74
66,12
0
нет
отпайка Таловка
отпайка на ПС «Таловка»
1991
1
2,66
2,66
13
13
7,98
0
нет
ТП-128
Татаурово – Прибайкальская
1973
1
17,84
17,84
37
24
61
53,5
0
нет
ПН-129
Прибайкальская – Нестерово.
1973
1
31,71
31,71
82
25
107
95,16
0
нет
НТ-130
Нестерово-Турка
1973
1
70,6
70,6
225
45
270
212
0
нет
КЗМ-135
Култук – Зун-Мурино
1973
1
62,42
62,42
30
285
315
187,3
0
нет
ЗМК-134
Зун – Мурино – Кырен
1973
1
52,98
52,98
23
207
230
158,5
0
нет
КМ-190
Кырен-Монды
1973
1
105,68
105,68
147
274
421
317
0
нет
МСС-193
Монды- Сорок – Сусер
2002
1
41,17
41,17
95
80
175
123,5
0
нет
БУ-133
Баргузин – Уро
1977
1
20,8
20,8
8
58
11
77
62,4
0
нет
БлМ-137
Баянгол-Могойто
1978
1
76,8
76,8
264
16
280
230
0
Убл-136
Уро – Баянгол
1977
1
39,062
39,062
144
13
157
117
0
УББ-131
Усть-Баргузин-Баргузин.
1970
1
50
50
128
53
181
150
0
ТУБ-132
Турка-Усть-Баргузин.
1973
1
79
79
66
202
268
237
0
МБК-157
Мостовка – Байкало-Кудара
1
41,2
41,2
нет
-
Таксимо –Мамакан с отпайками
1
210
210
24
186
да
1
Перечень ПС 110 кВ
№ п/п
Наименование подстанции
Принадлежность
1.
ПС 110 кВ Никольская
ОАО «МРСК Сибири»
2.
ПС 110 кВ Бичура
ОАО «МРСК Сибири»
3.
ПС 110 кВ Окино-Ключи
ОАО «МРСК Сибири»
4.
ПС 110 кВ Кудара-Самон
ОАО «МРСК Сибири»
5.
ПС 110 кВ Б.Луг
ОАО «МРСК Сибири»
6.
ПС 110 кВ Кяхта
ОАО «МРСК Сибири»
7.
ПС 110 кВ Боргой
ОАО «МРСК Сибири»
8.
ПС 110 кВ Бургултай
ОАО «МРСК Сибири»
9.
ПС 110 кВ Харанхой
ОАО «МРСК Сибири»
10.
ПС 110 кВ Джида
ОАО «МРСК Сибири»
11.
ПС 110 кВ Торей
ОАО «МРСК Сибири»
12.
ПС 110 кВ Петропавловка
ОАО «МРСК Сибири»
13.
ПС 110 кВ Подлопатки
ОАО «МРСК Сибири»
14.
ПС 110 кВ Инкурская
ОАО «МРСК Сибири»
15.
ПС 110 кВ Тухум
ОАО «МРСК Сибири»
16.
ПС 110 кВ Завод
ОАО «МРСК Сибири»
17.
ПС 110 кВ Гусиноозерская
ОАО «МРСК Сибири»
18.
ПС 110 кВ Холбольджино
ОАО «МРСК Сибири»
19.
ПС 110 кВ Западная
ОАО «МРСК Сибири»
20.
ПС 110 кВ Верхняя Березовка
ОАО «МРСК Сибири»
21.
ПС 110 кВ Бурводстрой
ОАО «МРСК Сибири»
22.
ПС 110 кВ Медведчиково
ОАО «МРСК Сибири»
23.
ПС 110 кВ Энергетик
ОАО «МРСК Сибири»
24.
ПС 110 кВ Машзавод
ООО «С-Транс-С»
25.
ПС 110 кВ Исинга
ОАО «МРСК Сибири»
26.
ПС 110 кВ Октябрьская
ОАО «МРСК Сибири»
27.
ПС 110 кВ Шишковка
ОАО «МРСК Сибири»
28.
ПС 110 кВ Южная
ОАО «МРСК Сибири»
29.
ПС 110 кВ Птицефабpика
ОАО «МРСК Сибири»
30.
ПС 110 кВ Эpхиpик
ОАО «МРСК Сибири»
31.
ПС 110 кВ Курба
ОАО «МРСК Сибири»
32.
ПС 110 кВ Комсомольская
ОАО «МРСК Сибири»
33.
ПС 110 кВ Поперечная
ОАО «МРСК Сибири»
34.
ПС 110 кВ Бурятферммаш
ОАО «МРСК Сибири»
35.
ПС 110 кВ ЛВРЗ
ОАО «РЖД»
36.
ПС 110 кВ ЗММК
ЗАО «Улан-Удэстальмост»
37.
ПС 110 кВ Монгой
ОАО «МРСК Сибири»
38.
ПС 110 кВ Онохой
ОАО «МРСК Сибири»
39.
ПС 110 кВ Романовка
ОАО «МРСК Сибири»
40.
ПС 110 кВ Багдарин
ОАО «МРСК Сибири»
41.
ПС 110 кВ Хиагда
ОАО «Хиагда»
42.
ПС 110 кВ Новая
ОАО «МРСК Сибири»
43.
ПС 110 кВ Георгиевская
ОАО «МРСК Сибири»
44.
ПС 110 кВ Сосново-Озерская
ОАО «МРСК Сибири»
45.
ПС 110 кВ Улан-Удэнская ТЭЦ-2
ОАО «ТГК-14»
46.
ПС 110 кВ Грязнуха
ОАО «МРСК Сибири»
47.
ПС 110 кВ Иволга
ОАО «МРСК Сибири»
48.
ПС 110 кВ Таpбагатай
ОАО «МРСК Сибири»
49.
ПС 110 кВ Удинская
ОАО «МРСК Сибири»
50.
ПС 110 кВ Хоринская
ОАО «МРСК Сибири»
51.
ПС 110 кВ Тимлюйская
ОАО «МРСК Сибири»
52.
ПС 110 кВ Кабанская
ОАО «МРСК Сибири»
53.
ПС 110 кВ СЛПБ
ОАО «МРСК Сибири»
54.
ПС 110 кВ Таловка
ООО «БЭК»
55.
ПС 110 кВ Селенга
ОАО «МРСК Сибири»
56.
ПС 110 кВ Мостовка
ОАО «МРСК Сибири»
57.
ПС 110 кВ Селенга-тяговая
ОАО «РЖД»
58.
ПС 110 кВ Татаурово-тяговая
ОАО «РЖД»
59.
ПС 110 кВ Заудинск
ОАО «РЖД»
60.
ПС 110 кВ Прибайкальская
ОАО «МРСК Сибири»
61.
ПС 110 кВ Нестерово
ОАО «МРСК Сибири»
62.
ПС 110 кВ Котокель
ОАО «МРСК Сибири»
63.
ПС 110 кВ Берег
ОЭЗ ТРТ «Байкальская гавань»
64.
ПС 110 кВ Турка
ОАО «МРСК Сибири»
65.
ПС 110 кВ Уpо
ОАО «МРСК Сибири»
66.
ПС 110 кВ Баpгузин
ОАО «МРСК Сибири»
67.
ПС 110 кВ Баянгол
ОАО «МРСК Сибири»
68.
ПС 110 кВ Могойто
ОАО «МРСК Сибири»
69.
ПС 110 кВ Усть-Баpгузин
ОАО «МРСК Сибири»
70.
ПС 110 кВ Зун-Мурино
ОАО «МРСК Сибири»
71.
ПС 110 кВ Кырен
ОАО «МРСК Сибири»
72.
ПС 110 кВ Самарта
ООО «ЭНКОМ»
73.
ПС 110 кВ Байкало-Кудара
ОАО «МРСК Сибири»
74.
ПС 110 кВ Таксимо-тяговая
ОАО «РЖД»
75.
ПС 110 кВ Таксимо-110
ОАО «МРСК Сибири»
76.
ПС 110 кВ Ирокинда
ООО «ЭНКОМ»
77
ПС 110 кВ Алтан
ООО «ЭНКОМ»
78
ПС 110 кВ Кедровская
ООО «ЭНКОМ»
Установленная мощность ПС 220 кВ составляет 2 963,0 МВА, установленная мощность ПС 110 кВ составляет 2053,1 МВА.
Приложение № 2
Реестр заявителей (свыше 670 кВт), подавших заявки на технологическое присоединение
№ п/п
Дата подачи заявки
Наименование Заявителя
Наименование, адрес объекта
Заявляемая мощность, кВт
Центр питания, линия по стороне 110-35 кВ
1
01.02.2011
ООО «Хужир Энтерпрайз»
Коневинское золоторудное месторождение, Республика Бурятия, Окинский район
4 100
СО-3060, ПС 110 кВ Самарта
2
19.04.2012
ОАО «Улан-Удэ Энерго»
Жилой комплекс с объектами здравоохранения, Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, ул. Пирогова, д. 1В,
1 740
ПС 110 кВ Октябрьская
3
29.06.2012
ООО «Энком»
Рудник «Холбинский», потребители в Окинском районе, Республика Бурятия, Окинский р-н, п. Самарта
17 500
ПС 220 кВ Слюдянка (ведомственная ОАО «РЖД»), ВЛ 110 кВ Кырен – Монды – Самарта с отпайкой на ПС Алтан (КМ-190 – МСС-193) (филиал ОАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго»)
4
25.07.2012
ОАО «Хиагда»
Комплекс добычи и переработки Хиагдинского рудного поля, Республика Бурятия, Баунтовский эвенкийский р-н, в границах Витимского лесничества, Романовского сельского участкового лесничества, залежь № 5 и цех ПВ - квартала 20, 28, 29, 30, залежь № 6 и № 7 - квартал 21.
7 000
ВЛ 110 кВ Романовка – Багдарин с отпайками (РБ-125) (филиал ОАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго»)
5
03.09.2012
ОАО «Улан-Удэ Энерго»
ПС 35/10 кВ Сосновая. Жилой комплекс с объектами здравоохранения, развлекательными центрами, Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, ул. Конечная, д. 5Б,
14 240 (увеличение на 2910 кВт)
ВЛ-35 кВ ТС-304, СБ-333(филиал ОАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго»)
6
13.07.2012
ОАО «Особые экономические зоны»
Особая экономическая зона технико - рекреационного типа «Байкальская Гавань», Республика Бурятия, Прибайкальский р-н, территория участка «Гора Бычья»
5 000
ПС 220 кВ Татаурово (ведомственная ФСК ЕЭС), ВЛ 110 кВ Нестеpово – Котокель (НК-130) (филиала ОАО «МРСК Сибири» -«Бурятэнерго»)
7
12.10.2012
ГКУ "Управление капитального строительства РБ"
Автотуристический кластер «Кяхта» Республика Бурятия, Кяхтинский р-н, г. Кяхта
4 090
ПС 110 кВ Кяхта
8
13.09.2012
ОАО «Улан-Удэ Энерго»
Проектируемая РП-10 кВ Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, кв-л. 104-й
3 000
ПС 110 кВ Медведчиково
9
14.12.2012
ОАО «Улан-Удэ Энерго»
Многоквартирные жилые дома, объектов социального и культурного назначения, Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, квартал 141В, Кад. № 03:24:000000:41
34 000
ПС 220 кВ Районная (ФСК ЕЭС), ВЛ 110 кВ Районная – Улан-Удэнская ТЭЦ-2 с отпайкой на ПС Энергетик I цепь (РТ-141), ВЛ 110 кВ Районная – Улан-Удэнская ТЭЦ-2 с отпайкой на ПС Энергетик II цепь (РТ-142) (филиал ОАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго»)
10
08.04.2013
ГКУ "Управление капитального строительства РБ"
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, Октябрьский район, пр. Строителей 2А ДРКБ
850
ПС 110 кВ Октябрьская
11
29.05.2013
ОАО "Промгражданстрой"
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, Октябрьский район, 140 кВ.
1 793
ПС 35 кВ Таежная
12
03.04.2013.
АМО Бичурский район
Республика Бурятия, Бичурский район, с.Бичура, ул.Строителей
850
ПС 110 кВ Бичура
13
26.04.2013
ОАО Улан-Удэ Энерго
Республика Бурятия, с. Исток, Промзона ф.10
3 030
ПС 35 кВ АРЗ
14
26.04.2013
ОАО Улан-Удэ Энерго
Республика Бурятия, с. Исток, Промзона ф.13
3 010
ПС 35 кВ АРЗ
15
13.05.2013
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
Республика Бурятия, Иволгинский район, с. Сотниково, ул. Экологическая, 41
2 000
ПС 110 кВ Бурводстрой
16
12.07.2013
ОАО «МРСК Сибири»
ПС 35 кВ Новый город, Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, ул. Пугачева
6500
ПС 220 кВ Районная
17
27.06.2013
ОАО Улан-Удэ Энерго
Республика Бурятия, г. Улан-удэ, Советский р-н
2 000
ПС 110 кВ Бурводстрой
18
09.07.2013
ООО "Энергопром"
г. Улан-Удэ, ул. Окинская, 2
10 000
ПС 110 кВ Бурводстрой
19
19.07.2013
ЗАО "Свинокомплекс "Восточно-Сибирский"
Заиграевский район, с. Усть-Брянь, Кад. №03:06:480110:548
4 364
ПС 35/10 кВ Бройлерная
20
19.07.2013
ООО "Селенгинский завод ЖБИ"
Республика Бурятия, Кабанский район, пгт Селенгинск, ул. Промплощадка
800
ПС 110 кВ Селенга
21
15.10.2013
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
Республика Бурятия, г.Улан-Удэ, п. Радужный
2400
ПС 110 кВ Энергетик
22
25.11.2013
ООО Байкальский ДОК
Республика Бурятия, Заиграевский район, с. Илька, ул. Заводская, 1А
2600
ПС 35/10 кВ Илька
23
09.12.2013
ООО "ПСК Тамир"
Республика Бурятия, г.Улан-Удэ, 140А квартал, к/н 03:24:032002:57, 03:24:032002:60, 03:24:032002:61
1 041,04
ПС 35 кВ Таежная
24
17.02.2014
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, ул. Лесная
1 000
ПС 35 кВ Таежная
25
17.02.2014
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, микрорайон №101-123
2 000 (ранее разрешенная 900кВт)
ПС 35 кВ Полигон
26
03.12.2014
ЗАО "Байкалжилстрой"
Республика Бурятия, Октябрьский район, комплексная застройка 128 квартала, МЖД
4 900
ПС 110 кВ Медведчиково
27
14.01.2014
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, Верхняя Березовка
1 740
ПС 110 кВ Верхняя Березовка
28
26.03.2014
ДНТ "Жемчуг"
РБ, Иволгинский район, к/н 03:08:000000:651
765
ПС 110 кВ Бурводстрой
29
12.05.2014
ЗАО "Закаменск"
РБ, Закаменский район, МО "Закаменское", г. Закаменск
4054
ПС 110 кВ Инкурская
30
21.04.2014
ООО "Угольный Разрез"
РБ, Бичурский район, с. Окино-Ключи, к/н 03:03:000000:3040
2125
ПС 110 кВ Окино-Ключи
31
27.05.2014
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ВЛ-10кВ для электроснабжения ТРК "Подлеморье" 2 ТП 250 кВА, 2 ТП 630 кВА, ТП 100 кВА ТП 1000 кВА
2431
ПС 35 Сухая
32
28.05.2014
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ВЛ-10 кВ для электроснабжения ТРК "Подлеморье" 3 ТП 250 кВА, ТП 160 кВА, 2 ТП 400 кВА
1453,5
ПС 35 Сухая
33
30.05.2014
ФГБУ науки Институт солнечно-земной физики СО РАН
ЛЭП-10 кВ, ТП-10/0,4 кВ 900 кВт с 2-мя трансформаторами по 630 кВА для э/с объекта: "Радиогелиограф" по Укруп.инвест. Проекту: "Нац.гелиогеофизич. Комплекс РАН"
900
ПС 110 кВ Кырен
34
03.04.2014
Пограничное управление ФСБ России по РБ
ЛЭП-6 кВ ТП-6/0,4 кВ для электроснабжения 60-ти квартирного жилого дома в г. Кяхта
1168
ПС 110 кВ Кяхта
35
14.08.2014
ОАО "Промгражданстрой"
жилые дома 140 квартала г. Улан-Удэ
1839,87
ПС 35 кВ Таежная
36
15.01.2014
МАОУ ДОД ДЮСШ №4 г. Улан-Удэ
РБ, мкр. Верхняя Березовка, к/н 03:24:000000:47910
1500
ПС 110 кВ Верхняя Березовка
37
25.03.2014
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
ТП-1032 (КЛ-10 кВ Ф 12) ПС "Южная"
3250
ПС 110 кВ Южная
38
25.03.2014
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
РП-33 (КЛ - 10 кВ Ф 13 и Ф 14) ПС "Медведчиково"
5200
ПС 110 кВ Медведчиково
39
20.10.2014
ООО «Заиграевский кирпич»
ТП 10/0,4 кВ для электроснабжения карьера по добыче общераспространенных полезных ископаемых
2175,50
ПС 110 кВ Онохой
40
01.08.2014
ООО «Эко-Транс»
ЛЭП-10 кВ, ТП-160/10/0,4 кВ для электроснабжения Производственного цеха
736
ПС 110 кВ Бурводстрой
41
28.11.2014
ИП Соктоев С. Д.
ЛЭП-10 кВ, ТП-10/0,4 кВ для центра семейного отдыха
1000
ПС 110 кВ Верхняя Березовка
42
05.12.2014
ООО «Смитинвест»
ЛЭП 0,4 кВ для электроснабжения жилой застройки
1200
ПС 35 кВ Таежная
43
04.12.2014
ОАО «Хиагда»
КЛ 10 кВ (яч.10, яч23) РТП-4, РТП-5
950
ПС 110 кВ Хиагда
44
04.12.2014
ОАО «Хиагда»
КЛ 10 кВ (яч.15, яч18) ТП-1
980
ПС 110 кВ Хиагда
45
28.04.2014
ООО «Бизнес Инвест»
ЛЭП 10 кВ
1006
ПС 35 кВ Сосновая
46
24.09.2014
ОАО «ОЭЗ»
ПС 110 кВ Курорт
9070
ПС 220 кВ Горячинская
47
03.10.2013
ООО «Новые строительные технологии»
Увеличение мощности
7000
ПС 110 кВ Машзавод
48
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ПС 110 кВ Слобода
4090
ПС 220 кВ Селендума
49
28.10.2014
"Желдорэнерго"-филиал ООО "Энергопромсбыт"
Увеличение мощности на ПС 220 кВ Дабан, ПС 220 кВ Северобайкальск, ПС 220 кВ Кичера, ПС 220 кВ Ангоя, ПС 220 кВ Новый Уоян, ПС 220 кВ Янчукан, ПС 220 кВ Ангаракан, ПС 220 кВ Перевал, ПС 220 кВ Окусикан, ПС 110 кВ Таксимо-тяговая
102260
ПС 500кВ Нижнеангарская
50
04.02.2013
АМО "Иволгинский район"
ПС 35 кВ Наран
2500
ПС 110 кВ Иволга
51
17.06.2011
ООО "Промсервис"
ПС 35 кВ Стеклозавод
6000
ПС 110 кВ Западная
52
15.11.2013
Министерство по развитию транспорта, энергетики и дорожного хозяйства РБ
ПС 35 кВ Сухая
6880
ПС 35 кВ Оймур
53
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
РП-24 фид. №4
2600
ПС 110 кВ Бурводстрой
54
09.09.2013
Бредний В.В.
РУ 10 кВ для здания парковки
1500
ПС 110 кВ Южная
55
10.04.2013
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ТП 10 кВ
850
ПС 110 кВ Октябрьская
56
27.06.2012
ДНП "Мелиоратор"
ТП 10 кВ
892,5
ПС 110 кВ Бурводстрой
57
27.09.2012
Федеральное государственное казенное учреждение "Пограничное управление ФСБ России по Республики Бурятия
ТП 10 кВ
850
ПС 35 кВ Таёжная
58
ООО "Удасельмаш"
ТП 10 кВ
1100
ПС 110 кВ Онохой
59
08.04.2014
ООО "Парус"
ТП 10 кВ
850
ПС 110 кВ Медведчиково
60
04.06.2014
ООО "Техэнерготрансплюс"
ТП 10 кВ
1000
ПС 110 кВ Южная
61
16.06.2014
ООО "Распределительные сети"
ТП 10 кВ
1100
ПС 110 кВ Бурводстрой
62
19.11.2012
ООО "Зодчий"
ТП 6 кВ
1000
ПС 35 кВ Левобережная
63
ЗАО "Закаменск"
ТП 6 кВ
2000
ПС 110 кВ Инкурская
64
15.07.2014
ЗАО "Байкалжилстрой"
ТП 10 кВ , ЛЭП 10 кВ
873
ПС 110 кВ Медведчиково
1
Реестр поданных заявок на присоединение к тепловым сетям
Приложение № 3
№ п/п
Заказчик
Адрес
Объект
Нагрузка, Гкал/час
Год подключения
Отоп.
Вент.
ГВС
Общая
2016
2017
2018
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Раздел 1. Объекты с нагрузкой до 0,1 Гкал/час
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
тепломагистраль №1
1
ФЛ Гаськов Ю.В.
ул.Комсомольская,27 в Железнодорожном районе
Магазин
0,03700
0,01640
0,00000
0,05340
0,05340
2
ООО "Еврострой"
ул. Лимонова в Железнодорожном район г.Улан-Удэ
Здание пиццерии
0,03300
0,00000
0,03600
0,06900
0,06900
3
ФЛ Вященко Вадим Леонидович
ул.Ломоносова,5/2 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00960
0,00000
0,00000
0,00960
0,00960
4
Митропольский Андрей Юрьевич
ул.Кольцевая,47 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00542
0,00000
0,00000
0,00542
0,00542
ИТОГО по тепломагистрали №1:
0,08502
0,01640
0,03600
0,13742
0,13742
0,00000
0,00000
тепломагистраль №2
5
ОАО "Азиатско-Тихоокеанский Банк"
ул.Удинская,28 в Советском районе
Архив операционных офисов Филиала АТБ (ОАО) в г.Улан-Удэ
0,08783
0,00000
0,00000
0,08783
0,08783
6
ООО "Кинотеатр Прогресс"
ул.Ленина,52 в Советском районе
Кинотеатр Прогресс
0,00000
0,00700
0,08500
0,09200
0,09200
7
ООО ТДК "Удинский пассаж"
ул.Балтахинова,17, строение 1 в Советском районе
Нежилое здание
0,02042
0,00000
0,00000
0,02042
0,02042
8
АУК РБ Государственный академический театр драмы им. Х.Намсараева
ул.Некрасова,11 в Советском районе
Реконструкция общежития
0,03500
0,04000
0,00000
0,07500
0,07500
9
ФЛ Дорофеева Тамара Константиновна
ул.Банзарова,36/2 в Советском районе
Индивидуальный жилой дом
0,01600
0,00000
0,03750
0,05350
0,05350
10
ФЛ Егорова Людмила Протасовна
ул. Почтамская,3 в Советском районе г.Улан-Удэ
Торговый Комплекс "Уреал"
0,04655
0,00000
0,00000
0,04655
0,04655
11
ФЛ Рандин Сергей Николаевич
ул.Трактовая,16А
Гараж
0,09200
0,00000
0,00000
0,09200
0,09200
12
ФЛ Степанова Т.И.
ул.Ермаковского,43 в Советском районе
Реконструкция склада
0,02236
0,00000
0,00000
0,02236
0,02236
13
ФЛ Харлов Владимир Сидорович
Участок в 95 метрах от жилого дома ул.Борсоева,11
Подземная автостоянка
0,03890
0,00000
0,00000
0,03890
0,03890
14
ФЛ Савельев Виталитй Фадеевич
ул. Свердлова,дом 1.
Жилой дом
0,02580
0,00000
0,00000
0,02580
0,02580
15
ООО Городская кооперативная торговля
ул. Воровского,50 в Советском районе г.Улан-Удэ
Склад непродовольственной группы товаров ООО" Горкоопторг"
0,04540
0,00000
0,00000
0,04540
0,04540
16
Бардамов Лев Львович
ул.Калинина,13 в Советском районе г.Улан-Удэ
Административное здание
0,01369
0,00000
0,00000
0,01369
0,01369
17
ООО Архитектурная мастерская "Проект Байкал"
ул.Банзарова,17- (1,2) в Советском районе
Офисное здание
0,02580
0,00000
0,00000
0,02580
0,02580
18
Санжиева Любовь Дашиевна
ул.Свободы,15 в Советском районе г.Улан-Удэ
Здание ресторана "Золотой дракон"
0,04341
0,00000
0,00406
0,04747
0,04747
19
Жители жилого дома в лице Бессоновой зиниады Михайловны
пл. Банзарова,4 в Советском районе г.Улан-Удэ
Жилой дом
0,04667
0,00000
0,00000
0,04667
0,04667
20
Жаринова Людмила Алексеевна,Субанаков Карп Пантелеевич,Стрекаловский Анатолий Николаевич,Яровенко Елена Валентиновна,Обогоев Дмитрий Владимирович,Макарёва Евдокия Полуэктовна,Аюшеева Аюна Булатовна
ул. Банзарова,6 кв 2,3,4,5,6,7,8
Жилой дом 8 квартирный
0,04667
0,00000
0,00000
0,04667
0,04667
21
Эпова Тамара Аверьяновна
ул. Толстого,14 в Советском районе г.Улан-Удэ
Склад
0,00740
0,00000
0,00000
0,00740
0,00740
ИТОГО по тепломагистрали №2:
0,61390
0,04700
0,12656
0,78746
0,78746
0,00000
0,00000
тепломагистраль №3
22
Улан-Удэнская дистанция сигнализации централизации и блокировки филиала ОАО РЖД ВСЖД. База линейно-производственного участка ШЧ-8
ул.Революция 1905г №48
Гараж
0,03466
0,01711
0,01750
0,06926
0,06926
23
ФЛ Лебедева А.М.
ул.Хоца-Намсараева,7
Автозаправочный комплекс
0,02150
0,00000
0,00000
0,02150
0,02150
24
ФЛ Иванова Ирина Владимировна
ул.Московская в Железнодорожном районе
Подземная автостоянка
0,02200
0,05419
0,00000
0,07619
0,07619
25
МАОУ Гимназия №14
ул.Чертенкова,3 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Реконструкция здания школы №14. 1 очередь, 1 этап строительства, Пристрой пищеблока
0,01015
0,00000
0,06794
0,07809
0,07809
ИТОГО по тепломагистрали №3:
0,08831
0,07130
0,08544
0,24504
0,24504
0,00000
0,00000
тепломагистраль №4
26
ООО Сантехмет
ул.Ботаническая,74 А
Склад
0,05646
0,00000
0,00000
0,05646
0,05646
27
ООО Сантехмет
ул.Ботаническая,74 А
Офис
0,02680
0,00000
0,00000
0,02680
0,02680
28
ИП Барткив Е.В.
пр. Автомобилистов ,21В
Склад пром.товаров
0,06200
0,00000
0,00000
0,06200
0,06200
29
ФЛ Аюшиева Лариса Клементьевна
ул.Ботаническая,71 в Железнодорожном районе
Склад ГО
0,01143
0,00000
0,00000
0,01143
0,01143
30
Щегловский Алексей Викторович
ул.Ботаническая,71 в Железнодорожном районе
Здание СТО
0,05478
0,00000
0,00000
0,05478
0,05478
31
ООО Сантехмет
пр.Автомобилистов,16 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Административное здание
0,03500
0,00000
0,00000
0,03500
0,03500
32
РО Буддийская традиционная сангха России
ул.Дацанская ,1а в Железнодорожном районе
РО Буддийская традиционная сангха России
0,08663
0,00000
0,00000
0,08663
0,08663
33
ИП Посаженников Р.П.
пересечение ул.н.Петрова и ул.Ботаническая
Павильон Цветы
0,03050
0,00000
0,00000
0,03050
0,03050
34
ФЛ Турбина Марина Семеновна
Верхняя Березовка,13 кв.4-7 в Железнодорожном районе
Жилой дом (квартира)
0,00593
0,00000
0,00000
0,00593
0,00593
35
ФЛ Антипова Светлана Аромовна
Верхняя Березовка,19 кв.3 в Железнодорожном районе
Жилой дом (квартира)
0,00554
0,00000
0,00000
0,00554
0,00554
36
ФЛ Цыденов С.А.
ул.Плодовая,3 в Железнодорожном районе
Жилой дом
0,01468
0,00000
0,00000
0,01468
0,01468
37
ФЛ Козлов С.Ю.
п.Верхняя Березовка в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,01008
0,00000
0,00000
0,01008
0,01008
38
ФЛ Зураева Ольга Юрьевна
п.Верхняя Березовка в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,03000
0,00000
0,00100
0,03100
0,03100
39
ФЛ Намдакова Татьяна Васильевна
п.Верхняя Березовка в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,02600
0,00000
0,00100
0,02700
0,02700
40
ФЛ Рогов С.А.
п.Верхняя Березовка в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,03000
0,00000
0,00100
0,03100
0,03100
41
Рудакова Татьяна Алексеевна
ул.Ягодная,3 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Жилой дом
0,00573
0,00000
0,00000
0,00573
0,00573
42
Костриков Михаил Александрович
ул.Ягодная,5 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Жилой дом
0,00533
0,00000
0,00000
0,00533
0,00533
43
ООО Континент
пр.Автомобилистов,3Б в Железнодорожном районе г. Улан-Удэ
надстрой 2 этажа
0,01515
0,00000
0,00000
0,01515
0,01515
44
Банчиков Антон Владимирович
пр Автомобилистов,1 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Склад №3
0,06300
0,00000
0,00000
0,06300
0,06300
45
Рогова Светлана Анатольевна
п.Верхняя Березовка в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,02869
0,00000
0,01273
0,04142
0,04142
46
Намдакова Татьяна Васильевна
п.Верхняя Березовка ул.Миланская 3, в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,02597
0,00000
0,00096
0,02693
0,02693
47
Зураева Елена Юрьевна
п.Верхняя Березовка ул.Миланская 7, в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,01321
0,00000
0,00096
0,01417
0,01417
ИТОГО по тепломагистрали №4:
0,64292
0,00000
0,01764
0,66056
0,66056
0,00000
0,00000
тепломагистраль № 5
48
ПГСК №364
ул.Бабушкина в Октябрьском районе
Административное здание
0,01650
0,00000
0,00000
0,01650
0,01650
49
ФЛ Буянтуева Р.Д.
ул.Бийская,58 в Октябрьском районе
Жилой дом
0,01079
0,00000
0,00740
0,01819
0,01819
50
ФЛ Протасов С.Ю.
ул. Ключевская,42а в Октябрьском районе
"Нежилое помещение"
0,00731
0,00000
0,00000
0,00731
0,00731
51
ФЛ Пашков Марат Викторович
ул.Серова,7А в Советском районе
Здание детского сада
0,00700
0,00000
0,01200
0,01900
0,01900
52
ФЛ Сугалаев Николай Доржиевич
ул.Моховая в Железнодорожном районе
Здание производственного назначения
0,01464
0,00000
0,01475
0,02938
0,02938
53
ФЛ Магдеева Елена Дмитриевна
ул.Подкаменская,75 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,02700
0,00000
0,00000
0,02700
0,02700
54
ФЛ Чжан Фэнфэй
ул.3-я Транспортная,8 в Железнодорожном районе
База и склад
0,09927
0,00000
0,00000
0,09927
0,09927
55
ИП Помулева Л.Г.
ул.Моховая,101Б в Железнодорожном районе
Административное здание
0,01407
0,00000
0,00806
0,02213
0,02213
56
Булсунаева Марина Петровна
ул.Шаляпина,31 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Здание магазина
0,03158
0,00000
0,00000
0,03158
0,03158
57
АУК РБ "Государственный цирк РБ"
ул.3-я Транспортная,33 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Контора, Тренеровочный зал
0,05700
0,00000
0,01800
0,07500
0,07500
58
Устинова Нина Александровна
пос. Кирзавод, ул.Транспортная,3
Административное здание
0,01440
0,00000
0,00000
0,01440
0,01440
59
Месная древлеправославная религиозная организация Приход в честь Рождества Христова
ул. Ткацкая,2 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Храм в честь Рождества Христова
0,07400
0,00000
0,00000
0,07400
0,07400
ИТОГО по тепломагистрали №5:
0,37355
0,00000
0,06021
0,43376
0,43376
0,00000
0,00000
ИТОГО по источнику ТЭЦ-1:
1,80369
0,13470
0,32585
2,26424
2,26424
0,00000
0,00000
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
тепломагистраль №6
60
Доржиева Сабина Борисовна
Тобольская, 46
Жилой дом
0,016590
0,01659
0,01659
61
ОАО "Молоко Бурятии"
ул.Боевая,6
Часть здания "Компрессорной"
0,01806
0,00000
0,00000
0,01806
0,01806
62
ИП Кузьмин А.В.
ул.Сахьяновой,5 в Октябрьском районе
СТО КБК Автолак
0,00625
0,00000
0,00000
0,00625
0,00625
63
ИП Посаженников Р.П.
пр.Строителей в Октябрьском районе
Магазин Цветы
0,00840
0,00000
0,00000
0,00840
0,00840
64
ФЛ Байронов Ж.В.
п.Светлый ул.Коммунальная,88/2
Жилой дом и гараж
0,01315
0,00000
0,00000
0,01315
0,01315
65
ФЛ Полуэктова О.Г.
п.Светлый ул. Славянская,17
Индивидуальный жилой дом
0,00649
0,00000
0,00000
0,00649
0,00649
66
ФЛ Мануев Александр Александрович
п.Светлый ул.Хантаева,20 в Октябрьском районе
Жилой дом
0,00947
0,00000
0,00000
0,00947
0,00947
67
ФЛ Нагиев Нариман Курбанович
п.Светлый, ул.Запрудная,17
Индивидуальный жилой дом
0,02444
0,00000
0,00000
0,02444
0,02444
68
ФЛ Рабданов Батор Цыбанович
пересечение улиц Дарханская и Жердева
Здание магазина строительных товаров
0,07640
0,00000
0,00000
0,07640
0,07640
69
ФЛ Ускеев Владимир Шоенович
ул.Приборная,24 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00640
0,00000
0,00000
0,00640
0,00640
70
ФЛ Попова Г.Г.
ул.Сахьяновой,5 в Октябрьском районе
Производственное помещение
0,00840
0,00000
0,00000
0,00840
0,00840
71
ФЛ Бурмистрова Т.В.
ул.Сахьяновой,5 в Октябрьском районе
Торговый комплекс "Гвоздь" (Красный зал)
0,05122
0,00000
0,00000
0,05122
0,05122
72
ФЛ Очирова Г.Т.
п.Светлый ул.Хантаева,55 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,01267
0,00000
0,02462
0,03729
0,03729
73
ФЛ Баендуев Баир Григорьевич
п.Светлый ул.Хантаева,15а в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00528
0,00000
0,00000
0,00528
0,00528
74
ФЛ Зайганова Виталина Владимировна
п.Светлый ул. Дивногорская,19А в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00571
0,00000
0,00000
0,00571
0,00571
75
ФЛ Батуева ЕГ
ул.Трубачеева,67 в Октябрьском районе
Помещение
0,03633
0,00000
0,04280
0,07912
0,07912
76
ФЛ Иванов Виталий Григорьевич
ул. Братская 49 кв1
1/2 индивидуального жилого дома
0,00283
0,00000
0,00000
0,00283
0,00283
77
ФЛ Пак Елена Георгиевна
Жердева,31д
Магазин промышленных товаров
0,02976
0,00000
0,00000
0,02976
0,02976
78
ФЛ Немков Александр Сергеевич
пр.Строителей,72 в Октябрьском районе
Магазин "Сантехмаркет"
0,01299
0,00000
0,00000
0,01299
0,01299
79
ФЛ Гейдебрехт Юрий Оттович
ул.Сахьяновой,9 в Октябрьском районе
Административное здание
0,02400
0,00000
0,00000
0,02400
0,02400
80
ФЛ Матвиенко Игорь Евгеньевич
ул.Лебедева,10 в Октябрьском районе
Склад
0,01500
0,00000
0,00000
0,01500
0,01500
81
ФЛ Панасюк Зиновий Антонович
п.Светлый ул.Славянская,2 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00697
0,00000
0,00000
0,00697
0,00697
82
ООО "Бурятмяспром"
ул.Гармаева,25а в Октябрьском районе
офис ООО "ОДСО БМП"
0,01190
0,00000
0,00000
0,01190
0,01190
83
Федотов Александр Владимирович
ул. Крылова,55 Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Гараж
0,02838
0,00000
0,00000
0,02838
0,02838
84
ИП Давыдова Ирина Александровна
ул.Бабушкина 22,б
Помещение салона цветов "ЭТУАЛЬ"
0,00700
0,00000
0,00000
0,00700
0,00700
85
МАДОУ Детский сад №97 "Земляничка"
ул.Мокрова,19Б в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Пристрой к пищеблоку.
0,00753
0,00173
0,00000
0,00926
0,00926
86
ФЛ Федорова Евгения Михайловна
ул.Терешковой,7а в Октябрьском районе
Кофейня, мини-гостиница
0,01450
0,02900
0,00000
0,04350
0,04350
87
ООО Стройзаказчик
ул.ключевская,2-2А в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Торгово-Культурный центр
0,03050
0,00000
0,00000
0,03050
0,03050
88
ФЛ Норбоева Светлана Жаповна
п.Светлый ул. Хантаева,61 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,01400
0,00000
0,01266
0,02666
0,02666
89
ФЛ Жданов Алексей Михайлович
ул.Теплотехническая,39 в октябрьском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01354
0,00000
0,00000
0,01354
0,01354
90
ФЛ Кириллова Ирина Борисовна
ул.Тепловая, участок,27а в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01540
0,00000
0,00000
0,01540
0,01540
91
ФЛ Дабаев Артем Владимирович
п.Светлый ул.Дивногорская,40 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00830
0,00000
0,00000
0,00830
0,00830
92
Мунаев Булат Леонидович
п.Светлый ул.Славянская, 9 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01009
0,00000
0,00000
0,01009
0,01009
93
ООО "СТОК"
Юго-Восточнее ПНС 6-2 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Производственная база АБК
0,01049
0,00000
0,00000
0,01049
0,01049
94
ООО "СТОК"
Юго-Восточнее ПНС 6-2 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
офисное здание
0,02610
0,00000
0,00000
0,02610
0,02610
95
Намсараев Юрий Гомбожапович
ул.Пугачева,63 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Жилой дом
0,00716
0,00000
0,01099
0,01815
0,01815
96
Адушинова Вера Николаевна
ул.Гармаева,57А в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Жилой дом
0,00560
0,00000
0,00000
0,00560
0,00560
97
Олзоева Лариса Вандановна
ул.Дивногорская,32 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00600
0,00000
0,00000
0,00600
0,00600
98
Мункуева Цыпилма Батуевна
п. Светлый ул.Живописная,2 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01609
0,00000
0,00000
0,01609
0,01609
99
Цыбиков Юрий Дамдинович
п. Светлый ул.Живописная,7 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,03771
0,00000
0,00000
0,03771
0,03771
100
Иванова Дарья Леонидовна
п. Светлый ул.Живописная,1 А в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01770
0,00000
0,00000
0,01770
0,01770
101
Цивилева Вера Будажаповна
п. Светлый ул.Живописная,1 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,02287
0,00000
0,00000
0,02287
0,02287
102
Иванова Дарья Леонидовна
п. Светлый ул.Живописная,2 А в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01919
0,00000
0,00000
0,01919
0,01919
103
Хохлов Артемий Александрович
п. Светлый ул.Живописная, участок 67 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01193
0,00000
0,00000
0,01193
0,01193
104
ИП Гордеев СА
ул.Тупик суконной фабрики,8
Склад ОЦ "Либерти"
0,08268
0,00000
0,00000
0,08268
0,08268
105
АОУ СПО РБ "БРТАТ
ул.Лебедева,4 в Октябрьском районе
Пристрой к учебному корпусу №2
0,03539
0,00000
0,00000
0,03539
0,03539
106
Монголов Жаргал Пурбоевич
ул. Саянская,5 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Нежилое помещение Склад №1
0,01950
0,00000
0,00000
0,01950
0,01950
107
Монголов Жаргал Пурбоевич
ул. Саянская,5 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Нежилое помещение Склад №2
0,01080
0,00000
0,00000
0,01080
0,01080
108
Жигжитов Очир Дымбрылович
ул. Тобольская,149 квартира №1 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Квартира в МКД
0,01145
0,00000
0,00000
0,01145
0,01145
109
Сыренова Жаргалма Намсараевна
ул. Тобольская,149 квартира №2 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Квартира в МКД
0,00685
0,00000
0,00000
0,00685
0,00685
110
Саяпин Александр Викторович
ул. Тобольская,149 квартира №3 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Квартира в МКД
0,00680
0,00000
0,00000
0,00680
0,00680
111
Саяпин Александр Викторович
ул. Тобольская,149 квартира №4 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Квартира в МКД
0,00669
0,00000
0,00000
0,00669
0,00669
ИТОГО по источнику ТЭЦ-2:
0,91893
0,03073
0,09107
1,04073
1,04073
0,00000
0,00000
ИТОГО по источникам ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2:
2,72262
0,16543
0,41692
3,30497
3,30497
0,00000
0,00000
котельный комплекс
котельная п.Заречный
112
ООО "Интэкпром"
ул.Кабанская в Советском районе
Административное здание
0,06180
0,00000
0,01800
0,07980
0,07980
113
ФЛ Намдакова Галина Владимировна
ул.Обручева,22 в Советском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00986
0,00000
0,00000
0,00986
0,00986
114
ФЛ Цыренова Галина Доржиевна
ул.Российская,25 в Советском раойне г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00675
0,00000
0,00000
0,00675
0,00675
115
Малгатаев Виталий Валентинович
ул.Кабанская,50А
Жилой дом
0,01349
0,00000
0,00000
0,01349
0,01349
Итого по котельной п. Заречный:
0,09189
0,00000
0,01800
0,10989
0,10989
0,00000
0,00000
котельная Юго-Западная
116
ИП Бальжиров Ч.Ж.
104 микрорайон, дом №3 в Октябрьском районе
Магазин электротоваров
0,04325
0,00000
0,00000
0,04325
0,04325
117
ФЛ Алексеев Игорь Викторович
105 квартал, д.5 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00740
0,00000
0,00000
0,00740
0,00740
118
ФЛ Ербах Октябрина Убушеевна
106 микрорайон в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом №30
0,00631
0,00000
0,00000
0,00631
0,00631
119
ФЛ Кадыркулова Балжит Кимовна
112 микрорайон, дом№2
Жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
120
ФЛ Манзанов Павел Николаевич
112 микрорайон, дом№5
Индивидуальный жилой дом
0,01286
0,00000
0,00000
0,01286
0,01286
121
ФЛ Степанова Эржена Бальжинимаевна
112 микрорайон, дом№7
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
122
ФЛ Наталин Андрей Михайлович
112 микрорайон, дом№8
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
123
ФЛ Гусейнов Гусейн Гаджибегович
112 микрорайон, дом№11
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
124
ФЛ Бунаев Алексей Дмитриевич
112 микрорайон, дом№12
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
125
ФЛ Дмитрова Лариса Леонидовна
112 микрорайон, дом№3
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
126
ФЛ Манзанов Александр Николаевич
112 микрорайон, дом№4
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
127
ФЛ Дамбиева Екатерина Цыбиковна
п.Силикатный ул.Забайкальская,10б
Склад (Лит Б)
0,09599
0,00000
0,00000
0,09599
0,09599
128
ООО Китой
п. Медведчиково,5А
Цех (производственное помещение)
0,04384
0,00000
0,00000
0,04384
0,04384
129
ИП Аюров А.А.
ул.Забайкальская,16В в Октябрьском районе
Здание рынка
0,06744
0,00000
0,02166
0,08910
0,08910
130
Евдокимов Денис Вячславович
105 микрорайон в Октябрьском районе от котельной Юго-Западная
Жилой дом №4 квартира №12
0,01023
0,00000
0,00000
0,01023
0,01023
131
ООО ВСТК-Шеврон
ул.Домостроительная,3б в Октябрьском района г.Улан-Удэ
Здания проходной конторы
0,03176
0,00000
0,00000
0,03176
0,03176
Итого по котельной "Юго-Западная"
0,40868
0,00000
0,02166
0,43034
0,43034
0,00000
0,00000
котельная п.Стеклозавод
132
Чудов Николай Михайлович
ул. Стекольная,39 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01228
0,00000
0,00000
0,01228
0,01228
133
Ханхашанов Василий Яковлевич
ул. Стекольная,54 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01869
0,00000
0,00000
0,01869
0,01869
134
Воронин Сергей Александрович
ул. Стекольная,49 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00721
0,00000
0,00000
0,00721
0,00721
135
Мирошников Валерий Иванович
ул. Стекольная,50 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01007
0,00000
0,00000
0,01007
0,01007
136
Красавина Надежда Ивановна
ул. Стекольная,48 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01075
0,00000
0,00000
0,01075
0,01075
137
Молонов Сергей Цыденович
ул. Стекольная,53 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01337
0,00000
0,00000
0,01337
0,01337
138
Степанов Евгений Петрович
ул. Стекольная,43 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01228
0,00000
0,00000
0,01228
0,01228
139
Номоконова Валентина Михайловна
ул. Стекольная,55 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00969
0,00000
0,00000
0,00969
0,00969
140
Оленникова Галина Анатольевна
ул. Стекольная,42в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00852
0,00000
0,00000
0,00852
0,00852
141
Оленникова наталья Астафьевна
ул. Стекольная,46 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01060
0,00000
0,00000
0,01060
0,01060
142
Мезенцева Мария Евгеньевна
ул. Стекольная,44 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01098
0,00000
0,00000
0,01098
0,01098
143
Нахеева Ирина Ильинична
ул. Стекольная,46 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01633
0,00000
0,00000
0,01633
0,01633
144
Гольцман Елена Федоровна
ул. Стекольная,40 в Советском районе
Индивидуальный жилой дом
0,01369
0,00000
0,00000
0,01369
0,01369
145
Чебаков Николай Алескандрович
ул.Омская,10 в Советском районе г.УланУдэ
Индивидуальный жилой дом
0,00670
0,00000
0,00000
0,00670
0,00670
Итого по котельной пос. Стеклозавод
0,16115
0,00000
0,00000
0,16115
0,16115
0,00000
0,00000
котельная п.У-УАЗ
146
ООО "Белоречье"
ул.Королева в Железнодорожном районе п.Загорск
Продовольственный магазин
0,01143
0,00000
0,00000
0,01143
0,01143
147
МАОУ ДОД "ДЮСШ №18"
здание МАОУ ДОД "ДЮСШ №18" ул.Чкалова, 20А
МАОУ ДОД "ДЮСШ №18"
0,04853
0,00000
0,01783
0,06636
0,06636
148
ИП Соколов Сергей Ильич
ул.Камова,25А в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Торгово-Выставочный павильон со спортивной площадкой
0,05641
0,00000
0,00000
0,05641
0,05641
149
Намжилон Светлана Павловна
п. Восточный ул.Исаева,9 в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,00686
0,00000
0,00000
0,00686
0,00686
150
Болонев Юрий Тимофеевич
п. Восточный ул.Исаева в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,01212
0,00000
0,00000
0,01212
0,01212
Итого по котельной УУАЗ
0,13535
0,00000
0,01783
0,15318
0,15318
0,00000
0,00000
котельная Загорск
151
ООО "Предприятие "Аэротех"
п.Загорск ул.Краснодонская,1А в Железнодорожном р-не
одноэтажное здание "Склад ГП"
0,05053
0,00000
0,00000
0,05053
0,05053
152
ООО Калсанг Гйатсо
ул.Комарова,2 100м на северо-запад
Административно-офисное здание
0,03000
0,00000
0,00000
0,03000
0,03000
153
Артюхова Клавдия Феодосьевна
ул. Огарева,10 в Железнодорожном районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00848
0,00000
0,00000
0,00848
0,00848
154
Вильдяев Владимир Владимирович
ул. Огарева,8 в Железнодорожном районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,02900
0,00000
0,02800
0,05700
0,05700
до 0,1 Гкал
Итого по котельной Загорск
0,11800
0,00000
0,02800
0,14600
0,14600
0,00000
0,00000
ИТОГО по котельному комплексу:
0,91508
0,00000
0,08549
1,00057
1,00057
0,00000
0,00000
ИТОГО по источникам ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 и котельному комплексу:
3,63770
0,16543
0,50241
4,30554
4,30554
0,00000
0,00000
Раздел 2. Объекты с нагрузкой от 0,1 до 1,5Гкал/час
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
тепломагистраль №1
1
МБОУ Музыкально-гуманитарного лицея им. Д Аюшеева
ул.Комсомольская,29 в Железнодорожном районе г. Улан-Удэ
реконструкция здания
0,06600
0,11400
0,01200
0,19200
0,19200
2
МАУ Городской культурный центр
ул.Буйко,2А в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
реконструкция Городского культурного центра
0,561000
0,697000
0,087000
1,34500
1,34500
3
МАОУ "СОШ № 42"
ул.Комсомольская,3 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
реконструкция школы
0,03700
0,09920
0,07730
0,21350
0,21350
ИТОГО по тепломагистрали №1:
0,66400
0,91020
0,17630
1,75050
1,75050
0,00000
0,00000
тепломагистраль №2
4
ФЛ Харахинова Е.В.
ул.Балтахинова,40
детское кафе
1,01800
1,01800
1,01800
5
ЗАО "Байкалжилстрой"
пересечение улиц Советская и Свободы
гостиничный комплекс
0,93500
0,93500
0,93500
6
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
96м по направлению на запад от ориентира Жилой дом, расположенного за пределами участка, адрес ориентира: ул.Свободы,6
дворец бракосочетания в г.Улан-Удэ
0,19000
0,28000
0,02000
0,49000
0,49000
7
ИП Матханова Дарима Геннадьевна
Советская,8 в Советском районе
Предприятие торговли и общественного питания
0,21000
0,29000
0,37000
0,87000
0,87000
8
ООО "БурГражданСтрой"
ул.Свердлова
многоквартирный жилой дом (3-4 этапы)
1,50000
1,50000
0,75000
0,75000
9
ИП Посаженников Р.П.
ул.Почтамптская
многофункциональный комплекс "Дом молодежи"
0,87000
0,87000
0,87000
10
МАОУ СОШ №2 с УИОП
ул.Сухэ-Батора,5
реконструкция МАОУ СОШ №2
0,25310
0,11510
0,27770
0,64590
0,64590
11
БУ РБ Управление капитального строительства Правительства Республики Бурятия
ул.Ербанова,3 в Советском районе
строительство пристроя и реконструкция здания Бурятского республиканского хореографического колледжа
0,59000
0,28000
0,33900
1,20900
1,20900
12
МАУ Централизованная библиотечная система г.Улан-Удэ
ул.Ленина,17 в Советском районе г.Улан-Удэ
реконструкция центральной городской библиотеки им.И. Калашникова
0,09359
0,00000
0,03982
0,13340
0,13340
13
МАОУ Гимназия №33 г. Улан-Удэ
ул. Партизанская,30 в Советском районе г.Улан Удэ
реконструкция здания, 1 этап строительства пристрой с теплым переходом
0,03400
0,07200
0,04300
0,14900
0,14900
14
МАОУ СОШ №4 г.Улан-Удэ
ул.Смолина,14 в Советском районе г.Улан-Удэ
реконструкция МАОУ СОШ №4
0,20350
0,03910
0,09090
0,33350
0,33350
15
МАДОУ Детский сад №57 "Белочка"
пр.Победы,9а в Советском районе г.Улан-Удэ
реконструкция МАДОУ Детский сад №57 "Белочка"
0,12260
0,08870
0,20830
0,41960
0,41960
16
ООО "Стройтерминал"
ул.Смолина,67
гостиничный комплекс
0,77000
0,77000
0,77000
17
ООО Никмед
ул.Смолина в Советском районе г. Улан- Удэ
офисное здание
0,16967
0,38274
0,08774
0,64015
0,64015
18
ИП Посаженников Роман Петрович
ул.Фрунзе в Советском районе г.Улан-Удэ
Бизнес-Центр
0,13000
0,02200
0,00000
0,15200
0,15200
19
ИП Дугарова Дарима Цыдыповна
ул. Кирова,17 в советском районе г.Улан-Удэ
офисное здание
0,09560
0,01900
0,01930
0,13390
0,13390
20
ИП Шарапов А.П.
ул.Воровского,23 в Советском районе
торговая база "Салют"
0,63300
0,00000
0,00000
0,63300
0,63300
21
ИП Шагдарова И.В.
на пересечении ул.Смолина и ул.Профсоюзная в Советском районе г.Улан-Удэ
Магазин
0,060000
0,140000
0,060000
0,26000
0,26000
22
Главное управление МЧС России по РБ
ул.Димитрова
Административное здание
0,146000
0,267000
0,058000
0,47100
0,47100
23
ФЛ Ван Н.В.
ул. Балтахинова в Советском районе
Экомаркет и многоуровневая стоянка
0,3154
0,2497
0,5651
0,56510
24
ООО Гринвиль
ул. Ленина в Советском районе
Торгово-развлекательный центр
0,2236
0,5417
0,2554
1,0207
1,02070
ИТОГО по тепломагистрали №2:
8,56306
2,53734
2,11886
13,21926
7,43780
4,14146
1,64000
тепломагистраль №3
25
ООО "РЕМ"
ул. Пржевальского
многоквартирный жилой дом с подземной автостоянкой
1,00000
1,00000
0,50000
0,50000
26
ООО "Дарханстрой"
ул.Рылеева
гостиничный комплекс, первый этап "Бизнес-Центр"
1,15000
1,15000
1,15000
27
Улан-Удэнская дистанция сигнализации централизации и блокировки филиала ОАО РЖД ВСЖД. База линейно-производственного участка ШЧ-8
ул.Революция 1905г №48
административное здание, гараж
0,06907
0,03701
0,06866
0,17474
0,17474
28
Улан-Удэнский ЛВРЗ филиал ОАО Желдорреммаш
ул.Лимонова,2Б в Железнодорожном районе
Инженерный корпус
0,174600
0,331600
0,138000
0,64420
0,64420
29
ООО "Скай Сити"
ул.Хоца Намсараева, 7
Нежилое здание
0,259000
0,800000
0,225000
1,28400
1,28400
ИТОГО по тепломагистрали №3:
2,65267
1,16861
0,43166
4,25294
1,32474
2,42820
0,50000
тепломагистраль №4
30
ООО Капитал
ул.Н.Петрова,2г в Железнодорожном районе
Двухэтажное офисное здание с подвалом
0,12229
0,00000
0,00000
0,12229
0,12229
ИТОГО по тепломагистрали №4:
0,12229
0,00000
0,00000
0,12229
0,00000
0,00000
0,12229
тепломагистраль № 5
31
ООО "Стройтерминал"
ул.Ключевская,29
третья очередь жилого комплекса "Ключи"
1,00000
1,00000
1,00000
32
ООО "Промгражданстрой"
ул.Лебедева
жилая застройка (блоки Г,Д)
0,94940
0,94940
0,94940
ИТОГО по тепломагистрали №5:
1,94940
0,00000
0,00000
1,94940
1,94940
0,00000
0,00000
ИТОГО по ТЭЦ-1:
13,95141
4,61615
2,72682
21,29438
12,46243
6,56966
2,26229
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
тепломагистраль №6
33
Титова Наталья Владимирована
Сахьяновой, 9
Выставочный зал
0,1290
0,1290
0,1290
34
ЗАО "Байкалжилстрой"
ул.Калашникова
многоквартирный жилой дом со встроенной подземной автостоянкой (3-я очередь строительства, секции 5-6)
0,40300
0,40300
0,40300
35
ЗАО "Байкалжилстрой"
ул.Боевая
многоквартирный жилой дом (1-3 очередистроительства)
1,30000
1,30000
0,43000
0,43000
0,44000
36
ООО "СИТИ"
ул.Трубачеева
многоквартирный жилой дом (1-й этап строительства)
0,55400
0,55400
0,55400
37
ООО "СИТИ"
ул.Трубачеева
многоквартирный жилой дом (2-й этап строительства)
0,61500
0,61500
0,61500
38
ООО "Стройтерминал"
ул.Краснофлотская,27
вторая очередь гостиничного комплекса
0,60000
0,60000
0,30000
0,30000
39
Министерство внутренних дел по РБ
п.Энергетик в Октябрьском районе, 144 квартал
85 квартирный жилой дом для сотрудников МВД по РБ
0,48500
0,32000
0,00000
0,80500
0,80500
40
ООО "Бурятмясопром"
ул.Пугачева в Октябрьском районе
проходная, мойка для автомобилей, бытовое помещение, локальные очистные сооружения,магазин Уралочка
0,13643
0,12920
0,00000
0,26563
0,26563
41
Салданова Домна Михайловна
ул. Сахьяновой,9 в Октябрьском районе
Строительство оздоровительного комплекса
0,14000
0,58500
0,47100
1,19600
1,19600
42
МУП Культурно-спортивный комплекс
пр. Строителей,72 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Выставочно- развлекательный центр МУП КСК
0,09480
0,01550
0,01180
0,12210
0,12210
43
МАОУ ДОД "Городской дворец детского (юношеского) творчества"
ул.Бабушкина,2 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Реконструкция здания
0,21261
0,27807
0,17829
0,66897
0,66897
44
МАОУ Бурятская гимназия №29
ул.Бабушкина 16 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Реконструкция гимназии
0,00000
0,08530
0,20610
0,29140
0,29140
45
ООО Жилстрой
ул.Жердева,44Б в Октябрьском райне гюУлан-Удэ
Административное здание. 1 этап строительства.
0,13200
0,00000
0,03500
0,16700
0,16700
46
Русин Александр Владимирович
переулок Томского в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Торгово-офисное здание
0,19200
0,09200
0,02500
0,30900
0,30900
47
ФЛ Хадеев А.В.
ул.Краснофлотская а Октябрьском районе
Магазин
0,11603
0,00000
0,00000
0,11603
0,11603
48
ООО "Сириус"
ул.Ключевская,2б в Октябрьском районе
Административно-офисное здание
0,084228
0,079576
0,049596
0,21340
0,21340
49
ИП Раднаев В.А
ул.Сахьяновой,5 в Октябрьском районе
Часть здания
0,047400
0,077500
0,014800
0,13970
0,13970
50
Администрация г.Улан-Удэ-Комитет по строительству
140 микрорайон в Октябрьском районе
детский сад
0,190000
0,000000
0,000000
0,19000
0,19000
51
Бордун Зеновий Ильич
п.Энергетик в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
многоквартирный жилой дом
0,15000
0,00000
0,26000
0,41000
0,41000
52
ООО "Эгида"
вблизи пересечения ул.Трубачеева и Городская
Визитный центр
0,11000
0,00000
0,00000
0,11000
0,11000
ИТОГО по источнику ТЭЦ-2:
5,69149
1,66215
1,25159
8,60523
4,73520
3,16440
0,70563
ИТОГО по источникам ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2:
19,6429
6,2783
3,9784
29,8996
17,1976
9,7341
2,9679
котельный комплекс
котельная Юго-Западная
53
ООО "Бурятпромресурс"
ул.Домостроительная,3а
Авторынок на Силикатном
0,13900
0,00000
0,37000
0,50900
0,50900
54
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ул.Ринчино 102 микрорайон в Октябрьском районе
Детский сад на 280 мест
0,33730
0,08478
0,23645
0,65853
0,65853
55
ФЛ Нагиева Татьяна Васильевна
ул.Забайкальская,3В п.Силикатный в Октябрьском районе
магазин, закусочная, администрация, охрана
0,10298
0,00000
0,00000
0,10298
0,10298
56
ДНТ "Алтан"
г.Улан-Удэ, Октябрьский район, 107 квартал, ул.Беловежская
Индивидуальные жилые дома (25 домов)
0,294380
0,000000
0,000000
0,29438
0,29438
57
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
111 микрорайон в Октябрьском районе
Детский сад на 280 мест
0,33730
0,08478
0,23645
0,65853
0,65853
58
ООО АЙС
104 микрорайон п. Силикатный в Октябрьском районе
Баня
0,12000
0,07000
0,16000
0,35000
0,35000
59
ИП Алажинов Михаил Александрович
112 микрорайон, вблизи жилого дома №9А
Торговый центр
0,02221
0,09361
0,09238
0,20820
0,20820
60
Администрация г.Улан-Удэ-Комитет по строительству
104 микрорайон в Октябрьском районе
детский сад
0,190000
0,000000
0,000000
0,19000
0,19000
61
Администрация г.Улан-Удэ-Комитет по строительству
115 микрорайон в Октябрьском районе
школа
0,550000
0,000000
0,000000
0,55000
0,55000
2,09318
0,33316
1,09528
3,52162
2,20456
1,31705
0,00000
котельная п.У-УАЗ
62
ФЛ Павлов С.П.
ул.Туполева в Железнодорожном районе
Многоквартирный жилой дом с подземной автостоянкой
0,337980
0,035690
0,249538
0,62321
0,62321
0,33798
0,03569
0,24954
0,62321
0,62321
0,00000
0,00000
котельная п.Аэропорт
63
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
микрорайон Сокол в Советском районе
Детский сад на 280 мест
0,33730
0,08478
0,23645
0,65853
0,65853
64
ФЛ Юзаю Виктория Федоровна
ул.Наминская,10 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01030
0,00000
0,00000
0,01030
0,01030
65
ФГУП"Администрация гражданских аэропортов"
п.Аэропорт в Советском районе
Реконструкция ИВПП аэропорта Улан-Удэ, Республика Бурятия
0,85600
0,85600
0,85600
1,20360
0,08478
0,23645
1,52483
0,01030
1,51453
0,00000
котельная Загорск
66
МАОУ ДОД ДЮСШ №16 г. Улан-Удэ
ул. Краснодонская,2А
Реконструкция стадиона "Забайкалец "
0,41000
0,21000
0,45000
1,07000
1,07000
67
МАУ Культурно-досуговый центр" Рассвет"
ул.Краснодонская,2А в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Реконструкция здания МАУ КДЦ Рассвет
0,264600
0,404500
0,000000
0,66910
0,66910
0,67460
0,61450
0,45000
1,73910
1,73910
0,00000
0,00000
котельная Стальмост
68
ООО "Стройтерминал"
ул.Комарова,119
производственный комплекс
0
0,4000
0,400
69
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
микрорайон Зеленый в Железнодорожном районе
Детский сад на 280 мест
0,33730
0,08478
0,23645
0,65853
0,65853
от 0,1 до 1,5 Гкал/час
0,73730
0,08478
0,23645
1,05853
0,40000
0,65853
0,00000
ИТОГО по котельному комплексу:
5,04667
1,15291
2,26771
8,46728
4,97717
3,49011
0,00000
ИТОГО по источникам ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 и котельному комплексу:
24,68957
7,43120
6,24612
38,36689
22,17480
13,22416
2,96792
ИТОГО
ИТОГО по котельному комплексу:
5,96174
1,15291
2,35320
9,46785
5,97774
3,49011
0,00000
ИТОГО по источникам ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 и котельному комплексу:
28,32727
7,59663
6,74853
42,67243
26,48034
13,22416
2,96792
1
Приложение № 4
Перспективный баланс тепловой мощности в г. Улан-Удэ
отопительный сезон 2013-2014гг.
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
Установленная тепловая мощность 488 Гкал/час*
Установленная тепловая мощность 380 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка 572,2 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка 257 Гкал/час
Муниципальные и ведомственные котельные
Установленная тепловая мощность
954 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка 530 Гкал/час
Итого:
Установленная тепловая мощность 1820,5 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка 1359,2 Гкал/час
* - без учета водогрейных котлов (всего 806 Гкал/час)
отопительный сезон 2016-2017гг.
Выполненные мероприятия
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
Установленная тепловая мощность 488 Гкал/час*
Установленная тепловая мощность 380 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка
476,0 Гкал/час**
Присоединенная тепловая нагрузка 423 Гкал/час**
Муниципальные и ведомственные котельные
Установленная тепловая мощность
478,2 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка
399 Гкал/час
Итого:
Установленная тепловая мощность
1346,2 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка
1298 Гкал/час
* - без учета водогрейных котлов (всего 688 Гкал/час)
** - по тепловому балансу приложение 6.
Приложение № 5
1
Приложение № 6
Тепловые балансы по источникам тепловой энергии
Приложение № 7
Расчет электрических режимов работы магистральной и распределительной электрической сети напряжением 35 кВ и выше
Целью выполняемых расчетов установившихся режимов являются:
- проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня электропотребления;
- выбор схем и параметров сети;
- проверка соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения;
- проверка выполнения требований к уровням напряжений и выбор средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности;
- разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях;
- разработка мероприятий по повышению пропускной способности.
Расчеты потокораспределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполнялись при нормальной схеме сети, а также при отключении отдельных элементов схемы для длительных режимов работы электростанций и условий годового максимума и минимума нагрузки.
В энергосистеме Республики Бурятия максимальные нагрузки соответствуют осенне-зимнему периоду. Режим минимальной нагрузки в энергосистеме соответствует весенне-летнему периоду.
При выполнении расчетов электрических режимов были выявлены проблемы с уровнями напряжений и токовой загрузкой в электрических сетях 35-110 кВ по некоторым направлениям развития, рассмотренным ниже.
Анализ уровня напряжений в узлах при расчетах нормальных режимов электрических сетей
В 2015 году в режиме максимальных нагрузок уровень напряжений в большинстве узлов остается в пределах допустимых значений. Отклонения присутствуют в транзите «Сосново-Озерская» – «Багдарин» – «-10%» (рисунок 1).
1
Рисунок 1. Уровни напряжения в транзите Сосново-Озерская - Багдарин
в зимний период 2015 г.
С учетом перевода питания транзита Сосновоозерская – Багдарин от Забайкальской энергосистемы, вводом новых мощностей на Востоке Республики Бурятия - ПС 110 кВ Джилинда (7 МВт) значения напряжения в узлах сети транзита «Беклемишево - Сосновоозерская – Багдарин» будут иметь незначительные отклонения в пределах 5% от номинальных значений без включения установленных компенсирующих устройств, как на год ввода, так и в пятилетней перспективе (рисунок 2,3).
Рисунок 2. Уровни напряжения в транзите Беклемишево - Сосново-Озерская - Багдарин
в зимний период 2016 г. с учетом перевода питания от Забайкальской энергосистемы и введения в эксплуатацию
ПС 110 кВ Джилинда (7 МВт).
Рисунок 3. Уровни напряжения в транзите Беклемишево - Сосново-Озерская - Багдарин
в зимний период 2020 г. с учетом перевода питания от Забайкальской энергосистемы и введения в эксплуатацию
ПС 110 кВ Джилинда (7 МВт).
Рассмотрим один из проблемных узлов Бурятской энергосистемы - транзит 110 кВ Слюдянка – Самарта. В существующей схеме при работе двух КБ на ПС 110 кВ Самарта напряжение в указанном транзите на ПС 110 кВ Алтан, Самарта меньше номинального на 6-7% (рисунок 4).
Рисунок 4. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта
в зимний период 2015 г.
В 2016 году с учетом роста нагрузок, а также при выполнении реконструкции ПС 110 кВ Самарта (замена трансформаторов 2*25 МВА), ПС 110 кВ Кырен (замена трансформаторов 2*16 МВА) и перевода на класс напряжения 110 кВ ПС 35 кВ Монды в транзите 110 кВ «Кырен – Самарта» и 35 кВ «Монды – Сорок – Орлик» падение напряжение в сети составляет до 10%: ПС 110 кВ Алтан – 104,35 кВ, ПС 110 кВ Самарта – 103,68 кВ. При этом в узлах отходящей сети 35 кВ от ПС 110 кВ Монды в связи с большой ее протяженностью, также есть отклонения от номинальных значений – 33,54 - 33,21 кВ на ПС 35 кВ Орлик, ПС 35 кВ Сорок (рисунок 5).
Рисунок 5. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта в зимний период 2016 г. с учетом реконструкции ПС 35 кВ Монды (перевод на класс напряжения 110 кВ) и увеличения нагрузки в соответствии с программой перспективного развития
1
В связи с заявкой на технологическое присоединение ООО «Хужир Энтерпрайз» и перспективой открытия завода по переработке и обогащению руды в настоящее время планируется развитие электрических сетей 35 кВ на территории Окинского района. Поэтому в последующие годы с учетом увеличения нагрузки, вводом новой ПС 35 кВ Хужир ситуация усложняется, снижается на 15-20% напряжение в сети 35 кВ «Монды – Сорок – Орлик» как в зимний, так и в летний период. Соответственно требуется регулирование напряжения в данном транзите и с перспективой развития сети необходимо предусмотреть установку устройств компенсации реактивной мощности в проблемных узлах (рисунок 6).
Рисунок 6. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта в зимний период 2020 г. с учетом реализации всех мероприятий и увеличения нагрузки в соответствии с программой перспективного развития
С учетом установки компенсирующих устройств на ПС 35 кВ Хужир ситуация в целом не изменится (рисунок 7).
Рисунок 7. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта
в зимний период 2020 г. с учетом реализации всех мероприятий и увеличения нагрузки в соответствии с программой перспективного развития
При вводе в работу ПС 35 кВ Новый город напряжение в сети 35 кВ будет соответствовать номинальному. На шинах 10 кВ ПС 35 кВ Новый город будет меньше номинального на 5-7 %, что потребует регулирования путем изменения коэффициента трансформации установленного оборудования.
Рисунок 8. Уровни напряжения в зимний период 2016 г.
с учетом введения в эксплуатацию ПС 35 кВ Новый Город
1
Изменение напряжения относительно номинального значения Uном оказывает неблагоприятное влияние на режимы работы, производительность и технико-экономические показатели всех элементов электрической системы.
Основным методом повышения напряжения в сети является централизованное повышение напряжения в центре питания. Увеличение напряжения и разгрузка сети по реактивной мощности взаимосвязаны между собой. Компенсация реактивной мощности приводит к повышению напряжения в сети.
При вводе дополнительных мощностей и присоединении заявленной нагрузки по результатам расчетов нормальных режимов в период максимальных и минимальных нагрузок выявился проблемный узел:
В транзите Кырен – Монды – Самарта с учетом ввода в 2018 г. новой ПС 35/10 кВ Хужир (2*6,3) напряжение в сети 6-35 кВ снижается до недопустимых значений: в период зимнего максимума на шинах 35 кВ ПС 35/10 кВ Монды – 33,93 кВ, ПС 35/10 кВ Сорок – 27,39 кВ, ПС 35/10 кВ Орлик – 24,12 кВ, ПС 35/10 кВ Хужир – 20,92 кВ; на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ Хужир – 5,5 кВ. В период летнего минимума на шинах 35 кВ ПС 35/10 кВ Монды – 33,07 кВ, ПС 35/10 кВ Сорок – 25,61 кВ, ПС 35/10 кВ Орлик – 22,55 кВ, ПС 35/10 кВ Хужир – 20 кВ; на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ Хужир – 5,5 кВ. Вследствие выше сказанного в данном транзите потребуется выполнение дополнительных сетевых мероприятий, которые обеспечат поддержание необходимого уровня напряжения соответствующего стандарту качества электрической энергии.
Анализ токовой загрузки линий электропередач 35-110 кВ при расчетах нормальных режимов электрических сетей.
В связи с подключением новых промышленных потребителей, увеличением бытовой нагрузки в связи с расширением жилой застройки г. Улан-Удэ и вводом новых мощностей по энергосистеме республики Бурятия в перспективе до 2019 г. ожидается возрастание токовой загрузки линий электропередачи. Соответственно потребуется выполнение ряда технических решений для обеспечения надежности электроснабжения потребителей и увеличения пропускной способности сети, в т.ч. замена трансформаторов тока, проводов ВЛЭП, строительство объектов электросетевого хозяйства.
1
С учетом ввода в эксплуатацию в 2016 г. ПС 110 кВ Джилинда в летний период (при расчетной температуре 25ºС) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево (СБ-123) составит 97%, ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Романовка с отпайкой на ПС Исинга на основной магистрали составит 115% (рисунок 7).
Рисунок 9. Токовая загрузка ВЛ-110 кВ в транзите Сосново-Озерская - Багдарин
в летний период 2016 г. с учетом введения в эксплуатацию ПС 110 кВ Джилинда
Рассмотрим развитие сети 35 кВ от ПС 110 кВ Южная и ПС 110 кВ Медведчиково. С учетом запланированных в схеме и программе развития региона мероприятий (увеличение установленной мощности ПС 35 кВ Нижний Саянтуй, ПС 35 кВ АРЗ) из рисунка 10 представленного ниже мы видим, что на ПС 110 кВ Южная в нормальном режиме работы будет загружен на 100% трансформатор 1Т. Поэтому на основании расчетов, а также с учетом развития Юго-западной части г. Улан-Удэ необходимо предусмотреть в перспективном развитии реконструкцию ПС 110 кВ Южная с учетом замены трансформаторов 2*40. Также наблюдается загрузка ВЛ 35 кВ Южная – Н.Саянтуй (ЮС-307) до 150%, что потребует замены ТТ-307 на ПС 110 кВ Южная.
Рисунок 10. Токовая загрузка отходящих ВЛ-35 кВ от ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Медведчиково
в зимний период в нормальном режиме
Результаты расчетов послеаварийных режимов рассматриваемых вариантов развития электрических сетей в период максимальных и минимальных нагрузок.
В расчетах режимов электрических сетей были рассмотрены послеаварийные режимы наиболее значимые для электрических сетей филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго», в частности:
- отключение ВЛ 110 кВ Селендума – Джида (СД-107);
- отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга (МИ-159);
1) Анализ уровня напряжений в узлах при расчетах послеаварийных режимов электрических сетей.
При отключении ВЛ 110 кВ Селендума – Джида (СД-107) в режиме зимнего максимума, с учетом ввода новых мощностей – ПС 110 кВ Слобода, наблюдается снижение напряжения в транзите Кяхта – Джида при питании потребителей от ВЛ 110 кВ Мухоршибирь – Бичура (МШБ-149) до значений 97,23 – 102,95 кВ.
В режиме летних минимальных нагрузок при отключении выше указанного объекта электрической сети значения напряжения в сети остается нормально допустимым.
При отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга (МИ-159) в период максимальных нагрузок на шинах 35-10 кВ ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба, ПС 35 кВ Нижняя Иволга, ПС 35 кВ Аэропорт напряжение становится ниже предельно допустимых значений 29,3-33 кВ, 8-8,4 кВ соответственно.
При отключении ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) питание транзита Сосново-Озерская – Багдарин будет осуществляться от Бурятской энергосистемы. В этом случае уровень напряжений в узлах сети будут иметь незначительные отклонения от номинальных значений.
В период минимальных нагрузок уровень напряжения соответствует значениям близким к номинальным.
Данные приведены в нижерасположенных рисунках.
2) Анализ токовой загрузки линий электропередач при расчетах послеаварийных режимов электрических сетей (все расчеты производились для температуры 25º С для минимальных нагрузок, -5ºС для максимальных нагрузок).
В послеаварийном режиме в период максимальных нагрузок при отключении ВЛ 110 кВ Селендума – Джида (СД-107) увеличивается до 104% загрузка ВЛ 110 кВ Мухоршибирь – Бичура (МШБ-149). В период минимальных нагрузок до 2019 г. загрузка указанного ТТ-149 не превышает 70%.
Рисунок 11. Отключение ВЛ 110 кВ Селендума – Джида
(СД-107) в зимний период с учетом перспективного развития до 2019 г.
1
Таблица 41
№
Аварийное возмущение
Токоограни-чивающий элемент
Нагрузка в нормальном режиме, А
Нагрузка в послеаварийном режиме, А
% перегрузки
Организационные мероприятия
Сетевые мероприятия
1
Отключение ВЛ 110 кВ Селендума – Джида
(СД-107)
ТТ-149 (учет) ПС 220 кВ Мухорши-бирь
32
208
104%
Включение ВЛ 110 кВ Мухоршибирь – Бичура (МШБ-149) через ОВ-110 ПС 220 кВ Мухоршибирь
восстановление 32 км ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126)
произвести замену ТТ-149 (учет) 200/5 на 300/5 на ПС 220 кВ Мухоршибирь
В перспективе до 2019 г. для обеспечения надежности питания потребителей электрической энергией необходимо увеличить пропускную способность данного участка, в т.ч. произвести замену трансформатора тока ТТ-149 (учет) 200/5 на 300/5 на ПС 220 кВ Мухоршибирь.
Рассматриваемая линия находится на территории энергоузла Гусиноозерской ГРЭС. Основными потребителями на этой территории являются собственные нужды Гусиноозерской ГРЭС и коммунально-бытовая нагрузка г. Гусиноозерск, Мухоршибирского, Селенгинского, Джидинского, Кяхтинского, Бичурского районов республики Бурятия. Присутствуют потребители 2 – 3 категорий надёжности электроснабжения. Численность населения 158,8 тысяч человек.
Поэтому основным сетевым мероприятием по повышению надежности электроснабжения потребителей данного энергоузла должно стать восстановление 32 км ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126).
Рисунок 12. Энергоузел Гусиноозерской ГРЭС
Указанное выше мероприятие позволит исключить следующие сложные схемно-режимные ситуации, приводящие к погашению потребителей:
1) Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) на одновременный ремонт АТ-1, АТ-2 Гусиноозерской ГРЭС, т.к. АТ-1, АТ-2 заведены под один общий выключатель по стороне 220 кВ В-220 АТ-1,2, и по стороне 110 кВ В-110 АТ-1,2
Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к погашению потребителей г. Гусиноозерска и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС на величину до 18 МВт.
2) Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Селендума – ПС 110 кВ Окино-Ключи на ремонт ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Мухоршибирь – ПС 110 кВ Окино-Ключи или АТ-2 ПС 220 кВ Мухоршибирь.
Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к отключению потребителей на участке ПС 220 кВ Селендума – ПС 220 кВ Мухоршибирь на величину до 23 МВт.
3) Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для восстановления питания потребителей и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС отсутствуют.
Восстановление 32 км ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126) принесет следующие результаты:
В ремонтных схемах возможно питание потребителей от ПС 110 кВ Гусиноозерская, соответственно напряжения будут соответствовать номинальным значениям;
Повышение надежности электроснабжения г. Гусиноозерск и других близлежащих районов
Как видно из рисунка представленного ниже при отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга (МИ-159) в данной ремонтной схеме требуется замена трансформаторов тока в сети 35 кВ от ПС 110 кВ Южная до ПС 35 кВ Гурульба. Требуется замена трансформатора тока В-3006 200/5 на 300/5 на ПС 110 кВ Иволга.
Рисунок 13. Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга
(МИ-159) в зимний период с учетом перспективного развития до 2019 г. (питание со стороны ПС 110 кВ Южная)
Рассмотрим второй вариант ремонтной схемы при отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга (МИ-159) с питанием ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба от ПС 110 кВ Гусиноозерская.
Рисунок 14. Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга (МИ-159) в зимний период с учетом перспективного развития до 2019 г. (питание со стороны ПС 110 кВ Гусиноозерская)
В этом случае также наблюдаем перегрузку ВЛ-35 кВ транзита Гусиноозерская – Хурумша.
В обоих случаях существуют проблемы с напряжением в сети 35 кВ:
На шинах ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба.
На шинах ПС 35 кВ Харгана, ПС 35 кВ Оронгой, ПС 35 кВ Хурумша, ПС 35 кВ Гурульба.
Однако в случае питания потребителей со стороны ПС 110 кВ Гусиноозерская есть возможность регулирования напряжения в сети 110 кВ на Гусиноозерской ГРЭС, а также в сети 35 кВ с помощью устройств РПН. При этом разгружается ПС 110 кВ Южная, что способствует повышению надежности электроснабжения потребителей г. Улан-Удэ и Тарбагатайского района.
В целом для обеспечения необходимой пропускной способностью и повышения надежности электроснабжения г. Улан-Удэ и прилегающих районов в перспективе до 2019 г. в связи с ростом нагрузок и вводом новых подстанций необходимо выполнение всех мероприятий по замене ограничивающих элементов, указанных в Таблице 42.
Мероприятия по замене ограничивающих элементов
Таблица 42
Аварийное возмущение
Токоограничивающий элемент
Нагрузка в нормальном режиме, А
Нагрузка в послеаварийном режиме, А
% загрузки
Сетевые мероприятия
1
Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга
(МИ-159)
ТТ-3006 ПС 110 кВ Иволга
21
203
102%
Заменить ТТ В-3006 200/5 на 300/5 на ПС 110 кВ Иволга
ТТ-376 ПС 35 кВ Жаргалантуй
17
162
162%
Заменить ТТ-376 100/5 на 200/5 ПС 35 кВ Жаргалантуй
ТТ-3072 ТВ-35 ПС 35 кВ Харгана
19
153
153%
Заменить ТТ-3072 100/5 на 200/5 ПС 35 кВ Харгана
ТТ-349, ТТ-СВ-35 ПС 35 кВ Харгана
21
145
145%
Заменить ТТ-349, ТТ-СВ-35 на 200/5 ПС 35 кВ Харгана
ТТ-311 ПС 110 кВ Южная
25
292
146%
Заменить ТТ-311 200/5 на 400/5 на ПС 110 кВ Южная
ВЧЗ-3006 ПС 35 кВ Нижняя Иволга
25
252
125,9%
Заменить ВЧЗ-3006 на ПС 35 кВ Нижняя Иволга
ТТ-3016 ПС 110 кВ Иволга
25
188
93,8%
Заменить ТТ-3016 200/5 на 300/5 на ПС 110 кВ Иволга
1
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
ОТ 15 ИЮЛЯ 2015 ГОДА № 358
Г. УЛАН-УДЭ
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ НА 2016 – 2020 ГОДЫ
Во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» Правительство Республики Бурятия постановляет:
1. Утвердить прилагаемую Схему и программу развития электроэнергетики Республики Бурятия на 2016 – 2020 годы*.
2. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального подписания.
Исполняющий обязанности
Председателя Правительства
Республики Бурятия
А. Чепик
__________________
Проект представлен Министерством по развитию
транспорта, энергетики и дорожного хозяйства
тел. 55-55-36
эн1
УТВЕРЖДЕНА
постановлением Правительства
Республики Бурятия
от 15.07.2015 № 358
СХЕМА И ПРОГРАММА
развития электроэнергетики Республики Бурятия
на 2016-2020 годы
Глава 1. Общая характеристика региона
Республика Бурятия как самостоятельный субъект Российской Федерации входит в состав Сибирского федерального округа.
Муниципально - территориальное устройство Республики Бурятия включает 21 муниципальный район, 2 городских округа, 18 городских поселений, 255 сельских поселений.
Столица республики - г. Улан-Удэ. Крупные города – Северобайкальск, Кяхта, Гусиноозерск, Закаменск, Бабушкин.
Республике Бурятия проживает 978,495 тыс. человек. Соотношение городского и сельского населения составляет соответственно 58,91 % и 41,09 %.
Территория Республики Бурятия составляет 351,3 тыс. км2.
Климат Бурятии – резко-континентальный, с холодной зимой и жарким летом. Зима холодная, с сухим морозом и малым количеством снега. Весна ветреная, с заморозками и почти без осадков. Лето короткое, с жаркими днями и прохладными ночами, с обильными осадками в июле и августе. Осень наступает незаметно, без резкой смены погоды, в отдельные годы она бывает долгой и теплой. Средняя температура летом +18,5 ºС, зимой –22 ºС, а среднегодовая температура –1,6 ºС. За год в среднем выпадает 244 мм осадков. На территории Бурятии находится большая часть (около 60% береговой линии) озера Байкал – самого глубокого пресноводного озера в мире. Длина Байкала – 636 км, ширина – от 25 до 79 км. Общая длина береговой линии Байкала 2100 км, а площадь акватории – 31,5 тыс. м2. Максимальная глубина – 1637 м, средняя – 730 м. Байкал является природным резервуаром пятой части мировых запасов пресной воды высочайшего качества. В озере обитает 2500 различных видов животных и рыб, 250 из которых являются эндемиками.
На территории Бурятии находится около 50% общероссийских разведанных запасов свинцово-цинковых руд, 35 % молибдена, 26 % запасов плавикового шпата. Уникальные запасы разнообразных (от белого до черного) сортов нефрита.
Республика богата минерально-сырьевыми ресурсами. На территории Бурятии за 50 лет активной деятельности геологами разведано более 700 месторождений различных полезных ископаемых, из них более 600 учтены государственным балансом России и территориальным балансом Республики Бурятия. Среди выявленных месторождений 247 золота (228 россыпных, 16 рудных и 3 комплексных). В перечне стратегических видов минерального сырья находятся 7 месторождений вольфрама, 13 - урана, 4 -полиметаллов, по 2 - молибдена и бериллия, по одному - олова и алюминия. Республика Бурятия располагает крупной предварительно оцененной сырьевой базой урана. Балансовые запасы 8 месторождений плавикового шпата способны обеспечить нужды металлургических предприятий Сибири и Дальнего Востока в кусковом флюорите. Балансовых запасов 10 месторождений бурого и 4 месторождений каменного угля хватит на сотни лет для обеспечения потребностей топливно-энергетического комплекса Бурятии. На территории республики выявлены также 2 месторождения асбеста, ряд нефритовых и строительного сырья, а также апатита, фосфорита, графита и цеолитов. Недра Бурятии содержат 48% балансовых запасов цинка России, 24% - свинца, 37% - молибдена, 27% - вольфрама, 16% - плавикового шпата и 15% - хризотил - асбеста. Большинство крупных и уникальных месторождений полезных ископаемых расположены в радиусе до 200 км от ближайших железнодорожных линий ВСЖД и БАМ. Степень геологической изученности недр республики позволяет прогнозировать обнаружение здесь новых перспективных месторождений различных полезных ископаемых, в том числе и новых генетических типов.
По данным государственного учета лесного фонда, общая площадь лесного фонда и лесов, не входящих в лесной фонд, составляет 20,7 млн. га. Запас древесины около 1800 млн. м3, спелой и перестойной – около 770 млн. м3, возможных для эксплуатации 235 млн. м3. Лесистость территории около 63%. Преобладают хвойные породы.
Освоение лесных ресурсов затруднено по экономическим и природным условиям. Более 46% лесного фонда находится в зоне Байкала, здесь сконцентрированы наиболее ценные и продуктивные древостои, осуществляется до 87% лесозаготовок. Лесные ресурсы северо-востока и частично юго-запада значительны, но труднодоступны.
По территории республики проходят Транссибирская железная дорога (г. Улан-Удэ — узловая станция Восточно-Сибирской железной дороги), Байкало-Амурская магистраль, автомагистрали федерального значения. Протяженность железнодорожных путей в Бурятии составляет 1 227 км. Эксплуатационная длина автомобильных дорог — 13 432,7 км.
В Бурятии имеется один аэропорт (Международный аэропорт «Байкал» города Улан-Удэ). Основные производительные силы сосредоточены в г.Улан-Удэ.
Крупные промышленные предприятия:
ОАО «Улан-Удэнский авиационный завод»
ОАО «Бурятзолото»
Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал ОАО «Желдорреммаш»
ЗАО «Улан-Удэстальмост»
ОАО «Улан-Удэнское приборостроительное производственное объединение»
ОАО «Селенгинский целлюлозо-картонный комбинат»
ОАО «Байкальская лесная компания»
ООО «Бурятмяспром»
ЗАО Кондитерская фабрика «Амта».
Территория Республики Бурятия богата полезными природными ресурсами, есть необходимый потенциал для развития туристического бизнеса, сельского хозяйства, горнодобывающей отрасли, что показывает Республику Бурятия привлекательной площадкой для инвестиционной деятельности.
Глава 2. Анализ существующего состояния электроэнергетики
Республики Бурятия
2.1. Характеристика энергосистемы Республики Бурятия
Энергосистема Республики Бурятия (далее – ЭС РБ) работает в составе Единой энергетической системы России.
На территории Республики Бурятия расположены следующие поставщики электроэнергии и мощности на Оптовый рынок электрической энергии (далее - ОРЭМ):
Гусиноозерская ГРЭС – филиал АО «Интер РАО - Электрогенерация»;
Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерация Бурятии» ‑ филиал ОАО «ТГК-14» (в состав входят также Улан-Удэнская ТЭЦ-2, Тимлюйская ТЭЦ – поставщики тепловой энергии и горячего водоснабжения (далее - ГВС);
Прочие электростанции:
ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК» – станция промышленного предприятия, являющаяся собственностью ООО «Баил», г. Улан-Удэ;
дизельные электростанции ‑ используемые в аварийных и ремонтных схемах. Собственниками являются различные субъекты электроэнергетики (сетевые компании, крупные потребители).
Из основных сетевых компаний, работающих на территории Республики Бурятия, необходимо выделить:
филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Забайкальское предприятие МЭС - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 220 кВ и выше;
филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 110 кВ и ниже;
ОАО «Улан-Удэ Энерго» - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 35 кВ и ниже в г. Улан-Удэ;
ООО «ЭНКОМ» - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 110 кВ и ниже.
Помимо крупных сетевых компаний в Республики Бурятия зарегистрированы 23 территориальных сетевых компаний.
Потребители электроэнергии – субъекты ОРЭМ на территории Республики Бурятия:
По состоянию на 01.05.2015 гарантирующим поставщиком на территороии Республики Бурятия является ОАО «Читаэнергосбыт» (приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 08.05.2014 № 252);
ООО «Главэнергосбыт», осуществляет покупку для ОАО «Разрез Тугнуйский»;
ООО «Русэнергосбыт», осуществляет покупку для ОАО «РЖД» на территории Бурятии.
ЗАО «Система», осуществляет покупку для ООО «Тимлюйский цементный завод»;
ООО «Инженерные изыскания» осуществляет покупку для ОАО «Бурятзолото»;
МУП "ЖКК Баунтовского эвенкийского района".
Функции оперативно-диспетчерского управления на территории Республики Бурятия осуществляет Филиал ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Бурятия» (далее – Бурятское РДУ).
Характеристика энергосистемы представлена в Таблице 1.
Характеристика энергосистемы Республики Бурятия
Таблица 1
Показатель
Значение
Площадь территории, тыс. км2
351,3
Население республики, тыс. чел.
978,495
Потребление электроэнергии 2014 г., млн. кВт*ч.
5408,5
Максимум потребления мощности, 2014 г., МВт.
971,7
Установленная мощность электростанций всего, МВт
1 333,39
Гусиноозерская ГРЭС, МВт
1 130,00
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, МВт
148,77
Селенгинский ЦКК, МВт
36,00
Дизельные ЭС, МВт
18,62
Протяженность ВЛ 500-110 кВ и ниже, всего, км.
33 469,1
ВЛ 500 кВ (в работе на 220 кВ), км.
311,4
ВЛ 220 кВ, км.
2 809,7
ВЛ 110 кВ, км.
3 006,5
ВЛ 35 кВ и ниже, км.
27 341,5
Количество подстанций, шт.
5 570
Напряжением 220 кВ, шт.
24
Напряжением 110 кВ и ниже, шт.
177
ТП, РП, КТП, шт.
5 369
В республике существует два электрически не связанных между собой энергорайона – «Южный» и «Северный». На рисунке 1 представлена общая схема электрических сетей Республики Бурятия.
Рис. 1. Карта-схема электрических сетей Республики Бурятия.
Характеристика электрических сетей Республики Бурятия
Южный энергорайон
Основная электрическая сеть энергосистемы (далее – ЭС) Южного района сформирована из линий электропередач и подстанций напряжением 110–220 кВ. Сеть 220 кВ закольцована.
Южный энергорайон энергосистемы (далее - ЭС) Республики Бурятия связан с энергосистемами:
Иркутской области, Забайкальского края, центрального региона Монголии.
С ЭС Иркутской области имеется связь:
ВЛ 500 кВ Гусиноозёрская ГРЭС – Ключи (ВЛ-582);
ВЛ 220 кВ Мысовая – Байкальск с отпайкой на ПС Переёмная (МБ-273);
ВЛ 220 кВ Выдрино – БЦБК (ВБ-272);
ВЛ 110 кВ Култук – Зун-Муpино с отпайкой на ПС Быстрая (КЗМ-135).
С ЭС Забайкальского края имеется связь:
ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Петровск-Забайкальская (ВЛ-583);
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Кижа (КПЗ-283);
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальский – Новоильинск (НПЗ-282-284);
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальский – Саган-Нур (СПЗ-262);
ВЛ 110кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123).
С центральным регионом ЭС Республики Монголия имеется связь:
ВЛ 220 кВ Селендума – Дархан I цепь (СД-257);
ВЛ 220 кВ Селендума – Дархан II цепь (СД-258).
Из-за отсутствия крупных энергоемких потребителей в ЭС, график спроса электроэнергии и мощности имеет нестабильный характер с выраженными утренними и вечерними максимумами и дневными и ночными минимумами.
Максимум потребления в энергорайоне в 2014 году составил 887 МВт (в 2013 г. - 878 МВт, в 2012 г. – 896 МВт).
Минимум потребления Южного района составил 272 МВт в 2014 году, (в 2013 г. - 281 МВт, в 2012 г. - 239 МВт).
Северный энергорайон (Северобайкальский участок)
Северный энергорайон ЭС Республики Бурятия является транзитным и связан с ЭС Иркутской области и ЭС Забайкальского края.
С ЭС Иркутской области имеется связь:
ВЛ 220 кВ Улькан – Дабан (УД-32);
ВЛ 220 кВ Кунерма – Северобайкальск (КС-33);
ВЛ 220 кВ Таксимо-Мамакан и ВЛ 110 кВ Таксимо-Мамакан с отпайками (обеспечивается питание Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области).
С ЭС Забайкальского края имеется связь:
ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47);
ВЛ 110 кВ Таксимо – Чара с отпайками (ТТ-72) (нормально отключена со стороны ПС 220 кВ Чара).
Электрические сети от Усть-Илимской ГЭС через ПС 220 кВ Коршуниха до ПС 220 кВ Чара выполнены подвеской двух цепей на одни опоры. Протяженность транзита от Усть-Илимской ГЭС до ПС 220 кВ Таксимо составляет 1047 км. Магистраль проходит по горному лавиноопасному, сейсмически активному району. Основной потребитель Северного энергорайона – электротяга (до 60 % потребления) – потребитель I категории надёжности, в т.ч. особой группы I категории: Северо-Муйский тоннель длиной 15,4 км, Байкальский тоннель длиной 7,5 км и четыре Мысовых тоннеля суммарной длиной 5,2 км. Генерирующих станций в Северном энергорайоне нет.
Суммарное потребление Северобайкальского участка, с учетом перетока в ЗАО «Витимэнерго» и ЭС Забайкальского края, в период максимальных нагрузок достигает 207 МВт. Для непревышения МДП (200 МВт) в сечении Иркутск-Бурятия (Северобайкальский участок) по ВЛ 220 кВ Киренга – Улькан (КУ-30), ВЛ 220 кВ Киренга – Кунерма (КК-31) проводятся схемно-режимные мероприятия по переносу точки раздела с Забайкальской энергосистемой с ПС 220 кВ Хани на ПС 220 кВ Таксимо, а в случае невозможности выполнения схемно-режимных ситуаций или их неэффективности вводятся ограничения режима потребления
В ремонтной схеме – при отключении одной из линий на транзите – максимально допустимый переток составляет 190 МВт.
Подключение новых потребителей невозможно. В настоящее время имеются заявки на технологическое присоединение к сетям: увеличение перевозок ОАО «РЖД» (по Северобайкальскому участку), ОАО «Полюс Золото» (Бодайбинский и Мамско-чуйский районы) и ряд других. Рассматриваются варианты электроснабжения Удоканского ГОКа мощностью 50 МВт, расположенного в ЭС Забайкальского края, и который также будет оказывать влияние на режимно-балансовую ситуацию в этом регионе.
Баланс мощности ЭС Республики Бурятия на час прохождения максимума потребления территории по состоянию на 18 февраля 2014 года представлен в Приложении № 5.
2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии и структура электропотребления ЭС Республики Бурятия
Информация электропотребления ЭС Республики Бурятия за период 2000-2014 годы представлена в Таблице 2.
Динамика электропотребления Республики Бурятия за период
с 2000 по 2014 годы
Таблица 2
Наименование / годы
2000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Электропотребление, млн. кВт*ч.
4 595
4 952
4 981
5 289
5 233
5 490
5 350
5 462
5 484
5 408
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт*ч.
357
29
308
-56
257
-140
112
22
-76
Среднегодовые темпы прироста, %
7,2
0,5
6,1
-1,0
4,9
-2,5
2,05
0,4
-1,4
Из таблицы видно, что начиная с 2000 по 2006 годы динамика электропотребления в общем положительная, абсолютный прирост составил 357 млн. кВт*ч или 7,2 %. В период с 2007 по 2014 годы темп прироста прироста потребления составил в среднем 1,13%.
Электропотребление региона с 2000 по 2014 годы возросло с 4 595 млн. кВт*ч до 5 408 млн. кВт*ч. на 813 млн. кВт*ч. или 17,7 %.
В 2014 году по сравнению с 2013 годом электропотребление уменьшилось на 76 млн. кВт*ч. или на 1,4 %.
По данным «Отчета о функционировании ЕЭС России в 2014 году», опубликованного на сайте ОАО «СО ЕЭС» 30 января 2015 года, в 2014 году в энергосистеме России в целом зафиксировано повышение потребления электрической энрегии по сравнению с 2013 годом на 0,4 % (4 042,5 млн. кВтч), а по ОЭС Сибири зафиксировано снижение потребления на 0,6 % (1 255,5 млн. кВтч).
При этом «Схемой и программой развития ЕЭС России на 2014-2020 гг.», утвержденной приказом Минэнерго России от 01 августа 2014 года № 495, темп роста потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2014 году планировался на уровне 0,53 %.
График электропотребления Республики Бурятия за период с 2000 по 2014 гг. показан на Рисунке 2.
Рис. 2. – Электропотребление территории Республики Бурятия
за период с 2000 по 2014 гг.
Структура электропотребления Республики Бурятия по видам экономической деятельности
В Таблице 3 представлено изменение в структуре электропотребления территории Республики Бурятия в 2012-2014 годах.
Структура электропотребления на территории Республики Бурятия
за период 2012-2014 гг.
Таблица 3
ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Доля в структуре
потребления/
полезном отпуске, %
Отклонение,
(+,-),
%
2012
2013
2014
Всего
5 461 737
5 484 027
5 408 533
-1,38
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
506 109
516 171
499 409
9,2/13,0
-3,25
ПОТЕРИ В СЕТЯХ
1 235 711
1 040 742
933 521
17,3/-
-10,30
ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
103 023
104 350
99 300
1,8/2,6
-4,84
ХОЗ. НУЖДЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
24 593
26 756
22 667
0,4/0,6
-15,28
ПОЛЕЗНЫЙ ОТПУСК ПОТРЕБИТЕЛЯМ
3 592 301
3 796 008
3 853 636
71,3/100,0
1,52
в том числе:
Промышленность -всего
761273
750 845
722 823
13,4/18,8
-3,73
в том числе:
электроэнергетика
4 170
4 648
9 021
0,2/0,2
94,08
топливная
103 161
120 099
114 947
2,1/3,0
-4,29
угольная
103 161
104 561
104 561
1,9/2,7
0,00
черная металлургия
256
311
707
0,01/0,02
127,33
цветная металлургия
144 318
158 434
157 164
2,9/4,1
-0,80
химическая и нефтехим.
3 156
2 013
1 502
0,03/0,04
-25,38
машиностроение
165 238
161 459
112 029
2,1/2,9
-30,61
деревообр. и ц/бумаж.
192 705
155 728
168 527
3,1/4,4
8,22
промышленность стройматериалов.
83 761
92 723
89 099
1,6/2,3
-3,91
легкая
1 334
1 313
1 250
0,02/0,03
-4,80
пищевая
46 806
48 737
44 150
0,8/1,1
-9,41
другие промышленные производства
16 368
20 920
24 427
0,5/0,6
16,76
Сельское хозяйство
16 942
19 367
20 633
0,4/0,5
6,54
Лесное хозяйство
981
807
406
0,01/0,01
-49,69
Рыбоводство
1 912
1 964
1 683
0,03/0,04
-14,31
Транспорт и связь
1 121 094
1 165 801
1 185 432
21,9/30,8
1,68
Строительство
40 179
40 977
38 540
0,7/1,0
-5,95
ПРОЧИЕ ОТРАСЛИ
822 920
876 247
926 709
17,1/24,0
5,76
в т.ч. ЖКХ
138 817
174 271
165 252
3,1/4,3
-5,18
НАСЕЛЕНИЕ-всего
827 000
940 000
957 410
17,7/24,8
1,85
в т.ч. сельское
298 490
345 159
380 387
7,0/9,9
10,21
Структура электропотребления республики состоит из следующих основных элементов:
- «Полезный отпуск» - 71,3 % или 3 853 636 тыс. кВт*ч.;
- «Потери в сетях» - 17,3 % или 933 521 тыс. кВт*ч.;
- «Собственные нужды станций» 9,2 % или 499 409 тыс. кВт*ч.
Из приведенных данных Таблицы 3 видно, что в 2014 году по сравнению с 2013 годом произошло изменение по всем основным элементам электропотребления:
- по структуре «Полезный отпуск» произошло небольшое повышение величины на 1,52 %;
- по структуре «Потери в сетях» наблюдается снижение показателя на 10,30 %;
- по структуре «Собственные нужды станций» наблюдается снижение на величину 3,25 %.
Структура полезного отпуска состоит из следующих основных элементов:
- «Транспорт и связь» - 21,9 % или 1 185 432 тыс. кВт*ч.;
- «Прочие отрасли» - 17,1 % или 926 709 тыс. кВт*ч.;
- «Население» - 17,7 % или 957 410 тыс. кВ*ч.;
- «Промышленность» - 13,4 % или 722 823 тыс. кВт*ч.
По сравнению с 2013 годом общее потребление территории снизилось на 76 млн. кВт*ч., или 1,38 %.
Рис. 3 Структура потребления электроэнергии по видам экономической деятельности за 2014 г. (в %).
Баланс мощности энергосистемы Республики Бурятия в период прохождения максимума представлен в Приложении № 5.
2.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей электрической энергии в регионе
Список основных крупных потребителей электроэнергии в энергосистеме представлен в Таблице 4.
Список крупных потребителей электрической энергии за 2014 год
Таблица 4
№ п/п
Наименование потребителя
Адрес потребителя
Вид деятельности
Объем потребления, млн. кВт*ч
1
ОАО «Улан-Удэнский авиационный завод»
670009, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Хоринская, 1
Самолетостроение
45,6
2
Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал ОАО «Желдорреммаш»
670002, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Лимонова, 2Б
Ремонт подвижного состава РЖД
47,272
3
ОАО «Улан-Удэнское приборостроительное объединение»
670034, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Х. Намсараева, 7
Приборостроение
3,286
4
ОАО «Аэропорт Байкал г. Улан-Удэ»
670018, РБ, г. Улан-Удэ, Аэропорт, 10
Авиаперевозки
1,163
5
ОАО «ТГК-14» (Генерация Бурятии)
670045, г. Улан-Удэ, ул. Шаляпина, 41
Выработка электро и теплоэнергии
26,157
6
ОАО «ТГК-14» (УУЭК)
67045, г. Улан-Удэ, ул. Трактовая, 11
Передача теплоэнергии
27,139
7
ООО «Бурятмяспром»
670013, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Пугачева, 38
Производство мясной продукции
3,299
8
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
105066, г. Москва, ул. Ольховская, 27-3
энергосбытовая компания
1118,288
9
ОАО «Оборонэнергосбыт»
109044, г. Москва, Воронцовский пер, д. 2, оф. 527
энергосбытовая компания
51,547
10
ОАО «Селенгинский ЦКК»
671247, РБ, Кабанский р-н, п. Селенгинск
Производство бумаги
17,806
11
ОАО «Водоканал» (г. Улан-Удэ)
г. Улан-Удэ ул. Красноармейская, 24
Водоснабжение г. Улан-Удэ
7,925
12
ООО «БКС»
г. Улан-Удэ ул. Красноармейская, 24
Водоснабжение г. Улан-Удэ
28,549
13
МУП «Управление трамвая»
г. Улан-Удэ ул. Сахьяновой, 4
Перевозки населения по г. Улан-Удэ
6,025
14
ОАО «Заудинский мелькомбинат»
г. Улан-Удэ ул. Пищевая,1а
Производство муки
0,625
15
ОАО «Бурятхлебпром»
г. Улан-Удэ ул. Куйбышева, 44
Производство хлебобулочных изделий
5,61
16
ООО «Энергосбыт» (п. Селенгинск)
671247, РБ, Кабанский р-н, п. Селенгинск, мк-р Солнечный, 22
энергосбытовая компания
27,8
17
ООО «Энергосбыт» (г. Улан-Удэ)
г. Улан-Удэ ул. Ботаническая, 71а
энергосбытовая компания
51,3
18
ОАО «Молоко»
г. Улан-Удэ ул. Боевая, 6
Производство молочной продукции
3,573
19
ОАО «Атомэнергосбыт»
671510, Россия, РБ, Баунтовский район, с. Багдарин
энергосбытовая компания
23,2
20
ООО «Тимлюйский завод»
671205, РБ, Кабанский р-н, п. Каменск, ул. Промышленная, 1
Производство шифера
5,14
21
ОАО «Байкальская лесная компания»
г. Улан-Удэ ул. Ключевская, 21
деревообработка
2,333
22
ОАО «Бурятзолото»
670045, Бурятия Респ, Улан-Удэ г, Шаляпина ул, дом № 5, корпус В
Добыча руд и песков драгоценных металлов (золота, серебра и металлов и т.д.)
112,04
23
ОАО «Хиагда»
671510, Бурятия Респ, Баунтовский эвенкийский р-н, Багдарин с
Добыча руд и песков драгоценных металлов (золота, серебра и металлов и т.д.)
16,394
24
ОАО «Разрез Тугнуйский»
671353, Бурятия Респ, Мухоршибирский р-н, Саган-Нур п
Добыча каменного угля открытым способом
18,37
25
ЗАО «Свинокомплекс Восточно-Сибирский»
671328, Бурятия Респ, Заиграевский р-н, Усть-Брянь с, 40 лет Победы ул, дом № 40
Разведение свиней
7,86
2.4. Динамика изменения максимума нагрузки
Информация приведена в Таблице 5.
Динамика изменения собственного максимума нагрузки энергосистемы Республики Бурятия за период с 2000 по 2014 гг.
Таблица 5
Максимум нагрузки
2000 15 янв.
20066 фев.
200726 дек.
200815 янв.
200929 дек.
201013 янв.
201120 янв.
2012 21 янв.
2013 15 янв.
2014
16
фев.
2008-2014 мах.
Собственный максимум нагрузки, МВт
976
939
905
951
984
1015
986
991
969
972
1015
Абсолютный прирост максимум нагрузки, МВт
9
16
-34
46
33
31
-29
5
-22
3
Среднегодовые темпы прироста, %
0.9
1.7
-3.6
5.1
3.5
3.2
-2.9
0,05
-2,2
0,3
2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных
Данные по динамике потребления и структуре отпуска тепловой энергии представлены в Таблицах 6, 7.
Динамика потребления тепловой энергии от систем централизованного
теплоснабжения в Республике Бурятия
Таблица 6
Показатель
2000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
7671
7829
7708
7591
7226
7681
7685
7730
7395
7254
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
-1045
-812
-121
-117
-365
455
4
45
-335
-141
Среднегодовые темпы прироста, %
-12.0
-9.4
-1.5
-1.5
-4.8
6.3
0.1
0,58
-4,3
-1,9
Структура отпуска тепловой энергии от электростанций за 2014 год
Таблица 7
№ п/п
Наименование энергоисточника
Отпуск теплоэнергии,
тыс. Гкал
Параметры пара, вид топлива
Филиал «Гусиноозерская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» *
1
Гусиноозерская ГРЭС
222,781
Уголь, мазут
2
Котельные
3,03
Уголь
Всего:
225,811
-
Филиал ОАО «ТГК-14» - «Генерация Бурятии»
1
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
86,72 (пар)
1 445,67 (ГВ)
Основное – уголь,
Растопочное – мазут
Р-9 кгс/см2 ата, t-300°С.
2
Улан-Удэнская ТЭЦ-2*
826,97
Основное – уголь,
Растопочное – мазут
3
Тимлюйская ТЭЦ*
74,27
Основное – уголь
Всего:
2 433,62
Станции промышленных предприятий
Всего, в.т.ч.:
1109,277
для потребителей 143,867
1
ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
143,867
Уголь, гидролизный лигнин, мазут
*- Отпуск тепловой энергии в паре не производится.
2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии
Перечень основных потребителей тепловой энергии представлен в Таблице 8.
Перечень основных потребителей тепловой энергии в 2014 году
Таблица 8
№ п/п
Потребитель
Годовое потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
1.
Улан-Удэнская ТЭЦ-1,2 всего (с учетом собственных потребителей),
в т.ч.:
1 971,51
1.1
Население
1 101,86
1.2.
Прочие всего, в том числе
869,65
1.2.1
Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал ОАО «Желдорреммаш»
73,7 (вода)
86,7 (пар)
1.2.2.
Улан-Удэнское отделение ОАО "РЖД"
32,1
1.2.3.
ОАО «Улан-Удэнское производственное приборостроительное объединение» (ОАО «УУППО»)
9,3
1.2.4.
ОАО «Молоко»
0,8
1.2.5.
ЗАО «Энерготехмаш»
2,0
1.2.6.
МУП «Управление трамвая»
2,2
2.
Котельные У-УЭК:
328,75
2.1.
Население
225,49
2.2.
Прочие
103,26
3.
Ведомственные котельные:
152,22
3.1.
Население
128,77
3.2.
Прочие
23,45
2.7. Основные характеристики теплосетевого хозяйства Республики Бурятия
Тепловую энергию в горячей воде и паре в республике вырабатывают 5 тепловых станций и порядка 673 котельных суммарной установленной мощностью 2,77 тыс. Гкал/ч., в т.ч.:
- Улан-Удэнская ТЭЦ-1 (с пиковыми водогрейными котлами) 688 Гкал/час;
- ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК» 419,0 Гкал/час;
- Улан-Удэнская ТЭЦ-2 (пиковая котельная) 380,0 Гкал/час;
- Гусиноозерская ГРЭС 221,0 Гкал/час;
- Тимлюйская ТЭЦ 59,6 Гкал/час;
Итого: 1767,6 Гкал/час.
- котельные 1030,5 Гкал/час.
Всего: 2798,1 Гкал/час.
Данные о теплосетевом хозяйстве в разрезе муниципальных районов республики представлены в Таблице 9.
Характеристика теплосетевого хозяйства в разрезе муниципальных районов республики
Таблица 9
Регион республики
Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении, км
в том числе диаметром:
Из гр.1 протяженность сетей, нуждающихся в замене
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %
Из гр.5 ветхие сети, км
Заменено тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении сетей, км.
до 200 мм
от 200 мм до 400 мм
от 400 мм до 600 мм
всего
из них: ветхих
Республика Бурятия
1695,9
1313,3
286,5
62,8
494,2
29,1
456,3
27,8
25,6
Улан-Удэ
550,1
414,1
92,3
18,2
108,6
13,3
108,6
9,3
9,2
Северобайкальск
199,9
146,9
34,4
18,6
63,9
32,0
63,9
0,7
0,7
Баргузинский район
23,4
23,4
-
-
7,2
30,8
7,2
-
-
Баунтовский эвенкийский район
22,1
22,1
-
-
10,8
48,9
1,5
-
-
Бичурский район
13,9
13,9
-
-
6,1
43,9
5,9
1,1
1,1
Джидинский район
15,8
15,8
-
-
10,5
66,5
10,3
1,2
0,3
Еравнинский район
20,4
9,6
9,0
1,8
4,5
22,1
4,0
0,2
0,2
Заиграевский район
111,6
90,1
20,5
1,0
49,2
44,1
49,2
1,9
1,9
Закаменский район
37,4
33,5
3,9
-
17,3
46,3
17,3
1,4
1,4
Иволгинский район
17,0
14,3
2,3
-
8,1
47,6
8,1
-
-
Кабанский район
90,6
77,2
6,2
7,2
16,2
17,9
11,8
3,6
3,2
Кижингинский район
16,5
14,9
1,6
-
8,2
49,7
8,2
-
-
Курумканский район
21,1
20,2
0,9
-
9,0
42,7
8,7
1,0
0,9
Кяхтинский район
47,5
40,4
7,1
-
24,2
50,9
15,9
0,7
0,1
Муйский район
151,8
105,3
40,6
5,9
109,8
72,3
109,8
0,7
0,7
Мухоршибирский район
39,1
21,0
10,7
-
9,1
23,3
4,1
0,6
0,6
Окинский район
4,5
4,5
-
-
0,1
2,2
0,1
-
-
Прибайкальский район
50,9
45,5
5,4
-
22,3
43,8
21,9
0,5
0,4
Северо-Байкальский район
121,5
80,9
35,2
5,4
62,7
51,6
62,7
-
-
Селенгинский район
85,8
65,7
15,4
4,7
30,8
35,9
30,8
2,5
2,5
Тарбагатайский район
8,0
7,6
0,4
-
0,7
8,8
0,4
1,9
1,9
Тункинский район
27,3
27,0
0,3
-
2,7
9,9
0,5
0,2
0,2
Хоринский район
19,7
19,4
0,3
-
5,0
25,4
1,4
0,3
0,3
В Таблицах с 10 по 14 представлена информация о планируемых вводах-выводах генерирующего оборудования электрических станций региона, прогноз ограничения установленной мощности оборудования, данные о перемаркировке и модернизации оборудования.
1
Предложения по выводу из эксплуатации (как окончательному, так и под замену) генерирующего оборудования на действующих электростанциях (отчет 2014 г. и прогноз до 2020 г.)
Таблица 10
№ п/п
Наименование электростанции
Место расположения площадки (наименование населенного пункта и адм. района)
Вывод из эксплуатации (окончательный демонтаж – без дальнейшей замены, демонтаж под замену)
Номер энергоагрегата (станционный номер)
Марка выводимого энергоагрегата (энергоблока)
Вид топлива выводимого энергоагрегата
Установленная мощность выводимого энергоагрегатаМВт
Ожидаемые месяц и год вывода из эксплуатации (период 2016-2020 г.г.)
1.
ТЭЦ-1
г. Улан-Удэ, Железнодорожный район
Демонтаж под замену
№6
Турбоагрегат ПТ-30-90
уголь
30
2019*
2.
ТЭЦ-2
г. Улан-Удэ, Октябрьский район
-
3.
Тимлюйская ТЭЦ
Р. Бурятия п. Каменск
-
4.
Гусиноозерская ГРЭС
Р. Бурятия г. Гусиноозерск
-
Примечание:
* Проект СиПР ЕЭС России 2015-2021 Приложение 4.
Предложения по строительству новых электростанций, расширению и замене генерирующего оборудования на действующих электростанциях (отчет 2014 г. и прогноз до 2020 г.)
Таблица 11
Наименование электростанции
Место расположения площадки (наименование населенного пункта и адм. района для нового строительства)
Направление инвестиций (новое строительство, расширение, замена)
Номер энергоагрегата или очереди (станционный номер)
Марка энергоагрегата (энергоблока)
Вид топ-лива
Установленная мощность вводимого энергоагрегата, МВт
Ожидаемые месяц и год ввода в эксплуатацию (период 2015-2020 гг.)
Текущая стадия проработки предложения (замысел, ТЭО, проектирование, строительство)
Удельные капиталовложения, тыс. руб/кВт
Удельный расход топлива на э/э, г. у.т./ кВт*ч.
Удельный расход топлива на т/э, кг у.т./ Гкал
Отпуск тепла из теплофикационного отбора, для ТЭС; Гкал/ч.
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
г. Улан-Удэ, Железнодорожный район
замена
№6
ТА ПТ-30-90
уголь
30
2019
замысел
18
380,96
153,82
80
Гусиноозерская ГРЭС
РБ, Селенгинский район, г. Гусиноозерск
замена
ТГ-3
ТГВ-200М
уголь
170
декабрь 2015
строительство
Гусиноозерская ГРЭС
РБ, Селенгинский район, г. Гусиноозерск
замена
ТГ-1
ТГВ-200М
уголь
170
декабрь 2017
замысел
1
Прогноз ограничений установленной мощности ТЭС (отчет 2014 г. и прогноз до 2020 г.), МВт
Таблица 12
Наименование
2014 г.
2015 г
2016 г
2017 г
2018 г
2019 г
2020 г
Примечание
Ограничения установленной мощности электростанций - всего, в т.ч.
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0
0
Технические ограничения, в т.ч. по видам
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0
0
Техническое состояние оборудования ТА ст. № 6 Улан-Удэнской ТЭЦ-1
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0
0
Модернизация и перемаркировка генерирующего оборудования Гусиноозерской ГРЭС
(отчет 2014 г. и прогноз до 2020 г.)
Таблица 13
Наименование электро-станции
Вид работ (модернизация, перемаркировка)
До модернизации
(перемаркировки)
После модернизации
(перемаркировки)
Завершение работ (период 2016-2020 гг.)
Текущая стадия проработки предложения (замысел, ТЭО, проектирование, строительство)
Удельные капиталовложения, тыс. руб/кВт)
Удельный расход топлива на э/э, г у.т./ кВт*ч.
Удельный расход топлива на т/э, кг у.т./ Гкал
Отпуск тепла из теплофикационного отбора для ТЭС, Гкал/ч
номер энергоагрегата или очереди (станционный номер)
установленная мощность энергоагрегата, МВт
номер энергоагрегата или очереди (станционный номер)
марка энергоагрегата (энергоблока)
вид топ-лива
установленная мощность энергоагрегата, МВт
Гусиноозерская ГРЭС
Перемаркировка
2
5
6
1
3
180
200
200
170
170
2
5
6
1
3
К-190
К-210
К-210
К-200
К-200
уголь
190
210
210
200
200
2016
2016
2016
2017
2020
согласование
согласование
согласование
проектирование
замысел
-
-
-
-
Прогноз ограничений установленной мощности на Гусиноозерской ГРЭС
(отчет 2014 г. и прогноз до 2020 г.), МВт
Таблица 14
№ п/п
Наименование
2014
(отчет)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Примечание
1.
Ограничения установленной мощности Гусиноозерская ГРЭС
на конец года - всего, в т.ч.
0
0
0
0
0
0
0
1.1.
Технические ограничения, в т.ч. по видам
1.2.
Временные ограничения, в т.ч.
1.2.1.
длительного действия, в т.ч. по видам
1.2.2.
сезонного действия, в т.ч. по видам
0
0
0
0
0
0
0
1
2.8. Состав существующих электростанций ЭС РБ
На территории Республики Бурятия расположены электростанции суммарной установленной мощностью 1333,39 МВт:
1. Филиал «Гусиноозерская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация», установленной мощностью 1130,0 МВт;
2. Филиал ОАО «ТГК-14» – «Генерация Бурятии», имеющая в составе Улан-Удэнскую ТЭЦ-1 с установленной мощностью 148,77 МВт;
3. ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК» с установленной мощностью 36,0 МВт (работает по технологии производства основной продукции).
4. Дизельные электростанции Филиала ОАО «МРСК Сибири» ‑ «Бурятэнерго» 18,62 МВт (находятся в консервации (горячий резерв), используются в ремонтных и аварийных ситуациях).
2.9. Техническое состояние оборудования электрических станций
Характеристики оборудования электростанции филиала «Гусиноозерская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» представлена в Таблице 15.
Характеристики оборудования электростанции филиала «Гусиноозерская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация»
Таблица 15
Название филиала
Вид топлива
Энерго-блок
Тип котла
Тип турбины
Мощность турбины, МВт
Тип генератора
Год ввода в эксплуатацию
Гусиноозерская ГРЭС
1130 МВт
уголь, мазут
№ 1
БКЗ-640-140-ПТ1
К-200-130-3
170
ТГВ-200М
1976
№ 2
БКЗ-640-140-ПТ1
К-210-130-3
180
ТГВ-200МУ3
1977
№ 3
БКЗ-640-140-ПТ1
К-210-130-3
170
ТГВ-200М
1978
№ 4
БКЗ-640-140-ПТ1
К-210-130-3
210
ТГВ-200-2МГУЗ
1979
(техперевооружение в 2013 году)
№ 5
ТПЕ-215
К-215-130-1
200
ТГВ-200МУ3
1988
№ 6
ТПЕ-215
К-215-130-1
200
ТГВ-200МУ3
1992
Характеристики энергетического оборудования электрических станций филиала ОАО «ТГК-14»-«Генерация Бурятии» представлены в Таблице 16.
Характеристики оборудования электростанций филиала ОАО «ТГК-14» - «Генерация Бурятии»
Таблица 16
Показатель / Наименование станции
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
Тимлюйская ТЭЦ
Установленная электрическая и тепловая мощность
Nуст = 148,77 МВт,
Q уст = 688 Гкал/ч
Qуст = 380 Гкал/ч
Qуст = 59,6 Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1936
1991
1953
Топливо
Каменный уголь, растопочное-мазут.
Каменный уголь,
растопочное-мазут
Бурый уголь
Характеристика
Выдача электроэнергии в общую сеть, теплоснабжение горячей водой г. Улан-Удэ и паром потребителей.
Теплоснабжение г. Улан-Удэ горячей водой.
Теплоснабжение п. Каменск
2.10. Структура выработки электроэнергии
Структура выработки электроэнергии приведена в Таблице 17.
Основным источником выработки электроэнергии являются ТЭС, принадлежащие различным собственникам.
Основную долю выработки занимает производство электроэнергии филиалом «Гусиноозерская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация». В 2014 году станцией произведено – 4 722,4 млн. кВт*ч или 88,32 % общей выработки региона.
Крупными источниками электрической энергии Республики Бурятия являются:
– Улан-Удэнская ТЭЦ-1 (ОАО «ТГК-14») 481,8 млн. кВт*ч или 9,01%;
– ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК» 140,8 млн. кВт*ч или 2,6 %.
Структура выработки электроэнергии на территории Республики Бурятия в 2014 году
Таблица 17
Наименование объекта
Выработка электроэнергии, млн. кВт*ч.
Структура, %
Изменение выработки к предыдущему году, %
ВСЕГО
5 347,0
100
-0,83
в т.ч.:
АЭС
-
-
-
ТЭС
5 347,0
100
-0,83
в т.ч.:
Выработка Улан-Удэнская ТЭЦ-1
481,8
9,01
8,81
ДЭС
2,1
0,04
11,76
Выработка ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
140,8
2,63
13,5
Выработка Гусиноозерской ГРЭС
4 722,4
88,32
-2,09
ГЭС
-
-
-
Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (НВИЭ)
-
-
-
в т. ч.:
-
-
-
Ветровые ЭС
-
-
-
Мини ГЭС
-
-
-
Гео ТЭС
-
-
-
Солнечные ЭС
-
-
-
Прочие
-
-
-
Структура выработки электроэнергии на территории Республики Бурятия представлена на Рисунке 4.
Рис. 4. Структура выработки электроэнергии на территории Республики Бурятия в отчетном году
Других источников выработки электроэнергии (АЭС, ГЭС, НВИЭ) на территории Республики Бурятия нет.
В соответствии с генеральной схемой размещения объектов элеткроэнергетики до 2020 года, одобренной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215-р, к 2020 году планируется строительство Мокской ГЭС с Ивановской ГЭС (контррегулятором) проектной мощностью 1410 МВт и средней многолетней выработкой 5 740 млн.кВт*ч.
Реализация планов строительства Мокского гидроузла с Ивановским контррегулятором обеспечит решение проблем электроснабжения потребителей Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области (приказами Минэнерго России в 2012-2014 годах данные районы отнесены к регионам с высокими рисками нарушения электроснабжения) и обеспечение сравнительно недорогой электрической энергией потребителей Республики Бурятия, Забайкальского края и Иркутской области.
Расположение Мокской ГЭС на границе Республики Бурятия и Забайкальского края может обеспечивать питание перспективных потребителей Забайкальского края и Бурятии, Северо-Восточных районов Иркутской области.
Намечаемое в перспективе соединение двух крупных объединенных энергосистем Сибири и Дальнего Востока будет осуществлено в перспективе через ВПТ на ПС 220 кВ Хани в соединении с воздушными линиями, проходящими вдоль существующих в Забайкалье Транссибириской железной дороги и Байкало-Амурской железнодорожной магистрали, что также целесообразно было бы рассмотреть в схеме с Мокским гидроузлом.
В 2014 году руководителями трех соседних регионов направлено обращение в адрес Минэнерго России о проведении совместного совещания по вопросам строительства Мокского гидроузла (исх. от 01.07.2014 № 01.08-015-и4199 (Правительство Республики Бурятия), от 08.08.2014 № 02.01-630/14 (Правительство Иркутской области), от 14.08.2014 № 1700-КИ (Правительство Забайкальского края)).
Строительство Мокского гидроузла получило принципиальную поддержку со стороны ОАО «СО ЕЭС» (протокол совещания в Минэнерго России от 19.11.2014 №09-1788-пр под председательством директора Департамента развития энергетики Минэнерго России П.Н. Сникарса).
2.11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности
Баланс электрической энергии ЭС РБ представлен в Таблице 18.
Баланс электрической энергии ЭС РБ 2014 года
Таблица 18
Показатели
Единицы измерения
Отчетные значения
Электропотребление ЭС
млн. кВт*ч.
5 408,5
Передача эл. энергии - ВСЕГО
млн. кВт*ч.
61,5
Передача электроэнергии в смежные ЭС (сальдо-переток Бурятия-Чита)
млн. кВт*ч.
-252,09
Экспорт
млн. кВт*ч.
-258,21
Выработка,
млн. кВт*ч.
5 347,0
в том числе:
ГЭС
млн. кВт*ч.
0
ТЭС
млн. кВт*ч.
5 206,2
КЭС (Гусиноозерская ГРЭС)
млн. кВт*ч.
4 722,365
ТЭЦ (Улан-Удэнская ТЭЦ-1)
млн. кВт*ч.
481,787
ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
млн. кВт*ч.
140,8
ДЭС
млн. кВт*ч.
2,083
ВИЭ
млн. кВт*ч.
0
Получение электроэнергии из смежных ЭС (сальдо-переток Иркутск-Бурятия)
млн. кВт*ч.
571,8
Импорт
млн. кВт*ч.
0
Число часов использования установленной мощности электростанций
ТЭС
часов в год
4 013
КЭС (Гусиноозерская ГРЭС)
часов в год
4 179
ТЭЦ (Улан-Удэнская ТЭЦ-1)
часов в год
3 238
ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
часов в год
3 911
ВИЭ
часов в год
-
* часы использования установленной мощности Улан-Удэнской ТЭЦ-1, Гусиноозерская ГРЭС, ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК».
2.12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных (с учетом станций промышленных предприятий и муниципальных котельных)
Потребление топлива электростанциями и котельными за 2014 год
Таблица 19
№
Вид топлива
Объем, тн.
в %
Потребление топлива ТЭЦ ОАО «ТГК-14»
1.
Уголь
732 515
99,8
2.
Мазут
1 218
0,2
3.
Газ
0
0
4.
Дизтопливо
0
0
Итого
733 733
100
Потребление топлива Гусиноозерской ГРЭС
5.
Уголь
2 798 571,54
99,66
6.
Мазут
3 959,91
0,34
7.
Газ
0
0
8.
Дизтопливо
0
0
Итого
2 802 531,45
100
Потребление топлива котельными У-У ЭК г. Улан-Удэ
9.
Уголь
113 700
92,6
10.
Мазут
8 955
7,3
11.
Газ
148
0,1
12.
Дизтопливо
48
0,04
Итого
122 851
100
Потребление топлива котельными Республики Бурятия (без г. Улан-Удэ)
13.
Уголь
533 264,0
97,5
14.
Мазут
13 474,9
2,5
Итого
546 738,9
100
Всего по территории
15.
Уголь
4 178 050,54
98,7
16.
Мазут
27 607,8
0,7
17.
Газ (СУГ)
6 630
0,15
18.
Дизтопливо
18 983
0,45
Всего
4 231 271,34
100
2.13. Единый топливно-энергетический баланс Республики Бурятия
Данные представлены в Таблице 20.
Топливно-энергетический баланс Республики Бурятия за период
с 2007 по 2014 гг.
Таблица 20
Показатель
2007
2010
2011
2012
2013
2014
Производство электрической энергии, млн. кВт∙ч, всего
4 711
4 880
4 775
5 093
5 391,8
5 347,0
В том числе:
ТЭС
4 710,1
4 879,7
4 774,7
5 091
5 389,9
5 344,9
ДЭС
0,12
0,335
0,304
2
1,9
2,1
ГЭС
-
-
-
-
-
-
Прочие
-
-
-
-
-
-
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал, всего
6 603
7 250
7 658
7 730
6 406
6 307
В том числе:
ТЭС
2 810
2 857
2 561
2 617
2699,9
2 668
Котельные
3 780
4 359,6
5 120
5 099,8
3704
3 637
Нетопливн.
13
13,4
13,2
13,2
2,1
2
КПТ, тыс. т у.т., всего
3 104
3 411
3 602
2 944,98
3 076,91
3 008,6
В том числе:
Уголь
ЭЭ ТЭС
1 648,8
1 749,3
1 826
1 670,10
ТЭ ТЭС
645,7
729,8
772,3
473,185
Котельные
756,0
873,9
925,6
700,947
Итого
3 050,5
3 353
3 545
2 844,2
2 945,3
2 881,7
Мазут
ТЭС
8,0
10
12
12,469
Котельные
45
47
49
88,063
Итого
53
57
61
100,532
106,96
99,4
Дизельное топливо
0,71
0,7
0,71
0,215
24,65
27,5
Газ
Вопрос использования газа в стадии проработки
Топливо для транспорта и строительных механизмов, тыс. т. у.т.
408
420
447
1 711,75
219,91
205
В том числе:
Дизельное топливо
252
260
267
1 565,36
172,39
162,5
Бензин
156
160
180
146,38
47,52
42,5
2.14. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Республике Бурятия
Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Республике Бурятия представлена в Таблице 21.
Макроэкономические показатели Республики Бурятия согласно данных Энергетической стратегии Республики Бурятия
Таблица 21
№
Наименование показателя
2010 г.
2016 г
2017 г
2018 г
2019 г
2020 г
1
Потребление электроэнергии Республики Бурятия, млн. кВт·ч
5 489
5445
5446
5459
5467
5472
2
Энергоемкость ВРП Республики Бурятия кг у.т./тыс.руб.
62,93
38,94
35,65
32,86
30,32
27,98
3
Электроемкость ВРП Республики Бурятия, кВт·ч/руб.
0,041
0,022
0,020
0,018
0,016
0,015
4
ВРП, млн.рублей
133 530
247 500
272 300
303 278
341 688
364 800
Предложения по снижению потерь мощности и электрической энергии
Основные распределительные сети электрической энергии напряжением 110-35 кВ в республике находятся на балансе и в обслуживании филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго».
Для снижения потерь мощности и электрической энергии филиалом разработана «Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности» на период до 2018 года (приложение к инвестиционной программе филиала ОАО «МРСК Сибири» – «Бурятэнерго», приказ Минтранса РБ от 26.09.2014 № 302).
Кроме прочего программой предусмотрено:
замена провода сетей напряжением 110-35 кВ с увеличением сечения для повышения пропускной способности ВЛ;
замена голого на изолированный провод в электрических сетях 0,4 кВ;
замена устройств подогрева приводов выключателей на более энергоэффективные (с более высоким КПД);
внедрение технического учета в электрических сетях;
отключение силовых трансформаторов на ПС с сезонной нагрузкой;
выравнивание нагрузок по фазам в распределительной сети 0,4 кВ;
внедрение энергоэффективных светильников, реле-регуляторов уличного освещения;
внедрение системы АИИС КУЭ.
2.15. Основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Республики Бурятия
Перечень объектов электросетевого хозяйства - ВЛ 220 кВ, ПС 220 кВ, ВЛ 110 кВ, ПС 110 кВ представлен в Приложении № 1.
Глава 3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Бурятия
Существующие проблемы и ограничения дальнейшего развития энергетики Республики Бурятия обусловлены как технологическими факторами, сдерживающими социально-экономическое развитие районов и Республики в целом, так и факторами структурного характера, осложняющими координацию хозяйственной деятельности предприятий энергетики на территории Республики Бурятия.
На территории Республики Бурятия существуют два энергорайона, расположенные на большом расстоянии друг от друга и не имеющих непосредственной электрической связи: Южный с потреблением 863,4 МВт (районы, прилегающие к транссибирской магистрали) и Северобайкальский участок с потреблением 109,1 МВт (вдоль трассы БАМ). Общее максимальное электропотребление Республики Бурятия зафиксировано в феврале 2014 года и составило 971,7 МВт. Кроме того осуществляется передача электроэнергии и мощности в энергосистему Забайкальского края до 275 МВт и энергосистему Монголии с максимально допустимым перетоком 245 МВт (с апреля 2015 г.)
Существующее электропотребление ЭС Республики Бурятии и прилегающих территорий обеспечивается работой Гусиноозерской ГРЭС, кроме Северобайкальского участка. Нагрузка Северобайкальского участка, покрытие максимумов потребления, нерегулярных колебаний нагрузки обеспечивается перетоком из энергосистемы Иркутской области. В целом на сегодняшний день баланс энергосистемы достаточен для нормального функционирования, однако имеются некоторые проблемы.
3.1. Наличие дефицитных энергетических узлов
Дефицитными энергорайонами в энергосистеме в настоящий момент являются: Северобайкальский участок Республики Бурятия.
Проблема усугубляется тем, что в связи с дальнейшими планами развития экономики Российской Федерации планируется увеличение грузоперевозок по Байкало-Амурской магистрали.
3.2. Недостаток пропускной способности электрических сетей для обеспечения передачи мощности в дефицитные энергоузлы в необходимых объемах
- Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок): максимально допустимый переток (МДП) по контролируемому сечению состоящего из ВЛ 220 кВ Киренга – Улькан (КУ-30), ВЛ 220 кВ Киренга – Кунерма (КК-31) составляет 200 МВт, фактический переток в максимальных зимних режимах уже вызывает превышение допустимого значения.
В 2012 г. на проектное напряжение 220 кВ была переведена одна цепь Мамаканская ГЭС – Таксимо с отпайками (4С) со строительством ПС 220 кВ Мамакан. По результатам выполненных работ, МДП в контролируемом сечении Таксимо – Мамакан увеличился с 55 МВт до 65 МВт. Однако данное увеличение МДП не привело к полному устранению дефицита активной мощности в Бодайбинском и Мамско-Чуйском районах энергосистемы Иркутской области.
В соответствии с Приказом Минэнерго РФ от 31.07.2014 № 485 Бодайбинский и Мамско-Чуйский энергорайоны Иркутской области включены в перечень регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения.
Так, в период прохождения ОЗП 2014/2015гг. в связи с дефицитом активной мощности в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах энергосистемы Иркутской области и недостаточной пропускной способностью связи этих энергорайонов с ОЭС Сибири для исключения (снижения объема) вводимых ограничений потребления в данном узле согласована работа в контролируемом сечении Таксимо – Мамакан с вынужденными перетоками 80 МВт.
3.3. Надежность энергоснабжения районов Республики Бурятия
- Низкая надежность электроснабжения Баргузинского и Курумканского районов.
Электроснабжение осуществляется по одной ВЛ 110 кВ (порядка 320 км), нет возможности присоединения новых потребителей особой экономической зоны Байкала. Во втором полугодии 2015 года (август-сентябрь) планируется к сдаче в эксплуатацию первый пусковой комплекс ВЛ 220 кВ «Татаурово-Горячинская-Баргузин» с ПС 220 кВ Горячинская. Необходимо строительство 2-х ячеек 110 кВ для подключения существующих ВЛ 110 кВ к ПС 220 кВ Горячинская.
- низкая надежность электроснабжения Тункинского и Окинского районов;
Питание осуществляется по одной ВЛ 110 кВ (порядка 260 км), вследствие чего происходят частые отключения потребителей при отсутствии резерва.
С целью повышения надежности и качества электроснабжения Окинского и Тункинского районов необходимо проведение полной реконструкции ВЛ-35 кВ «Самарта-Монды-Сорок-Орлик», с заменой деревянных опор на металлические и реконструкцией ПС 110 кВ «Монды».
- низкая надежность электроснабжения Хоринского, Кижингинского, Еравнинского районов.
Питание районов осуществляется по одной ВЛ 110 кВ (порядка 600 км), без должного обеспечения качества электроэнергии. Возможности присоединения новых потребителей отсутствует, основная доля перспективных потребителей предприятия горнодобывающей промышленности и др.
Возможным решением данной проблемы может стать строительство второй цепи ВЛ 110 кВ «Онохой-Курба-Удинск» и ВЛ 110 кВ «Хоринск–Багдарин».
3.4. Высокие (низкие) уровни напряжений в электрических сетях (трудности с компенсацией избытков реактивной мощности и с обеспечением допустимых уровней напряжения), недостаточные возможности по регулированию уровней напряжения:
- Северобайкальский участок:
В режимах зимнего максимума при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Якурим – Ния или ВЛ 220 кВ Ния – Киренга возможно недопустимое снижение уровней напряжений в сети 220 кВ Северобайкальского участка. Для устранения недопустимых снижений уровней напряжения предусматривается установка БСК на ПС 220 кВ Северобайкальск с суммарной мощностью 40 Мвар.
Таким образом, характеризуя состояние энергетического хозяйства Республики Бурятия необходимо отметить следующее.
Большая часть электросетевого хозяйства Республики Бурятия построено в советские годы прошлого века, нового строительства практически не осуществляется.
Часть региона испытывает дефицит потребности в электрической энергии, это в первую очередь Северобайкальский участок Республики Бурятия.
Глава 4. Основные направления развития электроэнергетики Республики Бурятия
4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Бурятия.
Перспективы, цели и задачи развития энергетики Республики Бурятия соответствуют следующим стратегическим документам Российской Федерации и Республики Бурятия:
- Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики России, утвержденной в предшествующий период;
- Схеме территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.11.2013 № 2084-р;
- Постановлению Правительства Российской Федерации от 03.02.2007 № 68 «О создании на территории муниципального образования «Прибайкальский район» Республики Бурятия особой экономической зоны туристско-рекреационного типа».
- Проекту Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015-2020 годы (далее СиПР ЕЭС);
- Генеральной схеме газоснабжения и газификации Республики Бурятия;
- Утвержденным инвестиционным программам генерирующих и электросетевых компаний, в соответствии с правилами, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 № 977;
- Программе социально-экономического развития Республики Бурятия на 2008-2010 годы и на период до 2017 года, утвержденной законом Республики Бурятия от 09.11.2007 № 2595-III;
- Стратегии социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2025 года, утвержденной постановлением Правительства Республики Бурятия от 15.12.2007 № 410;
- Схеме и программе развития электроэнергетики Республики Бурятия на 2014-2018 годы, утвержденной приказом Министерства по развитию транспорта, энергетики и дорожного хозяйства Республики Бурятия от 29.04.2014 № 128.
Приоритеты развития энергетики Республики Бурятия должны соответствовать стратегическим приоритетам социально-экономического развития.
Цель развития энергетики Республики Бурятия: полное обеспечение потребностей экономики, культуры, образования, здравоохранения и быта населения Республики Бурятия в топливно-энергетических ресурсах, не создавая ограничений экономическому и социальному развитию Республики.
Базовая цель, указанная выше, соответствует стратегической цели «Программы социально-экономического развития Республики Бурятия на 2008–2010 годы и на период до 2017 года», а именно: повышение уровня и качества жизни населения Республики Бурятия.
Стратегической целью социально-экономического развития Республики Бурятия является обеспечение качества жизни населения не ниже среднероссийского на основе устойчивого экономического роста. Качество жизни определяется совокупностью параметров, характеризующих доходы граждан, продолжительность жизни, обеспеченность жильем, уровень образования, обеспеченность социальной инфраструктурой, уровень преступности, соотношение уровней смертности и рождаемости, доверие к власти.
На международном уровне степень развития государства как в техническом, так и в социальном отношении оценивается, прежде всего, по удельному потреблению электрической энергии на человека в год (душевое потребление), рассчитываемое отношением объема потребляемой электроэнергии к количеству населения. И если высокая энергоёмкость ВВП или ВРП характеризует недостаточную энергоэффективность экономики, то высокое душевое потребление электроэнергии характеризует как эффективность и инновационность экономики, так и благосостояние населения, правда не в полной мере. При этом показатель потребления электроэнергии населением, так же не в полной мере характеризует благосостояние населения, поскольку при этом не учитывается расход энергии на коммунально-бытовые нужды, культурно-массовые мероприятия и т.д. Тем не менее, в первом приближении этот показатель – душевое потребление электроэнергии – при оценке уровня благосостояния и уровня экономики можно принять за основу.
Душевое потребление электроэнергии в России в 2006 г. по данным Росстата равняется 6 900 кВт∙ч./чел., а Республики Бурятия – 4 997 кВт∙ч./чел.
Планируемое душевое потребление электроэнергии к 2020 году, согласно Стратегии развития ТЭК РБ на перспективу до 2030 год (сценарий № 3) должно составить 11 298 кВт∙ч./чел. в год.
Из оценки состояния экономики и энергетики Республики выявлено наличие следующих проблем, определяющих цели энергетической стратегии:
- качество жизни населения ниже среднероссийского уровня;
- надежность теплоснабжения г. Улан-Удэ низкая;
- энергоэффективность и энергосбережение требуют принятия энергичных мер для достижения среднероссийского уровня.
С учетом сказанного выше дерево целей энергетики Республики Бурятия формулируется в следующем виде.
Программной (главной) целью развития энергетики Республики Бурятия является повышение надежности энергоснабжения, обеспечение устойчивого роста экономики Республики и качества жизни населения, соответствующего среднему уровню по России, развитие инфраструктуры.
Необходимо:
- сбалансированное развитие генерирующих и сетевых мощностей, обеспечивающих необходимый уровень надежности снабжения электроэнергией республики в целом, так и отдельных ее районов с опережающим строительством объектов энергетики;
- снижение негативного влияния выбросов от малоэффективных котельных ухудшающих экологическую обстановку в городе Улан-Удэ;
- развитие внутрисистемных линий и подстанций, что даст возможность присоединения новых потребителей обеспечивая надежное и качественное электроснабжение;
- решение вопросов по ликвидации «узких» мест и повышения пропускной способности существующих ВЛ;
- масштабная реконструкция действующих ТЭЦ;
- внедрение энергосберегающих технологий.
Главная цель реализуется через конкретные цели:
Цель № 1. Достижение душевого потребления электроэнергии, соответствующего среднему уровню по России к 2020 г.
Цель № 2. Достижение уровня надежности энергоснабжения, обеспечивающего живучесть инфраструктуры городского хозяйства, а также минимально необходимые условия жизни населения в аварийных ситуациях.
Цель № 3. Повышение энергоэффективности промышленности, энергетики и сельского хозяйства, организация работ по энергосбережению и достижению электроёмкости ВРП на уровне электроёмкости ВВП России.
Цель № 4. Увеличение производства электроэнергии на основе возобновляемых источников энергии.
Основные стратегические направления развития энергетики Республики Бурятия предполагают решение следующих взаимосвязанных задач:
- улучшение инвестиционного и предпринимательского климата, стимулирование инновационной деятельности, развитие инфраструктуры;
- создание центра туризма на Востоке Российской Федерации;
- эффективное использование производственного, ресурсного, природного потенциала;
- модернизация инфраструктурного хозяйства;
-совершенствование механизмов природопользования, обеспечение экологической безопасности и охраны окружающей среды;
-развитие горнодобывающей промышленности на территории республики.
4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 6-летний период по Республике Бурятия
Прогноз изменения установленной мощности по территории Бурятской энергосистемы разработан в соответствии с данными Схемы развития ЕЭС России и представлен ниже.
Прогноз изменения установленной мощности по территории Бурятской энергосистемы на период 2014-2020 гг., МВт
Таблица 22
Установленная мощность всего, МВт
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1333,39
1333,39
1363,39
1363,39
1363,39
1363,39
1363,39
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
Гусиноозерская ГРЭС
1130
1130
1160
1160
1160
1160
1160
ТЭЦ Селенгинского ЦКК
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
ДЭС
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
Прогноз электропотребления крупных потребителей электроэнергии в Республике Бурятия
Таблица 23
№ п/п
Наименование предприятия
Место
Электропотребление, млн. кВт*ч.
расположения (адрес)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1
ОАО "Улан-Удэнский авиационный завод"
670009, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Хоринская, 1
45,6
68,7
69,4
69,4
69,4
69,4
69,4
2
Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал ОАО «Желдорреммаш»
670002, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Лимонова, 2Б
47,272
77,5
77,5
77,5
77,5
77,5
77,5
3
ОАО "Улан-Удэнское приборостроительное объединение"
670034, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Х. Намсараева, 7
3,286
6,5
6,6
6,6
6,6
6,6
6,6
4
ОАО "Аэропорт Байкал г. Улан-Удэ"
670018, РБ, г. Улан-Удэ, Аэропорт, 10
1,163
2,2
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
5
ОАО "ТГК-14" (генерация)
670045, г. Улан-Удэ, ул. Шаляпина, 41
26,157
54,53
54,72
54,72
54,72
54,72
54,72
6
ОАО "ТГК-14" (УУЭК)
67045, г. Улан-Удэ, ул. Трактовая, 11
27,139
56,8
57,9
57,9
57,9
57,9
57,9
7
ООО "Бурятмяспром"
670013, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Пугачева, 38
3,299
6,858
6,858
6,858
6,858
6,858
6,858
8
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"
105066, г. Москва, ул. Ольховская, 27-3
1118,288
50,368
50,418
50,469
50,519
50,570
50,570
9
ОАО "Оборонэнергосбыт"
109044, г. Москва, Воронцовский пер, д.2, оф.527
51,547
105,2
100,1
100,1
100,1
100,1
100,1
10
ОАО "СЦКК"
671247, РБ, Кабанский р-н, п. Селенгинск
17,806
49,99
48,49
48,49
48,49
48,49
48,49
11
ОАО "Водоканал" (г. Улан-Удэ)
г. Улан-Удэ ул. Красноармейская, 24
7,925
11
11
11
11
11
11
12
ООО "БКС"
г. Улан-Удэ, ул. Красноармейская, 24
28,549
48,3
48,3
48,3
48,3
48,3
48,3
13
МУП "Управление трамвая"
г. Улан-Удэ ул. Сахьяновой 4
6,025
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
14
ОАО "Заудинский мелькомбинат"
г. Улан-Удэ ул. Пищевая, 1а
0,625
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
15
ОАО "Бурятхлебпром"
г. Улан-Удэ ул. Куйбышева, 44
5,61
9,7
10
10
10
10
10
16
ООО "Энергосбыт" (п. Селенгинск)
671247, РБ, Кабанский р-н, п. Селенгинск, мк-р Солнечный, 22
27,8
33,1
33,5
33,5
33,5
33,5
33,5
17
ООО "Энергосбыт" (г. Улан-Удэ)
г. Улан-Удэ ул. Ботаническая, 71а
51,3
58,9
58,9
58,9
58,9
58,9
58,9
18
ОАО "Молоко"
г. Улан-Удэ ул. Боевая, 6
3,573
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
19
ОАО «Атомэнергосбыт»
671510, Россия, РБ, Баунтовкий район, с. Багдарин
23,2
33
42,2
42,2
42,2
42,2
42,2
20
ООО Тимлюйский завод"
671205, РБ, Кабанский р-н, п. Каменск, ул. Промышленная, 1
5,14
11,7
11,8
11,8
11,8
11,8
11,8
21
ОАО "Байкальская лесная компания"
г. Улан-Удэ ул. Ключевская, 21
2,333
7
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
22
ОАО «Бурятзолото»
670045, Бурятия Респ, Улан-Удэ г, Шаляпина ул, дом № 5, корпус В
112,04
112
112
112
112
112
112
23
ОАО «Хиагда»
671510, Бурятия Респ, Баунтовский эвенкийский р-н, Багдарин с
16,394
16,5
16,5
16,5
16,5
16,5
16,5
24
ОАО «Разрез Тугнуйский»
671353, Бурятия Респ, Мухоршибирский р-н, Саган-Нур п
18,37
18,4
18,4
18,4
18,4
18,4
18,4
25
ЗАО «Свинокомплекс Восточно-Сибирский»
671328, Бурятия Респ, Заиграевский р-н, Усть-Брянь с, 40 лет Победы ул, дом № 40
7,86
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
Сведения о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей в 2014 году
Таблица 24
№
Наименование категорий присоединения
Напряжение присоединения, кВ
Кол-во поданных заявок на ТП
шт.
на общую
мощность, кВт
1
до 15 кВт, всего
0,4
3 959
44 477,2
6-20
28
369,9
35-110
0
0,0
2
в т.ч. физ.лица
0,4
3 596
40 588,7
6-20
7
93,3
3
от 15 до 150 кВт, всего
0,4
162
8 936,6
6-20
66
4 277,5
35-110
1
40,0
4
от 150 до 670 кВт
0,4
20
4 676,1
6-20
73
20 467,3
35-110
0
0,0
5
более 670 кВт
0,4
3
14 295,9
6-20
24
43 024,9
35-110
8,0
40 035,1
ВСЕГО
4347
217600,41
Наиболее крупные заявители указаны в Приложении № 2.
Прогноз потребления электроэнергии Республики Бурятия
Таблица 25
Показатель
2014 (отчет)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Потребление
(базовый вариант СиПР ЕЭС России 2015-2021), млн. кВт*ч.
5 409
5 419
5 445
5 446
5 459
5 467
5 472
Рост, %
-1,37
0,18
0,48
0,02
0,24
0,15
0,09
4.3. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период
Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных действующих потребителей представлен в Таблице 26.
Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период
по г. Улан-Удэ
Таблица 26
№ п/п
Потребление тепловой энергии, по г. Улан-Удэ тыс. Гкал
2014 г.
(отчет)
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
1
От Улан-Удэнской ТЭЦ-1, Улан-Удэнской ТЭЦ-2 г. Улан-Удэ (с учетом собственных потребителей), в т.ч.:
1971,5
2021,1
1933,6
1916,6
1900,5
1900,5
1.1.
Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал ОАО «Желдорреммаш»
73,7 (вода)
78,3 (вода)
73,7 (вода)
73,7 (вода)
73,7 (вода)
73,7 (вода)
1.2.
86,7 (пар)
97,1 (пар)
79,9 (пар)
76,8 (пар)
73,7 (вода)
73,7 (вода)
1.3.
Улан-Удэнское отделение ОАО «РЖД»
32,1
32,1
32,1
32,1
32,1
32,1
1.4.
ОАО «Улан-Удэнское производственное приборостроительное объединение»
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
1.5.
ОАО «Молоко» г. Улан-Удэ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1.6.
ЗАО «Энерготехмаш» г. Улан-Удэ
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1.7.
МУП «Управление трамвая» г. Улан-Удэ
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
1.8.
ФСК (10,44 Гкал/час) г. Улан-Удэ
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
1.9.
ТДК Удинский пассаж
г. Улан-Удэ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1.10.
Стадион ул. Свободы и манеж (1 Гкал/час, 3.44 Гкал/час) г. Улан-Удэ
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1.11.
Строительство жилья в Юго-Восточной части г. Улан-Удэ
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2
Муниципальные котельные УУЭК г. Улан-Удэ, в т.ч.:
328,7
330,1
336,0
333,6
331,2
331,2
2.1.
Торгово-выставочный комплекс Zoom
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
2.2.
Автосервис Юго-Западная
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
В текущем отопительном сезоне потребителями г. Улан-Удэ было подано 223 заявки на присоединение к сетям централизованного теплоснабжения на общую нагрузку 42,672 Гкал/ч. Перечень заявок на подключение к тепловым сетям крупных потребителей г. Улан-Удэ представлен в Приложении № 3.
Прогноз потребления тепловой энергии по Республике Бурятия
Таблица 27
Прогноз потребления тепловой энергии Республики Бурятия
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
7618
7732
7871
8052
8165
8287
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
114
114
139
181
113
122
Среднегодовые темпы прироста, %
1,5
1,5
1,8
2,3
1,4
1,5
Прогноз отпуска теплоэнергии от ТЭС (включая котельные генерирующих компаний) на период до 2020 г., тыс. Гкал.
Таблица 28
Отпуск теплоэнергии
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
От электростанций
ВСЕГО
8148,62
8247,67
8139,7
8122,11
8104,24
8104,24
8104,24
ТГК-14
2433,62
2531,67
2423,70
2406,11
2388,24
2388,24
2388,24
От прочих котельных
4644
4645
4645
4645
4645
4645
4645
Станции промышленного предприятия
1071
1071
1071
1071
1071
1071
1071
Динамика остающихся в эксплуатации мощностей действующих электростанций Республики Бурятия, МВт
Таблица 29
Электростанции
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Всего
1 333,39
1 333,39
1 363,39
1 373,39
1 433,39
1 433,39
1 433,39
ГЭС и ГАЭС
-
-
-
-
-
-
-
АЭС
-
-
-
-
-
-
-
Гусиноозерская ГРЭС
1 130,0
1 130,0
1 160,0
1 160,0
1 160,0
1 160,0
1 160,0
У-У ТЭЦ – 1
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
ДЭС
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
Прочие (станции промышленных предприятий)
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
36,0
ВИЭ
10,0*
70,0*
70,0*
70,0*
*отмеченная генерирующая мощность возобновляемых источников энергии и ДЭС в балансе мощности ЭС РБ не участвует.
К 2015 году ожидается рост нагрузки потребления ЭС РБ за счет продолжения строительства объектов особой экономической зоны ТРТ «Байкальская Гавань», ввода мощностей ООО «Озерный горно-обогатительный комбинат», строительства объектов г. Улан-Удэ.
Правительством республики инициирован вопрос о переносе сроков строительства первой очереди Улан-Удэнской ТЭЦ-2 начиная с 2016 года.
Размещение объектов электрогенерации на территории республики с учетом ввода мощностей Улан-Удэнской ТЭЦ-2 в 2015-2016 гг. предусмотрено проектом схемы территориального планирования, размещенной 30.04.2013 в федеральной государственной информационной системе территориального планирования, а также Схемой территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.11.2013 №2084-р.
4.4. Прогноз развития энергетики Республики Бурятия на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива
В целях увеличения выработки электроэнергии в соответствии с постановлением Правительства РФ от 28.05.2013 № 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности» проводится работа с потенциальными инвесторами по подбору площадок под строительство солнечных электростанций мощностью свыше 5 МВт.
Согласно результатам конкурсного отбора, проведенным НП «Совет рынка» в 2014 году, на территории Республики Бурятия предполагается строительство 5 солнечных электростанций общей мощностью 70МВт. Указанные проекты будут реализовать следующие компании:
- компания «Авелар Солар Технолоджи» (1 проект со сроком реализации в 2017 году в с. Бичура Бичурского района, 1 проект в 2018 году в г. Гусиноозерск Селенгинского района);
- ООО «Комплекс Индустрия» (3 проекта со сроком реализации 2018 году в Кабанском, Иволгинском и Мухоршибирском районах).
Данные прогноза ввода мощностей на основе ВИЭ сведены в Таблицу 30.
Прогноз ввода мощностей на основе ВИЭ
Таблица 30
№
Наименование электростанции
Год ввода
Вид ВИЭ
Вводимая мощность, МВт
Место располо-жения
Инвестор
1
Фотоэлектрическая солнечная электростанция
2018
Энергия солнца
15
Селенгинский район *
ООО «Авелар Солар Технолоджи»
2
Фотоэлектрическая солнечная электростанция
2017
Энергия солнца
10
Бичурский район
ООО «Авелар Солар Технолоджи»
3
Фотоэлектрическая солнечная электростанция
2018
Энергия солнца
15
Кабанский район*
ООО «Комплекс Индустрия»
4
Фотоэлектрическая солнечная электростанция
2018
Энергия солнца
15
Иволгинский район*
ООО «Комплекс Индустрия»
5
Фотоэлектрическая солнечная электростанция
2018
Энергия солнца
15
Мухоршибирский район*
ООО «Комплекс Индустрия»
* - предварительная информация
4.5. Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период
Баланс мощности ЭС РБ на период до 2020 года представлен в Таблице 31. Прогнозные величины баланса электроэнергии ЭС РБ на период до 2020 года, а также число часов использования установленной мощности электростанций представлены в Таблице 32.
Баланс мощности ЭС РБ на период до 2020 года
Таблица 31
Показатели
Ед. изме-рения
2014
(отчет-ный год)
2015
2016
2017
2018
2019
2020
ПОТРЕБНОСТЬ
Максимум нагрузки
МВт
972
974
976
979
981
982
983
Установленная мощность, в том числе
МВт
1333,39
1333,39
1363,39
1373,39
1433,39
1433,39
1433,39
Гусиноозерская ГРЭС
МВт
1130,00
1130,00
1160,00
1160,00
1160,00
1160,00
1160,00
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
МВт
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
МВт
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
ДЭС
МВт
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
ВИЭ*
МВт
10,00
70,00
70,00
70,00
Мощность не участвующая в балансе, в том числе
МВт
40,22
40,22
40,22
50,22
110,22
106,62
106,62
Ограничение У-У ТЭЦ – 1
МВт
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
0
0
Ограничение ТЭЦ ОАО «Селенгинский ЦКК»
МВт
18,00
18,00
18,00
18,00
18,00
18,00
18,00
ДЭС
МВт
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
ВИЭ
МВт
10,00
70,00
70,00
70,00
Располагаемая мощность
МВт
1293,17
1293,17
1323,17
1323,17
1323,17
1326,77
1326,77
Избыток(+)/
Дефицит (-) мощности
МВт
321,17
319,17
347,17
344,17
342,17
344,77
343,77
Прогноз баланса электроэнергии ЭС РБ на период до 2020 года
Таблица 32
Показатели
Ед. измерения
Отчет-ный год
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Электропотребление
млн. кВт*ч.
5 409
5 419
5 445
5 446
5 459
5 467
5 472
Выработка
млн. кВт*ч.
5 347
4 685
5 274,8
5 423
5 423
5 423
5 423
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
млн. кВт*ч.
481,8
518,44
513,9
636
636
636
636
Гусиноозерская ГРЭС
млн. кВт*ч.
4 722,4
4 014,5
4 600,0
4 600,0
4 600,0
4 600,0
4 600,0
ТЭЦ Селенгинского ЦКК
млн. кВт*ч.
140,8
150,7
159,3
174,0
174,0
174,0
174,0
ДЭС
млн. кВт*ч.
2,1
1,6
1,6
0,335
0,335
0,335
0,335
НВИЭ
млн. кВт*ч.
12,2
12,2
12,2
12,2
Избыток(+)/
Дефицит (-)
млн. кВт*ч.
-62
- 734
- 170
- 23
- 36
- 44
- 49
Показатели
Ед. измерения
Отчет-ный год
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Число часов использования установленной мощности электростанций
час./год
4646
4673
4608
4608
4608
4608
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
час./год
3238
3238
4168
4168
4168
4168
4168
Гусиноозерская ГРЭС
час./год
4179
4078
3966
3866
3866
3802
3802
ТЭЦ (СЦКК)
час./год
4320
4833
4833
4833
4833
4833
4833
НВИЭ (малые ГЭС)
час./год
4.6. Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше
Предложения по развитию сети 110 кВ и выше Республики Бурятия.
Программной (главной) целью развития энергетики Республики Бурятия является повышение надежности энергоснабжения, обеспечение устойчивого роста экономики Республики и качества жизни населения, соответствующего среднему уровню по России, развитие инфраструктуры.
Основные стратегические направления развития энергетики Республики Бурятия предполагают решение следующих взаимосвязанных задач:
- улучшение инвестиционного и предпринимательского климата, стимулирование инновационной деятельности, развитие инфраструктуры;
- создание центра туризма на Востоке Российской Федерации;
- эффективное использование производственного, ресурсного, природного потенциала;
- модернизация инфраструктурного хозяйства;
-совершенствование механизмов природопользования, обеспечение экологической безопасности и охраны окружающей среды;
-развитие горно-обогатительных комбинатов на территории республики.
Приоритетные направления по развитию сетей региона объектов
ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири»
Таблица 33
Наименование объекта
Стадия реализации проекта
Проектная мощность/протя-женность сетей
Год начала строительства
Год окончания строительства
С/П
МВт/Гкал/ч/ км/ МВА
Строительство 2-х цепной ВЛ 220 кВ Татаурово - Горячинская с ПС 220 кВ Горячинская и реконструкция ОРУ 220 кВ на ПС 220 кВ Татаурово.
С
2х125 МВА,
2х132,3 км
2012
2015
Установка 2-х ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Горячинская для осуществления присоединения заходов существующей ВЛ 110 кВ Турка – Усть-Баргузин (ТУБ-132)
С
2 яч.
2013
2017
Перевод второй цепи ВЛ 110 кВ Таксимо-Мамакан на номинальное напряжение 220 кВ
С
210 км
2014
2016
ПС 220 кВ Северная установка выключателей 220 кВ со стороны 220 кВ.
-
-
2013
2015
ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская с заходами ВЛ 220 кВ
П
290,5 км, (501+167) МВА, ШР 180 Мвар, УШР 2 х 63 Мвар
2014
2019
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Районная
П
3 х 200 МВА, 2 х 63 МВА
2016
2019
Установка двух БСК мощностью 20 Мвар каждая на ПС 220 кВ Северобайкальская
С
2х20 Мвар
2013
2016
Строительство 2-х цепной ВЛ 220 кВ Чита - Озерная
П
2016
2016
ПС 220 кВ Озерная
С
2х80 МВА
2016
2018
1
4.7. Мероприятия в сетях 110-550 кВ, обеспечивающие социально-экономическое развитие региона
Предложения Правительства Республики Бурятия по строительству и схемам размещения объектов электроэнергетики сведены в Таблицу 34.
Приоритетные направления по развитию электрических сетей региона на объектах
классом напряжения 110 кВ
Таблица 34
№ пп
Наименование проекта
Год
Физические параметры
Примечание
км
МВА
1
Реконструкция ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное Озеро (ГС-106)
2015
16,5
0
Замена деревянных опор 110 кВ на металлические многогранные, замена провода
2
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ «Иволга»
2015
0
50
Замена силовых трансформаторов 1*16МВА,1*10МВА на 2*25 МВА
3
Реконструкция ПС 110/10 кВ Бурводстрой
2015
0
80
Замена трансформаторов на 2*25 МВА на 2*40 МВА, замена системы ОД/КЗ-110 кВ на элегазовые выключатели
4
Строительство ПС 110/10 кВ "Слобода" со строительством ВЛ-110 кВ
2015
4,5
20
Строительство ПС 110/10 кВ 2*10 МВА со строительством ВЛ 110 кВ с подключением к ВЛ 110кВ Окино-Ключи –Кяхта с отпайкой на ПС Большой Луг (ОКК-120)
5
Строительство ПС 110/20 кВ "Гавань" со строительством ВЛ-110 кВ
2015
2,1
6,3
Строительство ПС 110/20 кВ "Гавань" со строительством ВЛ 110 кВ от существующего транзита ВЛ 110 кВ Нестеpово – Котокель (НК-130)
6
Строительство ПС 110/6 кВ «Затон» со строительством ВЛ-110 кВ
2015
7
50
Строительство ПС 110/6 кВ «Затон» (2х25 МВА) со строительством ВЛ 110 кВ с подключением к ВЛ 110 кВ Медведчиково – Северная с отпайками II цепь (МС-184), Медведчиково – Северная с отпайками I цепь (МСЗ-183)
7
Реконструкция ВЛ 110 кВ Гусиноозерск-Окино-Ключи
2016
32
0
Восстановление участка ВЛ 110 кВ
8
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ "Самарта"
2016
0,0
50
Замена трансформаторов 2*10 МВА на 2*25 МВАРеконструкция ОРУ-110 кВ,
9
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ «Кырен»
2016
0,0
32
Замена трансформаторов 2*10 МВА на 2*16 МВА
10
Реконструкция ПС 110 кВ Беклемишево
2016
Замена на ПС 110 кВ Беклемишево на отходящей ВЛ в сторону ПС 110/35/10 кВ «Сосново-Озерская» трансформаторов тока (СБ-123)
11
Строительство ПС 110/10 кВ «Квартальная» со строительством ВЛ-110 кВ
2016
2,0
50
Строительство ПС 110/10 кВ 2х25 МВА со строительством ВЛ-110 кВ
12
Строительство ПС 110/10 кВ «Джилинда» со строительством ВЛ-110 кВ
2016
8,0
12,6
Строительство ПС 110/10 кВ 2х6,3 МВА со строительством ВЛ-110 кВ с подключением к ВЛ 110 кВ Романовка – Багдарин с отпайками (РБ-125)
13
Строительство ПС 110/10 кВ "Долина" со строительством ВЛ-110 кВ
2016
0,1
12,6
Строительство ПС 110/10кВ с трансформаторами 2*6,3МВА, строительство ВЛ-110кВ
14
Реконструкция захода на ПС 110/35/10 кВ "Торей"
2017
1,0
0,0
Монтаж заходов на ПС- реконструкция ОРУ-110 кВ
15
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ «Байкало-Кудара»
2017
0,0
32,0
Замена трансформаторов 2*10МВА на 2*16 МВА
16
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шишковка
2018
0
0
Реконструкция ОРУ-110-35 кВ-замена сиситемы ОД/КЗ-110 кВ на элегазовые выключатели
17
Реконструкция ПС 110/10 кВ «Турка»
2018
0
8
Замена трансформаторов 2*2,5 МВА на 2*4 МВА
18
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Медведчиково"
2018
0
0
Реконструкция ОРУ-110 кВ
19
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Энергетик"
2018
0
0
Реконструкция ОРУ-110 кВ
20
Реконструкция ПС 110/10 кВ Верхняя Березовка
2018
0
32
Реконструкция ОРУ-110 кВ
21
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Октябрьская"
2018
0
0
Реконструкция ОРУ-110 кВ
22
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ «Кабанская»
2019
0
0
Реконструкция ОРУ-110-35 кВ
23
Реконструкция ПС 110/10 кВ «Монгой»
2019
0
2,5
Установка второго силового трансформатора мощностью 2,5 МВА
24
Реконструкция ПС 110/6 кВ «Тухум»
2019
0
10
Установка второго силового трансформатора мощностью 10 МВА
25
Реконструкция ПС 110/35/10-6 кВ Гусиноозерская
2019
0
0
Реконструкция ОРУ-110 кВ, (замена масляных выключателей типа МКП-110 кВ на элегазовые выключатели)
1
4.8. Энергоузлы на территории энергосистемы Республики Бурятия, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений
4.8.1. Общие основные проблемные вопросы энергосистемы
Надежность электроснабжения и качество электрической энергии
Одной из проблем надежности электроснабжения энергосистемы Республики Бурятия является отсутствие резервирования электрических сетей 110 кВ и ниже.
Значительная территория республики обеспечивается протяженными радиальными линиями электропередач без необходимого резервирования, вследствие чего происходят частые отключения потребителей. Для обеспечения надежности электроснабжения этих районов необходимо строительство вторых линий или автономных источников электроэнергии.
Дефицит энергетических мощностей
Из-за слабого развития электрических сетей районы республики – зона БАМ и Байкальская территория – отличаются низкой надежностью электроснабжения, большой загрузкой центров питания и недостаточной пропускной способностью с отсутствием возможности подключения новых потребителей. Дефицитным энергорайоном в энергосистеме в настоящий момент является: Северобайкальский участок БАМ.
Физический и моральный износ оборудования электростанций и электрических сетей
На протяжении длительного времени в связи с недостатком финансовых средств ремонтно-восстановительные и профилактические работы в сетях энергосистемы в необходимых объемах не проводились. Износ основных фондов достигает 83,4%, в т.ч. износ линий электропередач и устройств к ним 81,89%, износ оборудования 85%.
4.8.2. Проблемные вопросы в электросетевом комплексе 220 кВ
Ограничение пропускной способности
Низкая пропускная способность и высокая протяженность межсистемных связей между ОЭС Сибири с ОЭС Востока по ВЛ 220 кВ по Северобайкальскому участку ЭС приводит к необходимости раздельной работы энергосистем, что снижает надежность электроснабжения потребителей в нормальной и ремонтных схемах. Мощность, передаваемая по транзиту Северобайкальского участка ЭС, ограничена 200 МВт сечения Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) по критерию аварийно допустимой токовой нагрузки ВЛ 220 кВ Коршуниха -Звездная. Пропускная способность ВЛ-220 кВ исчерпала свои возможности и не имеет резерва для подключения новых потребителей энергосистемах Республики Бурятия и Забайкальского края, что является основным препятствием экономического развития региона.
Решением является строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут – Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская с заходами ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Ангоя для возможности подключения перспективных потребителей (включено в проект СиПР ЕЭС России 2015-2021 гг. (2019 - год окончания строительства).
4.8.3. Ограничение пропускной способности сети 220 кВ
Энергорайон Северобайкальского участка энергосистемы Республики Бурятия.
Характеристика энергорайона: Северобайкальский участок включает в себя подстанции 220 кВ: ПС 220 кВ Дабан, ПС 220 кВ Северобайкальск, ПС 220 кВ Кичера, ПС 220 кВ Ангоя, ПС 220 кВ Новый Уоян, ПС 220 кВ Ангаракан, ПС 220 кВ Янчукан, ПС 220 кВ Перевал, ПС 220 кВ Окусикан, ПС 220 кВ Таксимо, ПС 110 кВ Таксимо-тяговая, ПС 110 кВ Ирокинда, ПС 110 кВ Кедровская, ПС 110 кВ Таксимо-110.
Границы энергорайона Северобайкальского участка определяют следующие элементы сети:
ВЛ 220 кВ Улькан – Дабан (УД-32);
ВЛ 220 кВ Кунерма – Северобайкальск (КС-33);
ВЛ 220 кВ Таксимо – Мамакан;
ВЛ 110 кВ Таксимо – Мамакан с отпайками;
ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47);
ВЛ 110 кВ Таксимо – Чара с отпайками (ТТ-72).
При ведении режимов в Северобайкальском участке существенное значение имеет потребление не только подстанций Северобайкальского участка, но и потребление подстанций ПС 220 кВ Улькан, ПС 220 кВ Кунерма, Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области, а также ПС 220 кВ Куанда и ПС 220 кВ Чара энергосистемы Забайкальского края и ПС 220 кВ Хани, ПС 220 кВ Олёкма, ПС 220 кВ Юктали, ПС 220 кВ Лопча, ПС 220 кВ Хорогоча энергосистемы Амурской области при переносе точки раздела сети 220 кВ на транзите электроснабжения Северобайкальского участка между ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Поэтому в состав контролируемого сечения Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) входят следующие элементы сети:
ВЛ 220 кВ Киренга – Улькан (КУ-30);
ВЛ 220 кВ Киренга – Кунерма (КК-31).
Существенное влияние на величину максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) оказывают ВЛ 500 кВ, 220 кВ на участке от Усть-Илимской ГЭС до ПС 220 кВ Киренга, поэтому при определении максимально допустимых перетоков необходимо учитывать состояние данных ВЛ. Основными потребителями на территории Северобайкальского участка являются ОАО «РЖД», ресурсо-добывающие предприятия и жилищно-коммунальный сектор. Присутствуют потребители всех категорий надежности электроснабжения. Численность населения 48,6 тысяч человек.
Источники генерации на Северобайкальском участке отсутствуют.
Баланс Северобайкальского участка представлен в таблице 35.
Баланс Северобайкальского участка
Таблица 35
Составляющие баланса
Летний режим
Зимний режим
Потребление, в т.ч.
ПС 220 кВ Улькан,
ПС 220 кВ Кунерма
Максимальное – 101,9 МВт (15.06.2014)
По летнему контрольному замеру – 82,3 МВт (18.06.2014)
Максимальное – 141,5 МВт (17.01.2015)
По зимнему контрольному замеру – 109,1 МВт (17.12.2014)
Переток в Бодайбинский и Мамско-Чуйский район
В период с 01.10.2013 по 01.05.2014 г. введён вынужденный режим по контролируемому сечению Таксимо – Мамакан
На момент максимума потребления – 7,9 МВт (15.06.2014)
По летнему контрольному замеру – 2,8 МВт
(18.06.2014)
Максимальное – 65,9 МВт (17.01.2015)
По зимнему контрольному замеру – 70,8 МВт
(17.12.2014)
Переток в энергосистему Забайкальского края
На момент максимума потребления – 13 МВт (Зафиксировано 15.06.2014)
По летнему контрольному замеру – 13,2 МВт (точка раздела на ПС 220 кВ Лопча) (18.06.2014)
0 МВт (точка раздела на
ПС 220 кВ Таксимо)
Генерация
Нет
Нет
Дефицит
122,8 МВт (на момент максимума потребления)
98,3 МВт (на момент летнего контрольного замера)
207,4 МВт (на момент максимума потребления)
179,9 МВт
МДП в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) (нормальная схема)
200 МВт
200 МВт
МДП в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) (ремонтная схема)
190 МВт
190 МВт
Мероприятия, по устранению ограничений пропускной способности сети 220 кВ
а) наиболее сложной схемно-режимной ситуацией (далее СРС), приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение любой из ВЛ на участке Усть-Илимская ГЭС – Мамакан из нормальной схемы в зимний период (максимальный режим). Данная СРС приведёт:
– к снижению максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок) и отмене вынужденного режима в контролируемом сечении Таксимо – Мамакан, что в свою очередь приведёт к немедленному вводу ГВО.
– нарушению статической устойчивости, приводящей к недопустимым параметрам режима (напряжения, тока, недопустимого угла по ВЛ и т.д.).
б) В настоящее время в качестве режимных мероприятий, направленных на ликвидацию недопустимых электроэнергетических режимов, является ввод графиков аварийного ограничения режима потребления электрической мощности в объёме до 21,8 МВт в нормальной схеме (на момент максимума потребления) и до 31,8 МВт (на момент максимума потребления) в послеаварийной схеме в СБУ БАМа и в Бодайбинском и Мамско-Чуйском районов Иркутской области.
в) перечень мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений представлен в Таблице 36.
Таблица 36
Мероприятие
Наличие в утверждённой СИПРЭ (срок ввода, месяц, год)
Наличие в других проектных работах (срок ввода, месяц, год)
Наличие в ИП субъектов электро-энергетики (срок ввода, месяц, год)
Определённый Бурятским РДУ при выполнении анализа СРС необходимый срок ввода (год)
Эффек-тивность мероприятия (МВт)
Установка ИРМ (СТК, БСК) номинальной мощностью 40 Мвар с автоматикой ограничения снижения напряжения (АОСН) на ПС 220 кВ Северобайкальск
2015
‑
2017
2015
Снижение необходимого объема ГАО на 7,4 МВт в нормальной схеме
4.8.4. Проблемные вопросы в электросетевом комплексе напряжением 110 кВ и ниже
Энергоузлы с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования сети 35-110 кВ
В настоящее время в филиале ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго»
и ОАО «Улан-Удэ Энерго» 26 подстанций с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования 35-110кВ суммарной установленной мощностью 383,2 МВА и дефицитом -38,3 МВт.
Из них согласно данным контрольных замеров максимума нагрузки выявлено 13 подстанций с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования, суммарной установленной мощностью 237,2 МВА и дефицитом -20,9 МВт, с учетом поданных заявок и заключенных договоров на технологическое присоединение – 13 шт. суммарной установленной мощностью 146 МВА и дефицитом -17,4 МВт.
Ограничение пропускной способности сети 35-110 кВ
Для питания потребителей г. Улан-Удэ и прилегающих районов в аварийных и ремонтных режимах требуется перевод нагрузки ПС 110/35/10 кВ «Онохой» на шины ПС 220 кВ Заиграево (в нормальном режиме выключатель 35 кВ на ПС 35 Заиграево в сторону ПС 35 Бройлерная отключен).
Пропускная способность ВЛ-35 кВ «Заиграево – Онохой» (ЗТЗ-348, ЗБ-303, ОБ-357) составляет 150А, ограничена трансформаторами тока на «В-348» (150/5), В-303 (200/5), В-357(150/5) на ПС 35/10 кВ «Заиграево» и ПС 110/35/10 кВ «Онохой».
Для питания потребителей г. Улан-Удэ и прилегающих районов в аварийных и ремонтных режимах требуется перевод нагрузки ПС 110/35/10 кВ «Иволга» (порядка 11,8 МВт) на шины ПС 110/35/10 кВ «Гусиноозёрская». Учитывая, что пропускная способность ВЛ 35 кВ «Гусиноозёрская – Оронгой» (ГТ-345, ТЖ-376, ЖХ-3072, ХО-349) составляет 100 А (ограничена трансформаторами тока с Ктт=100/5), для электроснабжения потребителей в аварийных и ремонтных режимах от ПС 110/35/10 кВ «Гусиноозёрская» требуется замена существующих ТТ на В-3072, В-376 и СВ-35 ПС 35/10 кВ «Жаргалантуй» на ТТ с Ктт большего номинала, определенного проектом либо расчетом.
В связи с длительным сроком эксплуатации и из-за несоответствия сечения провода марки АС-120 пропускная способность ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) снижена и принимается как для АС-95.
При аварийном отключении автотрансформаторов АТ-1, АТ-2 на Гусиноозерской ГРЭС (АТ-1, АТ-2, заведены под один выключатель В-220 АТ-1,2, В-110 АТ-1,2) при включенном в работу Блоке 1 Гусиноозерской ГРЭС возможно повреждение ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) ввиду недостаточной пропускной способности последней.
Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к погашению потребителей г. Гусиноозерска и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС на величину до 18 МВт.
Ограничение пропускной способности ВЛ 110 кВ на участке «Онохой – Сосново-Озерская» и «Сосново-Озерская – Беклемишево».
Протяженность линии от ПС 110 кВ Онохой, до ПС 110 кВ Сосново-Озерск составляет 290 км. Двухцепной участок линии идет только до ПС 110 кВ Онохой от ПС 220 Районная. Далее до тупиковой ПС 110 кВ Багдарин ВЛ-110 кВ одноцепная.
От ПС 110 кВ Онохой до ПС 110 кВ Удинск сечение провода АС-300. От ПС 110 кВ Удинск до ПС 110 кВ Сосново-Озерская сечение провода АС-120. От ПС 110 кВ Сосново-Озерская до ПС 110 кВ Беклемишево (Читаэнерго) сечение провода АС-95. От ПС 110 кВ Сосново-Озерская до ПС 110 кВ Багдарин сечение провода АС-95 и ПС-70.
От указанных одноцепных ВЛ получают электроснабжение 72 населенных пункта с населением около 48,8 тыс. человек. Резервирование электроснабжения осуществляется дизель-генераторами.
Пропускная способность ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево ограничена трансформаторами тока 100/5, установленными на ПС 110 кВ Беклемишево (филиал Читаэнерго),
При выводе в ремонт или аварийном отключении ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Онохой – ПС 110 кВ Сосново-Озёрская электроснабжение потребителей Баунтовского, Еравнинского, Хоринского, Кижингинского и части Заиграевского районов РБ осуществляется от сети 110 кВ Забайкальской энергосистемы по ВЛ 110 кВ СБ-123 от ПС 110 кВ Беклемишево, в виду чего пропускная способность ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) в период максимальных нагрузок может быть недостаточной.
Замена ТТ 110 кВ на ПС 110 Беклемишево (Читаэнерго) на отходящей ВЛ в сторону ПС 110 кВ Сосново-Озерская позволит снять ограничения пропускной способности ВЛ110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) и повысить уровень надежности электроснабжения восточных районов Республики Бурятия.
При выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Култук - Зун-Мурино с отпайкой на ПС Быстрая (КЗМ-135) питание потребителей Тункинского района осуществляется по ВЛ-35 кВ «Слюдянка-Зун-Мурино» (КЗМ-386).
Пропускная способность установленных трансформаторов тока ТТ-386 на ПС 220 кВ Слюдянка недостаточна для осуществления энергообеспечения потребителей в транзите «Зун-Мурино – Самарта», т.к. пропускная способность ТТ-386 составляет 2,5 МВт (50 А), а нагрузка в зимний период достигает 4,5 МВт (90 А). Таким образом требуется выполнить мероприятия на ПС 220 кВ Слюдянка по замене ТТ-386 на ТТ с Ктт=100/5.
6. Не завершено восстановление ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи с отпайками (ГОК-126) (резерв г. Гусиноозерск, Джидинского, Кяхтинского, Селенгинского, Бичурского и части Мухоршибирского районов).
7. Необходимо также отметить отсутствие резервных линий, питающих ПС 35 кВ Нижнеангарск, п. Муя и др.
Перечень подстанций 35 -110 кВ с ограниченной пропускной способностью
Таблица 37
№
п/п
Наименование подстанции
Уровень напряжения, кВ
Мощ-ть тран-ов (МВА)
Резерв/
дефицит, МВт
Необходимое мероприятие для устранения
1T
2T
Факт
Факт+ТУ
1.
Бурводстрой
110/10
25
25
5,8
-2,4
Замена силовых тр-ов на 2х40
2.
Иволга
110/35/10
16
10
-2,4
-6,7
Замена силовых тр-ов на 2х25
(перевозка тр-ов с ПС 110 Октябрьская)
3.
Кырен
110/35/10
6,3
6,3
-2,7
-3,1
Замена силовых тр-ов на 1х10 + 1х16
4.
Турка
110/10
2,5
2,5
0,1
-1,9
Замена силовых тр-ов на 2х4
5.
Инкурская
110/35/6
10
16
-1,4
-2,4
Замена силовых тр-ов на 1х16
6.
АРЗ (Авиаремонтный завод)
35/10
10
6,3
-1,8
-5,6
Замена силовых тр-ов на 2х16
7.
Полигон
35/10
2,5
2,5
-0,4
-2,4
Замена силовых тр-ов на 2х4
8.
Таежная
35/10
4
4
1,3
-3,5
Замена силовых тр-ов на 2х10
9.
БЦС (Бурятцелинстрой)
35/10
6,3
6,3
-3,6
-3,6
Замена силовых тр-ов на 2х10
10.
Николаевская
35/10
1,8
2,5
-0,1
-0,4
Замена силовых тр-ов на 1х2,5
11.
Гурульба
35/10
4
4
-0,3
-3,1
Замена силовых тр-ов на 2х10
12.
Нижняя Иволга
35/10
4
2,5
0,6
-5,9
Замена силовых тр-ов на 2х10
13.
Курумкан
35/10
1,8
4
-0,6
-0,8
Замена силовых тр-ов на 1х4
14.
Дивизионная
35/6
4
4
-1,6
-1,6
Замена силовых тр-ов на 2х6,3
15.
Центральная
35/6
10
10
-3,3
-3,3
Перевод части нагрузки на планируемую ПС 110/6 кВ Затон
Низкая надежность электроснабжения потребителей 110 кВ и ниже
При выводе в ремонт или аварийном отключении ВЛ 110 кВ Татауpово– Пpибайкальская (ТП-128) питание потребителей ПС 110 кВ Прибайкальская, ПС 110 кВ Нестерово, ПС 35 кВ Итанца осуществляется по ЛЭП-35кВ МИ-324 (Мандрик - Итанца), ИП-3063 (Итанца - Прибайкальская). ПС 110 кВ Турка, ПС 110 кВ Берег, ПС 110 кВ Котокель остаются без напряжения. Для решения проблемной ситуации в инвестиционной программе филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» в 2014 году осуществлено строительство отпайки ВЛ-110 кВ от существующего транзита ВЛ-110 кВ «Татаурово-Усть-Баргузин» до ПС 220 кВ Горячинская (строительство осуществляется в рамках инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС»), которая планируется вторым источником питания.
Прочие энергорайоны на территории ЭС Республики Бурятия, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений в части низкой надежности электроснабжения сети 110 кВ и ниже
Таблица 38
№
п/п
Наименование объекта
Проблема
Мероприятия
1
ВЛ 110 кВ Кырен – Монды – Самарта с отпайкой на ПС Алтан (КМ-190 – МСС-193)
Отсутствие резерва для электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Самарта, ПС 35 кВ Монды, ПС 35 кВ Орлик, ПС 35 кВ Сорок
Реконструкция ПС 35 кВ Монды переводом на напряжение 110 кВ
2
ПС 110 кВ Монгой
Одно трансформаторная подстанция
Требуется установка 2-го тр-ра
3
ВЛ 110 кВ Селендума – Инкурская с отпайкой на ПС Торей (СИ-166)
Снижение надежности эл. снабжения Закаменского, Джидинского районов при существующей схеме
Установка дополнительной ячейки выключателя 110 кВ на ПС Торей
Предложения по развитию электрических сетей 110 кВ и ниже
Определены следующие направления развития электрических сетей напряжением 110 кВ и ниже:
1. Ввиду интенсивного жилищного строительства Юго-Западного, Юго-Восточного и Центрального районов города Улан-Удэ, развития торговых и развлекательных комплексов возникает необходимость в строительстве новых центров питания - для электроснабжения перечисленных потребителей необходимо строительство ПС 110/10-6 кВ в г. Улан-Удэ: ПС 110 кВ Затон, ПС 35 кВ Новый город, ПС 110 кВ Квартальная.
2. Для повышения надёжности электроснабжения существующих потребителей и покрытия возрастающих нагрузок в 2011-2015 гг. необходимо выполнить реконструкцию ПС 110 кВ: Иволга, СЛПБ, ПС 35кВ: АРЗ, БЦС с увеличением установленной мощности, а также необходима реконструкция однотрансформаторных подстанций (11 шт. ПС 110кВ и 16 шт. ПС 35кВ) и строительство (реконструкция) фидеров связи 6-10кВ в соответствии с многолетней целевой программой.
3. Для повышения надёжности электроснабжения южной части РБ необходима реконструкция ВЛ 110 кВ: Селендума – Джида (СД-107), Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на Гусиное Озеро (ГС-106), Селендума – Боргой (СБ-108), Боргой – Петропавловка (БП-169), Петропавловка – Бургултай (ПБу-170), Бургултай – Торей (БТ-165) с заменой деревянных опор на железобетонные, которая запланирована в инвестиционной программе на 2013-2015 гг.
4. Ограничения пропускной способности по резервным сетям 35 кВ (узел Торей – Инкур; транзит Гусиноозёрск - Иволга) снимет запланированная замена токоограничивающего оборудования (тр-ров тока, провода и т.п.).
5. Для повышения надёжности электроснабжения потребителей Тарбагатайского, Кяхтинского, Бичурского, Мухоршибирского, Селенгинского районов и г. Гусиноозерска необходимо завершение второй очереди строительства ВЛ 110 кВ Гусиноозерская - Окино-Ключи (ГОК-126) (участок ПС 110 кВ Подлопатки – ПС 110 кВ Тухум).
6. Для повышения надёжности электроснабжения восточной части Республики Бурятия и обеспечения необходимой мощности для развития добывающей и перерабатывающей промышленности в Еравнинском районе необходима: реконструкция ВЛ 110 кВ Курба - Удинская (КУ-110), реконструкция подстанций 110 кВ: Сосново-Озерская, Хоринская, Багдарин, подстанции 35 кВ Санномыск, т.к. в настоящее время электроснабжение их осуществляется от ВЛ 110 кВ Районная – Сосново-Озёрская – Багдарин и не обеспечивает необходимого резерва для перспективного роста нагрузок.
7. В 2015-2017 гг. в Прибайкальском и Баргузинском районах Республики Бурятия ожидается рост нагрузок с подключением новых крупных потребителей в связи с развитием индустрии туризма – созданием туристической рекреационной зоны по побережью озера Байкал с потреблением более 35 МВт.
Для повышения надёжности электроснабжения существующих потребителей в 2015 году завершается строительство 2-х цепной ВЛ 220 кВ Татаурово – Горячинская и реконструкция ОРУ ПС 220 кВ Татаурово.
1
4.10. Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения узких мест
Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на 5-летний период
Таблица 39
№
Объект (сетевая компания)
Плановый год ввода
Кол-во цепей
Протяженность на одну цепь (км), мощность объекта (МВА, Мвар)
Краткое обоснование мероприятий
Развитие сетей 500 кВ
1
Строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут – Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Ангоя
2019
1
290
Обеспечение возможности подключения новых потребителей. Усиление системного транзита 220 кВ с целью повышения провозной и пропускной способности Байкало-Амурской железнодорожной магистрали
2
ПС 500 кВ Нижнеангарская
2019
501+167 МВА, ШР 180 Мвар, УШР 2 х 63 Мвар
Развитие сетей 220 кВ
1
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Районная (замена 3-х АТ на 3x200 МВА и 2x63МВА)
2019
-
3 х 200 МВА, 2 х 63 МВА
Обеспечение возможности подключения новых потребителей
2
ПС 220 кВ Северная установка выключателей 220 кВ со стороны ВЛ 220 кВ (установлены со стороны АТ), приведение схемы к проектной.
2015
-
-
Приведение схемы подстанции к проектной. Повышение надежности электроснабжения потребителей энергоузла «Районная-Северная» в ремонтных схемах
3
Строительство ВЛ 220 кВ Татаурово – Горячинская с реоконструкцией ПС 220 кВ Татаурово
2015
2
142
Повышение надежности электроснабжения туристско-рекреационной зоны по побережью озера Байкал, подключение новых потребителей
4
ПС 220 кВ Горячинская
2015
-
2x125МВА
5
Строительство 2-х ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Горячинская для захода существующего транзита 110 К
2016
2
6
ВЛ 110 кВ Таксимо-Мамакан перевод второй цепи на номинальное напряжение
2016
1
210
Повышение надежности электроснабжения потребителей Витимского энергорайона и возможность подключения новых потребителей
7
Установка БСК на ПС 220 кВ Северобайкальская
2016
2x20 МВар
Увеличение пропускной способности транзита Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок)
8
Строительство ВЛ 220 кВ Чита – Озерная с ПС 220 кВ Озерная
2017
2
2х240 км.
Технологическое присоединение Озерного ГОК
Развитие сетей 110 кВ
ВЛ 110 кВ от существующего транзита 110 кВ до ПС 220 кВ Горячинская
2017
2
Проектные показатели уточняются
Обеспечения выдачи мощности в сеть 110 кВ от планируемой ПС 220 кВ Горячинская и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и возможности подключения новых потребителей
2
ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126)
2016
1
Проектные показатели уточняются
При отсутствии питания в летний период со стороны ПС 220 кВ Мухоршибирь (вывод в ремонт единственного АТ-2) и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Селендума-Джида происходит ограничение потребителей Бичурского, Кяхтинского, Джидинского, Мухоршибирского районов (население 128 тыс. чел.) мощностью до 60 МВт
3
ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106)
2017
1
Проектные показатели уточняются
Недопущение возможного повреждения ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) в результате перегрузки вызванной аварийным отключением А Т-1,2 Гусиноозерской ГРЭС при работе блока 1
Противоаварийная автоматика и РЗА
1
Реконструкция устройств ПА на Гусиноозерской ГРЭС
2018
-
-
Автоматика выполненная на транзите Иркутск-Бурятия непроектная, реконструкция и замена данной ПА предусмотрена ПредТЭО.
1
4.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и ниже
Согласно данным комплесной программы развития электрических сетей 110 кВ и ниже, разработанной филиалом ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» в 2014 году, в период до 2020 года на территории Республики Бурятия ожидается ввод объектов электроснабжения класса напряжения 110 кВ и ниже:
- общей мощностью 728 МВА (включая работы по реконструкции и техническому перевооружению);
- ввод ВЛ протяженностью 656 км.
Места расположения резервов мощности электрической энергии
На основании сводной информации можно сделать вывод о том, что средний процент загрузки открытых центров питания сети 110, 35 кВ в республике не превышает 40%.
Однако большинство малозагруженных центров питания сетей филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» расположены в сельской местности республики, где мало развита промышленность и сельское хозяйство, и перспективы развития не предусматривается (на основе заявок на технологическое присоединение).
Малозагруженные центры питания северного и южного районов республики попадают в перечень узких мест электроэнергетики по причине отсутствия резерва электроснабжения (протяженные одноцепные ВЛ, проходящие по гористой местности).
4.12. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе
Обеспечение действующих генерирующих мощностей Гусиноозерской ГРЭС будет осуществляться за счет местных углей разрезов «Баин-Зурхе», «Загустайский», «Окино-Ключевской» с учетом складывающегося по планируемому периоду состава генерирующего оборудования и баланса добываемого угля.
В Стратегии Интер РАО планируется обеспечение Гусиноозерской ГРЭС углями собственного производства на базе дальнейшего освоения Окино-Ключевского месторождения бурого угля. Поэтапный переход на использование Окино-Ключевского угля позволит оптимизировать издержки производства, связанные с затратами на топливо. Плановая поставка угля Окино-Ключевского разреза на Гусиноозерскую ГРЭС на 2015 год составляет 1 500 тыс. тонн угля.
На Сангинском месторождении бурого угля, отнесенном к резерву категории «а», имеющем сравнительно небольшие запасы (1,2 млн. т — балансовые и 1,3 млн. т забалансовые — для шахты и 0,2 млн. т балансовые и 0,1 млн. т забалансовые — для открытых работ) при необходимости может быть построено предприятие для добычи 50…80 тыс. т угля в год.
Все ранее проводимые проектные проработки в поисках наиболее рациональных схем раскройки, вскрытия и отработки шахтных и карьерных полей самых перспективных месторождений этого региона имели основной целью создать надежную топливную базу для энергетики республики, а также резерв для Востока страны. Таковыми явились перспективные Олонь-Шибирское и Никольское месторождения каменного угля.
По данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых Российской Федерации, большая часть запасов Никольского месторождения находится на территории республики. По ранее проводимым проектным проработкам на Никольском месторождении можно построить единый разрез мощностью по добыче 4500 тыс. т угля в год.
С реализацией «Генеральной схемы газоснабжения и газификации Республики Бурятия», утвержденной в 2009 году, возможен перевод котельных на газовое топливо. Общий потенциальный годовой объем потребления объектами теплоэнергетики определен в объеме 1 900 млн. куб.метров природного газа.
4.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований на территории Республики Бурятия
По стостоянию на 01 апреля 2015 года из 275 городских округов и поселений в Республике Бурятия схемы теплоснабжения разработаны в 2 городских округах, 18 городских и 64 сельских поселениях, что составляет 100 % от требуемого объема.
4.14. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований на территории Республики Бурятия
Основными направлениями развития теплоснабжения муниципальных образований являются:
оптимизация технологической структуры систем теплоснабжения за счет совместной работы нескольких источников теплоты на общие тепловые сети и консервации избыточной располагаемой мощности котельных;
совершенствование топливоподготовки и топливоподачи;
оснащение котельных приборами учета и автоматики;
оснащение котельных ХВО;
оптимизация режимов горения топлива;
использование на источниках, тепловых пунктах и других элементах систем теплоснабжения частотно-регулируемого привода для эффективного регулирования отпуска теплоты потребителям;
замена теплообменного, контрольно-регулирующего и насосного оборудования на энергоэкономичное;
регулирование расхода тепла за счёт широкого использования систем автоматического регулирования, в том числе программного и погодоведомого;
повышение теплозащитных свойств вновь возводимых и эксплуатируемых жилых и общественных зданий за счет повышения термического сопротивления стеновых конструкций и окон;
регулярная гидравлическая наладка и гидропневматическая промывка тепловых сетей;
Направлениями, рассчитанными на перспективу, являются освоение новых технологий, новых типов энергоисточников. К таким технологиям можно отнести:
применение гелиоустановок и тепловых насосов;
прокладка труб в пенополиуретановой изоляции при ремонте и прокладке новых участков тепловых сетей с использованием технологии монтажа труб с внутренней изоляцией сварного шва стеклоэмалевым покрытием.
4.15. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ
На данный момент перевод на парогазовый цикл действующих ТЭЦ не рассматривается в связи с большими капитальными затратами на освоение технологии и отсутствием собственных источников газоснабжения (природного газа).
Для Республики Бурятия наибольший интерес представляют парогазовые установки с котлами, сжигающими уголь в кипящем слое под давлением. Эта технология, внедренная на энергоблоках 80-350 МВт в Швеции, Японии и других странах, показала высокую надежность, обеспечила хорошие экономические и экологические показатели. Расчетный КПД энергоблоков с котлами КСД составляет 42%. Одно из преимуществ этих установок - малые габариты - дает возможность установки их в существующих помещениях ТЭС взамен демонтируемого старого оборудования и тем самым проведения реконструкции на новой технической базе.
4.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Республики Бурятия
Износ тепловых сетей магистральных трубопроводов в г. Улан-Удэ по зоне ТЭЦ-1 составляет 52%, по зоне ТЭЦ-2 – 38%. Износ внутриквартальных тепловых сетей составляет по зоне ТЭЦ-1 62%, по зоне ТЭЦ-2 – 52%.
Сводные данные по тепловому балансу на период до 2020 года в разрезе источников тепловой энергии ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 предоставлены в Приложении № 6.
Для решения проблем теплоснабжения города Улан-Удэ рассматривались разные возможные варианты:
1. Строительство модульных котельных в местах дефицита тепловой энергии.
Указанный вариант имеет ряд существенных недостатков, в числе которых отсутствие земельных участков под размещение объектов, удорожание тарифа для конечного потребителя, дополнительная экологическая нагрузка.
2. Вариант размещения газовых котельных решает вопрос экологических требований.
На сегодняшний день при использовании имеющегося в республике СУГ, цена тепловой энергии возрастет в 2 раза по сравнению с выработкой на угольных котельных. Отсутствие сетевого газа затрудняет реализацию данного варианта.
3. Проектирование и строительство Улан-Удэнской ТЭЦ-2.
Строительство тепловых мощностей ТЭЦ-2 позволит решить три основные проблемы энергоснабжения г. Улан-Удэ:
Увеличить установленную тепловую мощность станции для покрытия возрастающих за счет нового строительства нагрузок;
Снизить экологическую нагрузку на город. В связи с ростом тарифов на тепловую энергию в последнее время для потребителей выгоднее строить собственные небольшие котельные на мазутном и твердом топливе, что в свою очередь ведет к увеличению выбросов в атмосферу;
Повысить надежность теплоснабжения потребителей за счет строительства нового оборудования, выполнить взиморезервирование между двумя источниками тепла.
В настоящее время ТЭЦ-2 работает в режиме котельной.
Задание на проектирование Улан-Удэнской ТЭЦ-2 было выдано Министерством энергетики СССР в 1980 г. Согласно проекту, разработанного проектным институтом «Сибирское отделение ВНИПИЭнергопром» утвержденного в 1983 г. Минэнерго СССР предполагалась установка 4-х теплофикационных блоков с турбинами Т-180/210-130 и котлами Е-670-140, для покрытия пиковых нагрузок предусматривалась установка 6-ти паровых котлов Е-160-14 пиковой водогрейной котельной.
В соответствии с заданием установленная мощность электростанции на полное развитие должна была составить:
- электрическая – 720/840 МВт;
- тепловая – 1840 Гкал;
Завершение строительства первой очереди ТЭЦ-2 возможно осуществить на промплощадке, где построены и введены в эксплуатацию ряд зданий и сооружений и выполнены подготовительные работы для сооружения первой очереди станции: двух энергоблоков суммарной мощностью 400 МВт.
На площадке построены все необходимые здания и сооружения, обеспечивающие нормальную эксплуатацию первой очереди ТЭЦ-2: шлако- и золопроводы, водопровод, тепломагистраль для выдачи тепла в город, автомобильные и железнодорожные пути, вспомогательные и ремонтные цеха, дымовая труба (Н=240 м), открытое распределительное устройство (ОРУ) – 110 кВ, объединенный корпус химводоочистки, топливоподача, временный шлакоотвал, мазутохозяйство, инженерные коммуникации и т.д. В целом генплан электростанции разработан на мощность 800 МВт с возможностью дальнейшего расширения.
Постановлением Администрации города Улан-Удэ № 511 от 27.12.2013 года утверждена Схема развития теплоснабжения г. Улан-Удэ до 2028 года в которой, в разделе 4 предложен вариант следующего развития Улан-Удэнской ТЭЦ-2. Строительство 1 очереди Улан-Удэнской ТЭЦ-2 в составе двух энергоблоков по 115 МВт с пылеугольными котлами высокого давления типа Е-500-140-565 и теплофикационными паровыми турбинами типа Тп-115/125-130. В этом случае, суммарная тепловая мощность электростанции (с учетом пиковой котельной) достигнет 740 Гкал/час.
Проект окончания строительства станции включен в следующие стратегические документы:
- Схему территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденную распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.11.2013 2084-р;
- Схему и программу развития электроэнергетики Республики Бурятия на 2015-2019 годы, утвержденную приказом Министерства по развитию транспорта, энергетики и дорожного хозяйства Республики Бурятия от 29.04.201 № 128;
- программу социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2017 года;
- стратегию социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2025 года.
В связи с планируемым завершением строительства первого пускового комплекса Улан-Удэнской ТЭЦ-2 в перспективе необходимо будет выполнить реконструкцию и новое строительство тепловых сетей. Общая протяженность тепловых сетей охватываемых переключением составляет 255,7 км.
Перспективная тепловая нагрузка по тепловым сетям от Улан-Удэнской ТЭЦ-2 составит.
Тепломагистраль №1: – 55,7 Гкал/ч.
Тепломагистраль №2: – 109,7 Гкал/ч.
Тепломагистраль №5: – 126,4 Гкал/ч.
Тепломагистраль №6: – 257,2 Гкал/ч.
Проектируемая тепломагистраль №7 (на п. Авиазавод и п. Восточный) – 99,7 Гкал/ч.
Перспектива подключения в целом по зоне предполагаемого обслуживания ТЭЦ-2 60,3 Гкал/ч.
Подключение потребителей от прочих котельных 31,3 Гкал/ч.
Итого: Суммарная тепловая нагрузка составит – 740,3 Гкал/ч.
Перспектива подключения новых потребителей согласно поданным заявкам на период составляет 42,7 Гкал/ч.
Для реализации данного мероприятия по теплосетевому комплексу г. Улан-Удэ необходимо выполнить следующие мероприятия (цены 211 г.):
Новое строительство
1.1. Строительство теплопровода (тепломагистрали № 7) в сторону п. Авиазавод и п. Восточный Ду=1000мм, протяженностью 18500м, ориентировочная стоимость 1 443,0 млн. руб.
1.2. Строительство подкачивающей насосной станции «ПНС-7/1» на подающем трубопроводе тепломагистрали № 7, ориентировочная стоимость 94,3 млн. руб.
1.3. Строительство подкачивающей насосной станции «ПНС-7/2» на обратном трубопроводе тепломагистрали № 7, ориентировочная стоимость 94,320 млн. руб.
1.4. Строительство теплопровода от ТК-38 тепломагистрали №5 до «ПНС-2/2» тепломагистрали № 2. (Ду=800мм, ориентировочная протяженность 1350м, ориентировочная стоимость 105,3 млн. руб.)
1.5. Строительство насосной станции «ПНС-6/5» на подающем трубопроводе в районе ул. Бабушкина в сторону тепломагистрали №2, ориентировочная стоимость 94,3 млн. руб.
1.6. Строительство мостовых переходов через р. Уда, 2 ед., ориентировочная стоимость 250,0 млн. руб.
1.7. Строительство насосной станции «ПНС-5/1» на подающем трубопроводе тепломагистрали № 5 в районе ул. Приречной, ориентировочная стоимость 96,0 млн. руб.
1.8. Строительство насосной станции «ПНС-5/5» на подающем трубопроводе тепломагистрали № 5 в районе ТЭЦ-1, ориентировочная стоимость 96,0 млн. руб.
1.9. Строительство новых тепловых сетей до котельных, ориентировочная стоимость 190,0 млн. руб.
Реконструкция участков тепловых сетей
2.1 Реконструкция трубопровода от УТ-45 до ТК-38 тепломагистрали № 5 с увеличением диаметра на Ду=1000мм, протяженностью 2900 м, ориентировочная стоимость 271,4 млн. руб.
2.2 Реконструкция магистральных и внутриквартальных трубопроводов при переводе потребителей с открытого водоразбора на закрытый (ориентировочная стоимость 2112,2 млн. руб.);
2.3 Реконструкция тепловых узлов потребителей при переводе с открытого водоразбора на закрытый (ориентировочная стоимость 764,059 млн. руб.).
Реконструкция насосных станций с увеличением мощности
3.1 Реконструкция насосной станции «ПНС-6/2» с увеличением мощности сетевых насосов, ориентировочная стоимость 85 млн. руб.
3.2 Реконструкция насосной станции «ПНС-6/4» с увеличением мощности сетевых насосов, ориентировочная стоимость 52 млн. руб.
3.3 Реконструкция насосной станции «ПНС-2/2» с увеличением мощности сетевых насосов, ориентировочная стоимость 52,423 млн. руб.
Разработка проектно-сметной документации – 508,425 млн. руб.
Всего ориентировочная стоимость мероприятий по переключению тепловой нагрузки на источник Улан-Удэнская ТЭЦ-2 составит 4 708,5 млн. руб. (без НДС).
Закрытие муниципальных и ведомственных котельных
При расширении зоны обслуживания ТЭЦ-2 предполагается к закрытию 16 котельных с суммарной присоединенной нагрузкой 131 Гкал/ч., в том числе охватываемые ОАО «ТГК-14», как единой теплоснабжающей организацией 8 котельных с нагрузкой 108,1 Гкал/ч.
Оценочная стоимость мероприятий по закрытию (консервации) 16 котельных составит 850 млн. руб.
Тепловой баланс г. Улан-Удэ до и после ввода энергоблока на ТЭЦ-2 представлен в Приложении № 4.
Улан-Удэнская ТЭЦ-2 при её полном развитии в рассматриваемый период надёжно обеспечивается каменным углём Тугнуйского месторождения.
Кроме ТЭЦ-2 необходимо в период до 2015 г. реализовать еще несколько проектов в области теплоснабжения ряда населенных пунктов Республики Бурятия.
По крайней мере, три вида проектов имеют непосредственное отношение к теплоснабжению: строительство очистных сооружений, строительство мусоросжигающих заводов и организация производства тепловых насосов.
На очистных сооружениях могут и должны устанавливаться, так называемые метантэнки (биореакторы), в которых происходит сбраживание осадков сточных вод с выделением биогаза, который далее может использоваться в котельных.
Предусмотреть возможность установки биореакторов на намечаемых к строительству очистных сооружениях в г. Бабушкин, с. Кабанск, п. Заиграево, Заиграевского района, п. Слобода, Кяхтинского района, на территории особой туристско-рекреационной зоны.
При проектировании и строительстве производственного комплекса по переработке твёрдых бытовых отходов в г. Улан-Удэ необходимо предусмотреть установку энергоблока с возможным комбинированным использованием других видов топлива.
Организация серийного производства и широкомасштабное внедрение теплонасосных установок может оказать существенное положительное влияние как на экологическую ситуацию, так и на эффективность системы теплоснабжения
Необходимо отметить, что наиболее эффективным, действенным и экономичным мероприятием для покрытия возрастающих тепловых нагрузок и решения экологических проблем города Улан-Удэ, является принятие решения об окончании строительства Улан-Удэнской ТЭЦ-2.
В связи с отсутствием окончательного решения по завершению строительства 1-ой очереди Улан-Удэнской ТЭЦ-2 и в связи с ожидаемым к 2020 году дифицитом тепловой мощности (см. таблицу 40) руководством ОАО «ТГК-14» принято решение о начале в 2016 году реконструкции котлов Улан-Удэнской ТЭЦ-2 с увеличением паропроизводительности со 160 т/час до 200 т/час.
Прогноз дефицита тепловой мощности
Таблица 40
Наименование
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Установленная мощность ТЭЦ-2, Гкал/час
380
380
380
380
380
380
Присоединенная тепловая нагрузка по техусловиям, Гкал/час
354,7
382,4
409,0
427,8
431,3
434,8
Перспективная тепловая нагрузка за год, Гкал/час (ТЗ 2013-2018, ИТ)
64,5
27,7
26,5
18,8
3,6
3,5
Дефицит тепловой мощности от присоединенной по техусловиям, Гкал/час
25,3
-2,4
-29,0
-47,8
-51,3
-54,8
Предполагаемый вывод из эксплуатации турбоагрегатов ст.№1 и ст.№3, в соответствие с приказом Минэнерго РФ от 28.07.2014 г. №471 не желателен, т.к. это приведет к росту тарифа на производство тепловой энергии Улан-Удэнской ТЭЦ-1 в 2017 году на 6.14% (без учета инфляционного фактора). Вывод из эксплуатации с 01.01.2019 г. турбоагрегата ст.№6 и отсутствие генерации в летний период приведет к росту тарифа на производство тепловой энергии Улан-Удэнской ТЭЦ-1 на 15,78%.
Проводимая в настоящее время реконструкция котлов части высокого давления Улан-Удэнской ТЭЦ-1 с увеличением паропроизводительности с 220 т/час до 230 т/час, позволит повысит надежность работы станции в период прохождения максимума нагрузок.
4.17. Прогноз развития электросетевого хозяйства на территории Республики Бурятия
В связи с созданием на побережье озера Байкал Особой экономической зоны туристско - рекреационного типа «Байкальская Гавань», «Гора Бычья», ТРК «Подлеморье», требуется освоение новых электрических мощностей на побережье Байкала. Продолжается строительство ВЛ 220 кВ «Татаурово-Горячинск-Баргузин» с ПС 220 кВ «Горячинск» с реконструкцией ПС 220 кВ «Татаурово». Строительство ВЛ обеспечит электроэнергией северную часть побережья Байкала, а также повысит надежность потребителей данного района.
Инвестиционной программой ОАО «ФСК ЕЭС» предусмотрено строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Ангоя для возможности подключения перспективных потребителей.
Параллельно с проектами развития традиционной энергетики в республике активно ставится вопрос о проектировании и строительстве генерирующих мощностей на основе возобновляемых источников энергии: строительство фотоэлектрических солнечных электростанций.
__________________________________________________________
Приложение № 1
Основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Республики Бурятия
Эксплуатацией магистральных электросетевых объектов на территории Республики Бурятия занимается филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - Забайкальское предприятие магистральных электрических сетей (Забайкальское ПМЭС), находящийся в оперативном подчинении филиала «МЭС Сибири» ОАО «ФСК ЕЭС». В зону обслуживания Забайкальского ПМЭС кроме Республики Бурятия входит также Забайкальский край.
В ремонтно-эксплуатационном обслуживании Забайкальского ПМЭС находятся:
4947 км воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 10-500 кВ;
19 понизительных подстанций (ПС) напряжением 35-220 кВ общей мощностью 3407,6 МВА.
На территории Республики Бурятия работают 24 ПС 220 кВ суммарной установленной мощностью 2963 МВА, в том числе:
6 ПС 220 кВ ОАО «ФСК ЕЭС»;
16 ПС 220 кВ Восточно-Сибирской железной дороги (филиал ОАО «РЖД»);
1 ПС 220 кВ ОАО «Селенгинский ЦКК»;
1 ПС 220 кВ ОАО «Разрез Тугнуйский».
По территории Республики Бурятия проходят:
2 ВЛ напряжением 500 кВ (в работе на 220 кВ) общей протяженностью 311,4 км;
ВЛ 220 кВ напряжением общей протяженностью 3 075,34 км;
Перечень ВЛ-220 кВ
№ п/п
Наименование линии
ВЛ 220 кВ Ангаракан – Окусикан (АО-41)
ВЛ 220 кВ Ангоя – Новый Уоян (АУ-38)
ВЛ 220 кВ Выдрино-БЦБК (ВБ-272)
ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Мухоршибирь (ГМШ-260)
ВЛ 220 кВ Гусиноозёрская ГРЭС – Селендума I цепь (ГС-255)
ВЛ 220 кВ Гусиноозёрская ГРЭС – Селендума II цепь (ГС-256)
ВЛ 220 кВ Дабан – Северобайкальск (ДС-34)
ВЛ 220 кВ Заиграево – Кижа (ЗК-281)
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Кижа (КПЗ-283)
ВЛ 220 кВ Киренга – Кунерма (КК-31)
ВЛ 220 кВ Кичера – Новый Уоян (КУ-37)
ВЛ 220 кВ Кунерма – Северобайкальск (КС-33)
ВЛ 220 кВ Мухоршибирь – Саган-Нур (МШС-261)
ВЛ 220 кВ Мысовая – Байкальск с отпайкой на ПС Переёмная (МБ-273)
ВЛ 220 кВ Мысовая - Выдрино с отпайкой на ПС Переёмная (МВ-274)
ВЛ 220 кВ Мысовая – Гусиноозерская ГРЭС I цепь (МГ-251)
ВЛ 220 кВ Мысовая – Гусиноозерская ГРЭС II цепь (МГ-252)
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Новоильинск (НПЗ-282-284)
ВЛ 220 кВ Новый Уоян – Ангаракан (УА-39)
ВЛ 220 кВ Новый Уоян – Янчукан (УЯ-40)
ВЛ 220 кВ Окусикан – Таксимо (ОТ-43)
ВЛ 220 кВ Перевал – Таксимо (ПТ-44)
ВЛ 220 кВ Посольская – Мысовая (ПМ-275)
ВЛ 220 кВ Районная – Гусиноозерская ГРЭС № 1 (РГ-295)
ВЛ 220 кВ Районная – Гусиноозерская ГРЭС № 2 (РГ-296)
ВЛ 220 кВ Районная – Заиграево (РЗ-279)
ВЛ 220 кВ Районная – Новоильинск (РН-280)
ВЛ 220 кВ Районная – Северная (РС-297)
ВЛ 220 кВ Районная – Татаурово (РТ-278)
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Саган-Нур (СПЗ-262)
ВЛ 220 кВ Северная – Посольская с отпайкой на ПС Селенгинский ЦКК
(СП-277)
ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Ангоя (СА-36)
ВЛ 220 кВ Северобайкальск – Кичера (СК-35)
ВЛ 220 кВ Селендума – Дархан I цепь (СД-257)
ВЛ 220 кВ Селендума – Дархан II цепь (СД-258)
ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47)
ВЛ 220 кВ Татаурово – Горячинская I цепь
ВЛ 220 кВ Татаурово – Горячинская II цепь
ВЛ 220 кВ Татаурово – Мысовая с отпайкой на ПС Селенгинский ЦКК
(ТМ-276)
ВЛ 220 кВ Таксимо - Мамакан (в эксплуатации ОАО «ИЭСК»)
ВЛ 220 кВ Улькан – Дабан (УД-32)
ВЛ 220 кВ Янчукан - Перевал (ЯП-42)
ВЛ 500 кВ Гусиноозёрская ГРЭС – Ключи (ВЛ-582)
ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Петровск-Забайкальская (ВЛ-583)
Перечень ПС 220 кВ
№ п/п
Наименование подстанции
Принадлежность
1.
ПС 220 кВ Районная
ОАО «ФСК ЕЭС»
2.
ПС 220 кВ Северная
ОАО «ФСК ЕЭС»
3.
ПС 220 кВ Горячинская
ОАО «ФСК ЕЭС»
4.
ПС 220 кВ Татаурово
ОАО «ФСК ЕЭС»
5.
ПС 220 кВ Мухоршибирь
ОАО «ФСК ЕЭС»
6.
ПС 220 кВ Селендума
ОАО «ФСК ЕЭС»
7.
ПС 220 кВ Таксимо
ОАО «ФСК ЕЭС»
8.
ПС 220 кВ Заиграево
ОАО «РЖД»
9.
ПС 220 кВ Новоильинск
ОАО «РЖД»
10.
ПС 220 кВ Кижа
ОАО «РЖД»
11.
ПС 220 кВ Посольская
ОАО «РЖД»
12.
ПС 220 кВ Мысовая
ОАО «РЖД»
13.
ПС 220 кВ Переёмная
ОАО «РЖД»
14.
ПС 220 кВ Выдрино
ОАО «РЖД»
15.
ПС 220 кВ Селенгинский ЦКК
ОАО «Селенгинский ЦКК»
16.
ПС 220 кВ Дабан
ОАО «РЖД»
17.
ПС 220 кВ Северобайкальск
ОАО «РЖД»
18.
ПС 220 кВ Ангоя
ОАО «РЖД»
19.
ПС 220 кВ Кичера
ОАО «РЖД»
20.
ПС 220 кВ Новый Уоян
ОАО «РЖД»
21.
ПС 220 кВ Янчукан
ОАО «РЖД»
22.
ПС 220 кВ Перевал
ОАО «РЖД»
23.
ПC 220 кВ Окусикан
ОАО «РЖД»
24.
ПC 220 кВ Ангаракан
ОАО «РЖД»
25.
ПС 220 кВ Саган-Нур
ОАО «Разрез Тугнуйский»
Распределительные электрические сети Республики Бурятия обслуживают филиал «Бурятэнерго» ОАО «МРСК Сибири» и региональная распределительная электросетевая компания ОАО «Улан-Удэ Энерго».
Филиал «Бурятэнерго» ОАО «МРСК Сибири» осуществляет передачу электрической энергии по сетям 0,4-110 кВ и подключение новых потребителей к распределительным сетям компании.
В ремонтно-эксплуатационном обслуживании Бурятэнерго находятся:
24241,6 км воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 0,4-110 кВ;
72,1 км кабельных линий электропередачи (КЛ) напряжением 0,4-35 кВ;
4734 понизительные подстанции напряжением 35-110 кВ и трансформаторные подстанции напряжением 6-10/0,4 кВ общей мощностью 2583,9 МВА.
В состав филиала «Бурятэнерго» входят 3 производственных отделения (ПО) и 19 районов электрических сетей (РЭС).
Перечень обслуживаемых сетей ВЛ 110 кВ и ПС 110 кВ представлен ниже.
1
Перечень ВЛ-110 кВ
Сокращённое диспетчерское наименование
Наименование (назначение)
Год ввода в эксплуатацию
Кол-во цепей, шт.
Протяженность по трассе, км
Протяженность по цепям, км
Количество опор, шт.
Провод алюминиевый со стальным сердечником – АС
Возможность перевода на более высокий класс напряжения (Да, Нет)
деревянных
на ж/б приставках
железобетонных
металлических
Всего
70, пр/км
95, пр/км
120, пр/км
Другое сечение, пр/км
2571
2832
0,0
1148
5645
3057
5800
203,8
1883
3452
2302
РНО-138
Районная-Эрхирик-Новая-Онохой (оп. № 105 – ПС Онохой)
1985
1
13,5
13,5
16
21
37
40,5
0
Нет
РТ-104, РТ-118
«Районная - ТЭЦ-1»
1965
2
10
20
34
34
60
Нет
РС-180,РЗМ-116
«Районная-Северная» (ПС Районная – оп. № 16)
1965
2
3,3
6,6
16
16
19,8
0
Нет
МСЗ-183
Западная-Бурводстрой
1972
1
3,9
3,9
16
14
30
11,7
0
Нет
МТ-181,МТ-182
Южная-ТЭЦ-2 (Южная-Медведчиково)
1974
2
8,6
17,2
1
4
5
51,6
0
Нет
МИ-159
Медведчиково-Иволга
1976
1
26,12
26,12
40
37
77
78,36
0
Нет
РЭ-109
«Районная-Эрхирик» РЭ-109 (от оп.№54 до оп.№ 68)
1967
1
6,3
6,3
14
14
18,9
0
Нет
ЭНО-140
«Эрхирик-Новая-Онохой»
1965
1
15,98
15,98
3
45
48
47,94
0
Нет
РС-180,ЗМС-101
«Районная-Северная» (оп. № 16 – оп. № 37)
1981
2
5,35
10,7
4
17
21
32,1
0
Нет
ЗМС-101,РЗМ-116
«Районная-ЗММК» (отпайка от оп. № 16 на ПС ЗММК и БФМ)
1983
2
0,442
0,884
5
5
2,652
Нет
МТ-181,МТ-182
«Районная-Медведчиково» (отпайка на ПС ТЭЦ-2)
1984
2
6,2
12,4
4
18
22
37,2
Нет
РА-161,РА-162
«Районная-Авиазавод» (отпайка на Улан-Удэнскую птицефабрику)
1982
2
1,48
2,96
4
5
9
8,88
0
Нет
МТ-181,МТ-182
Районная-Медведчиково отпайка на ПС Октябрьская
1986
2
3
6
11
5
16
18
0
Нет
РНО-138
Районная-Эрхирик-Новая-Онохой (ПС Районная – оп. № 105)
1976
1
34,08
34,08
0
102,2
0
Нет
МТ-160
Медведчиково-Тарбагатай
1987
1
39
39
44
75
119
117
0
Нет
РС-180,ЗМС-101
«Районная-Северная» (оп. № 37 – оп. №47)
1987
2
3,95
7,9
11
11
23,7
Нет
РНО-138,ЭНО-140
Заход на ПС «Новая»
1988
2
7,5
15
20
13
33
45
0
Нет
РС-180,ЗМС-101
«Районная –Северная» (отпайка на ЛВРЗ)
1989
2
7,8
15,6
7
11
18
46,8
Нет
МСЗ-183,МС-184
«Северная-Медведчиково
1994
2
18,39
36,78
11
71
82
110,34
Нет
РТ-141,РТ-142
« Районная-ТЭЦ-2»
1995
2
17,8
35,6
32
25
57
106,8
Нет
МСЗ-183,МС-184
заход на ПС Медведчиково
1996
2
1,4
2,8
2
4
6
8,4
0
Нет
РС-180,ЗМС-101
«Районная-Северная» (отпайка на ПС «Верхняя Березовка»)
1987
2
0,04
0,08
1
1
0,24
Нет
РС-180,ЗМС-101
«Районная-Северная» (отпайка на ПС «Шишковка»)
1987
2
0,92
1,84
1
3
4
5,52
Нет
ОК-139, КУ-110
«Онохой-Курба-Удинск»
2001
1
54,521
54,521
0
163,563
Да
ЗС-102
«Северная»-«Западная»
2002
1
2,5
2,5
8
6
14
7,5
Нет
РС-180,ЗМС-101
Районная-Северная (оп. № 47 – ПС «Северная»)
2002
2
1,98
3,96
8
2
10
11,88
Нет
КУ-110
«Курба»-«Удинск»
2002
1
31,826
31,826
4
84
88
31,82
Да
КУ-110
«Курба»-«Удинск»
2004
0
УХ-111/УС-3046/ХК-329 отп. На ПС Санномыск
«Удинск»-«Хоринск»
1998
2
49,049
98,098
204
32
236
120
Нет
ХГ-145
«Хоринск»-«Георгиевка»
1968
1
55,857
55,857
0
Нет
ХГ-145/ГПК-146
Заход-выход на ПС Георгиевская
1968
2
2,826
5,652
0
Нет
УВ-144
Удинск-Вознесеновка
1975
1
32,257
32,257
268
268
189,729
Нет
УВ-144
Удинск-Вознесеновка
30,986
30,986
0
Нет
ГПК-146
Георгиевка-Поперечная-Комсомольская
1968
1
14,987
14,987
57
7
64
44,96
Нет
ГПК-146
Георгиевка-Поперечная-Комсомольская
29,149
29,149
92
4
96
87,45
Нет
ГПК-146
Отпайка на ПС «Поперечная»
1972
1
0,928
0,928
3
2
5
2,784
Нет
ГПК-146
Заход-выход на ПС Комсомольская
1984
2
2,961
5,922
16
2
18
17,77
Нет
КС-112
Комсомольская-Сосно-Озерская
1968
1
31,753
31,753
107
10
117
95,26
Нет
СБ-123
«Сосново-Озерская»-«Грязнуха»-«Беклемишево»(до границы с ЗК)
1970
1
50,6
50,6
198
16
214
151,8
Нет
СБ-123
«Сосново-Озерская»-«Грязнуха»-«Беклемишево»(до границы с ЗК)
1980
31,742
31,742
0
Нет
СР-124
«Сосново-Озерская»-«Исинга»-«Романовка»
1973
1
51,629
51,629
378
24
402
154,9
Нет
СР-124
«Сосново-Озерская»-«Исинга»-«Романовка»
1980
66,536
66,536
0
Нет
СР-124
«Сосново-Озерская»-«Исинга»-«Романовка»
1973
1
0,688
0,688
4
4
2,064
Нет
СР-124
Отпайка на ПС «Романовка»
1980
2
1,68
3,36
4
5
9
10,08
Нет
РБ-125
«Романовка»-«Багдарин»
1983
1
166,55
166,55
545
37
582
499,6
0
Нет
РБ-125
Отпайка на ПС «Монгой»
1983
1
19,06
19,06
65
8
73
57,18
0
Нет
СИ-166
Селендума – Торей
01.01.1985
1
21
21
96
10
126,3
СИ-166
Селендума – Торей
01.03.1982
1
100
100
192
98
300
СИ-166
Селендума – Торей
01.04.1989
1
2
2
8
1
6
СИ-166
Селендума – Торей
01.05.1988
1
81,4
81,4
256
54
240
СИ-166
Селендума – Торей
01.02.1979
1
25,5
25,5
61
45
80,7
ГС-106
Гусиноозерская – Селендума
01.01.1977
1
59,8
59,8
284
34
155,7
23,7
Отпайка на Гусиное озеро
1
3,9
3,9
11,7
0
ГХ-163
Гусиноозерская – Холбольджино
01.01.1977
1
17,9
17,9
91
14
53,7
0
ГХ-164
Гусиноозерская – Холбольджино
01.01.1977
1
17,9
17,9
91
14
53,7
0
СБ-108
Селендума – Боргой
01.01.1969
1
21,5
21,5
133
64,5
0
СБ-108
Селендума – Боргой
01.01.1986
2
0,4
0,8
2
4
2,4
0
СБ-108
Селендума – Боргой
1
20,2
20,2
101
60,6
0
ГГ-151
Гусиноозерская ГРЭС – Гусиноозерская
01.01.1976
1
2,3
2,3
12
6,9
ГГ-152
Гусиноозерская ГРЭС – Гусиноозерская
01.01.1976
1
2,3
2,3
12
6,9
ГОК-126
Гусиноозерская – Окино-Ключи
01.01.1982
1
9,2
9,2
38
8
27,6
ГОК-126
Гусиноозерская – Окино-Ключи
01.10.1973
1
5,475
5,475
23
16,42
0
ГЗ-153
Гусиноозерская – Завод
01.01.1990
1
2,4
2,4
11
7,2
0
ГЗ-154
Гусиноозерская – Завод
01.01.1990
1
2,4
2,4
11
7,2
0
СД-107
Селендума – Джида
01.01.1967
1
17,5
17,5
84
52,5
0
СД-107
Селендума – Джида
01.05.1967
1
17,7
17,7
170
53,1
0
МШБ-149
Мухоршибирь – Бичура
01.02.1981
2
38,100
76,2
267
29
229
0
МШБ-149
Мухоршибирь – Бичура
01.02.1982
2
16,900
33,8
63
22
101
0
МШБ-149
Мухоршибирь – Бичура
01.09.1988
1
15,301
15,301
19
21
45,9
0
ОКК-120
Окино-Ключи – Кяхта
01.02.1973
1
23,60
23,6
75
9
70,8
0
ОКК-120
Окино-Ключи – Кяхта
01.05.1963
1
40,10
40,1
210
20
120,3
0
ОКК-120
Окино-Ключи – Кяхта
01.05.1963
1
10,30
10,3
44
4
30,9
0
ОКБ-150
Окино-Ключи – Бичура
01.12.1990
2
19,80
39,6
72
7
118,8
0
ОКБ-150
Окино-Ключи – Бичура
01.05.1991
2
15,8
31,6
83
10
94,8
0
ОКС-171
Окино-Ключи – Кудара-Самон
01.04.1991
1
18
18
74
9
54
0
ОКС-171
Окино-Ключи – Кудара-Самон
01.05.1991
1
53,44
53,44
158
35
160,3
0
БП-169
Боргой – Петропавловка
01.05.1969
1
36,1
36,1
165
4
2
108
0
БТ-165
Бургултай – Торей
01.05.1969
1
25,9
25,9
119
4
2
77,7
0
БТ-165
Бургултай – Торей
2
0,6
1,2
3,6
0
Пбу-170
Петропавловка – Бургултай
01.05.1969
1
20,3
20,3
84
4
2
60,9
0
ХК-168
Хоронхой – Кяхта
01.11.1966
1
24,4
24,4
115
15
73,2
0
ДХ-167
Джида – Хоронхой
01.05.1967
1
19,05
19,05
93
57,15
0
ДХ-167
Джида – Хоронхой
01.11.1966
1
2,45
2,45
16
7,35
0
ДХ-167
Джида – Хоронхой
01.11.1966
2
1,63
3,26
5
3
9,78
0
МН-147
Мухоршибирь – Никольская
01.07.1974
1
25,87
25,87
112
77,6
0
МН-147
Мухоршибирь – Никольская
1975
1
3,73
3,73
16
11,2
0
МН-147
Мухоршибирь – Никольская
1982
1
11,10
11,10
28
2
33,3
0
СС-117
СЦКК – Селенгинская
1971
1
4,3
4,3
12
5
17
12,9
0
нет
СС-121
СЦКК – Селенгинская (Тяговая)
1969
1
1,84
1,84
10
10
5,52
0
нет
СС-122
СЦКК – Селенгинская (Тяговая)
1969
1
1,84
1,84
10
10
5,52
0
нет
СТ-113
СЦКК – Тимлюйская
1996
1
20,68
20,68
87
27
114
62,04
0
нет
СТ-103
СЦКК – Тимлюйская
1970
1
22,5
22,5
31
47
78
67,5
0
нет
СТ-113/СТ-103
отпайка на ПС «Кабанская»
1976
2
7,9
15,8
29
7
36
47,4
0
нет
МС-156
Мостовка – СЦКК
1961
1
13,3
13,3
41
9
50
39,9
0
нет
ЛМ-115
Лесобаза – Мостовка
1961
1
12,8
12,8
19
42
61
38,4
0
нет
МЛ-114
Мандрик – Лесобаза
1961
1
17,35
22,04
11
63
74
66,12
0
нет
отпайка Таловка
отпайка на ПС «Таловка»
1991
1
2,66
2,66
13
13
7,98
0
нет
ТП-128
Татаурово – Прибайкальская
1973
1
17,84
17,84
37
24
61
53,5
0
нет
ПН-129
Прибайкальская – Нестерово.
1973
1
31,71
31,71
82
25
107
95,16
0
нет
НТ-130
Нестерово-Турка
1973
1
70,6
70,6
225
45
270
212
0
нет
КЗМ-135
Култук – Зун-Мурино
1973
1
62,42
62,42
30
285
315
187,3
0
нет
ЗМК-134
Зун – Мурино – Кырен
1973
1
52,98
52,98
23
207
230
158,5
0
нет
КМ-190
Кырен-Монды
1973
1
105,68
105,68
147
274
421
317
0
нет
МСС-193
Монды- Сорок – Сусер
2002
1
41,17
41,17
95
80
175
123,5
0
нет
БУ-133
Баргузин – Уро
1977
1
20,8
20,8
8
58
11
77
62,4
0
нет
БлМ-137
Баянгол-Могойто
1978
1
76,8
76,8
264
16
280
230
0
Убл-136
Уро – Баянгол
1977
1
39,062
39,062
144
13
157
117
0
УББ-131
Усть-Баргузин-Баргузин.
1970
1
50
50
128
53
181
150
0
ТУБ-132
Турка-Усть-Баргузин.
1973
1
79
79
66
202
268
237
0
МБК-157
Мостовка – Байкало-Кудара
1
41,2
41,2
нет
-
Таксимо –Мамакан с отпайками
1
210
210
24
186
да
1
Перечень ПС 110 кВ
№ п/п
Наименование подстанции
Принадлежность
1.
ПС 110 кВ Никольская
ОАО «МРСК Сибири»
2.
ПС 110 кВ Бичура
ОАО «МРСК Сибири»
3.
ПС 110 кВ Окино-Ключи
ОАО «МРСК Сибири»
4.
ПС 110 кВ Кудара-Самон
ОАО «МРСК Сибири»
5.
ПС 110 кВ Б.Луг
ОАО «МРСК Сибири»
6.
ПС 110 кВ Кяхта
ОАО «МРСК Сибири»
7.
ПС 110 кВ Боргой
ОАО «МРСК Сибири»
8.
ПС 110 кВ Бургултай
ОАО «МРСК Сибири»
9.
ПС 110 кВ Харанхой
ОАО «МРСК Сибири»
10.
ПС 110 кВ Джида
ОАО «МРСК Сибири»
11.
ПС 110 кВ Торей
ОАО «МРСК Сибири»
12.
ПС 110 кВ Петропавловка
ОАО «МРСК Сибири»
13.
ПС 110 кВ Подлопатки
ОАО «МРСК Сибири»
14.
ПС 110 кВ Инкурская
ОАО «МРСК Сибири»
15.
ПС 110 кВ Тухум
ОАО «МРСК Сибири»
16.
ПС 110 кВ Завод
ОАО «МРСК Сибири»
17.
ПС 110 кВ Гусиноозерская
ОАО «МРСК Сибири»
18.
ПС 110 кВ Холбольджино
ОАО «МРСК Сибири»
19.
ПС 110 кВ Западная
ОАО «МРСК Сибири»
20.
ПС 110 кВ Верхняя Березовка
ОАО «МРСК Сибири»
21.
ПС 110 кВ Бурводстрой
ОАО «МРСК Сибири»
22.
ПС 110 кВ Медведчиково
ОАО «МРСК Сибири»
23.
ПС 110 кВ Энергетик
ОАО «МРСК Сибири»
24.
ПС 110 кВ Машзавод
ООО «С-Транс-С»
25.
ПС 110 кВ Исинга
ОАО «МРСК Сибири»
26.
ПС 110 кВ Октябрьская
ОАО «МРСК Сибири»
27.
ПС 110 кВ Шишковка
ОАО «МРСК Сибири»
28.
ПС 110 кВ Южная
ОАО «МРСК Сибири»
29.
ПС 110 кВ Птицефабpика
ОАО «МРСК Сибири»
30.
ПС 110 кВ Эpхиpик
ОАО «МРСК Сибири»
31.
ПС 110 кВ Курба
ОАО «МРСК Сибири»
32.
ПС 110 кВ Комсомольская
ОАО «МРСК Сибири»
33.
ПС 110 кВ Поперечная
ОАО «МРСК Сибири»
34.
ПС 110 кВ Бурятферммаш
ОАО «МРСК Сибири»
35.
ПС 110 кВ ЛВРЗ
ОАО «РЖД»
36.
ПС 110 кВ ЗММК
ЗАО «Улан-Удэстальмост»
37.
ПС 110 кВ Монгой
ОАО «МРСК Сибири»
38.
ПС 110 кВ Онохой
ОАО «МРСК Сибири»
39.
ПС 110 кВ Романовка
ОАО «МРСК Сибири»
40.
ПС 110 кВ Багдарин
ОАО «МРСК Сибири»
41.
ПС 110 кВ Хиагда
ОАО «Хиагда»
42.
ПС 110 кВ Новая
ОАО «МРСК Сибири»
43.
ПС 110 кВ Георгиевская
ОАО «МРСК Сибири»
44.
ПС 110 кВ Сосново-Озерская
ОАО «МРСК Сибири»
45.
ПС 110 кВ Улан-Удэнская ТЭЦ-2
ОАО «ТГК-14»
46.
ПС 110 кВ Грязнуха
ОАО «МРСК Сибири»
47.
ПС 110 кВ Иволга
ОАО «МРСК Сибири»
48.
ПС 110 кВ Таpбагатай
ОАО «МРСК Сибири»
49.
ПС 110 кВ Удинская
ОАО «МРСК Сибири»
50.
ПС 110 кВ Хоринская
ОАО «МРСК Сибири»
51.
ПС 110 кВ Тимлюйская
ОАО «МРСК Сибири»
52.
ПС 110 кВ Кабанская
ОАО «МРСК Сибири»
53.
ПС 110 кВ СЛПБ
ОАО «МРСК Сибири»
54.
ПС 110 кВ Таловка
ООО «БЭК»
55.
ПС 110 кВ Селенга
ОАО «МРСК Сибири»
56.
ПС 110 кВ Мостовка
ОАО «МРСК Сибири»
57.
ПС 110 кВ Селенга-тяговая
ОАО «РЖД»
58.
ПС 110 кВ Татаурово-тяговая
ОАО «РЖД»
59.
ПС 110 кВ Заудинск
ОАО «РЖД»
60.
ПС 110 кВ Прибайкальская
ОАО «МРСК Сибири»
61.
ПС 110 кВ Нестерово
ОАО «МРСК Сибири»
62.
ПС 110 кВ Котокель
ОАО «МРСК Сибири»
63.
ПС 110 кВ Берег
ОЭЗ ТРТ «Байкальская гавань»
64.
ПС 110 кВ Турка
ОАО «МРСК Сибири»
65.
ПС 110 кВ Уpо
ОАО «МРСК Сибири»
66.
ПС 110 кВ Баpгузин
ОАО «МРСК Сибири»
67.
ПС 110 кВ Баянгол
ОАО «МРСК Сибири»
68.
ПС 110 кВ Могойто
ОАО «МРСК Сибири»
69.
ПС 110 кВ Усть-Баpгузин
ОАО «МРСК Сибири»
70.
ПС 110 кВ Зун-Мурино
ОАО «МРСК Сибири»
71.
ПС 110 кВ Кырен
ОАО «МРСК Сибири»
72.
ПС 110 кВ Самарта
ООО «ЭНКОМ»
73.
ПС 110 кВ Байкало-Кудара
ОАО «МРСК Сибири»
74.
ПС 110 кВ Таксимо-тяговая
ОАО «РЖД»
75.
ПС 110 кВ Таксимо-110
ОАО «МРСК Сибири»
76.
ПС 110 кВ Ирокинда
ООО «ЭНКОМ»
77
ПС 110 кВ Алтан
ООО «ЭНКОМ»
78
ПС 110 кВ Кедровская
ООО «ЭНКОМ»
Установленная мощность ПС 220 кВ составляет 2 963,0 МВА, установленная мощность ПС 110 кВ составляет 2053,1 МВА.
Приложение № 2
Реестр заявителей (свыше 670 кВт), подавших заявки на технологическое присоединение
№ п/п
Дата подачи заявки
Наименование Заявителя
Наименование, адрес объекта
Заявляемая мощность, кВт
Центр питания, линия по стороне 110-35 кВ
1
01.02.2011
ООО «Хужир Энтерпрайз»
Коневинское золоторудное месторождение, Республика Бурятия, Окинский район
4 100
СО-3060, ПС 110 кВ Самарта
2
19.04.2012
ОАО «Улан-Удэ Энерго»
Жилой комплекс с объектами здравоохранения, Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, ул. Пирогова, д. 1В,
1 740
ПС 110 кВ Октябрьская
3
29.06.2012
ООО «Энком»
Рудник «Холбинский», потребители в Окинском районе, Республика Бурятия, Окинский р-н, п. Самарта
17 500
ПС 220 кВ Слюдянка (ведомственная ОАО «РЖД»), ВЛ 110 кВ Кырен – Монды – Самарта с отпайкой на ПС Алтан (КМ-190 – МСС-193) (филиал ОАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго»)
4
25.07.2012
ОАО «Хиагда»
Комплекс добычи и переработки Хиагдинского рудного поля, Республика Бурятия, Баунтовский эвенкийский р-н, в границах Витимского лесничества, Романовского сельского участкового лесничества, залежь № 5 и цех ПВ - квартала 20, 28, 29, 30, залежь № 6 и № 7 - квартал 21.
7 000
ВЛ 110 кВ Романовка – Багдарин с отпайками (РБ-125) (филиал ОАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго»)
5
03.09.2012
ОАО «Улан-Удэ Энерго»
ПС 35/10 кВ Сосновая. Жилой комплекс с объектами здравоохранения, развлекательными центрами, Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, ул. Конечная, д. 5Б,
14 240 (увеличение на 2910 кВт)
ВЛ-35 кВ ТС-304, СБ-333(филиал ОАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго»)
6
13.07.2012
ОАО «Особые экономические зоны»
Особая экономическая зона технико - рекреационного типа «Байкальская Гавань», Республика Бурятия, Прибайкальский р-н, территория участка «Гора Бычья»
5 000
ПС 220 кВ Татаурово (ведомственная ФСК ЕЭС), ВЛ 110 кВ Нестеpово – Котокель (НК-130) (филиала ОАО «МРСК Сибири» -«Бурятэнерго»)
7
12.10.2012
ГКУ "Управление капитального строительства РБ"
Автотуристический кластер «Кяхта» Республика Бурятия, Кяхтинский р-н, г. Кяхта
4 090
ПС 110 кВ Кяхта
8
13.09.2012
ОАО «Улан-Удэ Энерго»
Проектируемая РП-10 кВ Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, кв-л. 104-й
3 000
ПС 110 кВ Медведчиково
9
14.12.2012
ОАО «Улан-Удэ Энерго»
Многоквартирные жилые дома, объектов социального и культурного назначения, Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, квартал 141В, Кад. № 03:24:000000:41
34 000
ПС 220 кВ Районная (ФСК ЕЭС), ВЛ 110 кВ Районная – Улан-Удэнская ТЭЦ-2 с отпайкой на ПС Энергетик I цепь (РТ-141), ВЛ 110 кВ Районная – Улан-Удэнская ТЭЦ-2 с отпайкой на ПС Энергетик II цепь (РТ-142) (филиал ОАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго»)
10
08.04.2013
ГКУ "Управление капитального строительства РБ"
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, Октябрьский район, пр. Строителей 2А ДРКБ
850
ПС 110 кВ Октябрьская
11
29.05.2013
ОАО "Промгражданстрой"
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, Октябрьский район, 140 кВ.
1 793
ПС 35 кВ Таежная
12
03.04.2013.
АМО Бичурский район
Республика Бурятия, Бичурский район, с.Бичура, ул.Строителей
850
ПС 110 кВ Бичура
13
26.04.2013
ОАО Улан-Удэ Энерго
Республика Бурятия, с. Исток, Промзона ф.10
3 030
ПС 35 кВ АРЗ
14
26.04.2013
ОАО Улан-Удэ Энерго
Республика Бурятия, с. Исток, Промзона ф.13
3 010
ПС 35 кВ АРЗ
15
13.05.2013
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
Республика Бурятия, Иволгинский район, с. Сотниково, ул. Экологическая, 41
2 000
ПС 110 кВ Бурводстрой
16
12.07.2013
ОАО «МРСК Сибири»
ПС 35 кВ Новый город, Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, ул. Пугачева
6500
ПС 220 кВ Районная
17
27.06.2013
ОАО Улан-Удэ Энерго
Республика Бурятия, г. Улан-удэ, Советский р-н
2 000
ПС 110 кВ Бурводстрой
18
09.07.2013
ООО "Энергопром"
г. Улан-Удэ, ул. Окинская, 2
10 000
ПС 110 кВ Бурводстрой
19
19.07.2013
ЗАО "Свинокомплекс "Восточно-Сибирский"
Заиграевский район, с. Усть-Брянь, Кад. №03:06:480110:548
4 364
ПС 35/10 кВ Бройлерная
20
19.07.2013
ООО "Селенгинский завод ЖБИ"
Республика Бурятия, Кабанский район, пгт Селенгинск, ул. Промплощадка
800
ПС 110 кВ Селенга
21
15.10.2013
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
Республика Бурятия, г.Улан-Удэ, п. Радужный
2400
ПС 110 кВ Энергетик
22
25.11.2013
ООО Байкальский ДОК
Республика Бурятия, Заиграевский район, с. Илька, ул. Заводская, 1А
2600
ПС 35/10 кВ Илька
23
09.12.2013
ООО "ПСК Тамир"
Республика Бурятия, г.Улан-Удэ, 140А квартал, к/н 03:24:032002:57, 03:24:032002:60, 03:24:032002:61
1 041,04
ПС 35 кВ Таежная
24
17.02.2014
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, ул. Лесная
1 000
ПС 35 кВ Таежная
25
17.02.2014
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, микрорайон №101-123
2 000 (ранее разрешенная 900кВт)
ПС 35 кВ Полигон
26
03.12.2014
ЗАО "Байкалжилстрой"
Республика Бурятия, Октябрьский район, комплексная застройка 128 квартала, МЖД
4 900
ПС 110 кВ Медведчиково
27
14.01.2014
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, Верхняя Березовка
1 740
ПС 110 кВ Верхняя Березовка
28
26.03.2014
ДНТ "Жемчуг"
РБ, Иволгинский район, к/н 03:08:000000:651
765
ПС 110 кВ Бурводстрой
29
12.05.2014
ЗАО "Закаменск"
РБ, Закаменский район, МО "Закаменское", г. Закаменск
4054
ПС 110 кВ Инкурская
30
21.04.2014
ООО "Угольный Разрез"
РБ, Бичурский район, с. Окино-Ключи, к/н 03:03:000000:3040
2125
ПС 110 кВ Окино-Ключи
31
27.05.2014
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ВЛ-10кВ для электроснабжения ТРК "Подлеморье" 2 ТП 250 кВА, 2 ТП 630 кВА, ТП 100 кВА ТП 1000 кВА
2431
ПС 35 Сухая
32
28.05.2014
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ВЛ-10 кВ для электроснабжения ТРК "Подлеморье" 3 ТП 250 кВА, ТП 160 кВА, 2 ТП 400 кВА
1453,5
ПС 35 Сухая
33
30.05.2014
ФГБУ науки Институт солнечно-земной физики СО РАН
ЛЭП-10 кВ, ТП-10/0,4 кВ 900 кВт с 2-мя трансформаторами по 630 кВА для э/с объекта: "Радиогелиограф" по Укруп.инвест. Проекту: "Нац.гелиогеофизич. Комплекс РАН"
900
ПС 110 кВ Кырен
34
03.04.2014
Пограничное управление ФСБ России по РБ
ЛЭП-6 кВ ТП-6/0,4 кВ для электроснабжения 60-ти квартирного жилого дома в г. Кяхта
1168
ПС 110 кВ Кяхта
35
14.08.2014
ОАО "Промгражданстрой"
жилые дома 140 квартала г. Улан-Удэ
1839,87
ПС 35 кВ Таежная
36
15.01.2014
МАОУ ДОД ДЮСШ №4 г. Улан-Удэ
РБ, мкр. Верхняя Березовка, к/н 03:24:000000:47910
1500
ПС 110 кВ Верхняя Березовка
37
25.03.2014
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
ТП-1032 (КЛ-10 кВ Ф 12) ПС "Южная"
3250
ПС 110 кВ Южная
38
25.03.2014
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
РП-33 (КЛ - 10 кВ Ф 13 и Ф 14) ПС "Медведчиково"
5200
ПС 110 кВ Медведчиково
39
20.10.2014
ООО «Заиграевский кирпич»
ТП 10/0,4 кВ для электроснабжения карьера по добыче общераспространенных полезных ископаемых
2175,50
ПС 110 кВ Онохой
40
01.08.2014
ООО «Эко-Транс»
ЛЭП-10 кВ, ТП-160/10/0,4 кВ для электроснабжения Производственного цеха
736
ПС 110 кВ Бурводстрой
41
28.11.2014
ИП Соктоев С. Д.
ЛЭП-10 кВ, ТП-10/0,4 кВ для центра семейного отдыха
1000
ПС 110 кВ Верхняя Березовка
42
05.12.2014
ООО «Смитинвест»
ЛЭП 0,4 кВ для электроснабжения жилой застройки
1200
ПС 35 кВ Таежная
43
04.12.2014
ОАО «Хиагда»
КЛ 10 кВ (яч.10, яч23) РТП-4, РТП-5
950
ПС 110 кВ Хиагда
44
04.12.2014
ОАО «Хиагда»
КЛ 10 кВ (яч.15, яч18) ТП-1
980
ПС 110 кВ Хиагда
45
28.04.2014
ООО «Бизнес Инвест»
ЛЭП 10 кВ
1006
ПС 35 кВ Сосновая
46
24.09.2014
ОАО «ОЭЗ»
ПС 110 кВ Курорт
9070
ПС 220 кВ Горячинская
47
03.10.2013
ООО «Новые строительные технологии»
Увеличение мощности
7000
ПС 110 кВ Машзавод
48
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ПС 110 кВ Слобода
4090
ПС 220 кВ Селендума
49
28.10.2014
"Желдорэнерго"-филиал ООО "Энергопромсбыт"
Увеличение мощности на ПС 220 кВ Дабан, ПС 220 кВ Северобайкальск, ПС 220 кВ Кичера, ПС 220 кВ Ангоя, ПС 220 кВ Новый Уоян, ПС 220 кВ Янчукан, ПС 220 кВ Ангаракан, ПС 220 кВ Перевал, ПС 220 кВ Окусикан, ПС 110 кВ Таксимо-тяговая
102260
ПС 500кВ Нижнеангарская
50
04.02.2013
АМО "Иволгинский район"
ПС 35 кВ Наран
2500
ПС 110 кВ Иволга
51
17.06.2011
ООО "Промсервис"
ПС 35 кВ Стеклозавод
6000
ПС 110 кВ Западная
52
15.11.2013
Министерство по развитию транспорта, энергетики и дорожного хозяйства РБ
ПС 35 кВ Сухая
6880
ПС 35 кВ Оймур
53
ОАО "Улан-Удэ Энерго"
РП-24 фид. №4
2600
ПС 110 кВ Бурводстрой
54
09.09.2013
Бредний В.В.
РУ 10 кВ для здания парковки
1500
ПС 110 кВ Южная
55
10.04.2013
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ТП 10 кВ
850
ПС 110 кВ Октябрьская
56
27.06.2012
ДНП "Мелиоратор"
ТП 10 кВ
892,5
ПС 110 кВ Бурводстрой
57
27.09.2012
Федеральное государственное казенное учреждение "Пограничное управление ФСБ России по Республики Бурятия
ТП 10 кВ
850
ПС 35 кВ Таёжная
58
ООО "Удасельмаш"
ТП 10 кВ
1100
ПС 110 кВ Онохой
59
08.04.2014
ООО "Парус"
ТП 10 кВ
850
ПС 110 кВ Медведчиково
60
04.06.2014
ООО "Техэнерготрансплюс"
ТП 10 кВ
1000
ПС 110 кВ Южная
61
16.06.2014
ООО "Распределительные сети"
ТП 10 кВ
1100
ПС 110 кВ Бурводстрой
62
19.11.2012
ООО "Зодчий"
ТП 6 кВ
1000
ПС 35 кВ Левобережная
63
ЗАО "Закаменск"
ТП 6 кВ
2000
ПС 110 кВ Инкурская
64
15.07.2014
ЗАО "Байкалжилстрой"
ТП 10 кВ , ЛЭП 10 кВ
873
ПС 110 кВ Медведчиково
1
Реестр поданных заявок на присоединение к тепловым сетям
Приложение № 3
№ п/п
Заказчик
Адрес
Объект
Нагрузка, Гкал/час
Год подключения
Отоп.
Вент.
ГВС
Общая
2016
2017
2018
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Раздел 1. Объекты с нагрузкой до 0,1 Гкал/час
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
тепломагистраль №1
1
ФЛ Гаськов Ю.В.
ул.Комсомольская,27 в Железнодорожном районе
Магазин
0,03700
0,01640
0,00000
0,05340
0,05340
2
ООО "Еврострой"
ул. Лимонова в Железнодорожном район г.Улан-Удэ
Здание пиццерии
0,03300
0,00000
0,03600
0,06900
0,06900
3
ФЛ Вященко Вадим Леонидович
ул.Ломоносова,5/2 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00960
0,00000
0,00000
0,00960
0,00960
4
Митропольский Андрей Юрьевич
ул.Кольцевая,47 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00542
0,00000
0,00000
0,00542
0,00542
ИТОГО по тепломагистрали №1:
0,08502
0,01640
0,03600
0,13742
0,13742
0,00000
0,00000
тепломагистраль №2
5
ОАО "Азиатско-Тихоокеанский Банк"
ул.Удинская,28 в Советском районе
Архив операционных офисов Филиала АТБ (ОАО) в г.Улан-Удэ
0,08783
0,00000
0,00000
0,08783
0,08783
6
ООО "Кинотеатр Прогресс"
ул.Ленина,52 в Советском районе
Кинотеатр Прогресс
0,00000
0,00700
0,08500
0,09200
0,09200
7
ООО ТДК "Удинский пассаж"
ул.Балтахинова,17, строение 1 в Советском районе
Нежилое здание
0,02042
0,00000
0,00000
0,02042
0,02042
8
АУК РБ Государственный академический театр драмы им. Х.Намсараева
ул.Некрасова,11 в Советском районе
Реконструкция общежития
0,03500
0,04000
0,00000
0,07500
0,07500
9
ФЛ Дорофеева Тамара Константиновна
ул.Банзарова,36/2 в Советском районе
Индивидуальный жилой дом
0,01600
0,00000
0,03750
0,05350
0,05350
10
ФЛ Егорова Людмила Протасовна
ул. Почтамская,3 в Советском районе г.Улан-Удэ
Торговый Комплекс "Уреал"
0,04655
0,00000
0,00000
0,04655
0,04655
11
ФЛ Рандин Сергей Николаевич
ул.Трактовая,16А
Гараж
0,09200
0,00000
0,00000
0,09200
0,09200
12
ФЛ Степанова Т.И.
ул.Ермаковского,43 в Советском районе
Реконструкция склада
0,02236
0,00000
0,00000
0,02236
0,02236
13
ФЛ Харлов Владимир Сидорович
Участок в 95 метрах от жилого дома ул.Борсоева,11
Подземная автостоянка
0,03890
0,00000
0,00000
0,03890
0,03890
14
ФЛ Савельев Виталитй Фадеевич
ул. Свердлова,дом 1.
Жилой дом
0,02580
0,00000
0,00000
0,02580
0,02580
15
ООО Городская кооперативная торговля
ул. Воровского,50 в Советском районе г.Улан-Удэ
Склад непродовольственной группы товаров ООО" Горкоопторг"
0,04540
0,00000
0,00000
0,04540
0,04540
16
Бардамов Лев Львович
ул.Калинина,13 в Советском районе г.Улан-Удэ
Административное здание
0,01369
0,00000
0,00000
0,01369
0,01369
17
ООО Архитектурная мастерская "Проект Байкал"
ул.Банзарова,17- (1,2) в Советском районе
Офисное здание
0,02580
0,00000
0,00000
0,02580
0,02580
18
Санжиева Любовь Дашиевна
ул.Свободы,15 в Советском районе г.Улан-Удэ
Здание ресторана "Золотой дракон"
0,04341
0,00000
0,00406
0,04747
0,04747
19
Жители жилого дома в лице Бессоновой зиниады Михайловны
пл. Банзарова,4 в Советском районе г.Улан-Удэ
Жилой дом
0,04667
0,00000
0,00000
0,04667
0,04667
20
Жаринова Людмила Алексеевна,Субанаков Карп Пантелеевич,Стрекаловский Анатолий Николаевич,Яровенко Елена Валентиновна,Обогоев Дмитрий Владимирович,Макарёва Евдокия Полуэктовна,Аюшеева Аюна Булатовна
ул. Банзарова,6 кв 2,3,4,5,6,7,8
Жилой дом 8 квартирный
0,04667
0,00000
0,00000
0,04667
0,04667
21
Эпова Тамара Аверьяновна
ул. Толстого,14 в Советском районе г.Улан-Удэ
Склад
0,00740
0,00000
0,00000
0,00740
0,00740
ИТОГО по тепломагистрали №2:
0,61390
0,04700
0,12656
0,78746
0,78746
0,00000
0,00000
тепломагистраль №3
22
Улан-Удэнская дистанция сигнализации централизации и блокировки филиала ОАО РЖД ВСЖД. База линейно-производственного участка ШЧ-8
ул.Революция 1905г №48
Гараж
0,03466
0,01711
0,01750
0,06926
0,06926
23
ФЛ Лебедева А.М.
ул.Хоца-Намсараева,7
Автозаправочный комплекс
0,02150
0,00000
0,00000
0,02150
0,02150
24
ФЛ Иванова Ирина Владимировна
ул.Московская в Железнодорожном районе
Подземная автостоянка
0,02200
0,05419
0,00000
0,07619
0,07619
25
МАОУ Гимназия №14
ул.Чертенкова,3 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Реконструкция здания школы №14. 1 очередь, 1 этап строительства, Пристрой пищеблока
0,01015
0,00000
0,06794
0,07809
0,07809
ИТОГО по тепломагистрали №3:
0,08831
0,07130
0,08544
0,24504
0,24504
0,00000
0,00000
тепломагистраль №4
26
ООО Сантехмет
ул.Ботаническая,74 А
Склад
0,05646
0,00000
0,00000
0,05646
0,05646
27
ООО Сантехмет
ул.Ботаническая,74 А
Офис
0,02680
0,00000
0,00000
0,02680
0,02680
28
ИП Барткив Е.В.
пр. Автомобилистов ,21В
Склад пром.товаров
0,06200
0,00000
0,00000
0,06200
0,06200
29
ФЛ Аюшиева Лариса Клементьевна
ул.Ботаническая,71 в Железнодорожном районе
Склад ГО
0,01143
0,00000
0,00000
0,01143
0,01143
30
Щегловский Алексей Викторович
ул.Ботаническая,71 в Железнодорожном районе
Здание СТО
0,05478
0,00000
0,00000
0,05478
0,05478
31
ООО Сантехмет
пр.Автомобилистов,16 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Административное здание
0,03500
0,00000
0,00000
0,03500
0,03500
32
РО Буддийская традиционная сангха России
ул.Дацанская ,1а в Железнодорожном районе
РО Буддийская традиционная сангха России
0,08663
0,00000
0,00000
0,08663
0,08663
33
ИП Посаженников Р.П.
пересечение ул.н.Петрова и ул.Ботаническая
Павильон Цветы
0,03050
0,00000
0,00000
0,03050
0,03050
34
ФЛ Турбина Марина Семеновна
Верхняя Березовка,13 кв.4-7 в Железнодорожном районе
Жилой дом (квартира)
0,00593
0,00000
0,00000
0,00593
0,00593
35
ФЛ Антипова Светлана Аромовна
Верхняя Березовка,19 кв.3 в Железнодорожном районе
Жилой дом (квартира)
0,00554
0,00000
0,00000
0,00554
0,00554
36
ФЛ Цыденов С.А.
ул.Плодовая,3 в Железнодорожном районе
Жилой дом
0,01468
0,00000
0,00000
0,01468
0,01468
37
ФЛ Козлов С.Ю.
п.Верхняя Березовка в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,01008
0,00000
0,00000
0,01008
0,01008
38
ФЛ Зураева Ольга Юрьевна
п.Верхняя Березовка в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,03000
0,00000
0,00100
0,03100
0,03100
39
ФЛ Намдакова Татьяна Васильевна
п.Верхняя Березовка в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,02600
0,00000
0,00100
0,02700
0,02700
40
ФЛ Рогов С.А.
п.Верхняя Березовка в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,03000
0,00000
0,00100
0,03100
0,03100
41
Рудакова Татьяна Алексеевна
ул.Ягодная,3 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Жилой дом
0,00573
0,00000
0,00000
0,00573
0,00573
42
Костриков Михаил Александрович
ул.Ягодная,5 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Жилой дом
0,00533
0,00000
0,00000
0,00533
0,00533
43
ООО Континент
пр.Автомобилистов,3Б в Железнодорожном районе г. Улан-Удэ
надстрой 2 этажа
0,01515
0,00000
0,00000
0,01515
0,01515
44
Банчиков Антон Владимирович
пр Автомобилистов,1 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Склад №3
0,06300
0,00000
0,00000
0,06300
0,06300
45
Рогова Светлана Анатольевна
п.Верхняя Березовка в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,02869
0,00000
0,01273
0,04142
0,04142
46
Намдакова Татьяна Васильевна
п.Верхняя Березовка ул.Миланская 3, в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,02597
0,00000
0,00096
0,02693
0,02693
47
Зураева Елена Юрьевна
п.Верхняя Березовка ул.Миланская 7, в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,01321
0,00000
0,00096
0,01417
0,01417
ИТОГО по тепломагистрали №4:
0,64292
0,00000
0,01764
0,66056
0,66056
0,00000
0,00000
тепломагистраль № 5
48
ПГСК №364
ул.Бабушкина в Октябрьском районе
Административное здание
0,01650
0,00000
0,00000
0,01650
0,01650
49
ФЛ Буянтуева Р.Д.
ул.Бийская,58 в Октябрьском районе
Жилой дом
0,01079
0,00000
0,00740
0,01819
0,01819
50
ФЛ Протасов С.Ю.
ул. Ключевская,42а в Октябрьском районе
"Нежилое помещение"
0,00731
0,00000
0,00000
0,00731
0,00731
51
ФЛ Пашков Марат Викторович
ул.Серова,7А в Советском районе
Здание детского сада
0,00700
0,00000
0,01200
0,01900
0,01900
52
ФЛ Сугалаев Николай Доржиевич
ул.Моховая в Железнодорожном районе
Здание производственного назначения
0,01464
0,00000
0,01475
0,02938
0,02938
53
ФЛ Магдеева Елена Дмитриевна
ул.Подкаменская,75 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,02700
0,00000
0,00000
0,02700
0,02700
54
ФЛ Чжан Фэнфэй
ул.3-я Транспортная,8 в Железнодорожном районе
База и склад
0,09927
0,00000
0,00000
0,09927
0,09927
55
ИП Помулева Л.Г.
ул.Моховая,101Б в Железнодорожном районе
Административное здание
0,01407
0,00000
0,00806
0,02213
0,02213
56
Булсунаева Марина Петровна
ул.Шаляпина,31 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Здание магазина
0,03158
0,00000
0,00000
0,03158
0,03158
57
АУК РБ "Государственный цирк РБ"
ул.3-я Транспортная,33 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Контора, Тренеровочный зал
0,05700
0,00000
0,01800
0,07500
0,07500
58
Устинова Нина Александровна
пос. Кирзавод, ул.Транспортная,3
Административное здание
0,01440
0,00000
0,00000
0,01440
0,01440
59
Месная древлеправославная религиозная организация Приход в честь Рождества Христова
ул. Ткацкая,2 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Храм в честь Рождества Христова
0,07400
0,00000
0,00000
0,07400
0,07400
ИТОГО по тепломагистрали №5:
0,37355
0,00000
0,06021
0,43376
0,43376
0,00000
0,00000
ИТОГО по источнику ТЭЦ-1:
1,80369
0,13470
0,32585
2,26424
2,26424
0,00000
0,00000
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
тепломагистраль №6
60
Доржиева Сабина Борисовна
Тобольская, 46
Жилой дом
0,016590
0,01659
0,01659
61
ОАО "Молоко Бурятии"
ул.Боевая,6
Часть здания "Компрессорной"
0,01806
0,00000
0,00000
0,01806
0,01806
62
ИП Кузьмин А.В.
ул.Сахьяновой,5 в Октябрьском районе
СТО КБК Автолак
0,00625
0,00000
0,00000
0,00625
0,00625
63
ИП Посаженников Р.П.
пр.Строителей в Октябрьском районе
Магазин Цветы
0,00840
0,00000
0,00000
0,00840
0,00840
64
ФЛ Байронов Ж.В.
п.Светлый ул.Коммунальная,88/2
Жилой дом и гараж
0,01315
0,00000
0,00000
0,01315
0,01315
65
ФЛ Полуэктова О.Г.
п.Светлый ул. Славянская,17
Индивидуальный жилой дом
0,00649
0,00000
0,00000
0,00649
0,00649
66
ФЛ Мануев Александр Александрович
п.Светлый ул.Хантаева,20 в Октябрьском районе
Жилой дом
0,00947
0,00000
0,00000
0,00947
0,00947
67
ФЛ Нагиев Нариман Курбанович
п.Светлый, ул.Запрудная,17
Индивидуальный жилой дом
0,02444
0,00000
0,00000
0,02444
0,02444
68
ФЛ Рабданов Батор Цыбанович
пересечение улиц Дарханская и Жердева
Здание магазина строительных товаров
0,07640
0,00000
0,00000
0,07640
0,07640
69
ФЛ Ускеев Владимир Шоенович
ул.Приборная,24 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00640
0,00000
0,00000
0,00640
0,00640
70
ФЛ Попова Г.Г.
ул.Сахьяновой,5 в Октябрьском районе
Производственное помещение
0,00840
0,00000
0,00000
0,00840
0,00840
71
ФЛ Бурмистрова Т.В.
ул.Сахьяновой,5 в Октябрьском районе
Торговый комплекс "Гвоздь" (Красный зал)
0,05122
0,00000
0,00000
0,05122
0,05122
72
ФЛ Очирова Г.Т.
п.Светлый ул.Хантаева,55 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,01267
0,00000
0,02462
0,03729
0,03729
73
ФЛ Баендуев Баир Григорьевич
п.Светлый ул.Хантаева,15а в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00528
0,00000
0,00000
0,00528
0,00528
74
ФЛ Зайганова Виталина Владимировна
п.Светлый ул. Дивногорская,19А в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00571
0,00000
0,00000
0,00571
0,00571
75
ФЛ Батуева ЕГ
ул.Трубачеева,67 в Октябрьском районе
Помещение
0,03633
0,00000
0,04280
0,07912
0,07912
76
ФЛ Иванов Виталий Григорьевич
ул. Братская 49 кв1
1/2 индивидуального жилого дома
0,00283
0,00000
0,00000
0,00283
0,00283
77
ФЛ Пак Елена Георгиевна
Жердева,31д
Магазин промышленных товаров
0,02976
0,00000
0,00000
0,02976
0,02976
78
ФЛ Немков Александр Сергеевич
пр.Строителей,72 в Октябрьском районе
Магазин "Сантехмаркет"
0,01299
0,00000
0,00000
0,01299
0,01299
79
ФЛ Гейдебрехт Юрий Оттович
ул.Сахьяновой,9 в Октябрьском районе
Административное здание
0,02400
0,00000
0,00000
0,02400
0,02400
80
ФЛ Матвиенко Игорь Евгеньевич
ул.Лебедева,10 в Октябрьском районе
Склад
0,01500
0,00000
0,00000
0,01500
0,01500
81
ФЛ Панасюк Зиновий Антонович
п.Светлый ул.Славянская,2 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00697
0,00000
0,00000
0,00697
0,00697
82
ООО "Бурятмяспром"
ул.Гармаева,25а в Октябрьском районе
офис ООО "ОДСО БМП"
0,01190
0,00000
0,00000
0,01190
0,01190
83
Федотов Александр Владимирович
ул. Крылова,55 Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Гараж
0,02838
0,00000
0,00000
0,02838
0,02838
84
ИП Давыдова Ирина Александровна
ул.Бабушкина 22,б
Помещение салона цветов "ЭТУАЛЬ"
0,00700
0,00000
0,00000
0,00700
0,00700
85
МАДОУ Детский сад №97 "Земляничка"
ул.Мокрова,19Б в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Пристрой к пищеблоку.
0,00753
0,00173
0,00000
0,00926
0,00926
86
ФЛ Федорова Евгения Михайловна
ул.Терешковой,7а в Октябрьском районе
Кофейня, мини-гостиница
0,01450
0,02900
0,00000
0,04350
0,04350
87
ООО Стройзаказчик
ул.ключевская,2-2А в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Торгово-Культурный центр
0,03050
0,00000
0,00000
0,03050
0,03050
88
ФЛ Норбоева Светлана Жаповна
п.Светлый ул. Хантаева,61 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,01400
0,00000
0,01266
0,02666
0,02666
89
ФЛ Жданов Алексей Михайлович
ул.Теплотехническая,39 в октябрьском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01354
0,00000
0,00000
0,01354
0,01354
90
ФЛ Кириллова Ирина Борисовна
ул.Тепловая, участок,27а в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01540
0,00000
0,00000
0,01540
0,01540
91
ФЛ Дабаев Артем Владимирович
п.Светлый ул.Дивногорская,40 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00830
0,00000
0,00000
0,00830
0,00830
92
Мунаев Булат Леонидович
п.Светлый ул.Славянская, 9 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01009
0,00000
0,00000
0,01009
0,01009
93
ООО "СТОК"
Юго-Восточнее ПНС 6-2 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Производственная база АБК
0,01049
0,00000
0,00000
0,01049
0,01049
94
ООО "СТОК"
Юго-Восточнее ПНС 6-2 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
офисное здание
0,02610
0,00000
0,00000
0,02610
0,02610
95
Намсараев Юрий Гомбожапович
ул.Пугачева,63 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Жилой дом
0,00716
0,00000
0,01099
0,01815
0,01815
96
Адушинова Вера Николаевна
ул.Гармаева,57А в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Жилой дом
0,00560
0,00000
0,00000
0,00560
0,00560
97
Олзоева Лариса Вандановна
ул.Дивногорская,32 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00600
0,00000
0,00000
0,00600
0,00600
98
Мункуева Цыпилма Батуевна
п. Светлый ул.Живописная,2 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01609
0,00000
0,00000
0,01609
0,01609
99
Цыбиков Юрий Дамдинович
п. Светлый ул.Живописная,7 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,03771
0,00000
0,00000
0,03771
0,03771
100
Иванова Дарья Леонидовна
п. Светлый ул.Живописная,1 А в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01770
0,00000
0,00000
0,01770
0,01770
101
Цивилева Вера Будажаповна
п. Светлый ул.Живописная,1 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,02287
0,00000
0,00000
0,02287
0,02287
102
Иванова Дарья Леонидовна
п. Светлый ул.Живописная,2 А в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01919
0,00000
0,00000
0,01919
0,01919
103
Хохлов Артемий Александрович
п. Светлый ул.Живописная, участок 67 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01193
0,00000
0,00000
0,01193
0,01193
104
ИП Гордеев СА
ул.Тупик суконной фабрики,8
Склад ОЦ "Либерти"
0,08268
0,00000
0,00000
0,08268
0,08268
105
АОУ СПО РБ "БРТАТ
ул.Лебедева,4 в Октябрьском районе
Пристрой к учебному корпусу №2
0,03539
0,00000
0,00000
0,03539
0,03539
106
Монголов Жаргал Пурбоевич
ул. Саянская,5 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Нежилое помещение Склад №1
0,01950
0,00000
0,00000
0,01950
0,01950
107
Монголов Жаргал Пурбоевич
ул. Саянская,5 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Нежилое помещение Склад №2
0,01080
0,00000
0,00000
0,01080
0,01080
108
Жигжитов Очир Дымбрылович
ул. Тобольская,149 квартира №1 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Квартира в МКД
0,01145
0,00000
0,00000
0,01145
0,01145
109
Сыренова Жаргалма Намсараевна
ул. Тобольская,149 квартира №2 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Квартира в МКД
0,00685
0,00000
0,00000
0,00685
0,00685
110
Саяпин Александр Викторович
ул. Тобольская,149 квартира №3 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Квартира в МКД
0,00680
0,00000
0,00000
0,00680
0,00680
111
Саяпин Александр Викторович
ул. Тобольская,149 квартира №4 в Октябрьском районе г. Улан-Удэ
Квартира в МКД
0,00669
0,00000
0,00000
0,00669
0,00669
ИТОГО по источнику ТЭЦ-2:
0,91893
0,03073
0,09107
1,04073
1,04073
0,00000
0,00000
ИТОГО по источникам ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2:
2,72262
0,16543
0,41692
3,30497
3,30497
0,00000
0,00000
котельный комплекс
котельная п.Заречный
112
ООО "Интэкпром"
ул.Кабанская в Советском районе
Административное здание
0,06180
0,00000
0,01800
0,07980
0,07980
113
ФЛ Намдакова Галина Владимировна
ул.Обручева,22 в Советском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00986
0,00000
0,00000
0,00986
0,00986
114
ФЛ Цыренова Галина Доржиевна
ул.Российская,25 в Советском раойне г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00675
0,00000
0,00000
0,00675
0,00675
115
Малгатаев Виталий Валентинович
ул.Кабанская,50А
Жилой дом
0,01349
0,00000
0,00000
0,01349
0,01349
Итого по котельной п. Заречный:
0,09189
0,00000
0,01800
0,10989
0,10989
0,00000
0,00000
котельная Юго-Западная
116
ИП Бальжиров Ч.Ж.
104 микрорайон, дом №3 в Октябрьском районе
Магазин электротоваров
0,04325
0,00000
0,00000
0,04325
0,04325
117
ФЛ Алексеев Игорь Викторович
105 квартал, д.5 в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом
0,00740
0,00000
0,00000
0,00740
0,00740
118
ФЛ Ербах Октябрина Убушеевна
106 микрорайон в Октябрьском районе
Индивидуальный жилой дом №30
0,00631
0,00000
0,00000
0,00631
0,00631
119
ФЛ Кадыркулова Балжит Кимовна
112 микрорайон, дом№2
Жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
120
ФЛ Манзанов Павел Николаевич
112 микрорайон, дом№5
Индивидуальный жилой дом
0,01286
0,00000
0,00000
0,01286
0,01286
121
ФЛ Степанова Эржена Бальжинимаевна
112 микрорайон, дом№7
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
122
ФЛ Наталин Андрей Михайлович
112 микрорайон, дом№8
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
123
ФЛ Гусейнов Гусейн Гаджибегович
112 микрорайон, дом№11
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
124
ФЛ Бунаев Алексей Дмитриевич
112 микрорайон, дом№12
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
125
ФЛ Дмитрова Лариса Леонидовна
112 микрорайон, дом№3
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
126
ФЛ Манзанов Александр Николаевич
112 микрорайон, дом№4
Индивидуальный жилой дом
0,01280
0,00000
0,00000
0,01280
0,01280
127
ФЛ Дамбиева Екатерина Цыбиковна
п.Силикатный ул.Забайкальская,10б
Склад (Лит Б)
0,09599
0,00000
0,00000
0,09599
0,09599
128
ООО Китой
п. Медведчиково,5А
Цех (производственное помещение)
0,04384
0,00000
0,00000
0,04384
0,04384
129
ИП Аюров А.А.
ул.Забайкальская,16В в Октябрьском районе
Здание рынка
0,06744
0,00000
0,02166
0,08910
0,08910
130
Евдокимов Денис Вячславович
105 микрорайон в Октябрьском районе от котельной Юго-Западная
Жилой дом №4 квартира №12
0,01023
0,00000
0,00000
0,01023
0,01023
131
ООО ВСТК-Шеврон
ул.Домостроительная,3б в Октябрьском района г.Улан-Удэ
Здания проходной конторы
0,03176
0,00000
0,00000
0,03176
0,03176
Итого по котельной "Юго-Западная"
0,40868
0,00000
0,02166
0,43034
0,43034
0,00000
0,00000
котельная п.Стеклозавод
132
Чудов Николай Михайлович
ул. Стекольная,39 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01228
0,00000
0,00000
0,01228
0,01228
133
Ханхашанов Василий Яковлевич
ул. Стекольная,54 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01869
0,00000
0,00000
0,01869
0,01869
134
Воронин Сергей Александрович
ул. Стекольная,49 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00721
0,00000
0,00000
0,00721
0,00721
135
Мирошников Валерий Иванович
ул. Стекольная,50 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01007
0,00000
0,00000
0,01007
0,01007
136
Красавина Надежда Ивановна
ул. Стекольная,48 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01075
0,00000
0,00000
0,01075
0,01075
137
Молонов Сергей Цыденович
ул. Стекольная,53 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01337
0,00000
0,00000
0,01337
0,01337
138
Степанов Евгений Петрович
ул. Стекольная,43 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01228
0,00000
0,00000
0,01228
0,01228
139
Номоконова Валентина Михайловна
ул. Стекольная,55 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00969
0,00000
0,00000
0,00969
0,00969
140
Оленникова Галина Анатольевна
ул. Стекольная,42в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00852
0,00000
0,00000
0,00852
0,00852
141
Оленникова наталья Астафьевна
ул. Стекольная,46 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01060
0,00000
0,00000
0,01060
0,01060
142
Мезенцева Мария Евгеньевна
ул. Стекольная,44 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01098
0,00000
0,00000
0,01098
0,01098
143
Нахеева Ирина Ильинична
ул. Стекольная,46 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01633
0,00000
0,00000
0,01633
0,01633
144
Гольцман Елена Федоровна
ул. Стекольная,40 в Советском районе
Индивидуальный жилой дом
0,01369
0,00000
0,00000
0,01369
0,01369
145
Чебаков Николай Алескандрович
ул.Омская,10 в Советском районе г.УланУдэ
Индивидуальный жилой дом
0,00670
0,00000
0,00000
0,00670
0,00670
Итого по котельной пос. Стеклозавод
0,16115
0,00000
0,00000
0,16115
0,16115
0,00000
0,00000
котельная п.У-УАЗ
146
ООО "Белоречье"
ул.Королева в Железнодорожном районе п.Загорск
Продовольственный магазин
0,01143
0,00000
0,00000
0,01143
0,01143
147
МАОУ ДОД "ДЮСШ №18"
здание МАОУ ДОД "ДЮСШ №18" ул.Чкалова, 20А
МАОУ ДОД "ДЮСШ №18"
0,04853
0,00000
0,01783
0,06636
0,06636
148
ИП Соколов Сергей Ильич
ул.Камова,25А в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Торгово-Выставочный павильон со спортивной площадкой
0,05641
0,00000
0,00000
0,05641
0,05641
149
Намжилон Светлана Павловна
п. Восточный ул.Исаева,9 в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,00686
0,00000
0,00000
0,00686
0,00686
150
Болонев Юрий Тимофеевич
п. Восточный ул.Исаева в Железнодорожном районе
Индивидуальный жилой дом
0,01212
0,00000
0,00000
0,01212
0,01212
Итого по котельной УУАЗ
0,13535
0,00000
0,01783
0,15318
0,15318
0,00000
0,00000
котельная Загорск
151
ООО "Предприятие "Аэротех"
п.Загорск ул.Краснодонская,1А в Железнодорожном р-не
одноэтажное здание "Склад ГП"
0,05053
0,00000
0,00000
0,05053
0,05053
152
ООО Калсанг Гйатсо
ул.Комарова,2 100м на северо-запад
Административно-офисное здание
0,03000
0,00000
0,00000
0,03000
0,03000
153
Артюхова Клавдия Феодосьевна
ул. Огарева,10 в Железнодорожном районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,00848
0,00000
0,00000
0,00848
0,00848
154
Вильдяев Владимир Владимирович
ул. Огарева,8 в Железнодорожном районе г. Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,02900
0,00000
0,02800
0,05700
0,05700
до 0,1 Гкал
Итого по котельной Загорск
0,11800
0,00000
0,02800
0,14600
0,14600
0,00000
0,00000
ИТОГО по котельному комплексу:
0,91508
0,00000
0,08549
1,00057
1,00057
0,00000
0,00000
ИТОГО по источникам ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 и котельному комплексу:
3,63770
0,16543
0,50241
4,30554
4,30554
0,00000
0,00000
Раздел 2. Объекты с нагрузкой от 0,1 до 1,5Гкал/час
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
тепломагистраль №1
1
МБОУ Музыкально-гуманитарного лицея им. Д Аюшеева
ул.Комсомольская,29 в Железнодорожном районе г. Улан-Удэ
реконструкция здания
0,06600
0,11400
0,01200
0,19200
0,19200
2
МАУ Городской культурный центр
ул.Буйко,2А в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
реконструкция Городского культурного центра
0,561000
0,697000
0,087000
1,34500
1,34500
3
МАОУ "СОШ № 42"
ул.Комсомольская,3 в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
реконструкция школы
0,03700
0,09920
0,07730
0,21350
0,21350
ИТОГО по тепломагистрали №1:
0,66400
0,91020
0,17630
1,75050
1,75050
0,00000
0,00000
тепломагистраль №2
4
ФЛ Харахинова Е.В.
ул.Балтахинова,40
детское кафе
1,01800
1,01800
1,01800
5
ЗАО "Байкалжилстрой"
пересечение улиц Советская и Свободы
гостиничный комплекс
0,93500
0,93500
0,93500
6
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
96м по направлению на запад от ориентира Жилой дом, расположенного за пределами участка, адрес ориентира: ул.Свободы,6
дворец бракосочетания в г.Улан-Удэ
0,19000
0,28000
0,02000
0,49000
0,49000
7
ИП Матханова Дарима Геннадьевна
Советская,8 в Советском районе
Предприятие торговли и общественного питания
0,21000
0,29000
0,37000
0,87000
0,87000
8
ООО "БурГражданСтрой"
ул.Свердлова
многоквартирный жилой дом (3-4 этапы)
1,50000
1,50000
0,75000
0,75000
9
ИП Посаженников Р.П.
ул.Почтамптская
многофункциональный комплекс "Дом молодежи"
0,87000
0,87000
0,87000
10
МАОУ СОШ №2 с УИОП
ул.Сухэ-Батора,5
реконструкция МАОУ СОШ №2
0,25310
0,11510
0,27770
0,64590
0,64590
11
БУ РБ Управление капитального строительства Правительства Республики Бурятия
ул.Ербанова,3 в Советском районе
строительство пристроя и реконструкция здания Бурятского республиканского хореографического колледжа
0,59000
0,28000
0,33900
1,20900
1,20900
12
МАУ Централизованная библиотечная система г.Улан-Удэ
ул.Ленина,17 в Советском районе г.Улан-Удэ
реконструкция центральной городской библиотеки им.И. Калашникова
0,09359
0,00000
0,03982
0,13340
0,13340
13
МАОУ Гимназия №33 г. Улан-Удэ
ул. Партизанская,30 в Советском районе г.Улан Удэ
реконструкция здания, 1 этап строительства пристрой с теплым переходом
0,03400
0,07200
0,04300
0,14900
0,14900
14
МАОУ СОШ №4 г.Улан-Удэ
ул.Смолина,14 в Советском районе г.Улан-Удэ
реконструкция МАОУ СОШ №4
0,20350
0,03910
0,09090
0,33350
0,33350
15
МАДОУ Детский сад №57 "Белочка"
пр.Победы,9а в Советском районе г.Улан-Удэ
реконструкция МАДОУ Детский сад №57 "Белочка"
0,12260
0,08870
0,20830
0,41960
0,41960
16
ООО "Стройтерминал"
ул.Смолина,67
гостиничный комплекс
0,77000
0,77000
0,77000
17
ООО Никмед
ул.Смолина в Советском районе г. Улан- Удэ
офисное здание
0,16967
0,38274
0,08774
0,64015
0,64015
18
ИП Посаженников Роман Петрович
ул.Фрунзе в Советском районе г.Улан-Удэ
Бизнес-Центр
0,13000
0,02200
0,00000
0,15200
0,15200
19
ИП Дугарова Дарима Цыдыповна
ул. Кирова,17 в советском районе г.Улан-Удэ
офисное здание
0,09560
0,01900
0,01930
0,13390
0,13390
20
ИП Шарапов А.П.
ул.Воровского,23 в Советском районе
торговая база "Салют"
0,63300
0,00000
0,00000
0,63300
0,63300
21
ИП Шагдарова И.В.
на пересечении ул.Смолина и ул.Профсоюзная в Советском районе г.Улан-Удэ
Магазин
0,060000
0,140000
0,060000
0,26000
0,26000
22
Главное управление МЧС России по РБ
ул.Димитрова
Административное здание
0,146000
0,267000
0,058000
0,47100
0,47100
23
ФЛ Ван Н.В.
ул. Балтахинова в Советском районе
Экомаркет и многоуровневая стоянка
0,3154
0,2497
0,5651
0,56510
24
ООО Гринвиль
ул. Ленина в Советском районе
Торгово-развлекательный центр
0,2236
0,5417
0,2554
1,0207
1,02070
ИТОГО по тепломагистрали №2:
8,56306
2,53734
2,11886
13,21926
7,43780
4,14146
1,64000
тепломагистраль №3
25
ООО "РЕМ"
ул. Пржевальского
многоквартирный жилой дом с подземной автостоянкой
1,00000
1,00000
0,50000
0,50000
26
ООО "Дарханстрой"
ул.Рылеева
гостиничный комплекс, первый этап "Бизнес-Центр"
1,15000
1,15000
1,15000
27
Улан-Удэнская дистанция сигнализации централизации и блокировки филиала ОАО РЖД ВСЖД. База линейно-производственного участка ШЧ-8
ул.Революция 1905г №48
административное здание, гараж
0,06907
0,03701
0,06866
0,17474
0,17474
28
Улан-Удэнский ЛВРЗ филиал ОАО Желдорреммаш
ул.Лимонова,2Б в Железнодорожном районе
Инженерный корпус
0,174600
0,331600
0,138000
0,64420
0,64420
29
ООО "Скай Сити"
ул.Хоца Намсараева, 7
Нежилое здание
0,259000
0,800000
0,225000
1,28400
1,28400
ИТОГО по тепломагистрали №3:
2,65267
1,16861
0,43166
4,25294
1,32474
2,42820
0,50000
тепломагистраль №4
30
ООО Капитал
ул.Н.Петрова,2г в Железнодорожном районе
Двухэтажное офисное здание с подвалом
0,12229
0,00000
0,00000
0,12229
0,12229
ИТОГО по тепломагистрали №4:
0,12229
0,00000
0,00000
0,12229
0,00000
0,00000
0,12229
тепломагистраль № 5
31
ООО "Стройтерминал"
ул.Ключевская,29
третья очередь жилого комплекса "Ключи"
1,00000
1,00000
1,00000
32
ООО "Промгражданстрой"
ул.Лебедева
жилая застройка (блоки Г,Д)
0,94940
0,94940
0,94940
ИТОГО по тепломагистрали №5:
1,94940
0,00000
0,00000
1,94940
1,94940
0,00000
0,00000
ИТОГО по ТЭЦ-1:
13,95141
4,61615
2,72682
21,29438
12,46243
6,56966
2,26229
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
тепломагистраль №6
33
Титова Наталья Владимирована
Сахьяновой, 9
Выставочный зал
0,1290
0,1290
0,1290
34
ЗАО "Байкалжилстрой"
ул.Калашникова
многоквартирный жилой дом со встроенной подземной автостоянкой (3-я очередь строительства, секции 5-6)
0,40300
0,40300
0,40300
35
ЗАО "Байкалжилстрой"
ул.Боевая
многоквартирный жилой дом (1-3 очередистроительства)
1,30000
1,30000
0,43000
0,43000
0,44000
36
ООО "СИТИ"
ул.Трубачеева
многоквартирный жилой дом (1-й этап строительства)
0,55400
0,55400
0,55400
37
ООО "СИТИ"
ул.Трубачеева
многоквартирный жилой дом (2-й этап строительства)
0,61500
0,61500
0,61500
38
ООО "Стройтерминал"
ул.Краснофлотская,27
вторая очередь гостиничного комплекса
0,60000
0,60000
0,30000
0,30000
39
Министерство внутренних дел по РБ
п.Энергетик в Октябрьском районе, 144 квартал
85 квартирный жилой дом для сотрудников МВД по РБ
0,48500
0,32000
0,00000
0,80500
0,80500
40
ООО "Бурятмясопром"
ул.Пугачева в Октябрьском районе
проходная, мойка для автомобилей, бытовое помещение, локальные очистные сооружения,магазин Уралочка
0,13643
0,12920
0,00000
0,26563
0,26563
41
Салданова Домна Михайловна
ул. Сахьяновой,9 в Октябрьском районе
Строительство оздоровительного комплекса
0,14000
0,58500
0,47100
1,19600
1,19600
42
МУП Культурно-спортивный комплекс
пр. Строителей,72 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Выставочно- развлекательный центр МУП КСК
0,09480
0,01550
0,01180
0,12210
0,12210
43
МАОУ ДОД "Городской дворец детского (юношеского) творчества"
ул.Бабушкина,2 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Реконструкция здания
0,21261
0,27807
0,17829
0,66897
0,66897
44
МАОУ Бурятская гимназия №29
ул.Бабушкина 16 в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Реконструкция гимназии
0,00000
0,08530
0,20610
0,29140
0,29140
45
ООО Жилстрой
ул.Жердева,44Б в Октябрьском райне гюУлан-Удэ
Административное здание. 1 этап строительства.
0,13200
0,00000
0,03500
0,16700
0,16700
46
Русин Александр Владимирович
переулок Томского в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
Торгово-офисное здание
0,19200
0,09200
0,02500
0,30900
0,30900
47
ФЛ Хадеев А.В.
ул.Краснофлотская а Октябрьском районе
Магазин
0,11603
0,00000
0,00000
0,11603
0,11603
48
ООО "Сириус"
ул.Ключевская,2б в Октябрьском районе
Административно-офисное здание
0,084228
0,079576
0,049596
0,21340
0,21340
49
ИП Раднаев В.А
ул.Сахьяновой,5 в Октябрьском районе
Часть здания
0,047400
0,077500
0,014800
0,13970
0,13970
50
Администрация г.Улан-Удэ-Комитет по строительству
140 микрорайон в Октябрьском районе
детский сад
0,190000
0,000000
0,000000
0,19000
0,19000
51
Бордун Зеновий Ильич
п.Энергетик в Октябрьском районе г.Улан-Удэ
многоквартирный жилой дом
0,15000
0,00000
0,26000
0,41000
0,41000
52
ООО "Эгида"
вблизи пересечения ул.Трубачеева и Городская
Визитный центр
0,11000
0,00000
0,00000
0,11000
0,11000
ИТОГО по источнику ТЭЦ-2:
5,69149
1,66215
1,25159
8,60523
4,73520
3,16440
0,70563
ИТОГО по источникам ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2:
19,6429
6,2783
3,9784
29,8996
17,1976
9,7341
2,9679
котельный комплекс
котельная Юго-Западная
53
ООО "Бурятпромресурс"
ул.Домостроительная,3а
Авторынок на Силикатном
0,13900
0,00000
0,37000
0,50900
0,50900
54
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ул.Ринчино 102 микрорайон в Октябрьском районе
Детский сад на 280 мест
0,33730
0,08478
0,23645
0,65853
0,65853
55
ФЛ Нагиева Татьяна Васильевна
ул.Забайкальская,3В п.Силикатный в Октябрьском районе
магазин, закусочная, администрация, охрана
0,10298
0,00000
0,00000
0,10298
0,10298
56
ДНТ "Алтан"
г.Улан-Удэ, Октябрьский район, 107 квартал, ул.Беловежская
Индивидуальные жилые дома (25 домов)
0,294380
0,000000
0,000000
0,29438
0,29438
57
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
111 микрорайон в Октябрьском районе
Детский сад на 280 мест
0,33730
0,08478
0,23645
0,65853
0,65853
58
ООО АЙС
104 микрорайон п. Силикатный в Октябрьском районе
Баня
0,12000
0,07000
0,16000
0,35000
0,35000
59
ИП Алажинов Михаил Александрович
112 микрорайон, вблизи жилого дома №9А
Торговый центр
0,02221
0,09361
0,09238
0,20820
0,20820
60
Администрация г.Улан-Удэ-Комитет по строительству
104 микрорайон в Октябрьском районе
детский сад
0,190000
0,000000
0,000000
0,19000
0,19000
61
Администрация г.Улан-Удэ-Комитет по строительству
115 микрорайон в Октябрьском районе
школа
0,550000
0,000000
0,000000
0,55000
0,55000
2,09318
0,33316
1,09528
3,52162
2,20456
1,31705
0,00000
котельная п.У-УАЗ
62
ФЛ Павлов С.П.
ул.Туполева в Железнодорожном районе
Многоквартирный жилой дом с подземной автостоянкой
0,337980
0,035690
0,249538
0,62321
0,62321
0,33798
0,03569
0,24954
0,62321
0,62321
0,00000
0,00000
котельная п.Аэропорт
63
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
микрорайон Сокол в Советском районе
Детский сад на 280 мест
0,33730
0,08478
0,23645
0,65853
0,65853
64
ФЛ Юзаю Виктория Федоровна
ул.Наминская,10 в Советском районе г.Улан-Удэ
Индивидуальный жилой дом
0,01030
0,00000
0,00000
0,01030
0,01030
65
ФГУП"Администрация гражданских аэропортов"
п.Аэропорт в Советском районе
Реконструкция ИВПП аэропорта Улан-Удэ, Республика Бурятия
0,85600
0,85600
0,85600
1,20360
0,08478
0,23645
1,52483
0,01030
1,51453
0,00000
котельная Загорск
66
МАОУ ДОД ДЮСШ №16 г. Улан-Удэ
ул. Краснодонская,2А
Реконструкция стадиона "Забайкалец "
0,41000
0,21000
0,45000
1,07000
1,07000
67
МАУ Культурно-досуговый центр" Рассвет"
ул.Краснодонская,2А в Железнодорожном районе г.Улан-Удэ
Реконструкция здания МАУ КДЦ Рассвет
0,264600
0,404500
0,000000
0,66910
0,66910
0,67460
0,61450
0,45000
1,73910
1,73910
0,00000
0,00000
котельная Стальмост
68
ООО "Стройтерминал"
ул.Комарова,119
производственный комплекс
0
0,4000
0,400
69
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
микрорайон Зеленый в Железнодорожном районе
Детский сад на 280 мест
0,33730
0,08478
0,23645
0,65853
0,65853
от 0,1 до 1,5 Гкал/час
0,73730
0,08478
0,23645
1,05853
0,40000
0,65853
0,00000
ИТОГО по котельному комплексу:
5,04667
1,15291
2,26771
8,46728
4,97717
3,49011
0,00000
ИТОГО по источникам ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 и котельному комплексу:
24,68957
7,43120
6,24612
38,36689
22,17480
13,22416
2,96792
ИТОГО
ИТОГО по котельному комплексу:
5,96174
1,15291
2,35320
9,46785
5,97774
3,49011
0,00000
ИТОГО по источникам ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 и котельному комплексу:
28,32727
7,59663
6,74853
42,67243
26,48034
13,22416
2,96792
1
Приложение № 4
Перспективный баланс тепловой мощности в г. Улан-Удэ
отопительный сезон 2013-2014гг.
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
Установленная тепловая мощность 488 Гкал/час*
Установленная тепловая мощность 380 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка 572,2 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка 257 Гкал/час
Муниципальные и ведомственные котельные
Установленная тепловая мощность
954 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка 530 Гкал/час
Итого:
Установленная тепловая мощность 1820,5 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка 1359,2 Гкал/час
* - без учета водогрейных котлов (всего 806 Гкал/час)
отопительный сезон 2016-2017гг.
Выполненные мероприятия
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
Установленная тепловая мощность 488 Гкал/час*
Установленная тепловая мощность 380 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка
476,0 Гкал/час**
Присоединенная тепловая нагрузка 423 Гкал/час**
Муниципальные и ведомственные котельные
Установленная тепловая мощность
478,2 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка
399 Гкал/час
Итого:
Установленная тепловая мощность
1346,2 Гкал/час
Присоединенная тепловая нагрузка
1298 Гкал/час
* - без учета водогрейных котлов (всего 688 Гкал/час)
** - по тепловому балансу приложение 6.
Приложение № 5
1
Приложение № 6
Тепловые балансы по источникам тепловой энергии
Приложение № 7
Расчет электрических режимов работы магистральной и распределительной электрической сети напряжением 35 кВ и выше
Целью выполняемых расчетов установившихся режимов являются:
- проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня электропотребления;
- выбор схем и параметров сети;
- проверка соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения;
- проверка выполнения требований к уровням напряжений и выбор средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности;
- разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях;
- разработка мероприятий по повышению пропускной способности.
Расчеты потокораспределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполнялись при нормальной схеме сети, а также при отключении отдельных элементов схемы для длительных режимов работы электростанций и условий годового максимума и минимума нагрузки.
В энергосистеме Республики Бурятия максимальные нагрузки соответствуют осенне-зимнему периоду. Режим минимальной нагрузки в энергосистеме соответствует весенне-летнему периоду.
При выполнении расчетов электрических режимов были выявлены проблемы с уровнями напряжений и токовой загрузкой в электрических сетях 35-110 кВ по некоторым направлениям развития, рассмотренным ниже.
Анализ уровня напряжений в узлах при расчетах нормальных режимов электрических сетей
В 2015 году в режиме максимальных нагрузок уровень напряжений в большинстве узлов остается в пределах допустимых значений. Отклонения присутствуют в транзите «Сосново-Озерская» – «Багдарин» – «-10%» (рисунок 1).
1
Рисунок 1. Уровни напряжения в транзите Сосново-Озерская - Багдарин
в зимний период 2015 г.
С учетом перевода питания транзита Сосновоозерская – Багдарин от Забайкальской энергосистемы, вводом новых мощностей на Востоке Республики Бурятия - ПС 110 кВ Джилинда (7 МВт) значения напряжения в узлах сети транзита «Беклемишево - Сосновоозерская – Багдарин» будут иметь незначительные отклонения в пределах 5% от номинальных значений без включения установленных компенсирующих устройств, как на год ввода, так и в пятилетней перспективе (рисунок 2,3).
Рисунок 2. Уровни напряжения в транзите Беклемишево - Сосново-Озерская - Багдарин
в зимний период 2016 г. с учетом перевода питания от Забайкальской энергосистемы и введения в эксплуатацию
ПС 110 кВ Джилинда (7 МВт).
Рисунок 3. Уровни напряжения в транзите Беклемишево - Сосново-Озерская - Багдарин
в зимний период 2020 г. с учетом перевода питания от Забайкальской энергосистемы и введения в эксплуатацию
ПС 110 кВ Джилинда (7 МВт).
Рассмотрим один из проблемных узлов Бурятской энергосистемы - транзит 110 кВ Слюдянка – Самарта. В существующей схеме при работе двух КБ на ПС 110 кВ Самарта напряжение в указанном транзите на ПС 110 кВ Алтан, Самарта меньше номинального на 6-7% (рисунок 4).
Рисунок 4. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта
в зимний период 2015 г.
В 2016 году с учетом роста нагрузок, а также при выполнении реконструкции ПС 110 кВ Самарта (замена трансформаторов 2*25 МВА), ПС 110 кВ Кырен (замена трансформаторов 2*16 МВА) и перевода на класс напряжения 110 кВ ПС 35 кВ Монды в транзите 110 кВ «Кырен – Самарта» и 35 кВ «Монды – Сорок – Орлик» падение напряжение в сети составляет до 10%: ПС 110 кВ Алтан – 104,35 кВ, ПС 110 кВ Самарта – 103,68 кВ. При этом в узлах отходящей сети 35 кВ от ПС 110 кВ Монды в связи с большой ее протяженностью, также есть отклонения от номинальных значений – 33,54 - 33,21 кВ на ПС 35 кВ Орлик, ПС 35 кВ Сорок (рисунок 5).
Рисунок 5. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта в зимний период 2016 г. с учетом реконструкции ПС 35 кВ Монды (перевод на класс напряжения 110 кВ) и увеличения нагрузки в соответствии с программой перспективного развития
1
В связи с заявкой на технологическое присоединение ООО «Хужир Энтерпрайз» и перспективой открытия завода по переработке и обогащению руды в настоящее время планируется развитие электрических сетей 35 кВ на территории Окинского района. Поэтому в последующие годы с учетом увеличения нагрузки, вводом новой ПС 35 кВ Хужир ситуация усложняется, снижается на 15-20% напряжение в сети 35 кВ «Монды – Сорок – Орлик» как в зимний, так и в летний период. Соответственно требуется регулирование напряжения в данном транзите и с перспективой развития сети необходимо предусмотреть установку устройств компенсации реактивной мощности в проблемных узлах (рисунок 6).
Рисунок 6. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта в зимний период 2020 г. с учетом реализации всех мероприятий и увеличения нагрузки в соответствии с программой перспективного развития
С учетом установки компенсирующих устройств на ПС 35 кВ Хужир ситуация в целом не изменится (рисунок 7).
Рисунок 7. Уровни напряжения в транзите Слюдянка-Самарта
в зимний период 2020 г. с учетом реализации всех мероприятий и увеличения нагрузки в соответствии с программой перспективного развития
При вводе в работу ПС 35 кВ Новый город напряжение в сети 35 кВ будет соответствовать номинальному. На шинах 10 кВ ПС 35 кВ Новый город будет меньше номинального на 5-7 %, что потребует регулирования путем изменения коэффициента трансформации установленного оборудования.
Рисунок 8. Уровни напряжения в зимний период 2016 г.
с учетом введения в эксплуатацию ПС 35 кВ Новый Город
1
Изменение напряжения относительно номинального значения Uном оказывает неблагоприятное влияние на режимы работы, производительность и технико-экономические показатели всех элементов электрической системы.
Основным методом повышения напряжения в сети является централизованное повышение напряжения в центре питания. Увеличение напряжения и разгрузка сети по реактивной мощности взаимосвязаны между собой. Компенсация реактивной мощности приводит к повышению напряжения в сети.
При вводе дополнительных мощностей и присоединении заявленной нагрузки по результатам расчетов нормальных режимов в период максимальных и минимальных нагрузок выявился проблемный узел:
В транзите Кырен – Монды – Самарта с учетом ввода в 2018 г. новой ПС 35/10 кВ Хужир (2*6,3) напряжение в сети 6-35 кВ снижается до недопустимых значений: в период зимнего максимума на шинах 35 кВ ПС 35/10 кВ Монды – 33,93 кВ, ПС 35/10 кВ Сорок – 27,39 кВ, ПС 35/10 кВ Орлик – 24,12 кВ, ПС 35/10 кВ Хужир – 20,92 кВ; на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ Хужир – 5,5 кВ. В период летнего минимума на шинах 35 кВ ПС 35/10 кВ Монды – 33,07 кВ, ПС 35/10 кВ Сорок – 25,61 кВ, ПС 35/10 кВ Орлик – 22,55 кВ, ПС 35/10 кВ Хужир – 20 кВ; на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ Хужир – 5,5 кВ. Вследствие выше сказанного в данном транзите потребуется выполнение дополнительных сетевых мероприятий, которые обеспечат поддержание необходимого уровня напряжения соответствующего стандарту качества электрической энергии.
Анализ токовой загрузки линий электропередач 35-110 кВ при расчетах нормальных режимов электрических сетей.
В связи с подключением новых промышленных потребителей, увеличением бытовой нагрузки в связи с расширением жилой застройки г. Улан-Удэ и вводом новых мощностей по энергосистеме республики Бурятия в перспективе до 2019 г. ожидается возрастание токовой загрузки линий электропередачи. Соответственно потребуется выполнение ряда технических решений для обеспечения надежности электроснабжения потребителей и увеличения пропускной способности сети, в т.ч. замена трансформаторов тока, проводов ВЛЭП, строительство объектов электросетевого хозяйства.
1
С учетом ввода в эксплуатацию в 2016 г. ПС 110 кВ Джилинда в летний период (при расчетной температуре 25ºС) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево (СБ-123) составит 97%, ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Романовка с отпайкой на ПС Исинга на основной магистрали составит 115% (рисунок 7).
Рисунок 9. Токовая загрузка ВЛ-110 кВ в транзите Сосново-Озерская - Багдарин
в летний период 2016 г. с учетом введения в эксплуатацию ПС 110 кВ Джилинда
Рассмотрим развитие сети 35 кВ от ПС 110 кВ Южная и ПС 110 кВ Медведчиково. С учетом запланированных в схеме и программе развития региона мероприятий (увеличение установленной мощности ПС 35 кВ Нижний Саянтуй, ПС 35 кВ АРЗ) из рисунка 10 представленного ниже мы видим, что на ПС 110 кВ Южная в нормальном режиме работы будет загружен на 100% трансформатор 1Т. Поэтому на основании расчетов, а также с учетом развития Юго-западной части г. Улан-Удэ необходимо предусмотреть в перспективном развитии реконструкцию ПС 110 кВ Южная с учетом замены трансформаторов 2*40. Также наблюдается загрузка ВЛ 35 кВ Южная – Н.Саянтуй (ЮС-307) до 150%, что потребует замены ТТ-307 на ПС 110 кВ Южная.
Рисунок 10. Токовая загрузка отходящих ВЛ-35 кВ от ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Медведчиково
в зимний период в нормальном режиме
Результаты расчетов послеаварийных режимов рассматриваемых вариантов развития электрических сетей в период максимальных и минимальных нагрузок.
В расчетах режимов электрических сетей были рассмотрены послеаварийные режимы наиболее значимые для электрических сетей филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго», в частности:
- отключение ВЛ 110 кВ Селендума – Джида (СД-107);
- отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга (МИ-159);
1) Анализ уровня напряжений в узлах при расчетах послеаварийных режимов электрических сетей.
При отключении ВЛ 110 кВ Селендума – Джида (СД-107) в режиме зимнего максимума, с учетом ввода новых мощностей – ПС 110 кВ Слобода, наблюдается снижение напряжения в транзите Кяхта – Джида при питании потребителей от ВЛ 110 кВ Мухоршибирь – Бичура (МШБ-149) до значений 97,23 – 102,95 кВ.
В режиме летних минимальных нагрузок при отключении выше указанного объекта электрической сети значения напряжения в сети остается нормально допустимым.
При отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга (МИ-159) в период максимальных нагрузок на шинах 35-10 кВ ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба, ПС 35 кВ Нижняя Иволга, ПС 35 кВ Аэропорт напряжение становится ниже предельно допустимых значений 29,3-33 кВ, 8-8,4 кВ соответственно.
При отключении ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская – Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) питание транзита Сосново-Озерская – Багдарин будет осуществляться от Бурятской энергосистемы. В этом случае уровень напряжений в узлах сети будут иметь незначительные отклонения от номинальных значений.
В период минимальных нагрузок уровень напряжения соответствует значениям близким к номинальным.
Данные приведены в нижерасположенных рисунках.
2) Анализ токовой загрузки линий электропередач при расчетах послеаварийных режимов электрических сетей (все расчеты производились для температуры 25º С для минимальных нагрузок, -5ºС для максимальных нагрузок).
В послеаварийном режиме в период максимальных нагрузок при отключении ВЛ 110 кВ Селендума – Джида (СД-107) увеличивается до 104% загрузка ВЛ 110 кВ Мухоршибирь – Бичура (МШБ-149). В период минимальных нагрузок до 2019 г. загрузка указанного ТТ-149 не превышает 70%.
Рисунок 11. Отключение ВЛ 110 кВ Селендума – Джида
(СД-107) в зимний период с учетом перспективного развития до 2019 г.
1
Таблица 41
№
Аварийное возмущение
Токоограни-чивающий элемент
Нагрузка в нормальном режиме, А
Нагрузка в послеаварийном режиме, А
% перегрузки
Организационные мероприятия
Сетевые мероприятия
1
Отключение ВЛ 110 кВ Селендума – Джида
(СД-107)
ТТ-149 (учет) ПС 220 кВ Мухорши-бирь
32
208
104%
Включение ВЛ 110 кВ Мухоршибирь – Бичура (МШБ-149) через ОВ-110 ПС 220 кВ Мухоршибирь
восстановление 32 км ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126)
произвести замену ТТ-149 (учет) 200/5 на 300/5 на ПС 220 кВ Мухоршибирь
В перспективе до 2019 г. для обеспечения надежности питания потребителей электрической энергией необходимо увеличить пропускную способность данного участка, в т.ч. произвести замену трансформатора тока ТТ-149 (учет) 200/5 на 300/5 на ПС 220 кВ Мухоршибирь.
Рассматриваемая линия находится на территории энергоузла Гусиноозерской ГРЭС. Основными потребителями на этой территории являются собственные нужды Гусиноозерской ГРЭС и коммунально-бытовая нагрузка г. Гусиноозерск, Мухоршибирского, Селенгинского, Джидинского, Кяхтинского, Бичурского районов республики Бурятия. Присутствуют потребители 2 – 3 категорий надёжности электроснабжения. Численность населения 158,8 тысяч человек.
Поэтому основным сетевым мероприятием по повышению надежности электроснабжения потребителей данного энергоузла должно стать восстановление 32 км ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126).
Рисунок 12. Энергоузел Гусиноозерской ГРЭС
Указанное выше мероприятие позволит исключить следующие сложные схемно-режимные ситуации, приводящие к погашению потребителей:
1) Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) на одновременный ремонт АТ-1, АТ-2 Гусиноозерской ГРЭС, т.к. АТ-1, АТ-2 заведены под один общий выключатель по стороне 220 кВ В-220 АТ-1,2, и по стороне 110 кВ В-110 АТ-1,2
Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к погашению потребителей г. Гусиноозерска и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС на величину до 18 МВт.
2) Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Селендума – ПС 110 кВ Окино-Ключи на ремонт ВЛ 110 кВ на участке ПС 220 кВ Мухоршибирь – ПС 110 кВ Окино-Ключи или АТ-2 ПС 220 кВ Мухоршибирь.
Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к отключению потребителей на участке ПС 220 кВ Селендума – ПС 220 кВ Мухоршибирь на величину до 23 МВт.
3) Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для восстановления питания потребителей и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС отсутствуют.
Восстановление 32 км ВЛ 110 кВ Гусиноозерская – Окино-Ключи (ГОК-126) принесет следующие результаты:
В ремонтных схемах возможно питание потребителей от ПС 110 кВ Гусиноозерская, соответственно напряжения будут соответствовать номинальным значениям;
Повышение надежности электроснабжения г. Гусиноозерск и других близлежащих районов
Как видно из рисунка представленного ниже при отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга (МИ-159) в данной ремонтной схеме требуется замена трансформаторов тока в сети 35 кВ от ПС 110 кВ Южная до ПС 35 кВ Гурульба. Требуется замена трансформатора тока В-3006 200/5 на 300/5 на ПС 110 кВ Иволга.
Рисунок 13. Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга
(МИ-159) в зимний период с учетом перспективного развития до 2019 г. (питание со стороны ПС 110 кВ Южная)
Рассмотрим второй вариант ремонтной схемы при отключении ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга (МИ-159) с питанием ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба от ПС 110 кВ Гусиноозерская.
Рисунок 14. Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково - Иволга (МИ-159) в зимний период с учетом перспективного развития до 2019 г. (питание со стороны ПС 110 кВ Гусиноозерская)
В этом случае также наблюдаем перегрузку ВЛ-35 кВ транзита Гусиноозерская – Хурумша.
В обоих случаях существуют проблемы с напряжением в сети 35 кВ:
На шинах ПС 110 кВ Иволга, ПС 35 кВ Гурульба.
На шинах ПС 35 кВ Харгана, ПС 35 кВ Оронгой, ПС 35 кВ Хурумша, ПС 35 кВ Гурульба.
Однако в случае питания потребителей со стороны ПС 110 кВ Гусиноозерская есть возможность регулирования напряжения в сети 110 кВ на Гусиноозерской ГРЭС, а также в сети 35 кВ с помощью устройств РПН. При этом разгружается ПС 110 кВ Южная, что способствует повышению надежности электроснабжения потребителей г. Улан-Удэ и Тарбагатайского района.
В целом для обеспечения необходимой пропускной способностью и повышения надежности электроснабжения г. Улан-Удэ и прилегающих районов в перспективе до 2019 г. в связи с ростом нагрузок и вводом новых подстанций необходимо выполнение всех мероприятий по замене ограничивающих элементов, указанных в Таблице 42.
Мероприятия по замене ограничивающих элементов
Таблица 42
Аварийное возмущение
Токоограничивающий элемент
Нагрузка в нормальном режиме, А
Нагрузка в послеаварийном режиме, А
% загрузки
Сетевые мероприятия
1
Отключение ВЛ 110 кВ Медведчиково – Иволга
(МИ-159)
ТТ-3006 ПС 110 кВ Иволга
21
203
102%
Заменить ТТ В-3006 200/5 на 300/5 на ПС 110 кВ Иволга
ТТ-376 ПС 35 кВ Жаргалантуй
17
162
162%
Заменить ТТ-376 100/5 на 200/5 ПС 35 кВ Жаргалантуй
ТТ-3072 ТВ-35 ПС 35 кВ Харгана
19
153
153%
Заменить ТТ-3072 100/5 на 200/5 ПС 35 кВ Харгана
ТТ-349, ТТ-СВ-35 ПС 35 кВ Харгана
21
145
145%
Заменить ТТ-349, ТТ-СВ-35 на 200/5 ПС 35 кВ Харгана
ТТ-311 ПС 110 кВ Южная
25
292
146%
Заменить ТТ-311 200/5 на 400/5 на ПС 110 кВ Южная
ВЧЗ-3006 ПС 35 кВ Нижняя Иволга
25
252
125,9%
Заменить ВЧЗ-3006 на ПС 35 кВ Нижняя Иволга
ТТ-3016 ПС 110 кВ Иволга
25
188
93,8%
Заменить ТТ-3016 200/5 на 300/5 на ПС 110 кВ Иволга
Дополнительные сведения
| Государственные публикаторы: | Портал "Нормативные правовые акты в Российской Федерации" от 04.01.2019 |
| Рубрики правового классификатора: | 020.030.020 Государственные программы. Концепции, 090.010.060 Отходы промышленности. Вторичное сырье |
Вопрос юристу
Поделитесь ссылкой на эту страницу:
