Основная информация
| Дата опубликования: | 26 апреля 2012г. |
| Номер документа: | RU49000201200256 |
| Текущая редакция: | 1 |
| Статус нормативности: | Нормативный |
| Субъект РФ: | Магаданская область |
| Принявший орган: | Администрация Магаданской области |
| Раздел на сайте: | Нормативные правовые акты субъектов Российской Федерации |
| Тип документа: | Постановления |
Бесплатная консультация
У вас есть вопросы по содержанию или применению нормативно-правового акта, закона, решения суда? Наша команда юристов готова дать бесплатную консультацию. Звоните по телефонам:Федеральный номер (звонок бесплатный): 8 (800) 555-67-55 доб. 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
ГУБЕРНАТОР МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ
1
Р О С С И Й С К А Я Ф Е Д Е Р А Ц И Я
М А Г А Д А Н С К А Я О Б Л А С Т Ь
АДМИНИСТРАЦИЯ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ
П О С Т А Н О В Л Е Н И Е
От 26.04.2012 №300-па
Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
{Утратил силу: Постановлением от 24.04.2013 №384-па}
В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» администрация Магаданской области п о с т а н о в л я е т:
1. Утвердить прилагаемую схему и программу перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы.
2. Признать утратившим силу постановление администрации Магаданской области от 17 марта 2011 г. № 164-па «Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2011-2015 годы».
3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на первого заместителя губернатора области Карпенко Н.Б.
И.о. губернатора
Магаданской области
Н. Карпенко
Утверждены
постановлением администрации Магаданской области
от 26.04.2012 № 300-па
СХЕМА И ПРОГРАММА
перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
Введение
Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Магаданской области (далее – Схема и программа) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», на основании Схемы и программы развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на 2010-2016 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 15 июля 2010 г. № 333 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на 2010-2016 годы».
При разработке Схемы и программы учтены положения федеральных законов от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», от 27 июля 2010 г. № 190-ФЗ «О теплоснабжении», а также требования постановления Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 г. № 340 «О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности».
Наряду с этим в Схеме и программе учтены положения Стратегии социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 декабря 2009 г. № 2094-р, и Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года, утвержденной Законом Магаданской области от 11 марта 2010 г. № 1241-ОЗ «О Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года».
Согласно пункту 5 перечня поручений Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. № Пр-839 по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 г. в рамках Схемы и программы предусмотрены максимальное использование потенциала когенерации и модернизация систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Магаданской области.
Основными целями и задачами разработки Схемы и программы являются планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Магаданской области.
Настоящая Схема и программа является результатом актуализации ранее утвержденной Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2011-2015 годы (постановление администрации Магаданской области от 17 марта 2011 г. № 164-па) в соответствии с требованием пункта 25 постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 о ежегодном утверждении в срок до 01 мая Схемы и программы на очередной плановый период. С целью повышения качества при актуализации Схемы и программы учитывались замечания Минэнерго России от 20 января 2012 г. № АШ-349/09.
1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ
Магаданская область расположена в северо-восточной части Российской Федерации и граничит с юго-восточной стороны с Камчатским краем, с западной – с Хабаровским краем, с северо-западной – с Республикой САХА (Якутия), с северо-восточной – с Чукотским автономным округом. Сухопутные границы проходят по малонаселенным горным районам. Южная граница Магаданской области – морская (по Охотскому морю) со странами Азиатско-Тихоокеанского бассейна.
По своему географическому положению Магаданская область относится к районам Крайнего Северо-Востока и характеризуется суровым климатом, значительной удаленностью территории от центральных районов страны.
Магаданская область является одной из самых больших в Российской Федерации, ее территория составляет более 460 тыс. кв. км или 2,7% от территории России. При этом по показателю плотности населения, составляющему 0,34 человека на 1 кв. км, она находится на одном из последних мест в России – 80.
В соответствии с административно-территориальным устройством Магаданской области в ее состав входят 8 районов, город областного значения – город Магадан, город районного значения – город Сусуман, 28 городских населенных пунктов (поселков городского типа) и 55 сельских населенных пунктов (поселков, сел).
Численность постоянного населения Магаданской области по состоянию на 01 января 2012 года составила 154,5 тыс. человек, что составляет 0,1 % в общей численности населения Российской Федерации и 2,5 % в численности населения Дальневосточного федерального округа.
Только за период времени, прошедший между моментами проведения двух Всероссийских переписей населения 2002 года и 2010 года, численность населения области сократилось на 14,1 %. Основной причиной этого стал миграционный отток.
Соотношение численности городского и сельского населения Магаданской области составляет 95,5 % и 4,5 %, что характеризует область как высокоурбанизированный регион.
Более 66% населения Магаданской области являются жителями административного центра области – г. Магадана. В 7 крупнейших городских населенных пунктах муниципальных образований Магаданской области проживает 20 % населения области, в том числе в порядке убывания:
в пос. Ола (Ольский район) – 4 % или 6,2 тыс. человек;
в г. Сусумане (Сусуманский район) 3,7 % или 5,9 тыс. человек;
в пос. Палатка (Хасынский район) – 3 % или 4,8 тыс. человек;
в пос. Ягодное (Ягоднинский район) – 2,8 % или 4,4 тыс. человек;
в пос. Омсукчан (Омсукчанский район) –2,6 % или 4,2 тыс. человек;
в пос. Усть-Омчуг (Тенькинский район) – 2,5 % или 3,9 тыс. человек;
в пос. Сеймчан (Среднеканский район) – 1,8 % или 2,8 тыс. человек;
в пос. Эвенск (Северо-Эвенский район) – 1,1 % или 1,8 тыс. человек.
Численность трудовых ресурсов по итогам 2010 года составила 118,4 тыс. человек или 75,1 % от населения Магаданской области, а по оценке в 2011 году – 117,3 тыс. человек или 75,4 %.
В среднем за 2011 год численность экономически активного населения составила 102,9 тыс. человек или 66,2 % общей численности населения области, численность занятых в экономике - 98,3 тыс. человек (95,5 % экономически активного населения).
На регистрируемом рынке труда Магаданской области сохраняется диспропорция между предлагаемыми рабочими местами и профессионально-квалификационными характеристиками потенциальных работников. Уровень официальной (регистрируемой) безработицы в декабре 2011 года составил 2 % экономически активного населения.
Магаданская область – один из крупнейших регионов России по потенциальным ресурсам коренного золота и серебра. По запасам и прогнозным ресурсам этих драгметаллов она является крупнейшей провинцией мира.
По уровню ежегодно добываемых объемов золота область относится к числу ведущих российских регионов. По уровню добычи серебра область – абсолютный лидер в стране.
Исторически в Магаданской области сложилась моносырьевая структура экономики, ориентированная на добычу полезных ископаемых. При этом возможности дальнейшего развития горнодобывающей отрасли зависят от уровня развития других отраслей экономики: энергетики, транспорта, связи, строительства и т.д. Одновременно положение дел в горнодобывающей отрасли определяет состояние развития смежных отраслей.
Более 95% промышленного производства Магаданской области формируют добыча полезных ископаемых, производство и распределение электроэнергии и воды, производство пищевых продуктов. Незначительно развито металлургическое производство (в основном представленное производством цветных металлов), строительство, химическое производство, сельское хозяйство.
По состоянию на 01 января 2012 г. зарегистрировано 168 предприятий, имеющих лицензии на геологоразведочные работы, разведку и добычу драгоценных металлов. Из них добычу драгоценных металлов в 2011 году вели 107 недропользователей (8 добывали драгоценные металлы из рудных месторождений). К крупнейшим предприятиям, занятым добычей драгоценных металлов, относятся: ОАО «Сусуманзолото», СП ЗАО «Омсукчанская горно-геологическая компания», ЗАО «Серебро Магадана», ООО «Рудние Кварцевый».
В состав инфраструктуры минерально-сырьевого комплекса Магаданской области входят Колымский аффинажный завод, производящий химически чистые драгоценные металлы из сырья рудных и россыпных месторождений как Магаданской области, так и Камчатского края, Республики САХА (Якутия) и Чукотского автономного округа, и ОАО «НПК «Колымавзрывпром», выпускающий эмульсионные взрывчатые вещества.
Производственные мощности угледобывающих предприятий Магаданской области позволяют добывать 800-900 тыс. тонн угля в год, но большая удаленность основного потребителя каменного угля – Магаданской ТЭЦ и высокие темпы роста транспортных расходов по его доставке не позволяют полностью их задействовать. Поэтому показатели добычи и отгрузки угля потребителям определяются спросом на уголь. Добычу угля на территории Магаданской области осуществляют ЗАО «Колымская угольная компания», ООО «Ассоциация делового сотрудничества», ЗАО «Северо-Восточная угольная компания».
На территории Магаданской области добываются также общераспространенные полезные ископаемые (ОПИ) – песчано-гравийная смесь, песок, строительный камень, вулканический пепел.
К наиболее развитым видам экономической деятельности в сфере обрабатывающих производств относятся производство пищевых продуктов, включая напитки, металлургическое производство и производство готовых металлических изделий. Основную массу производства пищевых продуктов, включая напитки, составляет переработка рыбы и морепродуктов.
Строительный комплекс для Магаданской области имеет социальную значимость, что обусловлено наличием значительной доли ветхого жилья, ветхих объектов социальной структуры и коммунальной инфраструктуры. Решение одной из ключевых проблем регионов Севера и российской экономики в целом – высокой энергоемкости – также во многом лежит в сфере строительства, где необходимо расширять применение новых материалов и технологий, обеспечивающих сбережение тепла, как во время строительных работ, так и в процессе эксплуатации зданий.
На 1 января 2011 г. строительный комплекс был представлен 458 организациями, в том числе: 3 – государственной и муниципальной собственности, 437 – частной собственности, 18 – иных видов собственности. В 2011 году промышленность строительных материалов области пополнилась еще двумя предприятиями - заводом по производству теплоизоляционных материалов из базальтового волокна, строительство которого завершило ООО «Базальтовые технологии», а также линией по выпуску стеновых и кровельных панелей с базальтовым утеплителем, производство которых освоило ООО «Восточный рубеж».
В течение последних 5 лет ежегодно увеличиваются объемы выполненных строительно-монтажных работ, число вводимых в эксплуатацию объектов и объемы площади жилья, уменьшается количество незавершенных строительством жилых домов. Одновременно с реконструкцией жилых домов и достройкой объектов незавершенного строительства возводятся современные каркасно-монолитные жилые дома, а также быстровозводимые малоэтажные дома из модульных каркасно-панельных деревянных элементов.
В 2011 году организациями всех форм собственности введено в действие 18163 кв. метров общей площади жилых домов.
Мощности промышленности строительных материалов и стройиндустрии в Магаданской области незначительны. Основной объем стройматериалов завозится из центральных районов страны. Однако на территории области выпускается определенный объем продукции конструкций и изделий, используемых при строительстве жилья, объектов соцкультбыта и коммунального хозяйства, мостов и дорог.
Транспортная инфраструктура в Магаданской области развита слабо. Транспортные перевозки осуществляются морским, воздушным и автомобильным видами транспорта.
Протяженность сети автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием на начало 2011 года составляет 2286 км, в том числе 834 км – автомобильных дорог общего пользования федерального значения. Федеральная автомобильная дорога «Колыма» является ключевым связующим звеном между городами Магаданом и Якутском, а для северо-восточных районов Республики САХА (Якутия) – это единственный выход к Охотскому морю. Протяженность дороги составляет более двух тысяч километров, из которых 834 км проходит по территории Магаданской области и более 1200 км – по территории Республики САХА (Якутия).
Важнейшими объектами транспортной инфраструктуры являются аэропорт «Магадан», обеспечивающий устойчивое функционирование воздушного транспорта и доступность авиационных услуг для населения, и морской порт «Магадан», через который на территорию области поступает около 99% ввозимых грузов, в том числе 100 % твердого, жидкого топлива, тяжёлой техники и строительных материалов.
Услуги междугородной и международной телефонной связи на начало 2011 года предоставляли 7 организаций, все они находятся в городской местности.
В Магаданской области интенсивно растет спрос на информационные услуги, предоставляемые с использованием сетей передачи данных и телематических служб, однако, наиболее социально значимым видом связи продолжает оставаться почтовая связь. На начало 2011 года почтовые услуги предоставляли 48 стационарных отделений связи, 10 из них расположены в сельской местности.
На территории области функционируют 4 компании, предоставляющие услуги сотовой связи, при этом более половины населения области пользуются услугами по подключению к сетям абонентских устройств сотовой связи.
В 2011 году финансово-кредитная система Магаданской области была представлена 9 филиалами региональных банков и 8 филиалами иногородних банков, 1 представительством, 9 операционными офисами, 3 кредитно – кассовыми офисами и 36 дополнительными офисами.
Крупнейшими кредитными организациями на территории Магаданской области являются территориальный банк Сбербанка России и филиал «Колыма» «Азиатско-Тихоокеанский Банк» (ОАО), где сконцентрирована основная доля ресурсного потенциала и ссудной задолженности банковского сектора. Из 58 финансово – кредитных учреждений 35 расположено в г. Магадане.
Основная доля кредитных вложений направляется на кредитование юридических и физически лиц. Самые востребованные банковские услуги: расчетно-кассовое обслуживание, кредитование, пластиковые карты и технологии удаленного доступа. Внедрена система внутрирегиональных электронных расчетов, в которую включены все расчетно-кассовые центры области. Магаданская область является участником системы межрегиональных электронных расчетов. На территории эксплуатируется региональный сегмент связи на выделенных наземных и спутниковых каналах.
Банковский сектор региона удовлетворяет потребность в банковских услугах. Совокупный индекс обеспеченности банковскими услугами является одним из самых высоких среди субъектов Российской Федерации и составляет 0,96.
2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД
За прошедший пятилетний период состояние энергетики Магаданской области характеризуется как удовлетворительное, что обусловлено старением морально и физически изношенного оборудования электрических станций и сетей.
Производство электро- и теплоэнергии в Магаданской области
в 2007-2011 году*
Наименование продукции
Ед. изм.
2007
2008
2009
2010
2011
1
2
3
4
5
6
7
Электроэнергия
млн. кВт.ч
2254
2233
2196
2245
2305
Тепловая энергия
тыс. Гкал
2758
2822
2644
2621
2569
* В 2007-2009 годах в соответствии с Общероссийским классификатором продукции ОК 005-93 (ОКП), в 2010-2011 годах в соответствии с Общероссийским классификатором продукции по видам экономической деятельности ОК 034-2007 (КПЕС 2002) (ОКПД).
До 2009 года включительно объем производства электроэнергии ежегодно снижался по причине оттока населения из региона и инфраструктурными ограничениями экономического роста, вызванными удалённостью горнопромышленных предприятий от существующих центров питания, но с 2010 года отмечается рост: на 2,2% в 2010 году и 2,7% в 2011 году.
В целом за последние 5 лет объем производства электроэнергии увеличился на 67 млн. кВт. ч. с 2254 млн. кВт. ч. в 2007 году до 2305 млн. кВт. ч. в 2011 году (+2,3%), а теплоэнергии снизился на 189 тыс. Гкал с 2758 тыс. Гкал в 2007 году до 2569 тыс. Гкал в 2011 году (-6,8%).
Индексы производства по виду экономической деятельности «Производство, распределение электроэнергии и воды» по Магаданской области в 2007-2011 году
(процентов)
2007
2008
2009
2010
2011
1
2
3
4
5
6
Производство, распределение электроэнергии и воды,
96,9
102,3
99,8
101,1
101,0
в том числе:
- производство, передача и распределение электроэнергии
97,3
98,8
99,0
102,4
103,2
- производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии)
96,4
106,0
100,5
99,7
98,6
Индекс производства по виду экономической деятельности E «Производство, распределение электроэнергии и воды» (по ОКВЭД) увеличился с 96,9% в 2007 году до 101% в 2011 году, прирост производства за пятилетний период в сопоставимых ценах составил 1%, в том числе по подвидам экономической деятельности: производство, передача и распределение электроэнергии – с 97,3% до 103,2% (прирост 0,6%); производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии) – с 96,4% до 98,6% (прирост 1%).
2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Магаданской области
Магаданская энергосистема – одна из семи энергосистем, действующих на территории Дальнего Востока. Предприятия электроэнергетики полностью обеспечивают потребность Магаданской области в электроэнергии и частично осуществляют электроснабжение потребителей Республики САХА (Якутия).
Производственно-технические показатели
Магаданской энергосистемы за 2011 год
Наименование компании
Установленная мощность,
Сети, км
Выработка электроэнергии (млн.кВт/ч)
Полезный отпуск ОАО «Магаданэнерго» (млн. кВт.ч)
электрическая (МВт)
тепловая (Гкал/ч)
1
2
3
4
5
6
ОАО «Магаданэнерго»
320
646
5190
142,6
1260
ОАО «Колымаэнерго»
900
-
169,64
2032,5
Основными особенностями энергосистемы Магаданской области являются:
- изолированность, отсутствие технологических связей с ЕЭС России;
- избыточная по установленной мощности генерация;
- сложные природно-климатические условия региона: вечная мерзлота, годовой перепад температур в 100°С: летом + 40 °С, зимой – 60°С, сильные ветры и снегопады, мощные разливы рек и сход лавин;
- отсутствие железнодорожного сообщения, слабое развитие автомобильного сообщения, осуществление связи с другими регионами России авиационным, морским и автомобильным транспортом;
- основные перспективы развития промышленности региона связаны с увеличением добычи золота и серебра.
На территории Центрального энергоузла Магаданской области действуют две энергокомпании:
- ОАО «Магаданэнерго», занимающееся производством тепла для г. Магадана и передачей электроэнергии потребителям области;
- ОАО «Колымаэнерго», являющееся основным производителем электроэнергии.
В состав ОАО «Колымаэнерго» входят:
- филиал «Колымская ГЭС», производящий до 93,5% электроэнергии Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы;
- филиал «Колымские электрические сети», обеспечивающий электроэнергией отдельно взятые районы на территории области (пос. Синегорье, пос. Уптар, строительную площадку Усть-Среднеканской ГЭС);
Кроме того, для решения вопросов развития энергетики региона, ОАО «Колымаэнерго» учреждены два дочерних общества:
ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС» – заказчик по строительству Усть-Среднеканской ГЭС;
ОАО «Усть-СреднеканГЭСстрой» – генеральный подрядчик по строительству энергетических объектов на территории области.
Колымская ГЭС и Колымские электрические сети входят в состав Центрального энергоузла Магаданской области.
ОАО «Магаданэнерго» обеспечивает электрической энергией потребителей Магаданской области, частично Оймяконского улуса Республики (САХА) Якутия. Энергосистема является автономной и не связана с другими энергосистемами. Основными видами деятельности ОАО «Магаданэнерго» являются производство, передача и сбыт электрической и тепловой энергии потребителям.
Колымская ГЭС ОАО «Колымаэнерго» покрывает до 93,5% электрических нагрузок региона, при этом в целях наиболее полного использования ее гидроресурсов ТЭС ОАО «Магаданэнерго» работает на техническом минимуме нагрузок. Выработка электроэнергии Магаданской ТЭЦ и Аркагалинской ГРЭС составляет соответственно 5% и 1,6% от потребности энергоузла. Энергосистема является избыточной по мощности. Потребление электроэнергии с 1995 года по 2009 год снизилось более чем на 30%, тепловой энергии более чем на 25%.
Производственный потенциал электроэнергетики Магаданской области составляют Колымская ГЭС, Аркагалинская ГРЭС, Магаданская ТЭЦ и 177 электростанция, находящаяся в ведении промышленных, строительных, сельскохозяйственных и коммунальных организаций. Суммарная установленная мощность всех электростанций области по состоянию на 01 января 2011 года составляет 1287 МВт.
Характеристика действующих объектов генерации:
1. Колымская ГЭС
Основные характеристики объекта
Установленная мощность
900 МВт
КИУЭМ (коэффициент использования установленной электрической мощности)
26,3%
Доля в производстве э/энергии
до 93,5%
Общая характеристика состояния оборудования
удовлетворительное
На сегодняшний день оборудование станции отработало более 25 лет. В период с 1996 по 2003гг. произведена замена лопастей рабочих колёс турбин (ГА-2,3,4) и камер рабочего колеса (ГА-2,3), а на ГА-1 в 1998 году гидротурбина типа ПЛД 45-2556-В-420 была заменена на РО 868 М-В-410, кроме того, на месте камеры рабочего колеса установлено новое фундаментное кольцо для радиально-осевого рабочего колеса. Общее состояние гидросилового оборудования удовлетворительное. Технические ограничения (50%) гидроагрегатов сняты благодаря заменам лопастей рабочих колес на усиленные. Комплексная модернизация гидроагрегатов запланирована в период 2012-2016 гг., во время проведения капитальных ремонтов.
Техническое состояние части турбинного парка оборудования приближается к состоянию невосстанавливаемого физического износа, это - камеры рабочих колес турбин, лопасти рабочих колес, трубы и трубопроводная арматура систем технического водоснабжения, воздухоохладители, маслоохладители, оборудование системы регулирования и т.д.
Индексы технического состояния гидротурбин по состоянию на 31.12.2011 года:
гидротурбина ГА-1 – 95,33;
гидротурбина ГА-2 – 89,25;
гидротурбина ГА-3 – 84,67;
гидротурбина ГА-4 – 90,92;
гидротурбина ГА-5 – 90,08.
Структура установленной мощности определяет структуру производства электроэнергии. Большая часть электроэнергии производится на ГЭС.
2. Магаданская ТЭЦ
Основные характеристики объекта
Установленная мощность
96 МВт, 495 Гкал/ч
КИУЭМ (коэффициент использования установленной электрической мощности
13.1%
Доля в производстве энергии
4,8% (э/энергия), 69,6% (теплоэнергия)
Теплосети
19 км магистральных сетей
Общая характеристика состояния оборудования
удовлетворительное
доля теплофикационной/ конденсационной выработки на МТЭЦ
Оборудование Магаданской ТЭЦ проектировалось и строилось в 60-70-е годы прошлого столетия. Основное оборудование Магаданской ТЭЦ находится в удовлетворительном состоянии.
Установленное вспомогательное оборудование котлоагрегатов обеспечивает работу по проектной схеме на номинальной нагрузке. Ограничений по тяге и дутью не наблюдалось.
Ремонт поверхностей нагрева котлоагрегатов проводится по графикам ремонтов по результатам дефектации и технического освидетельствования.
Перерасхода топлива при неплановых пусках не выявлено. Фактические затраты топлива, тепла и электроэнергии на пуски не превышают нормативных значений.
3. Аркагалинская ГРЭС
Основные характеристики объекта
Установленная мощность
224 МВт, 151 Гкал/ч
КИУЭМ (коэффициент использования установленной электрической мощности
1.5%
Доля в производстве э/энергии
1,4%
Общая характеристика состояния оборудования
удовлетворительное, законсервировано правильно
Выполняемые функции
резервный источник э/энергии; регулирование напряжения (компенсация реактивной мощности);
теплоснабжение пос. Мяунджа
Ограничения в работе
может выдать мощность:
42 МВт через 6-8 ч.
97 МВт через 20-24 ч.
147 МВт через 28-36 ч.
202 МВт через 36-44 ч.
224 МВт через 40-46 ч.
доля теплофикационной/конденсационной выработки на АР ГРЭС
В настоящее время в качестве резервного источника используется Аркагалинская ГРЭС, имеющая ограничения по времени разворота станции, что является существенным риском в случае аварийного останова Колымской ГЭС. Возможны аварии на ЛЭП, соединяющей Колымскую ГЭС и г. Магадан.
C 1993 года и до настоящего времени оборудование очереди высокого давления электростанции находится в режиме длительной консервации. Режим работы электростанции – технически минимальный, по условиям покрытия тепловых нагрузок поселка и собственных нужд ГРЭС.
По результатам технико-экономического анализа Аркагалинской ГРЭС можно сделать следующие выводы:
1) Основное технологическое оборудование после длительной консервации остается в удовлетворительном техническом состоянии, которое может обеспечить его достаточно надежную эксплуатацию в течение не менее 10 лет при выполнении всех регламентных работ согласно НД. Однако дальнейшее обеспечение сохранности оборудования в течение длительного периода консервации не представляется возможным из-за развития процессов коррозии металла.
2) Земляная плотина Аркагалинской ГРЭС была запроектирована как сооружение мерзлого типа и построена с сохранением мерзлоты в основании. Практически сразу после первого наполнения водохранилища началось оттаивание грунтов в теле плотины и деградация мерзлоты в основании. В течение всего срока эксплуатации (57 лет) принимались инженерно-технические меры, направленные на сохранение проектного температурного состояния грунтовой плотины и ее основания. Это свидетельствует о том, что площадка ГТС АГРЭС характеризуется сложным инженерно-геологическим строением основания, неоднородным мерзлотным состоянием и суровыми климатическими условиями. Попытки восстановить мерзлотное состояние основания не удались. В настоящее время институтом ВНИИГ (г. Санкт-Петербург) выполнен проект обеспечения надежности плотины. Наряду с этим необходима очистка водохранилища от иловых отложений.
3) Оценка времени, необходимого для разворота станции с «0», показала, что при нагружении с 5 МВт обеспечивается нагрузка:
42 МВт через 6…8 ч.
97 МВт через 20…24 ч.
147 МВт через 28…36 ч.
202 МВт через 36…44 ч.
224 МВт через 40…46 ч.
4) Коэффициенты использования установленной электрической и тепловой мощности крайне низкие и не превышают соответственно, 1,7 и 5,9% по режимным условиям работы энергообъединения.
5) Следует отметить крайне низкие технико-экономические показатели электростанции, из-за вынужденной работы ГРЭС (по условиям работы энергосистемы) низкоэкономичного оборудования 2,9 МПа с очень низкими нагрузками и очень высоким дополнительным потреблением электроэнергии и тепла на собственные нужды электростанции для поддержания в резерве группы оборудования высокого давления.
Для обеспечения длительной и надежной работы ГРЭС необходима загрузка станции не менее 40-50 МВт, что позволит на длительный срок сохранить работоспособность оборудования, квалификацию и численность оперативного и инженерно-технического персонала, значительный дефицит которого в настоящее время отмечается на Аркагалинской ГРЭС.
На тепловых электростанциях ОАО «Магаданэнерго» используется уголь и нефтетопливо, доля которых составляет соответственно 99,8% и 0,2% от используемого на ТЭС топлива. Уголь используется как магаданский (аркагалинский) – на Аркагалинской ГРЭС, так и привозной из-за пределов региона – на МТЭЦ – Кузнецкий.
Также ОАО «Магаданэнерго» осуществляет эксплуатацию дизельной электростанции в г. Магадане в составе Магаданской ТЭЦ, мощностью 21 МВт, используемой только в качестве резервного источника.
В состав ОАО «Магаданэнерго» входит четыре филиала электрических сетей:
«Южные электрические сети»;
«Восточные электрические сети»;
«Центральные электрические сети»;
«Западные электрические сети».
Филиал «Южные электрические сети» (ЮЭС) обслуживает ВЛ, ПС и ТП напряжением 0,4-6-10-35-110-220 кВ, расположенные в г. Магадане и на территории Ольского, Хасынского, частично Тенькинского районов. Суммарная площадь территории, обслуживаемой филиалом «ЮЭС», составляет 20000 кв. км.
Филиал «Восточные электрические сети» (ВЭС) обслуживает ВЛ, ПС, ТП напряжением 0,4-6-10-35-110-220 кВ, расположенные в Ягоднинском, Среднеканском и Омсукчанском районах Магаданской области. Зона обслуживания составляет 75 тыс. кв.км.
Филиал «Центральные электрические сети» (ЦЭС) обслуживает ВЛ, ПС, ТП напряжением 0,4-6-10-35-110-220 кВ.
В состав филиала входят два района электрических сетей:
1) 1 РЭС, базирующийся в пос. Транспортном и пос. Усть-Омчуг Тенькинского района. Район обслуживает электрические сети, находящиеся на территории Тенькинского района;
2) 3 РЭС, расположенный в микрорайоне Берелех города Сусумана. Район обслуживает электрические сети, находящиеся на территории Сусуманского и Ягоднинского районов.
Группа подстанций Кедровый и участок по ремонту и эксплуатации ВЛ Кедровый, базирующиеся на базе предприятия в пос. Кедровом, Сусуманский район обслуживают электрические сети, находящиеся на территории Сусуманского района. Суммарная площадь территории, обслуживаемой филиалом «ЦЭС», составляет 73000 кв. км.
Филиал «Западные электрические сети» (ЗЭС) обслуживает ВЛ, ПС, ТП напряжением 0,4-6-10-35-110 кВ.
В зону обслуживания входит часть Сусуманского района Магаданской области и Оймяконский улус Республики САХА (Якутия). Зона обслуживания составляет 19700 кв. км.
Наименование филиала
Протяженность ВЛ по состоянию на 01 января 2012 г. (км)
Установленная трансформаторная мощность (тыс. кВА)
220 кВ
154 кВ
110 кВ
35-0,4 кВ
«Южные электрические сети»
245
177
183
615
823,92
«Центральные электрические сети»
471
-
648
545
722,56
«Восточные электрические сети»
732
-
433,6
403,2
873,72
«Западные электрические сети»
187
-
311,7
453
154,4
Всего:
1635
177
1576,3
2016,2
2574,6
Общее количество понизительных подстанций, находящихся на балансе «Магаданэнерго» 35-220 кВ – 123 шт.
Протяженность воздушных линий электропередачи, находящихся на балансе ОАО «Магаданэнерго" составляет всего:
по трассе 5111,4 км, в том числе линий электропередачи по трассе:
на металлических опорах 1562,7 км,
на деревянных опорах 3548,7 км.
по цепям 5404,5 км.
Расположение основных энергообъектов ОАО «Магаданэнерго» представлено на схеме (приложение № 1).
В разрезе муниципальных районов и городского округа «город Магадан» топливно-энергетический комплекс Магаданской области характеризуется следующими показателями:
Показатели
ВСЕГО
В том числе:
городской округ «г. Магадан»
районы:
Ольский
Омсукчанский
Северо-Эвенский
Среднеканский
Сусманский
Тенькинский
Хасынский
Ягоднинский
Котельные, (ед.)
70
11
8
5
5
8
8
8
8
9
Мощность, (Гкал/час)
793,8
110,5
70,3
46,2
30,9
63,4
96,8
84,6
100,6
190,5
Тепловые сети (в двухтрубном исчислении), (км)
476,7
227,3
31,0
26,9
6,8
34,8
54,4
23,2
31,6
40,7
Тепловые насосные станции, (ед.)
4
2
1
1
Центральные тепловые пункты, (ед.)
24
11
1
7
3
2
Водозаборы, (ед.)
60
10
7
5
5
4
8
6
8
7
Насосные станции водопровода, (ед.)
30
10
1
1
3
8
2
1
4
Очистные сооружения водопровода, (ед.)
4
2
1
1
Водопроводные сети, (км)
532,4
231,5
27,1
21,1
6,8
38,8
45,3
35,6
57,7
68,4
Канализационные насосные станции, (ед.)
21
5
2
2
8
3
1
Очистные сооружения канализации, (ед.)
12
2
2
1
1
1
1
2
2
Канализационные сети, (км)
306,3
177,4
24,2
16,3
4,3
18,8
7,5
18,2
39,7
Электрические сети, (км)
2081,3
1425,6
74,0
25,6
33,8
78,1
143,7
121,2
58,2
121,1
Трансформаторные подстанции, (ед.)
625
286
26
35
17
46
62
51
37
65
Структура установленной мощности определяет структуру производства электроэнергии. Большая часть электроэнергии производится на ГЭС.
2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Магаданской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет
На протяжении последних 5 лет более половины объема электропотребления приходится на предприятия основных видов деятельности (добывающих, обрабатывающих производств, производства и распределения электроэнергии и воды) – от 52% до 58%.
Динамика электропотребления Магаданской области с учетом потерь в электросетях общего пользования по данным Магаданстата представлена в таблице:
Потребление электроэнергии в Магаданской области за 2007-2011 годы
(млн. киловатт-часов)
2007
2008
2009
2010
2011
Потреблено электроэнергии,
2124,9
2099,5
2060,5
2110,7
2108,9
в том числе:
потреблено организациями
1522,1
1440,2
1435,7
1528,9
1530,4
потреблено населением
192,8
197,2
205,0
193,0
190,5
потери в электросетях общего пользования
410,0
462,1
419,8
388,8
388,0
Структура потребления электропотребления в Магаданской области, включая потери в электросетях общего пользования, за последние 5 лет такова:
Структура потребления электроэнергии в Магаданской области по основным группам потребителей за 2007-2011 годы
(%)
2007
2008
2009
2010
2011
Потреблено электроэнергии:
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
организациями,
71,6
68,6
69,7
72,5
72,6
в том числе по видам хозяйственной деятельности
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
0,7
0,6
0,4
0,4
0,4
добыча полезных ископаемых
14,1
15,2
15,7
19,4
19,7
обрабатывающие производства
2,2
2,2
1,4
1,4
1,4
производство и распределение электроэнергии и воды
40,0
34,5
37,7
37,3
37,3
строительство
0,9
0,8
0,6
0,7
0,8
транспорт и связь
2,6
2,4
2,0
1,9
1,8
предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
0,7
0,8
0,6
0,6
0,6
прочие виды
10,4
12,1
11,3
10,8
10,6
населением,
9,1
9,4
9,9
9,1
9,0
в том числе
сельским
0,6
0,6
0,6
0,5
0,5
городским
8,4
8,8
9,4
8,6
8,5
потери в электросетях общего пользования
19,3
22,0
20,4
18,4
18,4
2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Магаданской области и потребление электрической энергии и мощности за последние 5 лет
Динамика потребления электрической энергии крупными потребителями в Магаданской области за 2007-2011 годы по данным ОАО «Магаданэнерго» представлена в таблице:
Потребление электрической энергии крупными потребителями в Магаданской области за 2007-2011 годы ОАО «Магаданэнерго»
(тыс. кВт. ч)
Наименование потребителя
2007
2008
2009
2010
2011
ОАО «Магаданэлектросеть»
384 233
370 517
373 815
378 906
376 237
ОАО «Сусуманзолото»
68 012
69 559
77 079
86 839
78 278
ЗАО «Серебро Магадана»
62 043
72 526
72 728
88 462
99 302
ОАО «ГДК «Берелех»
41 907
38 086
36 979
41 340
41 296
МУП «Магадантеплосеть» г. Магадана
30 855
45 136
24 158
69 114
73 331
ООО «Востокмонтажспецстрой»
33 798
31 577
35 194
35 750
34 390
ОАО «Колымаэнерго»
50 005
58 536
58 215
48 798
69 854
МУП «Тенькатеплосеть» администрации МО «поселок Усть-Омчуг»
28 501
20 568
14 919
8 564
32 579
ОАО «Рудник им. Матpосова»
11 923
14 935
16 710
15 353
12 868
МУП «Комэнерго»
25 280
27 954
9 619
23 670
29 661
ОАО «Магаданэлектросеть» обеспечивает передачу электрической энергии от подстанций ОАО «Магаданэнерго» до потребителей г. Магадана.
2.4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет
Максимальная нагрузка в 2007 году составила 358 МВт, в 2011 году 365 МВт. Увеличение Р мах составило 1,9%. Центр электрической нагрузки находился на территории «Южных электрических сетей». Максимальная нагрузка ЮЭС в 2007 составила 194 МВт, в 2011 году 205 МВт. Прирост обусловлен увеличением нагрузки электрокотельных.
Таблица максимальной загрузки трансформаторов
Наименование ПС
Нагрузка в мВА
Установленная мощность (мВА)
% загрузки
Примечание
220 кВ
110 кВ
35 кВ
6-10 кВ
1. За день контрольных замеров 19 декабря 2007 года
ЦЭС
ПС Берелех
АТ-1-63
20,0
20,0
63
31,7%
АТ-2-63
63
0,0%
в резерве
Т-1-16
5,2
0,8
4,4
16
33%
Т-2-16
4,8
2,8
2,0
16
30%
ПС Усть-Омчуг
АТ-90 110/154
44,0
44,0
90
48,9%
АТ-1-63
30,0
21,0
9,0
63
47,6%
АТ-2-63
31,0
21,0
9,0
63
49,2%
ВЭС
ПС Ягодное
АТ-1-63
10,0
4,0
5,6
63
15,87%
АТ-2-63
25,0
25,0
63
39,68%
ПС Синегорье
АТ-1-63
63
0,0%
в резерве
АТ-2-63
5,0
1,5
1,2
63
7,94%
Т-1-25
25
0,0%
в резерве
Т-2-25
1,52
25
6,08%
ПС Оротукан
АТ-1-63
63
0,0%
в резерве
АТ-2-63
11,0
8,2
63
17,46%
Т-1-25
2,7
0,24
2,39
16
16,88%
Т-2-25
16
0,0%
в резерве
ПС Омсукчан
АТ-1-63
63
0,0%
в резерве
АТ-2-63
23,0
10
12,97
63
36,51%
Т-1-25
25
0,0%
в резерве
Т-2-25
10,0
9,2
0,58
25
40,0%
ПС Утиная
Т-1-6,3
0,18
0,0
0,16
6,3
2,86%
ПС Дукат
Т-1-10
3,4
2,12
0,24
10
34,0%
Т-2-10
10
0,0%
в резерве
ЮЭС
ПС Центральная
АТ-1-125
60,9
64,8
125
48,7%
АТ-2-63
30,8
30,7
63
56,7%
Т-3-25
9,5
6,6
2,8
25
37,8%
Т-4-25
9,3
7,0
2,3
25
37,3%
ПС Палатка
АТ-1-90 154/110
40,4
40,2
90
44,9%
АТ-2-63
19,6
19,6
63
31,1%
Т-1-16
9,8
7,3
2,8
16
61,2%
Т-2-16
9,8
6,4
3,5
16
61,2%
ПС Сокол
Т-1-16
5,3
3,0
2,3
16
33,1%
Т-2-16
5,1
2,3
2,7
16
31,9%
ЗЭС
ПС Нера-Новая
Т-1-10
-
6,9
3,3
2,6
25
27,6%
Т-2-10
-
6,0
1,0
5,0
25
24,0%
2. За день контрольных замеров 21 декабря 2011 г.
ЦЭС
ПС Берелех
АТ-1-63
13,0
13,0
63
20,6%
АТ-2-63
63
0,0%
в резерве
Т-1-16
6,5
0,9
5,6
16
41,0%
Т-2-16
5,7
2,7
3,0
16
36,0%
ПС Усть-Омчуг
АТ-90 110/154
41,0
41,0
90
45,6%
АТ-1-63
25,0
22,0
3,0
63
39,7%
АТ-2-63
25,0
22,0
3,0
63
39,7%
ВЭС
ПС Ягодное
АТ-1-63
6,1
0,6
5,15
63
9,638%
АТ-2-63
7,2
7,1
63
11,43%
ПС Синегорье
АТ-1-63
63
0,0%
в резерве
АТ-2-63
3,2
0,2
1,3
63
5,08%
Т-1-25
25
0,0%
в резерве
Т-2-25
1,6
25
6,4%
ПС Оротукан
АТ-1-63
63
0,0%
в резерве
АТ-2-63
18,0
14,0
63
28,57%
Т-1-25
3,9
2,12
1,7
16
24,38%
Т-2-25
16
0,0%
в резерве
ПС Омсукчан
АТ-1-63
24,8
11,1
13,6
63
39,7%
АТ-2-63
24,8
11,1
13,6
63
39,7%
Т-1-25
11,0
10,5
25
44,4%
Т-2-25
11,0
9,1
1,8
25
44,4%
ПС Утиная
Т-1-6,3
0,11
0,1
6,3
1,75%
ПС Дукат
Т-1-10
10
0,0%
в резерве
Т-2-10
5,5
4,6
0,8
10
55,0%
ЮЭС
ПС Центральная
АТ-1-125
64,74
69,36
125
51,8%
АТ-2-63
38,29
38,27
63
60,8%
Т-3-25
19,45
14,9
6,64
25
77,8%
Т-4-25
19,23
16,59
2,63
25
76,9%
ПС Палатка
АТ-1-90 154/110
43,12
43,1
90
68,4%
АТ-2-63
21,25
21,15
63
33,7%
Т-1-16
9,02
5,57
3,38
16
56,4%
Т-2-16
5,31
2,95
2,33
16
33,2%
ПС Сокол
Т-1-16
11,82
8,37
3,37
16
74,1%
Т-2-16
11,34
9,21
2,12
16
70,9%
ЗЭС
ПС Нера-Новая
Т-1-10
4,73
2,06
2,67
25
18,9%
Т-2-10
7,68
2,06
5,62
25
30,7%
Вывод: В течение 2007-2011 г.г. на всех питающих центрах сохраняется резерв трансформаторной мощности. В Магаданской энергосистеме имеется ограничение по перетоку от Колымской ГЭС в южную часть области по условиям статической устойчивости и уровням напряжения на шинах ПС 220 кВ «Центральная».
2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Магаданской области, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных по основным группам потребителей Магаданской области за последние 5 лет
(Гкал)
2007
2008
2009
2010
2011
Полезный отпуск, Всего:
955 710
971 208
971 491
947 224
961 875
в том числе:
Промышленность
3 037
3 036
3 106
3 206
3 113
Сельское хозяйство
27 484
24 768
22 302
11 246
3 026
Федеральный бюджет
48 509
51 016
48 125
49 005
47 892
Региональный, местный бюджеты,
104 037
93 089
91 228
90 542
99 328
ТСЖ, ЖСК, управляющие компании
1 732
2 161
2 043
2 111
2 420
Население
696 155
713 138
723 918
709 373
729 899
Прочие
74 756
84 000
80 769
81 742
76 197
Вывод: В целом в 2011 году наблюдается увеличение теплопотребления по отношению к 2007 году на 0,6 %.
2.6. Перечень основных потребителей тепловой энергии в регионе с выделением потребности в тепловой энергии, вырабатываемой на объектах тепловой генерации, включая тепловые энергоцентрали региональной энергосистемы
Крупных потребителей тепловой энергии из числа предприятий и организаций в регионе нет. Основным потребителем тепловой энергии является проживающее на территории Магаданской области население.
2.7. Структура установленной электрической мощности на территории Магаданской области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами
Мощность электростанций Магаданской области
в 2007-2011 годах
(тыс. киловатт)
2007
2008
2009
2010
2011
Всего электростанции,
1274,8
1277,7
1286,7
1292,2
1298,1
в том числе:
электростанции общего пользования
1220,0
1220,0
1220,0
1220,0
1220,0
тепловые электростанции при других организациях
54,8
57,7
66,7
72,2
78,1
в том числе:
сельские электростанции
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
из них передвижные
-
-
-
электростанции при добывающих, обрабатывающих производствах, производстве и распределении электроэнергии и воды
44,8
46,8
55,6
62,3
68,0
из них передвижные
4,7
1,0
1,2
16,6
16,6
электростанции при транспортных организациях
3,0
4,1
3,7
3,8
4,0
из них передвижные
0,5
0,1
0,1
0,4
0,4
электростанции при строительных организациях
0,5
1,1
1,1
0,9
0,9
из них передвижные
-
1,1
1,1
0,9
0,9
прочие электростанции
5,6
4,8
5,4
4,3
4,3
из них передвижные
0,1
0,9
0,8
0,8
0,8
Доля «Магаданэнерго» на рынке оказания услуг по передаче электрической энергии составляет 97%. Реализация напрямую конечным потребителям составляет 66%, доля электроэнергии, реализуемой оптовыми потребителями-перепродавцами, составляет 34%.
В разрезе групп потребителей основной удельный вес в полезном отпуске электроэнергии занимают промышленные и приравненные к ним потребители с мощностью 750 кВА и выше (36%), оптовые потребители – перепродавцы (34%), промышленные и приравненные к ним потребители с мощностью менее 750 кВА (10%).
Входящая в состав ОАО «Колымаэнерго» Колымская ГЭС, установленная мощность которой составляет 900 МВт (5 гидроагрегатов по 180 МВт), производит до 93,5% электроэнергии Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы.
Единственным потребителем ОАО «Колымаэнерго» является ОАО «Магаданэнерго». Основными видами деятельности ОАО «Магаданэнерго» являются:
- производство электрической и тепловой энергии;
- передача электрической энергии потребителям;
- передача тепловой энергии по магистральным сетям;
- сбыт электрической и тепловой энергии.
Основными видами деятельности ОАО «Колымаэнерго» являются:
- производство электрической энергии;
- передача электрической энергии по сетям;
- строительство Усть-Среднеканской ГЭС;
- строительство электрических сетей.
Демонтаж генерирующего оборудования электростанций на период до 2015 года не предусматривается.
Установленная мощность генерирующих компаний Магаданской области
Наименование компании
Установленная мощность
Сети, км
Тепловые сети, км
по электрической энергии, МВт
по тепловой энергии, Гкал
ОАО «Магаданэнерго»
324
692
5542
70,9
ОАО «Колымаэнерго»
900
0
169,64
--
2.8. Состав существующих электростанций
В составе электростанций Магаданской области:
- Колымская ГЭС установленной мощностью 900 МВт, являющаяся филиалом ОАО «Колымаэнерго»;
- Аркагалинская ГРЭС установленной мощностью 224 МВт, входящая в состав ОАО «Магаданэнерго»;
- Магаданская ТЭЦ установленной мощностью 96 МВт, входящая в состав ОАО «Магаданэнерго».
Краткая характеристика оборудования Колымской ГЭС
Станционный номер
Тип гидро-турбины
Год выпуска
Год ввода в эксплуатацию
Изготовитель
Тип гидро-генератора
Год выпуска
Год ввода в эксплуатацию
Изготовитель
1
РО 868 М-В-410
1994
29.10.98
ЛМЗ
СВ 812/240-28 УХЛ4
1980
01.06.82
Сибэлектротяжмаш
2
ПЛД 45-2556-В-420
02.1981
25.10.82
ЛМЗ
СВ 812/240-28 УХЛ4
1980
25.10.82
Сибэлектротяжмаш
3
ПЛД 45-2556-В-420
05.1983
21.06.84
ЛМЗ
СВ 812/240-28 УХЛ4
1982
21.06.84
Сибэлектротяжмаш
4
ПЛД 45-2556-В-420
10.1984
26.09.88
ЛМЗ
СВ 812/240-28 УХЛ4
1984
26.09.88
Сибэлектротяжмаш
5
ПЛД 45-2556-В-420
10.1989
02.10.94
ЛМЗ
СВ 812/240-28 УХЛ4
1990
02.10.94
Сибэлектротяжмаш
Характеристика генераторов
Тип
СВ 812/240-28 УХЛ4
Номинальная мощность
212МВА/180 МВт
Коэффициент мощности
0,85
Частота вращения номинальная
214,3 об/мин
Напряжение
13800 В
Номинальный ток статора
8800 А
Частота вращения, об/мин - номинальная - угонная
214,3 450
Частота
50 Гц
Число фаз
3
Номинальное напряжение на роторе
187 В
Маховой момент GD2, тм2
13500
Допустимая осевая нагрузка на подпятник, тс
1560
индуктивные сопротивления, о.е.
Xd
X'd
X"d
1,18
0,32
0,20
Номинальный ток возбуждения
1800 А
Тип и класс изоляции
термореактивная, класс F
Число полюсов
28
Кратность форсирования по напряжению, о.е.
3,0
КПД в номинальном режиме, %
98,3
Диаметр ротора
7,2 м
Масса, т
930
Максимальная монтажная масса, т
440
Характеристика гидротурбин
Тип поворотно-лопастной турбины
ПЛД 45-2556-В-420
Номинальная мощность при расчетном напоре
184 МВт
Рабочие напоры турбины:
- максимальный
116м
- расчетный по мощности
108 м
- минимальный
94,6 м
- минимальный пусковой
40 м
Частота вращения номинальная
214,3 об/мин
Частота вращения разгонная
450 об/мин
Диаметр рабочего колеса
4,2 м
Расход при расчетном напоре и номинальной мощности
184 м3/сек
Максимальное осевое усилие, передаваемое на пяту при нормальной работе
1010 тс
Максимальное осевое усилие, передаваемое на пяту в момент пуска
510 тс
Максимальная допустимая высота отсасывания при Н=108 м
-21,5 м
Число лопастей рабочего колеса
9
Число лопаток направляющего аппарата
24
Диаметр расположения осей лопаток
5,67 м
Высота лопаток
1,05 м
Тип радиальноосевой турбины
РО 868 М-В-410
Номинальная мощность при расчетном напоре
184 МВт
Рабочие напоры турбины:
- максимальный
119м
- расчетный по мощности
108 м
- минимальный
91,5 м
Частота вращения номинальная
214,3 об/мин
Частота вращения разгонная
410 об/мин
Расход при расчетном напоре и номинальной мощности
188 м3/сек
Максимальное осевое усилие, передаваемое на пяту при нормальной работе
900 тс
Диаметр рабочего колеса
4,1 м
Число лопастей рабочего колеса
13
Число лопаток направляющего аппарата
24
Диаметр расположения осей лопаток
5,67 м
Высота лопаток
1,05 м
Состав и состояние парка турбинного оборудования
Магаданской ТЭЦ
Турбина
Станционный номер
Тип (марка) турбины
Завод-изготовитель
Дата ввода
Установленная электрическая мощность, МВт
Тепловая мощность, Гкал/ч
Парковый ресурс, час
Наработка с начала эксплуатации на конец года, час
Количество пусков с начала эксплуатации, шт.
Турбина пар.
6
ПТ-25-90-10М
КТЗ
01.11.04
25
70
270000
30204
38
Турбина пар.
7
ПТ-25-90-10М
КТЗ
31.12.74
25
70
270000
233544
179
Турбина пар.
8
ПТ-25-90-10М
КТЗ
09.11.00
25
70
270000
49652
58
Состав и состояние парка котельного оборудования Магаданской ТЭЦ
Котёл
Станционный номер
Тип (марка) котла
Параметры острого пара
Производительность, т/час
Год ввода
Завод-изготовитель
Наработка
с начала эксплуатации, час
Количество пусков
с начала эксплуатации, шт.
Давление, кгс/см2
Температура, 0С
Котёл паровой
1
БКЗ-50-39-Ф
40
440
65
1962
БКЗ
175743
239
Котёл паровой
2
БКЗ-50-39-Ф
40
440
65
1962
БКЗ
168882
230
Котёл паровой
3
БКЗ-50-39-Ф
40
440
65
1963
БКЗ
150982
203
Котёл паровой
4
БКЗ-50-39-Ф
40
440
65
1964
БКЗ
153548
183
Котёл паровой
5
БКЗ-160-100-Ф
100
540
160
1974
БКЗ
203115
218
Котёл паровой
6
БКЗ-220-100-Ф
100
540
220
1974
БКЗ
227981
168
Котёл паровой
7
БКЗ-220-100-Ф
100
540
220
1977
БКЗ
208091
164
Водогрейные котлы Магаданской ТЭЦ
Станционный номер
Тип (марка) котла
Параметры острого пара
Производительность, Гкал/час
Год ввода
Завод-изготовитель
Давление, кгс/см2
Температура, 0С
Пылеугольные водогрейные котлы
11
КВТК-100
24
150
100
1989
БКЗ
12
КВТК-100
24
150
100
2001
БКЗ
Электрокотлы
1
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
1999
ОАО Севэнеррем
2
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
1999
ОАО Севэнеррем
3
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
2000
ОАО Севэнеррем
4
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
2000
ОАО Севэнеррем
5
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
1999
ОАО Севэнеррем
6
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
1999
ЗСТЭМИ-2 Братск
7
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
2001
ОАО Севэнеррем
8
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
2001
ОАО Севэнеррем
Состав и состояние парка турбинного оборудования Аркагалинской ГРЭС
Станционный номер
Тип (марка) турбины
Завод-изготовитель
Дата ввода
Установленная мощность, МВт
Тепловая мощность, Гкал/час
Парковый ресурс норма, час (лет)
Наработка с начала эксплуатации на
конец года, час (лет)
Количество пусков с начала эксплуатации, шт.
2
К-35-29
ЛМЗ
00.01.55
35
18
270000
263570
269
5
АПТ-12-29
БМЗ
00.10.64
12
44
270000
272286
315
6
Р-12-90/31 М
КТЗ
00.12.74
12
89
270000
21631
82
7
К-55-90
ЛМЗ
00.12.74
55
0
270000
107367
126
8
К-55-90
ЛМЗ
00.12.74
55
0
270000
105127
185
9
К-55-90
ЛМЗ
00.12.74
55
0
270000
76385
179
Состав и состояние парка котельного оборудования Аркагалинской ГРЭС
Котел
Тип (марка) котла
Параметры острого пара
Производительность, т/ч
Год ввода
Завод-изготовитель
Наработка с начала эксплуатации, час
Количество пусков с начала эксплуатации
Давление, кгс/см2
Температура, 0С
3
ТП-150-1
34
420
150
1956
ТКЗ
271169
1130
4
ТП-38
34
420
150
1962
ТКЗ
187007
1087
5
БКЗ-220-100-4
100
540
220
1974
БКЗ
104577
191
6
БКЗ-220-100-4
100
540
220
1976
БКЗ
99130
195
7
БКЗ-220-100-4
100
540
220
1980
БКЗ
62682
201
8
БКЗ-220-100-4
100
540
220
1985
БКЗ
34661
182
2.9. Структура выработки электроэнергии по типам
электростанций и видам собственности
ОАО «Русгидро» – ОАО «Колымаэнерго» филиал Колымская ГЭС Колымская ГЭС
Выработка – 2032,5 млн. кВт. ч, в т.ч.:
- собственные нужды, потери – 60,8 млн. кВт. ч;
- отпуск с шин – 1971,7 млн. кВт. ч;
- сети ОАО «Магаданэнерго» – 1898,0 млн. кВт. ч;
- Колымские электрические сети – 100,9 млн. кВт. ч.
ОАО «РАО ЭС Востока» – ОАО «Магаданэнерго» филиалы Магаданская ТЭЦ Аркагалинская ГРЭС.
Выработка электроэнергии на территории ОАО «Магаданэнерго» в 2007 г. в 2011 г.
(млн.кВт. ч)
2.10. Характеристика балансов электрической энергии
и мощности за последние 5 лет
В 2011 году электростанциями области было выработано 2196 млн. кВт/ч, по сравнению с 2007 годом производство электроэнергии сократилось на 6%.
По данным разработанного Магаданстатом электробаланса за 2010 год электростанциями области было выработано 2245 млн. кВт/ч, по сравнению с 2005 годом производство электроэнергии сократилось на 3,8%, по сравнению с 2009 годом – выросло на 2,2%. В 2010 году потреблено 2111 млн. кВт. ч электроэнергии, что на 3% меньше 2005 года и на 2,4% больше 2009 года.
Основными потребителями электроэнергии в области являются организации добывающих, обрабатывающих производств, производства и распределения электроэнергии и воды – 58% от общего потребления электроэнергии. Организациями прочих видов деятельности потреблено 11%, населением – 9%. Остается невысокой доля энергопотребления предприятиями сельского хозяйства, строительства и предоставления прочих коммунальных, социальных и персональных услуг – 0,4% и по 0,6% соответственно.
Производством тепловой энергии, в отличие от электрической, занимаются не только предприятия «большой» энергетики, а также предприятии ЖКХ и других видов экономической деятельности, имеющие в своем составе котельные. В 2010 году в области произведено 2621 тыс. Гкал теплоэнергии, что на 12% меньше 2005 года (по сравнению с 2009 годом выработка снизилась на 0,9%).
На крупных электрических станциях произведено 42% всей теплоэнергии.
Фактическое электропотребление по региону представлено в таблице пункта 2.2.
Баланс электрической энергии и мощности Магаданской области
Показатель
Единица измерения
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
Установленная мощность
МВт
1238
1238
1179
1179
1347
тепловых электростанций
320
320
261
261
261
гидроэлектростанций
900
900
1068
1068
1210,5
дизельэлектростанций
18
18
18
18
18
Располагаемая мощность
МВт
1238
1238
1179
1179
1347
тепловых электростанций
320
320
261
261
261
гидроэлектростанций
900
900
1068
1068
1210,5
дизельэлектростанций
18
18
18
18
18
Рабочая мощность
МВт
1062,6
1072,6
1072,6
1092,6
1215,6
тепловых электростанций
150
160
160
180
230
гидроэлектростанций
900
900
973
973
1042,5
дизельэлектростанций
12,6
12,6
12,6
12,6
12,6
Собственное потребление мощности
МВт
16,5
17
17
18
21,23
тепловыми электростанциями
7,5
8
8
9
11,5
гидроэлектростанциями
9
9
9
9
9,73
Сальдо-переток мощности
МВт
359
340
326
324
430
Выработка электроэнергии - всего
млн. кВт. ч
2170
2169
2172
2180
2910
тепловыми электростанциями
137
138
137
137
143
гидроэлектростанциями
2032,5
1942,5
2017
1988
2712
дизельэлектростанциями
55
55
55
55
55
Расход электроэнергии на собственные нужды - всего:
млн. кВтч
83
82,9
82,44
82,16
83,2
- на производство электроэнергии
млн. кВтч
27
26,9
26,44
26,16
27,2
то же в % к выработке электроэнергии
%
19,7
19,5
19,3
19,1
19,0
- на производство теплоэнергии
млн. кВтч
56
56
56
56
56
- то же в кВт. ч/Гкал
кВт. ч/Гкал
47,4
47,4
47,4
47,4
47,4
Отпуск электроэнергии в сеть (сальдо-переток)
млн. кВтч
1258
1272
1292
1305
1906
в том числе:
а) на ОРЭМ
млн. кВтч
б) по прямым договорам
млн. кВтч
в) на региональный рынок
млн. кВтч
1258
1272
1292
1305
1906
Отпуск теплоэнергии
тыс. Гкал
3362
3368
3391
3414
3432
с коллекторов электростанций
1510
1516
1534
1551
1569
котельными
1852
1852
1857
1863
1863
Потери в тепловых сетях
тыс. Гкал
527
521
525
530
533
То же в % от отпуска тепла
%
15,6
15,5
15,5
15,5
15,5
Полезный отпуск теплоэнергии
тыс. Гкал
2841
2847
2866
2884
2899
с коллекторов электростанций
1231
1237
1251
1264
1279
котельными
1610
1610
1615
1620
1620
В период с 2007 по 2011 годы на территории, обслуживаемой ОАО «Магаданэнерго», наблюдалось незначительно снижение электропотребления примерно на 0,7% - 2,5% в год. В 2010-2011 годах наметилась тенденция прироста электропотребления на 4-6 % в год. Основные причины этого – увеличение полезного отпуска электроэнергии электрокотельным и рост нагрузки на строительстве Усть-Среднеканской ГЭС. В результате проводимых мероприятий по снижению потерь электроэнергии и совершенствованию систем коммерческого и технического учета электроэнергии наметилось снижение транспортного расхода электроэнергии на ее передачу с 20,49% в 2008 году до 18,35% в 2011 году.
Динамика электропотребления ОАО «Магаданэнерго» в 2007-2011 г.г.
Динамика ТЭП ОАО «Магаданэнерго» в 2007-2011 г.г.
Основным поставщиком электроэнергии является Колымская ГЭС, обеспечивающая более 93,5% потребности в электроэнергии на территории, обслуживаемой ОАО «Магаданэнерго».
Оборудование АрГРЭС находится на консервации. Для обеспечения горячего водоснабжения пос. Мяунджа и обогрева здания электростанции на АрГРЭС в зимнее время работает котлоагрегат среднего давления и один турбогенератор с нагрузкой 7-10 МВт. С мая по октябрь станция полностью остановлена. В целях обеспечения горячего водоснабжения потребителей пос. Мяунджа в этот период на АрГРЭС работают электрокотлы с нагрузкой от 3 МВт до 30 МВт.
Режим работы МТЭЦ диктуется необходимостью экономии твердого топлива и надежностью электроснабжения Магаданского энергоузла. Генераторы МТЭЦ в зимнее время несут нагрузку от 5 МВт до 30 МВт по тепловому графику. Для обеспечения горячего водоснабжения потребителей г. Магадана на МТЭЦ установлены электрокотлы, которые работают круглый год с нагрузкой до 45 МВт, используя приобретенную электроэнергию от КГЭС.
2.11. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет
Расчет показателей энерго- и электроэффективности Магаданской области за 2007-2011 годы произведен, исходя из следующих статистических фактических и прогнозируемых значений показателей:
Наименование показателя
ед. изм.
2007
2008
2009
2010
2011
Объем ВРП
млн. рублей
35314,4
42053,8
47895,9
58174,3
67906,7
Индекс дефлятор ВРП
%
114,3
112,8
115,2
116,4
114,8
Объем ВРП в ценах 2005 года
млн. рублей
27008,1
28512,7
28189,0
29414,4
29908,8
Объем производства электроэнергии
млн. кВт
2254,3
2232,6
2196,2
2245,1
2290,0
Объем потребления электроэнергии
млн. кВт
2124,9
2099,5
2060,5
2110,7
2152,9
Суммарное потребление электро-, теплоэнергии
тыс. тонн у.т.
132,4
259,7
263,2
265,8
268,5
Среднегодовая численность населения
тыс. человек
167,2
164,4
160,8
156,8
155,5
Ниже представлена динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет, где значение показателя энергоемкости рассчитано исходя из представленной Магаданстатом информации о суммарном потреблении электро- и теплоэнергии в Магаданской области по данным статистического наблюдения по форме №11-ТЭР. Следует иметь в ввиду, что представленные в таблице значения показателей энергоемкости ВРП за 2007-2011 годы несопоставимы со значениями за предшествующие годы, поскольку по информации Магаданстата отчет по форме №11-ТЭР до 2006 года включительно представляли предприятия-производители и предприятия-потребители энергоресурсов, а начиная с 2007 года – только предприятия-производители.
Основные показатели энерго- и электроэффективности Магаданской области за 2007-2011 годы
Наименование показателя
ед. изм.
2007
2008
2009
2010
2011
Энергоемкость ВРП*
кг у.т./ тыс. руб.
3,8
6,2
5,5
4,6***
4,0***
Электроемкость ВРП**
кВт. ч / тыс. руб.
63,8
59,9
59,6
58,4
58,6***
Потребление электроэнергии на душу населения
кВт. ч
12,71
12,77
12,81
13,46
13,85***
Электровооруженность труда промышленных организаций (без субъектов малого предпринимательства)
тыс. кВт. ч в расчете на одного рабочего
83,8
87,7
82,6
85,6
85,6***
* отношение суммарного потребления энергетических ресурсов в регионе к величине ВРП
** отношение произведенной в регионе электроэнергии в натуральном выражении к величине ВРП в сопоставимых ценах 2007 года
*** оценка
За период времени с 2007 года по 2011 год сложилась положительная динамика основных показателей энерго- и электроэффективности. Так, потребление электроэнергии на душу населения возросло на 9% и в 2011 году по оценке составило 13,85 кВт. ч., а электровооруженность труда промышленных организаций (без субъектов малого предпринимательства) увеличилась на 2,1% и в 2011 году по оценке составила 85,6 тыс. кВт. ч в расчете на одного рабочего. При этом энергоемкость ВРП увеличилась на 5,3% и в 2011 году оценивается на уровне 4 кг условных тонн на тыс. рублей, а электроемкость ВРП уменьшилась на 8,2% и в 2011 году оценивается на уровне 58,6 кВт. ч на тыс. рублей.
2.12. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним
Филиал ОАО «Колымаэнерго» Колымские электрические сети Состав электросетевого комплекса:
Класс напряжения
Количество линий
Собственник
Количество подстанций
Собственник
220 кВ
1
ОАО «Колымаэнерго»
1
ОАО «Колымаэнерго»
110 кВ
1
ОАО «Колымаэнерго»
1
ОАО «Колымаэнерго»
Протяженность ВЛ – 189 км, в т. ч.:
- 220 кВ – 8,9 км
- 110 кВ – 39 км.
Установленная мощность трансформаторов:
- 220 кВ – ПС 220/110/35/6 кВ «Электрокотельная» – АТДЦТН 220/110/6 кВ 63 МВА – 2 шт.;
- 110 кВ – ПС 220/110/35/6 кВ «Электрокотельная» – ТРНДЦН 110/6/6 кВ 63 МВА – 1 шт.;
- ПС 110/35/6 кВ «ГПП» – ТДТН 110/35/6 кВ 25 МВА – 1 шт.;
- ТДТН 110/35/6 кВ 16 МВА – 1 шт.
Реализация электроэнергии:
- промышленным потребителям – 152,4 млн. кВт. ч.;
- населению – 4,5 млн. кВт. ч.
Центральный энергоузел
В электрических сетях Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы действует система напряжений 220/110/154/35 кВ.
Протяженность ВЛ, количество и установленная мощность трансформаторов и автотрансформаторов на понизительных ПС 110-220 кВ ЦЭУ энергосистемы на 01января 2012 г.
Напряжение, кВ
Протяженность ВЛ, км
Кол-во трансформаторов
Мощность ПС, МВА
всего
%
всего
%
220
1635
48
17
1057
52
154
177
5
2
180
9
110
1576,3
47
45
798,3
39
Всего
3388,3
100
84
2039,5
100
Системообразующая сеть ЦЭУ энергосистемы сформирована на напряжении 220 кВ, распределительная – на напряжении 110-35кВ.
Сети 220 кВ представлены протяженными ВЛ, по которым выдается мощность самого крупного энергоисточника ЦЭУ – Колымской ГЭС (и частично Аркагалинской ГРЭС).
Связь КГЭС с южной частью ЭУ, где сосредоточено до 40% нагрузки, обеспечивается до ПС Усть-Омчуг по двухцепной ВЛ (161,8 км), а далее от ПС Усть-Омчуг до ПС Центральная (Магадан) – по одноцепной-ВЛ (245,2 км). Последний участок этой ВЛ Палатка-Центральная введен в 1998 г., пусковой комплекс ПС 220 кВ Центральная – в октябре 1999 г.
Сети 154 кВ (ВЛ протяженностью 177,4 км и два AT 154/110 кВ мощностью по 90 МВА каждый) были созданы в 1968 г. на базе сетей 110 кВ для повышения пропускной способности передачи на участке Усть-Омчуг – Палатка. Сегодня ВЛ 154 кВ Усть-Омчуг – Палатка выполняет те же функции.
Сети 110 кВ в восточной и центральной частях ЦЭУ развиты слабо и представлены в основном радиальными протяженными ВЛ. Большее развитие получили сети 110 кВ в южной и западной частях энергоузла. Одноцепная ВЛ 110 кВ протянулась вдоль западной границы области от самой северной точки энергоузла (ПС Юбилейный) до южной (МТЭЦ) на расстояние порядка 950 км.
Питание потребителей Индигирского района Республики САХА (Якутия) обеспечивается на напряжении 110 кВ по двум одноцепным ВЛ АГРЭС - Нера-Новая (262 км), одна из которых выполнена в габаритах 220 кВ.
Перечень подстанций ОАО «Магаданэнерго» 110 кВ и выше
№ п/п
Филиал
Наименование подстанции
Класс напряжения, кВ
Кол-во силовых трансформаторов
Установленная мощность силовых трансформаторов, кВА
Кол-во отходящих линий
Год завершения строительства
ВН
СН
НН
1
Западные электрические сети
Артык
110/6
2
8 800
3
5
1965
2
Западные электрические сети
Победа
110/35/6
2
20 000
1
1
5
1972
3
Западные электрические сети
Балаганах
110/35/6
2
7500
3
2
1
1972
4
Западные электрические сети
Нера - Новая
110/35/6
2
75 000
2
3
13
1978
5
Западные электрические сети
Юбилейный
110/35/6
2
32 000
1
2
5
1989
6
Южные электрические сети
Центральная
220/110/35/10
4
238 000
1
6
5
1999
7
Южные электрические сети
Палатка
220/150/110/35/6
4
185 000
2
2
4
1969
8
Южные электрические сети
Сокол
110/35/10
2
32 000
2
2
18
1987
9
Южные электрические сети
Армань
110/35/10
2
20 000
1
1
8
1967
10
Южные электрические сети
Юго-Восточная
110/35/10
2
80 000
1
4
18
1976
11
Южные электрические сети
Ольская
110/35/10/6
2
22 500
1
2
10
1986
12
Восточные электрические сети
Ягодное
220/110/6/35
4
136 300
3
3
9
1979
13
Восточные электрические сети
Оротукан
220/110/35/6
4
158 000
2
1
6
1982
14
Восточные электрические сети
Синегорье
220/110/10/35
4
176 000
2
2
6
1979
15
Восточные электрические сети
Омсукчан
220/110/35/6
4
176 000
1
1
7
1980
16
Восточные электрические сети
Спорное
110/35/6
2
32 000
2
2
-
1962
17
Восточные электрические сети
Утиная
110/35/6
1
6 300
2
4
1956
18
Восточные электрические сети
Таскан
110/35/6
2
20 000
3
1
-
1940
19
Восточные электрические сети
Сеймчан
110/35/6
2
32 000
1
2
6
1984
20
Восточные электрические сети
Берзина
110/35/6
2
32 000
2
2
4
1962
21
Восточные электрические сети
Бурхала
110/35/6
2
12 600
2
1
3
1956
22
Восточные электрические сети
Кривбасс
110/6
1
5 600
1
2
1
23
Восточные электрические сети
Дукат
110/35/6
2
20 000
1
4
5
1988
24
Центральные электрические сети
Берелех
220/110/35/6
4
158 000
5
3
10
1956
25
Центральные электрические сети
Усть-Омчуг
220/110/35/6
5
236 000
5
2
11
1988
26
Центральные электрические сети
Нововетренный
220/35/6
2
50 000
2
1
2
1988
27
Центральные электрические сети
Еврашкалах
110/35/6
1
7 500
2
2
3
1956
28
Центральные электрические сети
Кедровый
110/35/6
2
32 000
3
2
12
1947
29
Центральные электрические сети
Кулу
110/35/6
1
6 300
1
2
3
1967
30
Центральные электрические сети
Мальдяк
110/35/6
2
14 000
1
2
6
1947
31
Центральные электрические сети
Омчак
110/35/6
2
20 000
2
3
8
1952
32
Центральные электрические сети
Транспортный
110/35/6
2
20 000
2
2
11
1978
33
Центральные электрические сети
Ударник
110/35/6
1
16 000
1
2
6
1967
34
Центральные электрические сети
Фролыч
110/35/6
2
32 000
3
3
6
1950
35
Центральные электрические сети
Широкий
110/35/6
1
16 000
1
2
8
1966
36
Центральные электрические сети
Нелькоба
110/35
1
6 300
1
2
1981
37
Центральные электрические сети
Таежная
110/35
1
16 000
2
3
1964
Перечень ВЛ напряжением 110 кВ и выше, находящихся на балансе ОАО «Магаданэнерго»
Наименование (начало/окончание ЛЭП)
Диспетчерское наименование
Номинальное напряжения, кВ
Протяженность, км
Год ввода в эксплуатацию
Нормативный (проектный) срок службы, лет.
Фактический срок службы, лет
Год последнего капитального ремонта (накопительным итогом всех участков)
Год реконструкции, модернизации или перемаркировки ЛЭП
филиал «Центральные электрические сети»
Усть-Омчуг-КГЭС 1
ВЛ-220 "Усть-Омчуг-КГЭС 1"
220
104,2
1982
50
29
1999
Усть-Омчуг-КГЭС 2
ВЛ-220 "Усть-Омчуг-КГЭС 2"
220
104,2
1982
50
29
1999
АрГРЭС-Усть-Нера
ВЛ-220 "АрГРЭС-Усть-Нера"
220
105,0
1982
50
29
2000
АрГРЭС-Берелех
ВЛ-220 "АрГРЭС-Берелёх"
220
61,2
1976
50
35
2002
Берелех-Ягодное
ВЛ-220 "Берелёх-Ягодное"
220
97,0
1976
50
35
2001
АрГРЭС-Берелех
ВЛ-110 "АрГРЭС-Берелёх"
110
61,3
1956
25
55
2009
Омчак-Усть-Омчуг
ВЛ-110 "Омчак-Усть-Омчуг"
110
122,7
1966
25
45
2008
1976 модернизация
Кедровый-Омчак
ВЛ-110 "Кедровый-Омчак"
110
187,7
1952
25
59
1990
АрГРЭС-Кедровый
ВЛ-110 "АрГРЭС-Кедровый"
110
12,0
1953
25
58
2009
1983 модернизация
Кедровый-Фролыч
ВЛ-110 "Кедровый-Фролыч"
110
35,5
1940
25
71
2008
1980 модернизация
Еврашкалах-Бурхала
ВЛ-110 "Еврашкалах-Бурхала"
110
44,5
1950
25
61
2004
Отп. Мальдяк
ВЛ-110 "Отп. Мальдяк"
110
8,7
1972
25
39
2002
Берелех-Еврашкалах
ВЛ-110 "Берелёх-Еврашкалах"
110
23,2
1950
25
61
1999
Берелех-Ударник
ВЛ-110 "Берелёх-Ударник"
110
52,7
1967
25
44
2010
1976 модернизация
филиал «Южные электрические сети»
Палатка-Усть-Омчуг
ВЛ-220 "Палатка-Усть-Омчуг"
220
175,2
1994
50
17
2010
Центральная-Палатка
ВЛ-220 "Центральная-Палатка"
220
70,0
1998
50
13
Палатка-Усть-Омчуг
ВЛ-154 "Палатка-Усть-Омчуг"
154
177,4
1967
25
44
2004
1976 модернизация
Сокол-Палатка
ВЛ-110 "Сокол-Палатка"
110
33,0
1965
25
46
1975
2005 реконструкция
МТЭЦ-МЦ
ВЛ-110 "МТЭЦ-МЦ"
110
0,4
1990
50
21
Центральная-Сокол
ВЛ-110 "Центральная-Сокол"
110
50,1
1963
25
48
1983
2007 реконструкция
МТЭЦ-Армань
ВЛ-110 "МТЭЦ-Армань"
110
47,6
1967
25
44
1984
2010 реконструкция
Центральная-МЦ
ВЛ-110 "Центральная-МЦ"
110
3,5
2004
50
7
МТЭЦ-Центральная
ВЛ-110 "МТЭЦ-Центральная"
110
4,0
002
50
9
Центральная-Юговосточная 1
ВЛ-110 "Центральная-Юговосточная 1"
110
7,8
1975
50
36
2000
Центральная-Ольская
ВЛ-110 "Центральная-Ольская"
110
30,3
1985
50
26
2010
филиал «Восточные электрические сети»
КГЭС - Ягодное 1
ВЛ-220 "КГЭС - Ягодное 1"
220
96,4
1979
50
32
2001
2007 реконструкция
КГЭС - Ягодное 2
ВЛ-220 "КГЭС - Ягодное 2"
220
96,4
1979
50
32
2001
2007 реконструкция
Отп. на ПС "Синегорье" 1
ВЛ-220 "Отп. на ПС "Синегорье" 1"
220
2,8
1979
50
32
2001
Отп. на ПС "Синегорье"2
ВЛ-220 "Отп. на ПС "Синегорье"2"
220
2,8
1979
50
32
2001
КГЭС-Оротукан
ВЛ-220 "КГЭС-Оротукан"
220
93,0
1980
50
31
1998
2010 реконструкция
КГЭС-Усть-Омчуг 1
ВЛ-220 "КГЭС-Усть-Омчуг 1"
220
57,6
1988
50
23
1995
КГЭС-Усть-Омчуг 2
ВЛ-220 "КГЭС-Усть-Омчуг 2"
220
57,6
1988
50
23
1995
Оротукан-Омсукчан
Вл-220 "Оротукан-Омсукчан"
220
325,4
1979
50
32
1991
2009 реконструкция
Ягодное-Бурхала
ВЛ-110 "Ягодное-Бурхала"
110
34,6
1949
25
62
1994
1979 модернизация
Ягодное-Берзина
ВЛ-110 "Ягодное-Берзина"
110
33,0
1946
25
65
2002
1986 модернизация
Спорное-Утиная
ВЛ-110 "Спорное-Утиная"
110
19,6
1938
25
73
2003
1988 модернизация
Синегорье-Спорное
ВЛ-110 "Синегорье-Спорное"
110
55,7
1971
25
40
1985
2008 реконструкци
Таскан-Утиная
ВЛ-110 "Таскан-Утиная"
110
47,0
1944
25
67
2004
1984 модернизация
Таскан-Берзина
ВЛ-110 "Таскан-Берзина
110
44,0
1941
25
70
2002
1982 модернизация
Таскан-Сеймчан
ВЛ-110 "Таскан-Сеймчан"
110
99,3
1942
25
69
2010
Сеймчан-ГПП
ВЛ-110 "Сеймчан-ГПП"
110
70,3
1982
25
29
1998
Омсукчан-Дукат
ВЛ-110 "Омсукчан-Дукат"
110
30,0
1983
50
28
1995
филиал «Западные электрические сети»
АрГРЭС-Нера
ВЛ-110"АрГРЭС-Нера"
110
187
1989
50
23
Отпайки от ВЛ 220 кВ «АрГРЭС-Нера», в том числе:
110
8,7
1989
Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Артыка"
Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Артыка"
110
3,7
1989
25
22
2000
Отпайка ВЛ-110 кВ к П/П "Победа"
Отпайка ВЛ-110 кВ к П/П "Победа"
110
2,5
1989
50
23
Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Балаганнах"
Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Балаганнах"
110
2,5
1989
50
22
АрГРЭС-Артык (оп.603-1036)
ВЛ-110"АрГРЭС-Артык"
110
75,4
1958
25
53
2003
2010 реконструкция
Артык-Нера, в том числе:
ВЛ-110 "Артык-Нера"
110
132,64
1958
25
53
1985
Отпайка "Победа"
ВЛ-110 "Отпайка "Победа"
110
17,6
1958
25
53
1985
Отпайка "Балаганнах"
ВЛ-110 "Отпайка "Балаганнах"
110
1,2
1986
50
25
Балаганнах-Юбилейный
ВЛ-110 "Балаганнах-Юбилейный"
110
95,0
1989
25
22
2010
2.13. Основные внешние электрические связи энергосистемы
Магаданской области
Магаданская энергосистема является автономной и не имеет внешних связей с субъектами Российской Федерации, за исключением Оймяконского улуса Республики Саха (Якутия).
2.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Магаданской области в последнем году
№ п/п
Показатели
Ед. изм.
Факт
Факт
Факт
Факт
Факт
2007
2008
2009
2010
2011
1
Выработка электрической энергии – всего
млн. кВт.ч
133,441
124,967
140,187
137,43
142,6
в том числе:
1.1
АО-энерго – всего, в том числе:
млн. кВт.ч
133,441
124,967
140,187
137,43
142,6
1.1.1
ГЭС
млн. кВт.ч
1.1.2
ГРЭС
млн. кВт.ч
38,799
31,297
36,771
36,4
34,5
1.1.3
ТЭЦ
млн. кВт.ч
94,642
93,67
103,416
102,9
108,1
1.2
другие производители
млн. кВт.ч
2
Покупка электроэнергии – всего
млн. кВт.ч
1849,425
1854,557
1787,674
1840,11
1898
в том числе:
2.1
с ОРЭМ, в т.ч.
млн. кВт.ч
2.1.1
по долгосрочным регулируемым договорам
млн. кВт.ч
2.2
с розничного рынка (КГЭС)
млн. кВт.ч
1849,425
1854,557
1787,674
1840,11
1898
2.3
по импорту (приграничная торговля)
млн. кВт.ч
3
Потребление электрической энергии (брутто) АО-энерго * - всего
млн. кВт.ч
1982,866
1979,524
1927,861
1977,6
2040,6
в том числе:
3.1
отпуск электроэнергии собственным потребителям, в т.ч.
млн. кВт.ч
1189,599
1179,133
1136,971
1206,4
1260,1
3.1.1
по долгосрочным регулируемым договорам
млн. кВт.ч
3.2
потери в электричеких сетях АО-энерго
млн. кВт.ч
362,092
389,195
374,586
349,4
360,4
3.3
потери в электрических сетях
млн. кВт.ч
3.4
потребление потребителей, имеющих генерирующие мощности
млн. кВт.ч
349,8
331,2
338,6
343,8
343,3
4
Продажа электроэнергии – всего
млн. кВт.ч
в том числе:
4.1
на ОРЭМ избыточными АО-энерго
млн. кВт.ч
4.2
на розничном рынке
млн. кВт.ч
4.3
на экспорт (приграничная торговля)
млн. кВт.ч
5
Отпуск теплоэнергии с коллекторов - всего
тыс. Гкал
1326,298
1348,211
1349,117
в том числе:
5.1
котельными и электробойлерными
тыс. Гкал
225,817
209,982
217,612
6
Потребность в топливе
6.1
условное топливо
тыс. т.у.т
248,057
245,476
246,703
6.2
натуральное топливо
6.2.1
уголь
тыс.т
324,172
319,201
323,925
6.2.2
мазут
тыс.т
0,429
0,260
0,333
6.2.3
газ
млн. куб.м.
6.2.4
другое
тыс.т
2.15. Единый топливно-энергетический баланс Магаданской области (ЕТЭБ) за предшествующие 5 лет (тыс. тонн)
Наименование электростанции
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011
2012 (ожид.)
Приход
Расход
Приход
Расход
Приход
Расход
Приход
Расход
Приход
Расход
Приход
Расход
ОАО "Магаданэнерго"
УГОЛЬ
362,4
337,4
330,8
348,9
343,8
325,5
312,9
320,3
316,7
322,1
339,8
336,3
МАЗУТ
0,2
0,3
0,5
0,3
0,3
0,4
0,4
0,2
0,3
0,3
0,4
0,2
Магаданская ТЭЦ
Кузнецкий уголь
275,2
258,2
261,2
264
266,5
253,9
243,6
259,4
251,6
261,0
258,3
252,4
Ургальский уголь
22,5
22,5
Уголь, всего по МТЭЦ
275,2
258,2
261,2
264
266,5
253,9
243,6
259,4
251,6
261,0
280,8
274,9
Мазут
0,186
0,306
0,475
0,278
0,305
0,416
0,378
0,234
0,318
0,293
0,43
0,215
Аркагалинская ГРЭС
Аркагалинский уголь
87,2
79,2
69,6
84,9
77,3
71,6
69,3
60,9
65,1
61,1
59,0
61,4
Реализация электроэнергии ОАО «Колымаэнерго» по группам потребителей в 2007-2012 годах
(тыс.кВт)
№ п/п
2007
2008
2009
2010
2011
2012 (ожидаемое)
1
Промпотребление
56549,1
69690,2
63350,7
44752,0
62342,9
51620,0
в т.ч. с/подрядчики
2321,8
1662,5
1821,9
638,6
852,6
616,0
2
Бюджет
2073,4
2030,2
2358,5
2357,4
2447,3
2321,0
3
Коммерческие
2642,0
2678,2
3038,6
3478,4
3936,1
3341,0
в.т.ч.связь
296,4
279,3
75,4
109,2
75,40
76,0
4
Население
4564,6
4562,3
4258,5
4677,6
4561,7
4667,0
5
СМПП ЖКХ и Э
103213,7
89367,5
85226,2
74417
74029,1
72361,0
Итого:
169042,7
168328,4
158232,5
129682,4
147317,1
134310,0
3. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ
Несмотря на избыточность по установленной мощности станций ОАО «Колымаэнерго» и ОАО «Магаданэнерго» в ЦЭУ, выработка электроэнергии ограничена:
- объемом водохранилища Колымской ГЭС,
- наличием на складах дальнепривозного топлива,
- высокими транспортными затратами на доставку местных углей,
- наличием морально устаревшего и физически изношенного оборудования тепловых станций.
Проблемными вопросами для ОАО «Колымаэнерго» остаются:
- отсутствие источника финансирования сетевого строительства под программу освоения перспективных месторождений области, а также для повышения надежности электроснабжения отдаленных и крупных потребителей;
- отсутствие сетевой инфраструктуры и слабая надежность энергоснабжения потребителей по сетям не позволяют эффективно использовать существующий потенциал гидравлической станции на нужды ЖКХ, в т.ч. на электроотопление.
Сформировавшаяся на сегодня схема электрических сетей 110 кВ и выше ЦЭУ, хотя и улучшена вводом ВЛ 220 кВ до г. Магадана, но не позволяет в полной мере обеспечить надежное электроснабжение потребителей по следующим причинам.
Ненадежна связь южной части ЦЭУ с северной, где находится крупнейший энергоисточник ЦЭУ - КГЭС, обеспечивающий более 90% потребности энергоузла в электроэнергии. Аварийные отключения двух ВЛ (или аварийное отключение одной и ремонтное другой) на участках КГЭС - Усть-Омчуг и Усть-Омчуг – Палатка могут повлечь за собой ограничения нагрузки ЭУ до 22-30% .
Электрические сети энергосистемы напряжением 110 кВ – 220 кВ в основном выполнены в «одноцепном» исполнении, практически без «закольцованных» участков, что значительно уменьшает энергобезопасность региона. Большая протяженность ВЛ (5111,4 км по трассе) приводит к большим объемам работ по обслуживанию сетей и к большим потерям в сетях.
Степень износа производственных фондов на 01.01.2012г приведена в таблицах.
Характеристика трансформаторных подстанций напряжением 6(10)-220 кВ.
ОАО «Магаданэнерго»
6(10) кВ
35 кВ
110 кВ
220 кВ
Всего
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2011
на 01.01.2012
Итого
Мощность, тыс. кВА
95,2
447,5
613,8
1513,3
2700,2
2669,8
Количество, шт
167
87
27
9
295
290
% износа
фактический
86,4
72,1
62,1
62,4
66,2
66,3
бухгалтерский
103,3
80,0
75,3
69,5
70,7
71,2
Примечание: фактический износ – технический износ по результатам проведённых обследований оборудования подстанций.
Характеристика электрических сетей напряжением 0,4-220 кВ (в одноцепном исчислении)
ОАО «Магаданэнерго»
0.4 - 6(10) кВ
35 кВ
110 кВ
220 кВ
Всего
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2011
на 01.01.2012
Итого
км.
331,6
1684,6
1753,2
1635,0
5468,4
5404,4
% износа факт.
65,0
62,8
47,5
39,8
50,4
53,8
бух.
61,5
77,4
69,7
52,2
62,7
65,2
Примечание: фактический износ – технический износ по результатам проведённых обходов ВЛ.
Около 50% ВЛ и ПС имеют срок службы более 25 лет. На ВЛ наблюдаются выпучивание и частичное разрушение фундаментов, загнивание отдельных элементов деревянных опор выше нормы. Часть ВЛ находится в неудовлетворительном состоянии.
Наибольшей степени разрушения подверглись свайные фундаменты ВЛ 220 кВ Оротукан – Омсукчан, реконструкция которых выполнена в период 2005-2009 годов.
Требуется выполнение ремонтных работ на отдельных участках ВЛ 220 кВ Палатка – Центральная, которая из-за топливного кризиса строилась ускоренными темпами и вынужденно введена в строй со значительными недоделками.
Состояние электрооборудования подстанций в основном удовлетворительное, но остается ряд проблем, которые снижают надежность их функционирования и требуют скорейшего решения. Подвержены разрушению в связи с мерзлотным выпучиванием свайные фундаменты практически всех ПС 220 кВ ЦЭУ, кроме ПС 220 кВ Усть-Омчуг, которая выполнена на поверхностных фундаментах. В наиболее неудовлетворительном состоянии находятся фундаменты ПС 220 кВ Ягодное, реконструкцию которых ОАО «Магаданэнерго» проводит в настоящее время.
Схемы присоединения ряда подстанций к сетям энергоузла не соответствуют требованиям по обеспечению надежного и качественного электроснабжения потребителей:
- двухтрансформаторная ПС 110 кВ Армань присоединена к сетям энергосистемы одноцепной тупиковой ВЛ 110 кВ (47,6 км) и также не имеет резервного питания по сетям 35 кВ;
- пять подстанций (ПС 220 кВ Ягодное, ПС 110 кВ Юго-Восточная, Таскан, Кедровый, Балаганах) имеют схемы ОРУ 220 и 110 кВ, в которых при трех - четырех присоединениях отсутствуют секционные выключателем, а при пяти присоединениях отсутствует обходная система шин с выключателями.
В условиях большой выработки нормативного ресурса установленного высоковольтного оборудования подстанций 35-220 кВ и ограничения финансовых средств филиалы ОАО «Магаданэнерго» вынуждены переходить от регламентных ремонтно-профилактических работ к их ремонту по фактическому состоянию и результатам технического освидетельствования основного электрооборудования.
Согласно требованиям пункта 5.7.18 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных Приказом Минэнерго Российской Федерации от 19 июня 2003 г. № 229, и пункта 5.2.5 Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. СО 34.04.181-2003, утвержденных РАО «ЕЭС России» 25 декабря 2003 г., сроки проведения капитального ремонта каждой ВЛ на металлических опорах составляют – не реже 1 раза в 12 лет, а для ВЛ на деревянных опорах – не реже 1 раза в 6 лет.
Таким образом, для выполнения вышеуказанных требований необходимо, чтобы суммарная протяженность ремонтируемых участков ВЛ в год составляла не менее 500-600 км при общей протяженности ВЛ 0,4-220 кВ ОАО «Магаданэнерго» (по трассе) – 5111,4км (на 01 января 2012 г.). В настоящее время годовой объём капитального ремонта ВЛ составляет 300 км, следовательно, ежегодное отставание от норматива составляет 40-50%.
Степень износа основного оборудования Аркагалинской ГРЭС и Магаданской ТЭЦ составляет свыше 65%. Для обеспечения нормальной работы станции на долгосрочную перспективу с покрытием перспективных тепловых и электрических нагрузок энергосистемы на станциях необходимо выполнить следующие ключевые мероприятия;
- Магаданская ТЭЦ: реконструкция КТЦ (замена пылепитателей), реконструкция тракта топливоподачи, внедрение системы ПКВд, замена теплообменников на пластинчатые, реконструкция химводоочистки с установкой обратного осмоса мембранного типа, реконструкция ОРУ со строительством обходной системы шин 110 кВ, заменой трансформаторов и выключателей.
- Аркагалинская: ГРЭС реконструкция тракта топливоподачи, реконструкция оборудования котельного цеха, реконструкция оборудования турбинного цеха, реконструкция ГТС с очисткой водохранилища, реконструкция химводоочистки с установкой обратного осмоса мембранного типа, реконструкция электрооборудования ОРУ-110,220 кВ.
Выполнение вышеперечисленных ключевых мероприятий позволит повысить эффективность, экономичность и надёжность работы станций, обеспечить стабильность электроснабжения золотодобывающих предприятий Яно-Колымской золоторудной провинции, повысить степень энергобезопасности Магаданской области на долгосрочную перспективу.
4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ
Основные направления развития электроэнергетики Магаданской области определены исходя из следующих основных критериев: самодостаточность региона, высокая надежность энергосистемы, что решается в результате комплексного подхода к объектам генерации и сетям, требующим революционного обновления и строительства новых источников и магистральных сетей.
Для обеспечения надежного электро- и теплоснабжения потребителей и недопущения инфраструктурных ограничений экономического роста требуется:
1. Опережающее развитие электроэнергетики по сравнению с общим уровнем промышленного и гражданского строительства.
2. Опережающее развитие сетевой инфраструктуры по сравнению с развитием генерации для устранения сетевых ограничений и повышения эффективности использования существующих генерирующих мощностей, с учетом принципа разумной избыточности и приоритета надежности энергоснабжения потребителей.
3. Предложение электроэнергии потребителям по доступным ценам, конкурентным с ценами на электроэнергию в основных развитых странах. При этом цены на электроэнергию должны обеспечивать потребности электроэнергетики в текущем функционировании и в инвестиционном развитии (обеспечить окупаемость инвестиций) и создавать стимулы для энергосбережения у потребителей.
4. Обеспечение надежности электроснабжения потребителей за счёт ликвидации имеющегося дефицита сетевых мощностей.
4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Магаданской области
На период до 2016 года
Цели и задачи развития электроэнергетического комплекса Магаданской области определены в рамках Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года, утвержденной Законом Магаданской области от 11 марта 2010 г. № 1241-ОЗ. К их числу в прогнозируемый период до 2015 года относятся следующие.
1. Реализация федеральной целевой программы «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года», утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 1996 г. № 480, в части строительства и ввода в эксплуатацию включённых в программу объектов энергетики.
2. Опережающее развитие электросетевой инфраструктуры Яно-Колымской горнорудной провинции по сравнению с остальными промышленными объектами для обеспечения надежного электроснабжения потребителей и недопущения инфраструктурных ограничений экономического роста.
Основные мероприятия период до 2025 года в сфере развития электроэнергетики, по внедрению инноваций в энергетику, формированию условий диверсификации и технологической модернизации энергетики на намечены в рамках Плана мероприятий администрации Магаданской области по реализации "Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года" (далее – План реализации Стратегии), утвержденного постановлением администрации Магаданской области от 10 июня 2011 г. N 400-па. В период до 2015 года администрацией Магаданской области планируется реализация следующих мероприятий (разделы 2 и 8.3 Плана реализации Стратегии):
- содействие строительству ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Дукат» с подстанцией 220 кВ «Дукат»; ВЛ 220 кВ «Оротукан – Магадан» с подстанциями 220 кВ «Оротукан», «Магадан», «Центральная»; ВЛ 110 кВ «Центральная – Сокол – Палатка»;
- модернизация котельных с переводом их с жидкого топлива на местные угли, строительство котельных на твердом топливе в муниципальных образованиях пос. Дукат, пос. Армань, пос. Талая, пос. Стекольный;
- создание областного учреждения либо казенного предприятия «Фонд капитального ремонта многоквартирных домов Магаданской области» (до 2013 года).
- внедрение ветродизельных комплексов для бесперебойного энергоснабжения изолированных объектов;
- внедрения энергосберегающих тепловых комплексов электрокотлы и тепловые насосы (до 2013 года).
Природно-ресурсный фактор и, прежде всего, его минерально-сырьевая составляющая является важнейшим фактором, определяющим особенности программных решений по развитию отдельных территорий Магаданской области и экономики региона в целом. При этом дальнейшее развитие добычи полезных ископаемых в регионе зависит от наличия внешнего электроснабжения горнорудных предприятий области.
Наиболее значимый промыщленный проект на территории Магаданской области – освоение Наталкинского месторождения ОАО «Рудник им. Матросова» с поэтапным вводом в 2013-2017-2023г.г., мощностью 45,8-117,3-245 мВт соответственно.
Технические условия на внешнее электроснабжение перспективных нагрузок ОАО «Рудник им. Матросова» выданы 21 мая 2010 года и разделены на две очереди, учитывающие три этапа развития рудника в соответствии с заявленной мощностью:
- первая очередь предусматривает с 2013 года подключение рудника с нагрузкой до 45,8 МВт по третьей категории надежности путём врезки в существующую ВЛ 110 кВ «Усть-Омчуг – Омчак» со строительством ПС 110 кВ «Технологическая»;
- вторая очередь к 2017 году при увеличении нагрузки рудника до 117,3 мВт по II категории надёжности предусматривает: строительство двухцепной ВЛ 220 кВ «Усть-Омчуг – Омчак», протяженностью 2х135 км, ПС 220 кВ «Омчак Новая» трансформаторной мощностью 2х125 МВА, и реконструкцией ПС220 кВ «Усть- Омчуг» с расширением на 2 линейные ячейки, строительство двухцепной ВЛ 220 кВ «Берелёх Омчак» протяженностью 2х164 км, реконструкцию ПС 220 кВ «Берелёх» «Ягодное», строительство ВЛ 220 кВ «Ягодное – Берелёх» и расширение ПС 220 кВ «Омчак новая» к 2023 году с увеличением трансформаторной мощности на 125 МВА.
Ввод в действие этих объектов энергетической инфраструктуры позволит:
- обеспечить вторую категорию надёжности и третий этап нагрузок Наталкинского ГОКа с нагрузкой 245 МВт;
- решить вопрос с обеспечением электрической энергией наряду с рудником им. Матросова всех горнопромышленных потребителей Тенькинского района Магаданской области, в частности, рудники «Павлик», «Родионовское», «Дегдеканское»;
- создать устойчивую электросетевую инфрастуктуру для развития Тенькинского кластера Яно-Колымской золоторудной провинции.
Основными потребителями электроэнергии, вырабатываемой Усть-Среднеканской ГЭС, станут горнодобывающие и перерабатывающие предприятия на месторождениях Тенькинского, Омсукчанского и Среднеканского районов.
Потенциально крупным потребителем электроэнергии является жилищно-коммунальное хозяйство. В настоящее время отрасль является дотационной, низкорентабельной, но при реализации определенного набора политических, технических, организационно-правовых мероприятий может стать экономически привлекательной.
Для обеспечения покрытия спроса на электроэнергию и мощность в прогнозируемый период необходимо также реконструировать действующую Магаданскую ТЭЦ и Аркагалинскую ГРЭС (находится в резерве). По условиям баланса электроэнергии станции будут нести значительную нагрузку с годовой выработкой энергии в 375 и 861 млн. кВт/ч соответственно.
Для освоения месторождений Шаманихо-Столбовского рудно-россыпного района и Орекской металлогенической зоны требуется строительство ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Ороек» с ПС 220 кВ «Ороек» и распределительных сетей 110 кВ до месторождения «Глухариное».
Для освоения Ланковского и Мелководненского месторождений бурых углей требуется строительство двух линий напряженностью 110 кВ «Магадан – Ланковское» и «Магадан – Ола – Мелководненское».
Реализация запланированных мероприятий по развитию энергетической инфраструктуры в долгосрочной перспективе позволит:
- повысить надежность энергоснабжения региона (строительство ЛЭП ВЛ 220 кВ «Оротукан – Палатка – Центральная»);
- повысить эффективность производства (реализация программы мероприятий по сокращению потерь в электросетях ОАО «Магаданэнерго» и распределительных тепловых сетях МУП «Магадантеплосеть»);
- увеличить объем товарной продукции и прибыльности энергокомпаний;
- создать условия для экономического роста Магаданской области.
Рост конкурентоспособности экономики региона возможен только в условиях интенсивного энергосбережения. Для этого планируется проведение мероприятий, направленных на снижение потерь в процессе производства и доставки энергоресурсов потребителям, а также потребления энергетических ресурсов:
- модернизация объектов коммунальной инфраструктуры (котельных и инженерных сетей) муниципальных образований области, осуществляемых в рамках реализации Подпрограммы «Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры на 2009-2012 годы» областной целевой программы «Доступное и комфортное жилье – жителям Магаданской области», утвержденной постановлением администрации Магаданской области от 23 апреля 2009 г. № 180-па;
- реконструкция Магаданской ТЭЦ и Аркагалинской ГЭС в рамках Стратегии развития электроэнергетики Дальневосточного федерального округа до 2020 года.
Ключевым проектом развития области является строительство Усть-Среднеканской ГЭС. Ввод в действие в 2012 году 1-й очереди Усть-Среднеканской ГЭС, наряду со строительством линий внешнего электроснабжения, разведанных месторождений золота и серебра Яно-Колымской золоторудной провинции, позволит приступить к их поэтапному освоению.
В 2012 году увеличение добычи драгоценных металлов планируется в первую очередь за счет развития горнорудных объектов, осваиваемых предприятиями «Полиметалла». Начнется добыча руды из «Цокольной» рудной зоны месторождения Кубака в Северо-Эвенском районе.
Значительно увеличить добычу золота в 2012 году намерено ООО «Электрум Плюс» за счет ввода рентгено-радиометрической сепарации руды.
Продолжится освоение новых россыпных месторождений золота предприятиями, входящими в «Концерн «Арбат» (ООО «Конго» и др.).
В 2012 году рудник им. Матросова приступит к строительству ГОКа на базе наиболее важного и перспективного объекта на территории области, входящего в Яно-Колымскую золоторудную провинцию, - месторождения Наталка, ввод в эксплуатацию 1-ой очереди которого запланирован на декабрь 2013 года. Начало добычи золота на этом месторождении позволит значительно повысить уровень добычи золота в Магаданской области.
С 2012 года будет начата добыча золота на месторождениях «Игуменовское» (ОАО «Геоцентр») и «Штурмовское» (ООО «Недра»).
В конце 2012 года ОАО «Гепар» планирует ввести в эксплуатацию техногенное месторождение «Матросовское», а в 2013 году начать добычу золота.
В 2013 году ООО «Рудник кварцевый» приступит к добыче золота на месторождении «Дальнее».
На декабрь 2013 года запланирован ввод в эксплуатацию еще одного крупного золоторудного месторождения Яно-Колымской золоторудной провинции. Это Павлик с запасами в 100 тонн. На месторождении Золоторудная компания «Павлик» планирует построить ГОК производительностью более 3 млн. тонн переработки руды и производством более 4 тонн золота в год. Начало добычи золота на этом месторождении запланировано на 2014 год.
С 2014 года будет начата добыча золота на месторождении «Тохто» (ООО «Среднеканская горно-рудная компания»).
В 2015 году планируется начало добычи золота на месторождении «Дегдекан».
Таким образом, расширение производства и ввод новых месторождений будет способствовать наращиванию объемов добычи драгоценных металлов в период до 2016 года. Значительным препятствием развитию золотодобычи в регионе состояние построенной 67 лет назад автомобильной дороги регионального значения Палатка – Кулу – Нексикан. Наиболее крупные по запасам золота месторождения Павлик, Матросовское техногенное, Наталкинское, Игуменовское и Дегдекан, находятся на расстоянии 5-25 км от нее. Реконструкцию этой дороги протяженностью более 474 км планируется осуществить в рамках федеральной целевой программы «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года».
В соответствии с инвестиционной программой ОАО «РусГидро» на 2011-2013 годы, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 16 сентября 2010 г. № 447, на реализацию инвестиционных проектов на территории Магаданской области в период 2011-2013 годов предусмотрено 13,036 млрд. рублей.
Объем финансирования инвестиционных проектов, реализуемых на территории Магаданской области по инвестиционной программе ОАО «РусГидро»
(млн. рублей)
№ п/п
Наименование объекта
2012 год
2013 год
2014 год
Всего
Всего по Магаданской области,
3675,1
4982,2
4379,5
13036
в том числе по объектам:
1.
ОАО «Колымаэнерго» – «Колымская ГЭС»,
175,1
182,2
230,5
587
в том числе:
1.1.
Гидротурбинное, гидромеханическое, вспомогательное оборудование
84,7
59,6
40,3
184,6
1.2.
Электротехническое оборудование
32, 4
64, 1
79,9
176,4
1.3.
АСУТП, РЗА и ПА
59, 8
65, 2
58, 4
183,4
1.4.
Оборудование СДТУ и связи
2, 5
0,0
0,0
2,5
1.5.
Системы безопасности
1,2
14,1
16, 2
31,4
1.6.
Гидротехнические сооружения
26, 9
19,7
24, 9
62,9
1.7.
Здания и прочие сооружения
9, 4
6,7
18,3
34,4
1.8.
АСУП, системы телекоммуникаций
0,7
3,2
0,0
3,9
1.11.
Прочее
3,7
1, 7
4, 0
9,4
1.12.
Оборудование, не требующее монтажа
0,9
6,4
6,4
13,6
2.
Усть-Среднеканская ГЭС,
4700
4000
4000
12700
в том числе:
пункт 4.1 «Строящиеся объекты» раздела 4 «Новое строительство»
4700
4000
4000
12700
3.
ВЛ-220кВ Усть-Среднеканская ГЭС – Дукат с ПС 220 кВ «Дукат»,
159,8
3693,0
3852,8
в том числе:
пункт 4.1 «Строящиеся объекты» раздела 4 «Новое строительство»
159,8
3693,0
3852,8
В период с 2017 года и в последующие годы
Стратегия социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года ориентирована на обеспечение опережающих темпов экономического развития и решение задачи по увеличению валового регионального продукта. Ожидается значительный рост энергопотребления в регионе – до 5,5 млрд. кВт. ч к 2025 году.
К завершению строительства Усть-Среднеканской ГЭС, намеченного на 2017 год, планируется построить:
- высоковольтные линии электропередач от Усть-Среднеканской ГЭС напряженностью 220 кВ, протяженностью 250 км и ВЛ 110 Кв «Ороек – Глухариное» 120 км;
- автомобильную дорогу IV категории «Сеймчан–Глухариное», протяженностью 370 км.
Строительство этих объектов позволит реализовать долгосрочные планы в отношении ранее неосвоенных участков территории с богатыми ресурсами полезных ископаемых – Шаманихо-Столбовского рудно-россыпного района и Ороекской металлогенической зоны.
В последующие за 2016 годом администрация Магаданской области продолжит реализацию ряда мероприятий, запланированных Планом реализации Стратегии (раздел 2 Плана реализации Стратегии):
- содействие строительству ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Дукат» с подстанцией 220 кВ «Дукат»; ВЛ 220 кВ «Оротукан – Магадан» с подстанциями 220 кВ «Оротукан», «Магадан», «Центральная»; ВЛ 110 кВ «Центральная – Сокол – Палатка» (до 2018 года);
- модернизация котельных с переводом их с жидкого топлива на местные угли, строительство котельных на твердом топливе в муниципальных образованиях пос. Дукат, пос. Армань, пос. Талая, пос. Стекольный (до 2025 года).
В наиболее труднодоступном районе Магаданской области, Северо-Эвенском, запланировано строительство Северо-Эвенской ТЭЦ, ввод в эксплуатацию которой позволит создать условия для освоения месторождений восточной части области, обеспечить энергоснабжение планируемого к строительству Южно-Омолонского металлургического комбината, а в перспективе – близлежащих железорудных месторождений полезных ископаемых. В качестве топлива для Северо-Эвенской ТЭЦ будет использоваться уголь, добываемый из вблизи располагающихся месторождений Арылахской и Омолонской перспективных площадей, что значительно снизит затраты на доставку топлива.
Начало подготовительных работ по строительству ТЭЦ ожидается в 2013 году. Непосредственно к строительству ТЭЦ можно будет приступить после ввода в эксплуатацию участка автомобильной дороги от Омсукчана до Кубаки в соответствии с запланированной к строительству в рамках федеральной целевой программы «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» федеральной автомобильной дороги «Колыма – Омсукчан – Омолон – Билибино – Комсомольский – Анадырь».
Также планируется строительство двух ВЛ 220 кВ «Омсукчан – Северо-Эвенская ТЭЦ» протяженностью свыше 250 км, Северо-Эвенской ТЭЦ мощностью до 250 мВт и распределительных сетей 110-35 кВ.
Все перечисленные выше инфраструктурные объекты электроэнергетики включены в проект Государственной программы социального и экономического развития Дальнего Востока и байкальского региона на период до 2025 года. (приложение 4).
4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности
на 5-летний период по территории Магаданской области
Перспективный баланс электроэнергии на 2012-2016 годы на территории Магаданской энергосистемы
(млн. кВт. ч)
Показатели баланса электроэнергии
2011
2012
2013
2014
2015
2016
умерен.
умерен.
умерен.
умерен.
оптим.
1. Электроэнергия – потребность в ресурсе
Электропотребление всего
2147,3
2115,6
2133,5
2203,5
2454,5
2454,5
2801,5
1.1. Полезный отпуск электроэнергии – всего
1160,0
1137,0
1160,0
1225,0
1425,0
1425,0
1725,0
в том числе:
А) собственным потребителям
1160,0
1137,0
1160,0
1160,0
1160,0
1160,0
1160,0
Б) РиМ
0
0
0
65,0
265,0
265,0
265,0
В) месторождение «Павлик»
0
0
0
0
0
0
150,0
Г) месторождение «Родионовское»
0
0
0
0
0
0
150,0
1.2. Потери электроэнергии в сетях
384,0
381,0
381,0
386,0
405,0
405,0
450,0
20,11%
20,23%
20,0%
19,5%
18,4%
18,4%
17,7%
1.3. Производственные нужды ОАО «Магаданэнерго»
365,5
365,5
365,5
365,5
365,5
365,5
365,5
1.4. Собственная потребность ОАО "Магаданэнерго" в электроэнергии (п.1.1+п.1.2+п.1.3)
1909,5
1883,5
1906,5
1976,5
2195,5
2195,5
2540,5
2. Электроэнергия - наличие ресурса
2.1. Электростанции ОАО "Магаданэнерго" поименно:
2.1.1. МТЭЦ - выработка электри-ческой энергии (п.2.А х п.2.Б /1000)
101,8
96,3
100,0
100,0
110,0
110,0
120,0
2.А. Установленная мощность, МВт
96
96
96
96
96
96
96
2.Б. Годовое число часов использования установленной мощности, час
1060
1003
1042
1042
1146
1146
1250
2.1.2. АрГРЭС - выработка электрической энергии (п.3.А х п.3.Б /1000)
31,3
32,9
33,0
33,0
135,0
135,0
135,0
3.А. Установленная мощность, МВт
224
224
224
224
224
224
224
3.Б. Годовое число часов использования установленной мощности, час
140
147
147
147
603
603
603
2.2. Выработка электрической энергии электростанциями ОАО «Магаданэнерго» – всего
133,1
129,2
133,0
133,0
245,0
245,0
255,0
2.3. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций ОАО «Магаданэнерго» – всего:
79,2
79,5
81,0
81,0
113,0
113,0
115,0
МТЭЦ
61,2
61,3
63,0
63,0
65,0
65,0
67,0
АрГРЭС
18,0
18,2
18,0
18,0
48,0
48,0
48,0
2.4. Отпуск электрической энергии с шин электростанций ОАО «Магаданэнерго» – всего:
53,9
49,7
52
52
132
132
140
МТЭЦ
40,6
35,0
37,0
37,0
45,0
45,0
53,0
АрГРЭС
13,3
14,7
15,0
15,0
87,0
87,0
87,0
2.5. Покупка недостающей электроэнергии – всего (п. 1.4 - п. 2.4)
1855,6
1833,8
1854,5
1924,5
2063,5
2063,5
2400,5
2.6. Отпуск электроэнергии в сеть (п. 2.4 + п. 2.5)
1909,5
1883,5
1906,5
1976,5
2195,5
2195,5
2540,5
3. Колымская ГЭС + УС ГЭС
3.1. Выработка эл. энергии КГЭС
2 032,5
1942,5
2017
2529
2645
3075
3075
4.А. Установленная мощность, МВт
900
900
1069
1069
1069
1069
1069
4.Б. Годовое число часов использования установленной мощности, час
2258
2212
2290
2444
2444
2819
2819
3.1.1. В т.ч. сальдо-переток в ОАО «Магаданэнерго»
1898,0
1806,0
1866,6
2063,5
2063,5
2400,5
2400,5
3.1.2. Собственные, производственные нужды КГЭС
24,3
24,4
34,0
64,5
64,5
64,5
64,5
3.1.3.Отпуск электроэнергии в сеть МУП ЖКХ пос. Синегорье
73,7
72,0
73,0
72,0
72,0
72,0
72,0
Баланс электрической мощности на 2012-2016 годы на территории Магаданской энергосистемы в период зимнего максимума нагрузки
(МВт)
Показатели баланса мощности
2011
2012
2013
2014
2015
2016
умерен
умерен.
умерен.
умерен.
умерен.
оптим.
1. Мощность – потребность в ресурсе
1.1. Собственная абсолютная максимальная нагрузка на территории, всего (п. 1.1.1 + п. 1.1.2)
339
345
349
393
398
403
453
В том числе:
1.1.1. Собственных потребителей
304
305
308
310
315
320
320
1.1.2. Нагрузка КГЭС(СН,ПН КГЭС,МУП ЖКХ пос. Синегорье)
35
40
41
41
41
41
41
1.1.3. РиМ
42
42
42
42
1.1.4. Павлик
25
1.1.5. Родионовское
25
Электропотребление на территории ОАО «Магаданэнерго», млн. кВтч
2147,3
2115,6
2133,5
2203,5
2454,5
2454,5
2801,5
Число часов использования мах нагрузки
6334
6132
6113
5607
6167
6091
6184
1.3. Мощность электростанций, выводимая в текущий ремонт в период зимнего максимума нагрузки (с КГЭС)
180
209
205
205
205
205
205
1.4. Резервная мощность (6% от максимальной нагрузки п.1.1)
20
21
21
24
24
24
27
1.5. Необходимая располагаемая мощ-ность на территории (п.1.2 + п.1.3 +п.1.4)
539
575
575
622
627
632
685
2. Мощность – наличие ресурса
2.1. Cуммарная установленная мощность существующих электростанций – субъектов розничного рынка (п. 2.1.1 + п. 2.1.2 + п. 2.1.3)
1220
1220
1220
1220
1220
1220
1220
2.1.1. Электростанции в собственности ОАО «Магаданэнерго»
МТЭЦ
96
96
96
96
96
96
96
АрГРЭС
224
224
224
224
224
224
224
2.1.2. КГЭС + УС ГЭС
900
900
1069
1069
1069
1069
1069
2.2. Имеющиеся ограничения между установленной и располагаемой мощностями, включая неиспользование мощности КГЭС в период зимнего максимума нагрузки ОЭС
5
5
5
5
5
5
5
2.3. Консервация мощности
177
177
177
177
177
177
177
3. Располагаемая мощность
900
900
1107
1107
1107
1107
1107
4. Используемая в балансе мощность,
в т.ч.
429
452
541
541
541
541
541
Колымская ГЭС + УС ГЭС
330
330
419
419
419
419
419
Аркагалинская ГРЭС
47
47
47
47
47
47
47
Магаданская ТЭЦ
75
75
75
75
75
75
75
5. Дефицит (-), избыток (+) мощности (п.3-п.1.5)
90
107
103
79
74
69
39
*Возможно увеличение избытка мощности при расконсервации очереди среднего давления Аркагалинской ГРЭС.
4.3. Детализация энергопотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Магаданской области
Максимальная нагрузка в 2007 году составила 358 МВт, в 2011 году 355 МВт. Снижение Р мах составило 0,28%. Центр электрической нагрузки находился на территории Южных электрических сетей. Максимальная нагрузка ЮЭС в 2007 составила 196 МВт, в 2011 году 205 МВт. Центр перспективных нагрузок сосредоточен в Тенькинском районе Магаданской области и представлен месторождениями «Наталка» и «Павлик». При оптимистическом варианте суммарная нагрузка этих месторождений в 2015 году составит 67 МВт, в 2017 году 143 МВт.
В настоящее время возможности ОАО «Магаданэнерго» по технологическому присоединению потребителей Яно-Колымской горнорудной провинции ограничиваются пропускной способностью ВЛ-220 кВ КГЭС-Усть-Омчуг-1,2.
Возможности по увеличению нагрузки на существующую электрическую сеть ограничиваются подключением нагрузки 42 МВт для «Наталкинского» месторождения ОАО «Рудник им. Матросова» в районе пос. Омчак. Данное обстоятельство исключает возможность присоединения к существующей сети месторождения «Павлик». При оптимистическом варианте разработки месторождения «Павлик» как временный вариант может быть задействована существующая ВЛ-110 кВ Усть-Омчуг-Омчак и ее перевод на напряжение 154 кВ с использованием существующих АТ 110/154 кВ, установленных на ПС Усть-Омчуг и ПС Палатка.
В рассматриваемой схеме предлагается осуществить опережающее строительство инфраструктурного электросетевого объекта «Духцепной ВЛ 220 кВ Усть – Омчуг – Омчак» с ПС 220 кВ «Омчак новая».
Нагрузка в узле перспективного роста
Схема транзита 220 кВ
Загрузка транзита 220 кВ в нормальном режиме
фактическая
мах допустимая по статической устойчивости
МВт
%
МВт
4 МВт (Рим) - существующая
КГЭС-У-Омчуг-1,2
183
83%
220
42 МВт (РиМ)
КГЭС-У-Омчуг-1,2
220
100%
220
67 МВт
КГЭС-У-Омчуг-1,2;
243
110%
220
(Рим 42 МВт, Павлик 25 МВт)
У-Омчуг-Павлик-154
143 МВт
КГЭС-У-Омчуг-1,2;
У-Омчуг-Омчак-1,2;
330
110%
300
(Рим 118 МВт, Павлик 25 МВт)
Оротукан – Палатка –
Центральная
Подключение нагрузки 1-й очереди РиМ 42 МВт на ПС Омчак к существующей сети. Умеренный вариант на 2014-2015 годы.
Нормальный режим (в работе: все оборудование и ВЛ, СК на ПС Омчак с нагрузкой 15 Мвар; МТЭЦ-30 МВт, АРГРЭС-7 МВт). Подключение нагрузки 42 мВт на ПС Омчак-новая в зимний максимум проходит без ограничения потребителей и при удовлетворительных уровнях напряжения и допустимых перетоках по транзиту ВЛ-220 кВ КГЭС-Усть-Омчуг-1,2; ВЛ-110 АрГЭС-Кедровый – Омчак – Усть-Омчуг.
Ремонтные режимы проходят без ограничения потребителей, с увеличением генерации МТЭЦ до 75 МВт, АрГРЭС до 30 МВт для разгрузки транзита до допустимых значений; с увеличением реактивной генерации СК на ПС Омчак до 35 Мвар. Для увеличения надежности электроснабжения потребителей на ПС Омчак необходима установка резервных генераторов.
Подключение нагрузки 25 МВт на ПС Павлик. Оптимистический вариант на 2015-16 годы.
Дальнейшее наращивание нагрузки до 67 МВт при освоении месторождения «Павлик» возможно как временный вариант при условии ввода в эксплуатацию ВЛ-154 кВ Усть-Омчуг-Павлик; ВЛ-220 кВ Оротукан-Палатка. Напряжение на ПС Омчак-Новая в нормальном зимнем режиме максимальных нагрузок 113 кВ при наличии источника реактивной мощности не менее 25 Мвар.В случае отсутствия ВЛ-220 кВ Оротукан-Палатка существующий транзит КГЭС – Усть-Омчуг – 1,2 в период прохождения максимума нагрузок будет загружаться до 243 МВт, что вызовет снижение запаса статической устойчивости на величину до 12 %. Напряжение на шинах ПС Омчак-Новая 112 кВ. Для разгрузки транзита необходимо будет увеличивать генерацию МТЭЦ до 75 МВт, генерацию АрГРЭС до 30 МВт. Проведение ремонтных работ по транзиту ВЛ-220 кВ и ВЛ-154 кВ возможно только при ограничении потребителей. Для увеличения надежности электроснабжения потребителей на ПС Омчак необходимы резервные генераторы.
Более надежным вариантом электроснабжения ПС-110 кВ «Павлик» и РиМ-42 МВт является ввод в эксплуатацию ПС-220 кВ и двухцепной ВЛ-220 кВ Усть-Омчуг-Омчак; ВЛ-220 кВ Оротукан-Палатка. Эта схема позволяет обеспечить оптимальные уровни напряжения у потребителей в нормальном и ремонтных режимах.
Подключение 2-й очереди РиМ, нагрузка 118 МВт, ПС Павлик 25 МВт. Оптимистический вариант на 2017 год.Реализация данного режима возможна при безусловном вводе ПС-220 кВ; двухцепной ВЛ-220 кВ Усть-Омчуг-Омчак; ВЛ-220 кВ Оротукан-Палатка. В ремонтных режимах будет необходимо увеличение генерации МТЭЦ, АрГРЭС, компенсация реактивной мощности на ПС Омчак-Новая, резервные источники активной мощности на ПС Омчак-Новая.
Остальные наиболее крупные потребители электроэнергии, не влияющие на перспективную балансовую ситуацию в энергосистеме:
- ОАО «Магаданэлектросеть»;
- ОАО «Сусуманзолото»;
- ЗАО «Серебро Магадана»;
- ОАО «ГДК «Берелех»;
- МУП «Магадантеплосеть», г. Магадан;
- ООО «Востокмонтажспецстрой»;
- МУП «Тенькатеплосеть»;
- Муниципальное унитарное предприятие Комэнерго.
4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период
Прогноз полезного отпуска тепловой энергии до 2016 года ОАО «Магаданэнерго»
(Гкал)
Группы потребителей
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
Всего,
965 000
964500
1043000
1136000
1230000
в том числе:
Промышленные и приравненные к ним потребители
3 000
3 000
3 000
3 000
3 000
Сельское хозяйство
26 519
26 519
26 519
26 519
26 519
Федеральный бюджет
49 000
49 000
49 000
49 000
49 000
Региональный, местный бюджеты
89 700
89 700
89 700
89 700
89 700
ТСЖ, ЖСК, УК
2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
Население на прямых расчётах, частный сектор
688 888
688 888
760188
853188
947188
Прочие
105693
105193
112393
112 393
112 393
Технологическая схема Магаданской ТЭЦ предусматривает нагрев в конденсаторах турбин подпитки теплосети и обратной сетевой воды. Это обеспечивает практически 100% выработку электроэнергии на тепловом потреблении, без сброса тепловой энергии в окружающую среду. Процесс производства электроэнергии на МТЭЦ имеет высокую термодинамическую эффективность.
Высокий удельный расход топлива на единицу отпущенной энергии (480 г.у.т./кВтч) обусловлен большим расходом электроэнергии на собственные нужды, особенно связанные с отпуском тепла и низкой электрической мощностью ТЭЦ из-за использования в энергосистеме более дешевой энергии Колымской ГЭС.
С учётом реализации программы социальное и экономическое развитие г. Магадана (основного потребителя тепловой энергии ОАО «Магаданэнерго») планируется прирост теплопотребления на 27,5%.
Выдача дополнительного тепла с коллекторов Магаданской ТЭЦ, возможна только при условии строительства тепломагистрали № 5 «Нагаевская» и реконструкции действующих тепловых магистралей.
4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Магаданской области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период
Строительство и вывод из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ОАО «Магаданэнерго» в ближайшие 5 лет не планируется. Это обусловлено следующими факторами.
В последние 20 лет в Магаданской энергосистеме наблюдается значительное снижение производства электроэнергии. При этом возрастает доля электроэнергии, производимой на Колымской ГЭС, и снижается доля, производимая на ТЭС ОАО «Магаданэнерго», вследствие сокращения полезного потребления электроэнергии, за исключением электроэнергии, расходуемой на электроотопление.
На тепловых электростанциях слабо загружено турбинное оборудование и велика доля электроэнергии, расходуемой на собственные нужды. С этим связаны весьма высокие удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию. На АрГРЭС в связи с консервацией очереди высокого давления значительное количество тепла в зимний период уходит на обогрев главного корпуса. Это приводит к росту удельного расхода топлива на отпускаемое тепло. Другим фактором снижения топливной эффективности АрГРЭС является низкая загрузка котельного оборудования очереди среднего давления.
На основании изложенного можно сделать следующие общие выводы.
1. В связи со значительным снижением уровня электрических нагрузок по Магаданской области в системе наблюдается существенное снижение экономической и энергетической эффективности, обусловленное финансовыми и топливными затратами, связанными с эксплуатацией двух слабо загруженных тепловых электрических станций, а также слабо загруженных электрических сетей.
2. В Магаданской области имеются значительные резервы роста выработки электроэнергии, которые при умеренных затратах, гораздо более низких, чем затраты на создание новых генерирующих мощностей, позволяют обеспечить существенный рост энергопотребления, планируемый к 2015 году.
3. В период до 2015 года в г. Магадане необходимо строительство тепловой магистрали № 5 «Нагаевская», позволяющее обеспечить перспективные тепловые нагрузки города Магадана.
4.6. Прогноз развития энергетики Магаданской области на основе ВИЭ и местных видов топлива
В настоящее время в Магаданской энергосистеме наблюдается значительное снижение производства электроэнергии. При этом возрастает доля электроэнергии, производимой на Колымской ГЭС за счёт возобновляемых источников, и снижается доля электроэнергии, производимой на ТЭС ОАО «Магаданэнерго» за счёт использования местных углей. Местным видом топлива является уголь Аркагалинского месторождения, который используется на Аркагалинской ГРЭС. Дальнейший прирост электропотребления будет обеспечен за счёт выработки электроэнергии на Колымской ГЭС и строящейся Усть-Среднеканской ГЭС за счёт использования возобновляемых источников энергии, а также за счёт энергии Аркагалинской ГРЭС, вырабатываемой на местном угле.
Ветроэнергетика. Приоритетным инновационным проектом в развитии нетрадиционных источников электроэнергии в области несомненно является проект по созданию системы ветроэлектростанций для обеспечения электроэнергией населенных пунктов Северо-Эвенского района. Район не имеет выхода на магистральные ЛЭП Магаданского центрального энергетического узла (ЦЭУ) и жизнедеятельность его населенных пунктов обеспечивается дизельными электростанциями. Вырабатываемая на них электроэнергия имеет высокую себестоимость и в перспективе она будет только возрастать. Конкретные географические и социально-экономические условия и факторы обеспечивают высокую эффективность проекта, являющего инновационным по используемой им технологии. Основные параметры проекта: общая стоимость – 5,7 млн. долл.; потребность в инвестициях – 5, млн. долл.; срок окупаемости – 3,8 года.
Уголь. В настоящее время в ряде передовых стран, в том числе и в России, разработаны и внедрены новые технологии добычи и переработки бурых углей. Бурые угли, особенно низкой степени углефикации (марка Б1), являются особо ценным сырьем для получения жидких и газообразных видов горючего, получения твердого облагороженного топлива, а также выработки целого ряда ценных химических продуктов.
Инновацией в сфере добычи и переработки угля для Магаданской области является продвижение проекта геологического изучения, доразведки, добычи и переработки бурого угля на Ланковском и Мелководненском месторождениях Ольского района Магаданской области. Инновационная составляющая данного проекта определяется комплексной переработкой углей и получением из них принципиально новых видов продукции, а именно:
а) брикетирование и термобрикетирование, с целью получения как облагороженных видов твердого топлива (бытового и промышленного), так и технологического сырья разнообразного назначения (например, для газификации).
б) газификация, осуществляемая с целью получения высококалорийного существенно метанового энергетического газа в количестве не менее 230 млн.м /год для полного перехода Магаданской ТЭЦ с кузбасского угля на газ;
в) гидрогенизация, выполняемая с целью выработки из органической части угля синтетического жидкого горючего и, в первую очередь, – моторного топлива;
г) экстракционная переработка, осуществляемая по двум направлениям: экстрагирование битумов с последующим выделением из них горного воска; экстрагирование гуминовых кислот с последующим получением углещелочных реагентов и безбалластных гуматов;
д) производство активных углей, осуществляемое только по одному направлению – выработка высокосортных гранулированных адсорбентов способных эффективно очищать различные газы и жидкости как промышленного, так и бытового происхождения. Объемы выработки продукции не ограничены и зависят от потребностей заказчиков.
Комплексность производства продуктов переработки бурых углей Ланковского и Мелководнинского месторождений состоит в возможности получения необходимого количества ценных продуктов в едином замкнутом технологическом цикле. По предварительным расчетам для обеспечения большей части потребностей Магаданской области в различных видах топлива предусматривается: перевод Магаданской ТЭЦ на энергетический газ (230 млн.м3/год), снабжение поселков Ольского и Хасынского районов облагороженным брикетным топливом (110 тыс.т/год), полное обеспечение потребителей области синтетическим жидким горючим (800 тыс.т/год). Кроме топливного направления переработки углей планируется попутное получение таких ценных продуктов, как горный воск и абсорбенты для их реализации на внешнем и внутреннем рынках. Стоимость проекта 550 млн. долл. США.
Торф. В Магаданской области разведано около 50 месторождений с общими запасами 51 млн. т торфа. По данным СВКНИИ ДВО РАН торф Магаданской области можно использовать в качестве сырья для выпуска очень широкого ассортимента товаров, среди которых будут особо востребованы корма и подстилки для сельскохозяйственных животных, удобрения для полей, сорбенты для очистки загрязненных вод, топливные брикеты, теплоизоляционные плиты и торфяные ковры, торфяные горшочки и блоки для рассады, торфяной воск, гуминовые препараты. Первые опыты кормления животных показали достаточно высокую эффективность применения торфяных производных для этих целей. Этот корм может заменить до 55% зерновых продуктов в рационе свиней и крупного рогатого скота.
За последние годы предприняты меры по модернизации котельных, оптимизации сетей и жилого фонда муниципальных образований, что привело к выводу из эксплуатации высокозатратных объектов тепловой генерации. На сегодняшний день практически во всех населенных пунктах имеется одна котельная, которая обеспечивает население и иных потребителей отоплением и горячим водоснабжением. Учитывая, что здания и технологическое оборудование котельных эксплуатируются более 40 лет, морально и физически устарели, для поддержания в исправном состоянии проводится только текущий ремонт, а также из-за постоянного роста цен на жидкое топливо (мазут М-40) как у производителя, так и у транспортных организаций (ж/д тарифы и доставка морем), целесообразно провести перевод котельных с жидкого топлива на твердое топливо (каменный уголь), используя уголь, добыча которого производится на территории Магаданской области.
Так, в рамках развития и совершенствования системы жилищно-коммунального хозяйства в населенных пунктах Магаданской области – пос. Стекольный, пос. Талая Хасынского района, пос. Армань Ольского района необходимо провести работы по переводу котельных с жидкого топлива на твердое, проектно-сметная документация готова. Данные мероприятия позволят снизить ежегодные затраты на приобретение топлива.
4.7. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период
При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Магаданской области потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.
Перспективная балансовая ситуация (по электроэнергии и мощности) на территории Магаданской энергосистемы определена с учётом предполагаемых к вводу до 2015 года мощностей горнодобывающих предприятий Яно-Колымской золоторудной провинции и полностью обеспечивается существующими генерирующими мощностями региона. Сальдо-перетоков с соседними энергосистемами в рассматриваемый период не предполагается ввиду изолированности энергосистемы. Перспективные балансы Магаданской энергосистемы представлены в пункте 4.2 настоящего раздела.
4.8. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических режимов для каждого варианта
Развитие электрической сети Магаданской энергосистемы напряжением 110 кВ и выше на период до 2016 года обусловлено присоединением к энергосистеме горнорудных предприятий Тенькинского района и повышением надёжности электроснабжения остальных потребителей Магаданской области, и отражено:
- в федеральной целевой программе «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 г.» следующими объектами:
строительство ВЛ 220 кВ «Оротукан Палатка Центральная»;
строительство двух цепной ВЛ 110/35 кВ «Центральная Сокол Палатка»;
строительство ВЛ 220 кВ «Усть Среднеканская ГЭС – Дукат»;
- предложениями в проект Государственной программы «Социального и экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 г.» :
- в инвестиционной программе ОАО «Магаданэнерго» за счёт реконструкции, технического перевооружения и модернизации действующих энергоактивов общества и технологического присоединения к энергосистеме перспективных нагрузок золоторудных месторождений Тенькинского района.
В соответствии с приведенными балансами для умеренного и оптимистического вариантов развития энергетики Магаданской области разработаны 3 режима работы энергосистемы в зависимости от присоединения потребителей Тенькинского района:
1) существующий (нормальный) режим;
2) умеренный режим (подключение нагрузки РиМ 42 МВт);
3) режим работы для оптимистического варианта развития энергосистемы (подключение наряду с нагрузкой РиМ 42 МВт, нагрузок рудников «Павлик» и «Родионовское» 50 МВт).
Соответствующие каждому из перечисленных режимов работы энергосистемы схемы потокораспределения ОАО «Магаданэнерго» приведены в Приложении 2.
Приложение № 2
к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики
Магаданской области на 2012-2016 годы
4.9. Определение и уточнение перечня «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, возможные технологические ограничения, обусловленные их возникновением, предварительные предложения по разработке перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации «узких мест»
Развитие энергетической системы Магаданской области тесным образом связано с развитием минерально-сырьевой базы региона. Обеспечение опережающих темпов экономического развития Магаданской области и решение задачи по увеличению валового регионального продукта приведут к значительному росту энергопотребления в регионе.
Начиная уже с 2013 года, выработка электроэнергии в регионе может увеличиться на 250 млн. кВт. ч, а с 2015 года на 650- 950 млн. кВт. ч и к 2025 году выработка электроэнергии в целом составит 5470 млн. кВт. ч. Основой развития территории является освоение Яно-Колымской горнорудной провинции. Приоритетом в развитии энергетической системы является создание инфраструктуры, обеспечивающей внешнее электроснабжение горнорудных предприятий области. Поэтому ключевыми инфраструктурными проектами являются строительство в Среднеканском районе Усть-Среднеканской ГЭС мощностью 570 МВт и освоение Наталкинского месторождения ОАО «Рудник им. Матросова».
Первый этап строительства фабрики ОАО «Рудник им. Матросова» с нагрузкой 42 МВт обеспечивается от технологической ПС 110 кВ рудника, в пределах пропускной способности существующих ВЛ 110 кВ АрГРЭС – Омчак – Усть Омчуг (планируется реконструкция с заменой 170 тонн провода на АС 150), при этом для поддержания необходимого уровня напряжения на технологической ПС устанавливаются компенсирующие устройства мощностью 50 МВар.
Объекты первой и второй категории, а также нагрузка свыше 42 МВт должна резервироваться от дизельной блок станции, оперативное управление которой должно осуществлять ОАО «Магаданэнерго». Данный этап с нагрузкой 42 МВт полностью исчерпывает пропускную способность существующей ВЛ 110 кВ «АрГРЭС – Омчак – Усть-Омчуг» и исключает подключение остальных месторождений Тенькинского района. Поэтому для обеспечения электроснабжения месторождений «Наталка», «Павлик», «Дегдекан» и «Родионовское» необходима реализация строительства электросетевой инфраструктуры, включающей в себя строительство двух цепной ВЛ 220 кВ «Усть-Омчуг – Омчак» 2х135 км и ПС220 кВ «Омчак Новая» 2х125 МВт.
Ввод в действие этих объектов энергетической инфраструктуры до 2015 года позволит решить проблемы надежного энергоснабжения территории, а также привлечь в регион инвесторов для разработки новых месторождений, крупнейшим из которых является месторождение «Наталка» в Тенькинском районе.
Представленные выше балансы и расчёты электрических режимов подтверждают необходимость реализации оптимистического варианта стратегии с наращиванием нагрузки до 92 МВт при освоении месторождений «Павлик» и «Родионовское» только при условии ввода в эксплуатацию ВЛ-220 кВ Усть-Омчуг –Омчак-1,2; ВЛ-220 кВ Оротукан – Палатка.
Реализация оптимистического варианта стратегии позволит помимо вышеперечисленных месторождений обеспечить электроснабжение второй очереди ОАО «Рудник им. Матросова» с нагрузкой 117 МВт по III категории надёжности.
В рассматриваемом периоде «узким местом» развития электрической сети 110 кВ и выше является обеспечение электроснабжения горнопромышленных предприятий Тенькинского района (ОАО «Рудник им. Матросова», ЗАО «Павлик», ЗАО «Родионовское»). Остальные энергоактивы области требуют своевременного выполнения программ реконструкции и модернизации для обеспечения их эксплуатации на современном технологическом уровне.
4.10. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше
Перечень рекомендуемых к вводу первоочередных электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше разработан в соответствии с двумя вариантами развития энергетики региона. Представленные ниже перечни различаются сроками строительства электросетевой инфраструктуры для электроснабжения потребителей горнорудных предприятий Тенькинского района.
Перечень первоочередных электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу по двум вариантам развития энергетики Магаданской области
Наименование
Стоимость (млн. рублей, включая НДС)
Всего за 2012-2016 гг.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
1. Умеренный вариант развития энергетики региона
Строительство дух цепной ВЛ 110/35 кВ «Центральная Сокол» Палатка»
цепь-35 кВ - 105.4 км; цепь 110 кВ - 75.4 км
2474,8
2505,43
0
0
0
4980,23
Строительство ВЛ «Оротукан Палатка Центральная»
361 км
1729,08
4042,02
5641,1
5928,8
0
17341,12
Строительство двух цепной ВЛ 220 кВ «Усть Омчуг – Омчак»
135 км
0
0
3494,4
2931,7
3238,4
9664,5
Строительство ПС 220 кВ «Омчак Новая»
2х125
0
0
904,6
1610,2
1778,6
4293,4
Итого:
4203,88
6547,45
10040,1
10470,7
5017
36279,26
2. Оптимистический вариант развития энергетики региона
Строительство двух цепной ВЛ 110/35 кВ «Центральная Сокол» Палатка»
цепь-35 кВ - 105.4 км; цепь 110 кВ - 75.4 км
2474,8
2505,43
0
0
0
4980,238
Строительство ВЛ «Оротукан Палатка Центральная»
361 км
1729,08
4042,02
5641,1
5928,8
0
17341,125
Строительство двух цепной ВЛ 220 кВ «Усть Омчуг – Омчак»
135 км
140,4
3354
2931,7
3238,4
0
9664,5
Строительство ПС 220 кВ «Омчак Новая»
2х125
83,16
812,44
1610,2
1778,6
2003,9
6288,3
Итого:
4427,44
10713,89
10183
10945,8
2003,9
38274,15
Оптимистический вариант развития электросетевой инфраструктуры предусматривает опережающее строительство объектов энергетики необходимых для освоения золоторудных предприятий Тенькинского района.
4.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ
Основные направления развития электроэнергетики ОАО «Магаданэнерго» определяются строительством новых объектов, реконструкцией и техническим перевооружением существующих электрических сетей, станций и подстанций. Осуществление вышеперечисленных мероприятий обеспечит ввод перспективных горнорудных объектов Магаданской области.
Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением ниже 220 кВ представлены в инвестиционной программе ОАО «Магаданэнерго» на период до 2015 года для умеренного и оптимистического вариантов развития (приложение № 3).
Инвестиционная программа ОАО «Магаданэнерго» на 2012-2016 годы сформирована с учётом перспектив развития горнодобывающих предприятий Магаданской области и учитывает различные возможные источники финансирования:
1) федеральный бюджет (по объектам, включенным в ФЦП «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 г.»);
2) собственные средства ОАО «Магаданэнерго» с учётом их переоценки;
3) дефицит бюджета (по объектам, финансирование которых возможно только за счёт федерального бюджета).
Источники финансирования инвестиционной программы ОАО «Магаданэнерго» на 2012-2016 годы
млн. руб., с НДС
№ п/п
Источник финансирования
План 2012
План 2013
План 2014
План 2015
План 2016
Итого 2012-2016 гг.
1. Умеренный вариант развития энергетики региона*
1.
Собственные средства
468,186
608,73
601,81
629,5
642,05
2950,276
1.1.
Прибыль, направляемая на инвестиции:
-
123,9
147,5
151,5
154,5
577,4
1.1.1.
в т.ч. инвестиционная составляющая в тарифе
-
123,9
147,5
151,5
154,5
577,4
1.1.2.
в т.ч. от технологического присоединения потребителей
-
-
-
-
-
1.2.
Амортизация
435,355
445,53
454,31
478,00
487,55
2300,745
1.3.
Возврат НДС
-
-
-
-
-
-
1.4.
Прочие собственные средства
32,831
39,3
-
-
-
72,131
2.
Привлеченные средства
-
-
-
-
-
-
2.1.
Кредиты
-
-
-
-
-
-
2.4.
Бюджетное финансирование
-
-
-
-
-
-
2.5.
Средства внешних инвесторов
-
-
-
-
-
-
2.6.
Использование лизинга
-
-
-
-
-
-
3.
Дефицит федерального бюджета
-
-
-
-
-
-
ВСЕГО потребность в финансировании
468,186
608,73
601,81
629,5
642,05
2950,276
* - Финансирование инвестиционной программы осуществляется в пределах собственных средств
2. Оптимистический вариант развития энергетики региона**
1.
Собственные средства
468,186
608,73
601,81
629,5
642,05
2950,276
1.1.
Прибыль, направляемая на инвестиции:
-
123,9
147,5
151,5
154,5
577,4
1.1.1.
в т.ч. инвестиционная составляющая в тарифе
-
123,9
147,5
151,5
154,5
577,4
1.1.2.
в т.ч. от технологического присоединения потребителей
-
-
-
-
-
1.2.
Амортизация
435,355
445,53
454,31
478,00
487,55
2300,745
1.3.
Возврат НДС
-
-
-
-
-
-
1.4.
Прочие собственные средства
32,831
39,3
-
-
-
72,131
2.
Привлеченные средства
-
26621,6
25694,4
28084,46
19788,7
100189,16
2.1.
Кредиты
-
-
-
-
-
-
2.4.
Бюджетное финансирование, осуществляемое через ОАО «Магаданэнерго»
-
1086,4
4017,2
4488,1
4948,9
14540,6
2.5.
Бюджетное финансирование объектов энергетики, осуществляемое через других заказчиков
-
25535,2
21677,2
23596,36
14839,8
85648,56
2.6.
Средства внешних инвесторов
-
-
-
-
-
-
2.7.
Использование лизинга
-
-
-
-
-
-
3.
Дефицит федерального бюджета
-
-
-
-
-
-
ВСЕГО потребность в финансировании
468,186
27230,33
26296,21
28713,96
20430,75
103139,436
** - Реализация инвестиционной программы на расчетный период предусматривает бюджетное финансирование в рамках проекта Государственной программы «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкальского региона до 2020 года с перспективой до 2025 года».
Потребность в инвестициях на период до 2016 года оценивается в 103,139 млн. рублей для оптимистического и 2950 млн. рублей для умеренного вариантов развития.
Объем и источники финансирования инвестиционной программы ОАО «Магаданэнерго» на 2012-2016 годы
млн. руб., с НДС
Источники финансирования
Варианты развития энергетики региона
Оптимистический
Умеренный
ВСЕГО потребность в финансировании
103139,436
2950,276
Собственные средства
2950,276
2950,276
Бюджетное финансирование, осуществляемое через ОАО «Магаданэнерго»
14540,6
-
Бюджетное финансирование объектов энергетики, осуществляемое через других заказчиков
85648,56
-
Более полная информация об источниках финансирования инвестиционной программы ОАО «Магаданэнерго» с разбивкой по годам ее реализации представлена в приложении № 4.
Ориентировочный расчёт тарифа на электрическую энергию для потребителей Магаданской области при условии ввода крупных электросетевых объектов за счёт средств федерального бюджета приведен в приложении № 5.
Ниже представлен график изменения тарифов на электрическую энергию с учётом инфляции, при реализации инвестиционной программы с бюджетным финансированием объектов энергетики в сравнении с базовым тарифом, при условии отсутствия роста электрических нагрузок в регионе.
Расчет тарифа с учётом осуществления технологического присоединения горнорудных предприятий Тенькинского района показывает значительное превышение темпов роста тарифа в период ввода объектов с 2016 по 2022 годы над тарифом без учёта дополнительных затрат на создание электросетевой инфраструктуры Тенькинского района. Разница между базовым и прогнозируемым тарифами составляет порядка 150-200 копеек и значительно увеличивает тарифную нагрузку для всех потребителей Магаданской области.
В целях сохранения промышленного потенциала Магаданской области и обеспечения ввода горнопромышленных и генерирующих мощностей региона необходимо предусмотреть возможность компенсации разницы в тарифах за счёт бюджетных дотаций на электрическую энергию.
4.12. Потребность электростанций в котельных генерирующих компаний в топливе
Исходя из намеченных к реализации в ближайшие годы мероприятий в сфере электроэнергетики разработан прогноз потребности электростанций ОАО «Магаданэнерго» в топливе на период до 2015 года (приложение № 6).
Отклонения прогнозируемых значений удельных расходов условного топлива на отпущенную электроэнергию по отношению к плану 2010 года:
- 2011 г. - увеличение удельных расходов условного топлива в связи со снижением выработки электроэнергии Магаданской ТЭЦ на 5,4%;
- 2012 г. - увеличение удельных расходов условного топлива в связи со снижением выработки электроэнергии Магаданской ТЭЦ на 1,8%;
- 2013 г. - увеличение удельных расходов условного топлива в связи со снижением выработки электроэнергии Магаданской ТЭЦ на 1,8%;
- 2014, 2015 гг. - снижение удельных расходов условного топлива в связи с увеличением выработки электроэнергии Аркагалинской ГРЭС на 331,3% при работе оборудования в более экономичном режиме (в настоящее время АрГРЭС работает только в осеннее-зимний период на техническом минимуме для покрытия тепловых нагрузок пос. Мяунджа, работа турбоагрегата очереди среднего давления обусловлена исключительно соображениями надежности сохранения собственных нужд электростанции в случае отключения системообразующих ВЛ, оборудование очереди высокого давления выведено в режим длительной консервации) и Магаданской ТЭЦ на 8,1%.
Отклонения прогнозируемых значений удельных расходов условного топлива на отпущенное тепло по отношению к плану 2011 года:
- 2011-2015 г.г. снижение удельных расходов условного топлива в связи с увеличением отпуска тепла с коллекторов Магаданской ТЭЦ к 2016 году на 34,6%.
4.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Магаданской области
Климатологические данные
Численность населения Магаданской области на конец 2011 года составила 154,5 тыс. человек, 95,5% из которых проживает в городских поселениях (в 2-х городах, 28 поселках городского типа). Вся территория области находится в зоне отрицательных среднегодовых температур наружного воздуха (от -3,5 оС в Магадане до -13,2 оС в г. Сусумане).
Расчетная для отопления температура наружного воздуха меняется от -29 оС в Магадане (бухта Нагаева) до -55 оС в г. Сусумане, а средняя температура воздуха за отопительный период в этих районах составляет соответственно -7,1 оС и -19,9 оС. Средняя температура самого холодного месяца января колеблется в пределах от -19 оС до -38 оС, а самого теплого – июля от +11 до +15 оС.
Продолжительность отопительного сезона составляет от 254 (Тенькинский район) до 296 суток (Северо-Эвенкинский район).
Температура воздуха в зданиях при отключении отопления во время стояния низких температур наружного воздуха снижается до 0 оС в условиях районов, названных выше, через 13-19 час.
Число часов использования максимума отопительной нагрузки составляет 3220-3820 час., величина градусо-суток отопительного периода от 7229 в Ольском районе до 11411 в Сусуманском.
Средняя скорость ветра за период со среднесуточной температурой воздуха ≤8 оС (отопительный период) составляет от 1,6 м/сек в Среднеканском районе до 5,6 м/сек в бухте Нагаева (Ольский район). Максимальная и средняя скорости ветра в январе составляют соответственно 11,7 и 2 м/сек.
Минимальное количество осадков за ноябрь-март 45 мм выпадает в Аркагале Сусуманского района, максимальное – 211 мм в Ольском районе.
Климатологические данные для проектирования
систем теплоснабжения населенных пунктов Магаданской области
Район, ПГТ, город
Отопительный период
Температура наружного воздуха, 0С
сутки
градусо-сутки
Расчетная для отопления
средняя отопительного периода
среднегодовая
Ольский
288
7229
-29
-7,1
-3,5
Армань
288
7229
-29
-7,1
-3,5
Ола
288
7229
-29
-7,1
-3,5
Омсукчанский
286
10639
-50
-17,2
-11,1
Галимый
286
10639
-50
-17,2
-11,1
Дукат
286
10639
-50
-17,2
-11,1
Омсукчан
286
10639
-50
-17,2
-11,1
Северо-Эвенкинский
296
8495
-37
-8,7
-6,6
Эвенск
296
8495
-37
-8,7
-6,6
Среднеканский
274
10768
-52
-19,3
-11,4
Сеймчан
274
10768
-52
-19,3
-11,4
Сусуманский
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Беличан
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Большевик
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Кадыкчан
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Мяунджа
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Холодный
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Широкий
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Тенькинский
254
9703
-47
-18,2
-11,0
Усть-Омчуг
254
9703
-47
-18,2
-11,0
Хасымский
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Атка
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Карамкен
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Палатка
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Сокол
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Стекольный
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Талая
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Уптар
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Ягоднинский
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Бурхала
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Верхний Ат-Урях
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Дебин
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Оротукан
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Синегорье
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Спорное
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Ягодное
287
10590
-39
-16,9
-10,3
г. МАГАДАН
288
7229
-29
-7,1
-3,5
г. СУСУМАН
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Суровые климатические условия делают надежное теплоснабжение одним из основных условий жизнеобеспечения населения и промышленности области.
Сопоставление климатических характеристик, определяющих расчетные часовые и годовые расходы тепла на отопление в различных регионах России и Дальнего Востока, показывает, что даже г. Магадан, который является прибрежным городом, – один из наиболее холодных городов Дальнего Востока. Остальные районы области значительно холоднее г. Магадана. Годовой расход тепла на отопление одного квадратного метра площади зданий, например, в г. Магадане для зданий в пять этажей составляет 0,22 Гкал/м2 в год, что в 1,2 раза выше, чем в г. Иркутске, в 1,6 и 2,8 раза выше, чем в г. Москве и г. Краснодаре соответственно.
Современное состояние систем теплоснабжения
Теплоснабжение Магаданской области в настоящее время осуществляется от источников ОАО «Магаданэнерго», отопительных котельных жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ) области, а также котельных, различной ведомственной принадлежности. Основным производителем и поставщиком тепловой энергии в области является ОАО «Магаданэнерго», осуществляющее деятельность, связанную с производством, передачей и сбытом тепловой энергии в следующих населенных пунктах:
- г. Магадан – теплоснабжение обеспечивается от Магаданской ТЭЦ (МТЭЦ);
- пос. Мяунджа – теплоснабжение обеспечивается от Аркагалинской ГРЭС;
- пос. Кедровый и пос. Берелех – теплоснабжение промышленной зоны филиала Центральные электрические сети (ЦЭС) и собственного жилищного фонда обеспечивается от котельных филиала ЦЭС.
Другим достаточно крупным поставщиком тепла является МУП «Магадантеплосеть», функционирующее в г. Магадане. Оно поставляет тепловую энергию, вырабатываемую на собственных котельных. Наряду с этим данное предприятие представляет энергоснабжающую организацию, осуществляющую транспортировку потребителям тепловой энергии, производимой на Магаданской ТЭЦ от ЦТП.
Тепловые сети
Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения
ОАО «Магаданэнерго»
г. Магадан.
Источник теплоснабжения – Магаданская ТЭЦ.
ОАО «Магаданэнерго» принадлежат магистральные тепловые сети, осуществляющие транспорт тепла от коллектора ТЭЦ до центральных тепловых пунктов. Общая протяженность магистральных сетей составляет 36,133 км в однотрубном исчислении и 19,02 км – в двухтрубном. С ТЭЦ выходит 4 вывода тепловых сетей с установленными на них коммерческими приборами учета отпуска тепла.
Схема радиальная, без кольцевых сетей и перемычек между ними. Присоединенные нагрузки на отдельных магистралях превышают пропускную способность теплосетей, но из-за тенденции в последние 10-15 лет к снижению фактических тепловых нагрузок, теплоснабжение потребителей г. Магадана осуществляется в полном объеме.
В 1986 году «СО ВНИПИ Энергопромом» была разработана Схема теплоснабжения г. Магадана до 2000 года, которая предусматривала реконструкцию существующих и строительство новых источников теплоснабжения и магистральных теплопроводов, а также решение вопросов надежности теплоснабжения потребителей г. Магадана с учетом его развития. Схема не была реализована в полном объеме из-за прекращения жилищного строительства и ежегодного, начиная с середины 90-х годов, снижения теплопотребления, с одной стороны, из-за оттока населения в Центральные районы страны и снижения числа жителей в г. Магадане со 160 тыс. до 130 тыс. человек (эта тенденция сохраняется и сейчас) и отсутствия возможности финансирования за счет средств местного бюджета и ОАО «Магаданэнерго», с другой.
В 2007 году институтом ОАО «СибВНИПИЭнергопром» (г. Иркутск) была разработана Схема теплоснабжения г. Магадана до 2020 года, утверждённая постановлением мэра г. Магадана от 11 февраля 2008 г. № 250, в которой на основе анализа существующего состояния теплоснабжения г. Магадана и проблем при производстве, распределении и потреблении тепловой энергии, оценены возможные направления развития системы теплоснабжения города на основе природоохранных мероприятий и энергосберегающих технологий, выбраны наиболее рациональные из них, сформированы варианты дальнейшего развития теплоснабжения и стратегия их реализации, ведущие к постепенному улучшению ситуации, оценены затраты на реализацию предлагаемых технических решений, их экономическую эффективность и срок окупаемости. Первоочередным мероприятием вышеуказанной Схемы является строительство тепломагистрали №5 «Нагаевская».
В настоящее время основной задачей Магаданской ТЭЦ в части теплоснабжения г. Магадана в условиях ограниченных финансовых возможностей является поддержание в работоспособном состоянии существующих магистральных теплопроводов, проведение качественных ремонтов и замены изношенных теплопроводов на новые.
В период с 1975 по 1978 годы на Магаданской ТЭЦ было заменено около 5434 м магистральных теплосетей (тепломагистраль № 1), срок службы которых подходил к предельному. В дальнейшем, в период с 1985 по 1997 годы было заменено 3648 м дефектных участков тепломагистралей № 1А, № 2, № 3. В последующие 4 года замены не производились. Ежегодно на основании результатов анализа выявленных дефектов, повреждений, периодических осмотров, испытаний, диагностики и опрессовок составляются и утверждаются графики ремонта теплосетей. До ремонта и перед началом отопительного периода выполняется опрессовка магистральных теплосетей повышенным давлением (25 кг/см2).
Кроме того, на Магаданской ТЭЦ составлен перспективный план ремонта тепловых сетей, учитывающий сроки эксплуатации каждой магистрали. Эксплуатация теплосетей МТЭЦ выполняется в соответствии с ПТЭ:
- подпитка выполняется деаэрированной водой в зимний и в летний периоды. (Качество подпиточной воды соответствует пункту 4.8.40 ПТЭ);
- наружные поверхности трубопроводов имеют проектное защитное покрытие. (Краска АЛ 166 и комбинированная двухслойная краска АЛ 177 по грунту ГФ020). Металлические конструкции также защищены антикоррозийным покрытием;
- организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов путем анализов сетевой воды, а также по индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболее характерных точках магистральных теплосетей, в соответствии с пунктом 4.12.27 ПТЭ;
организован систематический контроль за состоянием магистральных тепловых сетей в соответствии с пунктом 4.12.26 ПТЭ.
Система централизованного теплоснабжения (СЦТ) г. Магадана открытая с зависимым подключением потребителей и непосредственным разбором сетевой воды на нужды горячего водоснабжения.
Теплоноситель с Магаданской ТЭЦ по 2-х трубной системе поступает на ЦТП, где осуществляется насосное подмешивание из обратного трубопровода систем отопления и разделение потоков смешенной воды на отопление и ГВС. С ЦТП до потребителя подача тепла осуществляется по 3-х трубной системе (подающий и обратный трубопроводы на отопление и 1 трубопровод на нужды ГВС). В связи с отсутствием в системе ГВС циркуляционного трубопровода при отсутствии или незначительном разборе воды температура теплоносителя падает, что приводит к значительным сбросам остывшей воды у потребителей.
Проведенное энергетическое обследование и выполненные расчеты работы магистральных тепловых сетей и тепловых сетей вторичного контура выявило ряд проблем в системе теплоснабжения г. Магадана:
Техническое состояние трубопроводов магистралей ТМ-1 и ТМ-2 (ТМ-3) существенно ограничивает возможности по передаче тепловой энергии, - согласно Заключений контроля технического состояния трубопроводов максимальное давление в трубопроводах не должно превышать 10кгс/см2, а максимальная температура – 115°С.
При работе по проектному температурному графику (130-70°С) отпуск тепла в ТМ-1 и ТМ-2 в договорных объемах возможен в диапазоне температур от +10 до 0°С. В диапазоне температур наружного воздуха от 0 до -20°С относительный отпуск тепла составляет 0,97÷0,91 от договорных объемов. При более низких температурах наружного воздуха относительный отпуск тепла составляет до 0,9÷0,83 от договорного. Допустимая величина снижения относительного отпуска тепла составляет от 0,84 при tнар.=-20°С до 0,87 при tнар.=-30°С не более 54 часов.
Расчетный температурный график отпуска тепла с ЦТП на отопительный сезон 2010-2011гг. привязан к температурному графику отпуска тепла с коллекторов МТЭЦ в зависимости скорости ветра и составляет 78÷61С со срезкой на 72С.
Отсутствует утвержденный на действующий отопительный период расчетный теплогидравлический режим, с обозначением расчетных параметров работы (давление и расходов) в узловых точках при расчетном температурном графике.
Отсутствует служба единого диспетчерского управления режимами работы системы теплоснабжения города.
Имеются различия в фактических и договорных нагрузках горячего водоснабжения (по предварительной оценке договорные нагрузки горячего водоснабжения выше фактических в 1,5÷2 раза);
Потери сетевой воды в сетях отопления-вентиляции значительно превышают нормативные (на 40÷140 м3/ч в различные месяцы отопительного периода);
Отсутствие циркуляционного трубопровода в системе горячего водоснабжения приводит к повышенным сбросам остывшего теплоносителя у потребителей, величина потерь со сливами теплоносителя оценивается в объеме 90÷100 м3/ч.
Сверхнормативные потери сетевой воды в сетях вторичного контура и системах теплопотребления составляют от 30 до 100 тыс. м3 в месяц.
Работа тепловых сетей вторичного контура по пониженному температурному графику (78÷61С со срезкой на 72С) снижает тепловые потери через изоляцию, но приводит к увеличению потерь тепла со сливами теплоносителя. Увеличение тепловых потерь составляет ≈ 1600 Гкал/мес.
Выполненное обследование и расчеты вариантов работы магистральных тепловых сетей г.Магадана позволили сделать вывод, что в краткосрочной перспективе (до строительства магистрали Нагаевская) наиболее оптимальным вариантом, является вариант 3 .
Вариант 3 предусматривает перевод на режим работы по графику 150-70С со срезкой на 115С тепломагистралей: ТМ-1, ТМ-2, ТМ-3, ТМ-1А. Отпуск тепла в ТМ-4 осуществляется по проектному графику 130-70С. Отпуск тепла по варианту 3 позволяет увеличить отпуск тепла потребителям в диапазоне температур наружного воздуха от -17°С до -29°С, что очень важно при длительном стоянии низких температур. При транспорте тепла по температурному графику 150-70°С требуется ≈1,33 раза меньше циркуляционного расхода теплоносителя по сравнению с графиком 130-70°С. Перевод ТМ-1А на режим работы по варианту 3 подразумевает реконструкцию ИТП потребителей ТМ-1А для приема тепла по новому графику. Вариант требует дополнительных затрат по изменению схем подключения ИТП потребителей подключенных от ТП-1А.
Магистральные сети
Прокладка трубопроводов выполнена в основном надземным способом, а в центре жилой застройки – в подземных проходных и непроходных каналах. Состояние тепловой изоляции и покровного слоя основных трубопроводов – удовлетворительное.
Срок эксплуатации тепловых сетей в среднем составляет 25-42 лет.
Внутриквартальные сети
Расчетная присоединенная нагрузка (по данным Магадантеплосбыта) составляет 480,18 Гкал/час. Подключение систем отопления потребителей тепловой энергии выполнено по зависимой схеме, системы горячего водоснабжения – по открытой схеме.
Внутриквартальная тепловая сеть, проложенная от ЦТП до потребителей, состоит из двухтрубной сети отопления и одной трубы для нужд горячего водоснабжения. Сеть горячего водоснабжения выполнена без циркуляции горячей воды. Протяженность внутриквартальных сетей от магистралей ТЭЦ составляет 263,9 км в однотрубном исчислении. Распределительные сети проложены в подземных непроходных железобетонных каналах.
Длина участков тепловой сети, выработавших свой ресурс, составляет 109,4 км или 33% от общей протяженности тепловой сети, значительное количество теплопроводов имеет нарушенную тепловую изоляцию.
Система теплоснабжения города была запроектирована с открытым водоразбором на нужды ГВС. Приготовление горячей воды осуществляется на ЦТП путем подмешивания из обратного трубопровода отопления.
Циркуляционный трубопровод ГВС отсутствует. При значительной протяженности и неудовлетворительном состоянии распределительных сетей и тепловой изоляции это приводит к повышенным потерям теплоносителя и тепла в системе ГВС.
Поселок Мяунджа
Источник теплоснабжения – Аркагалинская ГРЭС.
На балансе ОАО «Магаданэнерго» находится 28,2 км тепловых сетей (теплосети поселка энергетиков Мяунджа) Ду от 100 мм до 500 мм, эксплуатируются по температурному графику 1200/700С.
С конца 90-х годов тепловые нагрузки поселка снижаются из-за устойчивой тенденции оттока населения из поселков Центральной Колымы в Центральные районы страны и частично в г. Магадан. По результатам обследования и диагностики тепловых сетей, проведенных в 1986 году, был составлен долгосрочный перспективный план ремонта и перекладки (замены) тепловых сетей на 1986-2001 годы План был выполнен на 70% из-за недостаточного финансирования и нехватки трубопроводов для замены. При этом аварий и инцидентов в теплосетях не было.
В условиях ежегодного снижения теплопотребления пос. Мяунджа и отсутствия перспектив развития поселка основной задачей АрГРЭС является поддержание существующих теплосетей в удовлетворительном техническом состоянии за счет выполнения качественных ремонтов и перекладки изношенных участков. Эксплуатация теплосетей пос. Мяунджа (Аркагалинская ГРЭС) организована в соответствии с ПТЭ:
В схеме подпитка теплосети предусмотрены 2 вида деаэраторов. В зимний период деаэрация осуществляется в атмосферном деаэраторе, в весенне-летне-осенний период, когда в работе находятся электробойлеры, а основное энергетическое оборудование (котлоагрегаты и турбоагрегаты) находится на консервации, деаэрация подпиточной воды осуществляется в вакуумном деаэраторе. Осуществляется постоянный химконтроль, требования ПТЭ к качеству подпиточной воды соблюдаются.
Организован и осуществляется постоянный химконтроль за качеством обратной сетевой воды.
Защита наружных поверхностей трубопроводов и металлоконструкций осуществляется битумным лаком.
Гидрофильная засыпная теплоизоляция не применяется. Теплоизоляция выполнена минераловатой с металлической окожуховкой.
Контроль за состоянием тепловых сетей организован согласно п. 4.12.26 ПТЭ:
- производятся опрессовки магистральных трубопроводов повышенным давлением перед ремонтом и перед отопительным периодом;
- производятся испытания на максимальную температуру теплоносителя согласно ПТЭ;
- производятся регулярные обходы и осмотры теплосетей, ведется учет всех выявленных дефектов;
- организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов;
- на основании анализа причин выявленных дефектов по всем видам оборудования теплосетей составляются ежегодные планы, графики ремонта теплосетей и на ближайшую перспективу.
4.14. Разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения
Стратегические направления развития теплового хозяйства должны включать техническую, организационно-структурную и экономическую политику.
Реализация перспективных принципов технической политики во многом определяется совершенством структуры системы, качеством элементов, структурой и степенью оснащенности средствами автоматизированного управления, уровнем эксплуатации, качеством строительно-монтажных и ремонтных работ.
Основными направлениями преобразования теплового хозяйства Магаданской области, прежде всего, должны стать:
- приведение действующих систем теплоснабжения в соответствие с техническими нормами и правилами, устранение тепло-гидравлической разрегулировки и сверхнормативных потерь тепла;
- техническое оснащение теплоснабжающих систем средствами измерения, контроля, регулирования и автоматики, обеспечивающими многоуровневое регулирование технологическим процессом;
- замена в необходимых объемах устаревшего оборудования, теплопроводов, повышение качества строительно-монтажных и ремонтных работ;
- применение перспективных конструкций теплопроводов, технологий и способов их прокладки, обеспечивающих минимальные потери тепла и длительные сроки их эксплуатации;
- перевод при выполнении капитального ремонта и при вводе новых зданий на независимую схему присоединения нагрузки отопления, вентиляции и закрытую систему горячего водоснабжения.
Изложенные направления должны определять программу преобразования структуры существующих систем и приведения их в соответствие с техническими нормами и требованиями надежности с учетом и ориентации на реализацию энергоэффективных технологий и оборудования.
Успешное развитие теплового хозяйства в рамках рассмотренных выше направлений позволит изменить тенденцию роста тепловых потерь и удовлетворения прироста тепловых нагрузок и перейти к активной энергосберегающей политике. Это в полной мере будет соответствовать перспективным направлениям развития теплоснабжения до 2016 года, заложенным в Стратегию социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года. При этом основными задачами на будущее являются сокращение тепловых потерь и рациональное использование высокого потенциала энергосбережения.
В связи с тем, что теплосетевые активы находятся как в собственности ОАО «Магаданэнерго», так и в собственности МУП «Магадантеплосеть», мероприятия, необходимые для оптимизации схемы теплоснабжения города и сокращения потерь в тепловых сетях, делятся на те, которые необходимо осуществить за счет средств ОАО «Магаданэнерго», и на те, которые необходимо осуществить за счет средств городского бюджета, инвесторов, владельцев (юридических и физических лиц).
Следует отметить, что существует вероятность того, что мероприятия, которые необходимо осуществить за счет средств города, не будут реализованы из-за недостатка финансирования.
Принципиальные решения по оптимизации схемы горячего водоснабжения г. Магадана в целях сокращения расходов представлены на схеме (приложение № 7).
Принципиальные решения по оптимизации схемы теплоснабжения г. Магадана с учётом требований Федерального закона от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности», которые необходимо осуществить до 2014 года:
Мероприятия
Положительный эффект
Устройство в ИТП циркуляции ГВС с подключением ее в обратный трубопровод отопления
Значительное снижение потерь тепла и расходов теплоносителя на ГВС
Восстановление изоляции трубопроводов распределительных сетей современными материалами
Снижение тепловых потерь, улучшение качества теплоснабжения. Снижение аварийности
Реконструкция тепломагистрали №3 МТЭЦ путем замены трубопроводов Ду500 на Ду800 на участке от ТП-11 до ТП-16 протяженностью 1522 м
Увеличение пропускной способности магистрали ТМ-3 и увеличение объема подачи тепла потребителям. Обеспечение нормальной пропускной способности магистрали ТМ-2. Повышение качества теплоснабжения, возможность подключения новых потребителей.
Проектирование и строительство тепловой магистрали «Нагаевская» в Нагаевском и Юго-Восточном районах Ǿ1000-800мм L=6100м
Возможность подключения новых потреби-телей. Переключение части потребителей от магистрали ТМ-1. Создание более устойчиво-го гидравлического и теплового режимов.
Создание АСКУТ на ЦТП, принадлежащих МУП «Магадантеплосеть»
Обеспечение точного учета отпуска тепловой энергии потребителям
Установка узлов учета в системы ГВС потребителей (в перспективе - поквартирный учет).
Снижение расходов теплоносителя и тепловой энергии
Приготовление горячей воды на нужды ГВС в ИТП, закрытие системы (установка теплообменников ГВС)
Значительное снижение потерь тепла на нужды ГВС. Снижение расходов на перекачку теплоносителя
Для улучшения работы системы теплоснабжения г. Магадана необходимо выполнить ряд мероприятий.
1. Переход на график регулирования температур теплоносителя в магистральных трубопроводах ТМ-1,ТМ-2(ТМ-3), ТМ-1А 150-70С со срезкой на 115С.
2. Переход на проектный график (95-70С) регулирования температур теплоносителя в квартальных сетях.
3. Инвентаризация и уточнение тепловых нагрузок потребителей, в первую очередь – нагрузки горячего водоснабжения.
4. Реконструкция системы ГВС:
квартальные трубопроводы горячего водоснабжения от ЦТП до ИТП вывести в резерв;
подачу тепла на ГВС осуществлять от ЦТП совместно с подачей тепла на отопление по существующим квартальным сетям отопления;
подключение внутридомовых систем ГВС выполнить от ИТП;
внутридомовые системы ГВС оборудовать регулятором температуры.
5. Наладка и регулировка тепловых сетей.
6. Внедрение программного комплекса теплогидравлического расчета тепловых сетей на базе геоинформационной системы, например, ПРК ZULU, СИТИКОМ, (создание «электронной модели» системы теплоснабжения г. Магадан).
7. Организационные мероприятия:
образование одного юридического лица, обеспечивающего транспорт тепловой энергии от энергоисточника (Магаданской ТЭЦ) до потребителей;
диспетчеризация тепловых сетей.
4.15. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования
Увеличение электрической мощности действующих электростанций не планируется ввиду их минимальной загрузки.
Магаданская ТЭЦ и Аркагалинская ГРЭС по режиму работы в основном несут тепловую нагрузку с минимально возможной выработкой электрической энергии.
Оборудование Аркагалинской ГРЭС находится на консервации.
Для обеспечения горячего водоснабжения пос. Мяунджа и обогрева здания электростанции на Аркагалинской ГРЭС в зимнее время работает котлоагрегат среднего давления и один турбогенератор с нагрузкой 7-10 МВт. С мая по октябрь станция полностью остановлена.
В целях обеспечения горячего водоснабжения потребителей пос. Мяунджа в этот период на Аркагалинской ГРЭС работают электрокотлы с нагрузкой от 3 МВт до 30 МВт.
Режим работы Магаданской ТЭЦ диктуется необходимостью экономии твердого топлива и надежностью электроснабжения Магаданского энергоузла. Генераторы Магаданской ТЭЦ в зимнее время несут нагрузку от 5 МВт до 30 МВт по тепловому графику.
Для обеспечения горячего водоснабжения потребителей г. Магадана на Магаданской ТЭЦ установлены электрокотлы, работающие круглый год с нагрузкой до 45 МВт, используя приобретенную электроэнергию от Колымской ГЭС.
Совместная генерация тепла и электроэнергии на Аркагалинской ГРЭС и Магаданской ТЭЦ возможна при увеличении электропотребления в Магаданской области и на период до 2016 года не планируется.
4.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Магаданской области на 5-летний период
Мощности существующих в области 57 котельных достаточны для теплоснабжения потребителей в муниципальных образованиях, 25 котельных из 57 требуют реконструкции (модернизации).
В рамках областных целевых программ «Доступное и комфортное жилье – жителям Магаданской области» на 2009-2013 годы» (Подпрограмма «Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры Магаданской области» на 2009-2013 годы») и «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Магаданской области» на 2010-2013 годы» планируются мероприятия, которые приведены в следующей таблице.
Перечень программных мероприятий на 2012-2016 годы
№ п/п
Наименование мероприятия
Стоимость мероприятия, тыс. руб.
Сроки реализации мероприятий по годам
2012
2013
2014
2015
2016
1.
Муниципальное образование "город Магадан"
1.1.
Реконструкция теплопровода первичного контура от ЦТП №1 до ЦТП №2 - II этап от ТК-14 (ЦТП №1) до ТК-8, протяженность 542,4 п.м в г. Магадане
136500
0
45500
45500
25500
20000
1.2.
Строительство тепломагистрали № 5 «Нагаевская», г. Магадан протяж 6,6 км.
2700000
0
1152000
1548000
Итого
2836500
0
45500
45500
1177500
1568000
2.
Муниципальное образование «Ольский район»
2.1.
Приобретение материалов и проведение работ по капитальному ремонту фидера 6кВ для резервного энергоснабжения котельной в пос. Ола
1000
1000
2.2.
Приобретение оборудования для замены мачтовых трансформаторных подстанций 6/0,4 кВ ТП №22 "Больница" и ТП №41 "Метео" в поселке Ола
1000
1000
2.3.
Реконструкция наружных сетей тепловодоснабжения с. Талон
4300
4300
2.4.
Приобретение, доставка, демонтаж, монтаж котла ДЕ- 6,5-1 (водогрейный режим) для котельной п. Армань
7200
7200
2.5.
Капитальный ремонт ЛЭП в с. Тахтоямск
3000
3000
Итого
3000
16500
0
0
0
0
3.
Муниципальное образование "Хасынский район"
3.1.
Приобретение, доставка и монтаж емкости горячей воды на котельной в пос. Хасын
500
500
3.2.
Приобретение, доставка и монтаж модульной котельной установки для пос. Стекольный
1800
1800
3.3.
Приобретение, доставка, установка, наладка котла КЕ 4/14 для котельной пос. Талая
5000
5000
Итого
7300
7300
0
0
0
0
4.
Муниципальное образование "Ягоднинский район"
4.1.
Приобретение, доставка, монтаж и пусконаладочные работы станции водоочистки в пос. Сенокосный
8200
8200
4.2.
Замена котла ДКВР 13-20 № 3 на центральной котельной п. Ягодное
8500
8500
4.3.
Проведение работ по модернизации системы водоснабжения с приобретением оборудования и материалов в пос. Синегорье
1970
1970
4.4.
Приобретение, доставка и установка котла КВр – 1,74 в комплекте для котельной пос. Бурхала
1600
1600
Итого
20270
20270
0
0
0
0
5.
Муниципальное образование "Тенькинский район"
5.1.
Приобретение, доставка материалов и оборудования для проведения капитального ремонта котла ДКВР 20-13 в водогрейном режиме до 115°С (россыпью) без обмуровки для котельной п. Усть-Омчуг
4850
4850
5.2.
Приобретение материалов и вспомогательного оборудования, оплата работ по монтажу и наладке котла ДКВР 20-13 на котельной пос. Усть-Омчуг
8500
8500
5.3.
Выполнение работ по изысканию, проектированию, экспертизе и строительству сетей холодного водоснабжения в пос. Омчак
2460
2460
5.4.
Приобретение, доставка и монтаж двух котлов КВр -2,5 Мвт для котельной пос. Омчак
2500
2500
5.5.
Приобретение, доставка, монтаж водогрейного котла для котельной п. Гастелло
1300
1300
5.6.
Приобретение, доставка и монтаж водогрейного котла КВр-1,8 МВт и механической топки котла для котельной п. Мадаун
1800
1800
5.7.
Приобретение и доставка двух щитов управления дизельных электростанций мощностью 250 кВт для включения в общую схему оборудования на ДЭС пос. Мадаун
800
800
Итого
22210
22210
0
0
0
0
6.
Муниципальное образование "Сусуманский район"
6.1.
Приобретение, доставка и монтаж модульной котельной г. Сусуман
12000
12000
6.2.
Приобретение и доставка труб кипятильных, экранов, коллекторов для ремонта котла ДКВР-20/13 на котельной "Центральная" г. Сусуман
2000
2000
6.4.
Приобретение, доставка и монтаж котла № 3 ДКВР-4/13С для котельной п. Холодный.
5800
5800
Итого
19800
19800
0
0
0
0
7.
Муниципальное образование "Омсукчанский район"
7.1.
Капитальный ремонт котла №3 в котельной в пос.Дукат
6000
6000
Итого
6000
6000
0
0
0
0
8.
Муниципальное образование "Среднеканский район"
8.1.
Оптимизация тепловых сетей в пос. Сеймчан
15000
15000
0
Итого
15000
15000
0
0
0
0
9.
Муниципальное образование "Северо-Эвенский район"
9.1.
Ремонт дизель-генератора Г-72
3000
3000
9.2.
Приобретение, доставка, монтаж и обмуровка котла ДКВР 4/13 на котельной пос. Эвенск
5800
5800
Итого
8800
8800
0
0
0
0
10.
Общие мероприятия
10.1.
Первоочередные работы по подготовке объектов к осенне-зимнему сезону
50000
10000
10000
10000
10000
10000
10.2.
Приобретение труб в ППУ-изоляции
50000
10000
10000
10000
10000
10000
10.3.
Приобретение матов прошивных
30000
10000
5000
5000
5000
5000
Итого по общим мероприятиям
130000
30000
25000
25000
25000
25000
В С Е Г О
3068880
145880
70500
70500
1202500
1593000
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. В настоящее время энергосистема Магаданской области является избыточной по генерирующей мощности.
2. Отсутствуют ограничения по перетокам мощности, кроме юга Магаданской области из-за ограничений по транзиту мощности от Колымской ГЭС.
3. Освоение Яно-Колымской золоторудной провинции, в частности, строительство горнопромышленного комплекса на базе Наталкинского месторождения золота (рудник им. Матросова), требует опережающего строительства электросетевой инфраструктуры (более 400 км ВЛ 220 кВ от ПС 220 кВ «Усть-Омчуг» до ПС 220 кВ «Берелёх» с ПС 220 кВ «Омчак новая»).
4. Кроме выше перечисленных линий электропередач необходимо строительство ВЛ 220 кВ «Оротукан – Палатка – Центральная», включённую в федеральную целевую программу «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года».
5. В схеме рассмотрено два сценария развития региона – умеренный, предусматривающий ввод в 2013 году первой очереди рудника им. Матросова, и оптимистический, предусматривающий наряду с подключением рудника им. Матросова, ввод ряда горнорудных предприятий «Павлик», «Родионовское», «Дегдекан». Для реализации этого сценария необходимо решение вопроса по строительству до 2016 года инфраструктурного объекта «двухцепная ВЛ 220 кВ «Усть- Омчуг – Омчак» с ПС 220 кВ «Омчак Новая».
6. Для обеспечения надёжного электроснабжения существующих потребителей необходимо:
- увеличение объёмов капитальных ремонтов и реконструкции действующих основных фондов за счёт их переоценки;
- формирование федеральной целевой программы на период до 2011-2018 годов, и как часть этой программы, – реализация мероприятий до 2015 года.
7. С целью снятия ограничений по выдаче тепловой мощности от Магаданской ТЭЦ в период до 2016 года необходимо:
- строительство тепломагистрали № 5 «Нагаевская»;
- перевод системы ГВС на циркуляцию горячей воды;
- установка общедомовых приборов учёта ресурсов согласно Федеральному закону от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности»;
- ряд других мероприятий, предусмотренных Схемой теплоснабжения г. Магадана на период до 2020 года.
8. Для снижения тарифной нагрузки на действующих потребителей Магаданской области в условиях ввода новых горнопромышленных и генерирующих мощностей региона, необходимо предусмотреть возможность компенсации разницы в тарифах за счёт бюджетных дотаций на электрическую энергию.
Приложение № 1
к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
Схема расположения
основных энергообъектов ОАО «Магаданэнерго»
1
Приложение № 2
к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики
Магаданской области на 2012-2016 годы
Режимы работы энергосистемы Магаданской области:
1. Нормальный режим работы энергосистемы
2. Подключение нагрузки 1-й очереди РиМ 42 МВт к существующей сети.
3.Подключение 1-очереди РиМ 42 МВт и ПС Павлик 25 МВт с вводом ВЛ-154 кВ Усть-Омчуг- Павлик.
4.Подключение 1-очереди РиМ 42 МВт и ПС Павлик 25 МВт с вводом ВЛ-154 кВ Усть-Омчуг- Павлик, ПС 220 и 2-цепной ВЛ-220 кВ Усть-Омчуг – Омчак
5.Подключение нагрузки 2-й очереди РиМ 118 МВт к ПС -220 Омчак-Новая .
1
Приложение № 3
к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики
Магаданской области на 2012-2016 годы
План финансирования инвестиционной программы для ОАО «Магаданэнерго» на 2013-2017 годы
№№
Наименование объекта
Стадия реализации проекта
год начала сроительства
год окончания строительства
Объем финансирования, с НДС
План 2013 года
План 2014 года
План 2015 года
План 2016 года
План 2017 года
Итого
С/П*
млн.рублей
млн.рублей
млн.рублей
млн.рублей
млн.рублей
млн.рублей
ВСЕГО по ОАО "Магаданэнерго"
608,70
601,81
629,50
642,06
622,74
3104,80
1
Генерация (ГК), в.т.ч.:
222,18
243,20
254,00
256,18
206,17
1181,73
1.1
Техническое перевооружение и реконструкция
222,18
243,20
254,00
256,18
206,17
1181,73
1.1.1
Основные объекты всего, в т.ч.
160,83
186,80
192,00
184,90
132,75
857,28
Магаданская ТЭЦ
Реконструкция тракта топливоподачи
С/П
2013
2017
160,83
186,80
192,00
184,90
132,75
857,28
1.1.7
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
43,44
34,58
25,86
41,55
43,98
189,41
Магаданская ТЭЦ
Реконструкция ГЩУ (Замена устройств РЗА)
С
2013
2013
3,54
0,00
0,00
0,00
0,00
3,54
Разработка проекта и работы по реконструкции систем пожаротушения
С/П
2013
2014
0,59
0,59
0,00
0,00
0,00
1,18
Реконструкция к/а 1-4 (Замена СБР типа ПЭЕ-3500 с заменой электродвигателей, самодельных регулирующих на СБР)
С
2014
2016
0,00
0,94
1,77
1,77
0,00
4,48
Реконструкция лифтов главного корпуса МТЭЦ
С
2012
2014
0,47
5,19
0,00
0,00
0,00
5,66
Реконструкция общестанционного оборудования
С
2012
2017
11,00
4,83
2,89
7,03
17,82
43,57
Реконструкция природоохранных объектов МТЭЦ с установкой приборов учета сточных и сбросных вод (выпуск № 1, 2, 3, 4)
С
2012
2013
1,89
0,00
0,00
0,00
0,00
1,89
Реконструкция ГПП (главный паропровод) ЧСД (часть среднего давления)
С/П
2014
2015
0,00
0,18
3,54
0,00
0,00
3,72
Модернизация станочного оборудования
С
2013
2013
2,01
0,00
0,00
0,00
0,00
2,01
Реконструкция оборудования ХЦ с установкой обратного осмоса
С/П
2015
2017
0,00
0,00
3,21
10,09
2,82
16,12
Реконструкция инженерно-технических средств охраны
С
2012
2014
3,53
2,32
0,00
0,00
0,00
5,85
Аркагалинская ГРЭС
Реконструкция тепловодоснабжения
С
2013
2014
5,08
5,08
0,00
0,00
0,00
10,16
Тракт топливоподачи (Реконструкция. Монтаж быстродействующей системы пожарной сигнализации)
С
2014
2015
0,00
1,06
7,64
0,00
0,00
8,70
Замена дренажных насосов
С
2014
2014
0,00
0,69
0,00
0,00
0,00
0,69
Главный корпус III очередь. Реконструкция кровли с заменой сгораемого утеплителя
С
2013
2014
15,33
9,94
0,00
0,00
0,00
25,27
Тракт топливоподачи (Реконструкция. Перенос щита управления)
С
2014
2015
0,00
3,76
4,45
0,00
0,00
8,21
Главный корпус I очередь. Реконструкция кровли с заменой сгораемого утеплителя
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
22,66
23,34
46,00
Реконструкция системы оперативного тока с установкой аккумуляторной батареи связи типа 5-ОРZ 350
С
2015
2015
0,00
0,00
2,36
0,00
0,00
2,36
1.1.8
Инновации и НИОКР, в.т.ч.:
17,91
21,82
36,14
28,31
29,44
133,62
1.1.8.1
Инновационные проекты, в т.ч.
17,91
21,82
36,14
28,31
29,44
133,62
Магаданская ТЭЦ
Внедрение коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в инертном газе (элегазовых выключателей на ОРУ-110/35/6кВ) с установкой трансформатора связи ТС-5, заменой трансформаторных вводов на ввода с твердой изоляцией
С
2011
2017
8,85
10,27
19,59
18,29
18,41
75,41
Внедрение коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в вакууме установка вакуумных выкл. 6кВ в РУСН, замена низковольтной аппаратуры 0,4 кВ взамен устаревших
С
2012
2017
3,07
6,37
2,42
2,42
2,77
17,05
Внедрение частотного регулирования в систему управления двух к/а 5-7. Установка современных приборов контроля взамен устаревших
С
2013
2017
5,99
5,18
6,58
7,60
8,26
33,61
Аркагалинская ГРЭС
Внедрение инновационной системы водоподготовки с использованием технологии обратного осмоса
С
2015
2015
0,00
0,00
7,55
0,00
0,00
7,55
1.1.10
ПИР для строительства будущих лет, в.т.ч.:
0,00
0,00
0,00
1,42
0,00
1,42
Магаданская ТЭЦ
Замена ВВП 4-6 УПТ-1600 на пластинчатые (ПИР)
П
2016
2016
0,00
0,00
0,00
1,42
0,00
1,42
3
Электрические сети высокого напряжения, в т.ч.:
76,03
96,47
75,47
69,54
54,26
371,77
3.1
Техническое перевооружение и реконструкция
76,03
96,47
75,47
69,54
54,26
371,77
3.1.3
Создание систем противоаварийной и режимной автоматики, в т.ч.
0,00
3,47
0,00
5,89
3,43
12,79
Восточные ЭС
Реконструкция ПС-220кВ "Оротукан"
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
5,89
3,43
9,33
Реконструкция ПС-220кВ "Синегорье"
С
2014
2014
0,00
3,47
0,00
0,00
0,00
3,47
3.1.7
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
12,38
7,14
36,56
31,33
28,68
116,09
Восточные ЭС
Реконструкция ПС-220кВ "Оротукан"
С
2012
2017
4,78
0,000
4,70
13,19
14,28
36,95
Реконструкция ПС-220кВ "Синегорье"
С
2015
2015
0,00
0,000
6,90
0,00
0,00
6,90
Центральные ЭС
Реконструкция ПС-220/110/35/6 кВ "Усть-Омчуг"
С
2013
2017
7,60
7,140
24,96
0,00
14,40
54,10
Реконструкция ПС-220/110/35/6 кВ "Нововетренный"
С
2016
2016
0,00
0,000
0,00
18,14
0,00
18,14
3.1.8
Инновации и НИОКР, в.т.ч.:
60,98
85,01
36,56
31,31
22,15
236,01
3.1.8.1
Инновационные проекты, в т.ч.
60,98
85,01
36,56
31,31
22,15
236,01
Центральные ЭС
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа и вакуума на ПС-220/110/35/6 кВ "Берелех". Замена устаревшего оборудования подстанции
С
2012
2017
15,90
31,66
1,30
0,00
6,02
54,88
Восточные ЭС
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа, и вакуума на ПС-220кВ "Ягодное" . Замена устаревшей опорной изоляции и устройств РЗиА
С
2012
2016
22,55
34,41
30,59
9,92
0,00
97,47
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа,замена устаревших измерительных трансформаторов на ПС-220кВ "Омсукчан"
С
2013
2017
22,53
18,94
4,67
21,39
16,13
83,66
3.1.10
ПИР для строительства будущих лет, в.т.ч.:
2,67
0,85
2,35
1,01
0,00
6,88
Восточные ЭС
ПС-220кВ "Ягодное"
П
2012
2015
0,95
0,85
0,47
0,00
0,00
2,27
ПС-220кВ "Оротукан"
П
2013
2016
0,48
0,00
0,94
0,51
0,00
1,92
ПС-220кВ "Омсукчан"
П
2013
2016
1,24
0,00
0,94
0,51
0,00
2,69
4
Электрические сети низкого напряжения, в т.ч.:
159,54
102,08
135,53
147,80
169,59
714,54
4.1
Техническое перевооружение и реконструкция
159,54
102,08
135,53
147,80
169,59
714,54
4.1.3
Создание систем противоаварийной и режимной автоматики, в т.ч.
2,65
0,00
3,16
0,00
1,07
6,88
Восточные ЭС
Реконструкция ПС-110кВ "Сеймчан"
С
2015
2015
0,00
0,00
3,16
0,00
0,00
3,16
Реконструкция ПС-110 кВ "Дукат"
С
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
1,07
1,07
Реконструкция ПС-110 кВ "Таскан"
С
2013
2013
1,28
0,00
0,00
0,00
0,00
1,28
Реконструкция ПС-110 кВ "Спорное"
С
2013
2013
1,38
0,00
0,00
0,00
0,00
1,38
4.1.4
Создание систем телемеханики и связи, в т.ч.
7,52
12,13
21,93
5,42
2,98
49,97
Западные ЭС
Установка приборов телемеханизации
С
2013
2014
0,64
0,64
0,00
0,00
0,00
1,28
Замена ВЧ-заградителей
С
2015
2016
0,00
0,00
1,77
1,77
0,00
3,54
Замена аппаратуры ВЧ связи
С
2013
2015
4,70
3,88
5,42
0,00
0,00
14,00
Восточные ЭС
База ВЭС
С
2013
2014
0,57
0,91
0,00
0,00
0,00
1,47
Южные ЭС
Реконструкция телемеханизации ПС Ольского района (работы)
С
2014
2015
0,00
4,00
12,00
0,00
0,00
16,00
Центральные ЭС
Реконструкция аппаратуры связи на ВЛ-110 кВ
С/П
2012
2017
1,61
2,70
2,74
3,65
2,98
13,68
4.1.6
Технологическое присоединение потребителей, в т.ч.:
39,27
0,00
0,00
0,00
0,00
39,27
Реконструкция ВЛ 110 кВ "Кедровый-Омчак" с заменой провода с целью технологического присоединения ОАО "Рудник им. Матросова"
С/П
2011
2013
6,16
0,00
0,00
0,00
0,00
6,16
Реконструкция устройств РЗАИ и связи на действующих ПС 110 кВ, в связи с технологическим присоединением ОАО "Рудник им. Матросова"
С/П
2013
2013
33,11
0,00
0,00
0,00
0,00
33,11
4.1.7
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
74,18
47,17
89,33
117,51
145,61
473,81
Южные ЭС
Реконструкция ПС-35/6 "Снежный"
С
2013
2013
35,00
0,000
0,00
0,00
0,00
35,00
Реконструкция ПС-35/6 кВ "Мясокомбинат"
С
2014
2015
0,00
17,400
16,60
0,00
0,00
34,00
Реконструкция ПС-35/6 кВ "Тепличный комбинат"
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
9,20
15,80
25,00
Реконструкция БСК ПС "Центральная"
С
2013
2013
4,00
0,00
0,00
0,00
0,00
4,00
Реконструкция распред. сетей и ТП Ольского района, Палатка, Хасын
С
2016
2018
0,00
0,00
5,00
15,00
15,00
35,00
Реконструкция ПС "Сплавная"
С
2015
2015
0,00
0,00
1,00
0,00
0,00
1,00
Реконструкция ПС 35 кВ "База Морпорта"
С
2015
2015
0,00
0,00
8,00
0,00
0,00
8,00
Реконструкция распред. сетей, замена КТПН
С
2013
2014
3,00
3,00
0,00
0,00
0,00
6,00
Реконструкция бесперебойного питания щита ОДС
С
2013
2013
1,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,00
Реконструкция защит 35 кВ ПС "Центральная"
С
2013
2013
2,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2,00
Реконструкция защит ПС "Солнечная"
С
2015
2015
0,00
0,00
2,00
0,00
0,00
2,00
Реконструкция ПС "Сокол". Замена выключателей 35, 110 кВ
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
13,00
12,00
25,00
Реконструкция ПС "Юго-Восточная". Замена БСК
С
2016
2016
0,00
0,00
0,00
5,00
0,00
5,00
Реконструкция ПС "Веселая". Замена трансформаторов и защит
С
2017
2018
0,00
0,00
0,00
0,00
10,85
10,85
Реконструкция ПС "Ольская". Замена выключателей
С
2017
2018
0,00
0,00
0,00
0,00
10,00
10,00
Восточные ЭС
Реконструкция ПС-110кВ "Бурхала"
С
2013
2013
0,23
0,000
0,00
0,00
0,00
0,23
Реконструкция ПС-110кВ "Таскан"
С
2017
2017
0,00
0,000
0,00
0,00
9,43
9,43
Реконструкция ПС-110кВ "Утиная"
С
2013
2013
0,39
0,000
0,00
0,00
0,00
0,39
Реконструкция ПС-110 кВ "Дукат"
С
2014
2017
0,00
0,950
0,00
11,88
0,89
13,72
Реконструкция ПС-110 кВ "Спорное"
С
2015
2015
0,00
0,000
9,48
0,00
0,00
9,48
Реконструкция ПС-35 кВ "Дебин"
С
2013
2013
0,23
0,000
0,00
0,00
0,00
0,23
Реконструкция ПС-35 кВ "Горький"
С
2017
2017
0,00
0,000
0,00
0,00
20,35
20,35
Реконструкция ПС-35 кВ "Джелгала"
С
2013
2013
0,40
0,000
0,00
0,00
0,00
0,40
Реконструкция ПС-35 кВ "Штурмовой"
С
2013
2013
0,41
0,000
0,00
0,00
0,00
0,41
Реконструкция ПС-35 кВ "Хатыннах"
С
2013
2013
0,56
0,000
0,00
0,00
0,00
0,56
Распредсети 6кВ п.Омсукчан
С
2013
2017
0,14
0,146
0,16
0,18
0,20
0,81
Реконструкция э/с ВЛ-0.4 кВ п.В.Сеймчан
С
2012
2014
0,57
0,243
0,00
0,00
0,00
0,81
Западные ЭС
Реконструкция ПС-110 кВ "Юбилейный", "Балаганнах", "Победа", "Артык"
С
2012
2017
0,29
0,00
0,00
3,30
3,97
7,56
Реконструкция ПС 35 кВ "Антагачан", "Нелькан", "Дражный", "Индигирская", "Ольчан", "Октябрьский", "Байтах", "Арга-Мой", "Тонор", "Захаренко" (Замена фарфоровых колонок разъединителей на полимерные колонки, разрядников на ОПН-35, 6 с полимерной изоляцией)
С
2012
2013
0,20
0,000
0,00
0,00
0,00
0,20
Реконструкция ВЛ-35 кВ "Нера-Тонор"
С
2012
2017
8,50
8,780
9,40
10,10
12,00
48,78
Реконструкция ВЛ-110 кВ "Артык-Нера"
С
2013
2017
15,89
16,65
17,70
18,80
21,29
90,33
Реконструкция системы отопления и установка эл.котлов в здании основного гаража и здании для автотракторной техники
С
2016
2016
0,00
0,00
0,00
2,37
0,00
2,37
Центральные ЭС
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Широкий"
С
2012
2015
1,40
0,000
3,15
0,00
0,00
4,55
Реконструкция ПС-110/35 кВ "Таежная"
С
2015
2015
0,00
0,000
3,66
0,00
0,00
3,66
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Мальдяк"
С
2015
2015
0,00
0,000
2,36
0,00
0,00
2,36
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Кедровый"
С
2016
2016
0,00
0,000
0,00
14,47
0,00
14,47
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Ударник"
С
2016
2016
0,00
0,000
0,00
1,63
0,00
1,63
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Транспортный"
С
2015
2016
0,00
0,000
1,56
12,59
0,00
14,15
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Омчак"
С
2015
2017
0,00
0,00
1,56
0,00
8,26
9,82
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Нелькоба"
С
2015
2015
0,00
0,00
2,36
0,00
0,00
2,36
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Кулу"
С
2015
2015
0,00
0,00
5,34
0,00
0,00
5,34
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Еврашкалах"
С
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
5,58
5,58
4.1.8
Инновации и НИОКР, в.т.ч.:
19,64
42,04
20,82
24,46
16,70
123,66
4.1.8.1
Инновационные проекты, в т.ч.
19,64
42,04
20,82
24,46
16,70
123,66
Центральные ЭС
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа и вакуума на ПС-35/6 кВ "Нексикан". Замена устаревшего оборудования подстанции
С
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
14,75
14,75
Западные ЭС
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа и вакуума на ПС 110 кВ "Нера-Новая" с заменой коммутационной аппаратуры и опорной изоляции
С
2012
2017
8,56
8,62
5,42
4,86
1,95
29,41
Южные ЭС
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в вакууме, устройств РЗиА, замена устаревших силовых трансформаторов на ПС-35/6кВ "Промкомбинат"
С
2015
2016
0,00
0,00
15,40
19,60
0,00
35,00
Внедрение самонесущего изолированного антигололедного провода СИП на ВЛ-6 кВ "ПС КПД - РП-8-1"
С
2013
2014
11,08
9,42
0,00
0,00
0,00
20,50
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в инертном газе и вакууме, ОПН, устройств РЗиА на ПС-35/6кВ "Хасын"
С
2014
2014
0,00
24,00
0,00
0,00
0,00
24,00
4.1.9
Оборудование, не входящее в сметы строек, в.т.ч.:
13,99
0,00
0,00
0,00
0,00
13,99
для Центральных ЭС
С
2013
2013
13,99
0,00
0,00
0,00
0,00
13,99
4.1.10
ПИР для строительства будущих лет, в.т.ч.:
2,29
0,74
0,29
0,41
3,23
6,96
Западные ЭС
Разработка проекта на реконструкцию системы отопления и установку эл.котлов в здании основного гаража и здании для автотракторной техники
П
2015
2015
0,00
0,00
0,29
0,00
0,00
0,29
Разработка проекта на реконструкцию ВЛ-35 кВ Юбилейный - Арга-Мой
П
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
3,23
3,23
Южные ЭС
Реконструкция телемеханизации ПС Ольского района (ПИР)
П
2013
2013
1,50
0,00
0,00
0,00
0,00
1,50
Восточные ЭС
ПС-110кВ "Спорное"
П
2013
2014
0,35
0,74
0,00
0,00
0,00
1,10
ПС-110кВ "Сеймчан"
П
2013
2013
0,43
0,00
0,00
0,00
0,00
0,43
ПС-110кВ "Дукат
П
2016
2016
0,00
0,00
0,00
0,41
0,00
0,41
5
Сбыт энергии, в.т.ч.:
27,78
23,96
25,00
25,75
26,53
129,02
5.1
Техническое перевооружение и реконструкция
27,29
18,12
25,00
25,75
26,53
122,69
5.1.2
Энергосбережение и повышение энергетической эффективности, в т.ч.
12,58
11,78
22,06
15,85
14,49
76,76
5.1.2.1
Инновации и НИОКР, в.т.ч.:
12,58
11,78
22,06
15,85
14,49
76,76
5.1.2.1.1
Инновационные проекты, в т.ч.
12,58
11,78
22,06
15,85
14,49
76,76
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии бытовым и мелкомоторным секторами пос.Палатка
С/П
2012
2013
3,54
0,00
0,00
0,00
0,00
3,54
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования тепла на ЦТП в тепловых сетях г.Магадана
С/П
2012
2017
2,02
1,77
2,40
3,75
4,79
14,73
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии на подстанциях ОАО "Магаданэнерго" (ЦЭС)
С/П
2013
2014
2,73
2,65
0,00
0,00
0,00
5,38
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии на подстанциях ОАО "Магаданэнерго" (ВЭС)
С/П
2015
2016
0,00
0,00
2,75
3,05
0,00
5,80
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии на подстанциях ОАО "Магаданэнерго" (ЗЭС)
С/П
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
4,70
4,70
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе в населенных пунктах арманского побережья (п.Талон, п.Тауйск, п.Балаганное)
С/П
2013
2015
4,29
3,18
6,20
0,00
0,00
13,67
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе г.Сусуман
С/П
2014
2016
0,00
3,80
6,18
2,20
0,00
12,18
Реконструкция системы электроснабжения здания по ул.Портовой 19 А с использованием современного генерирующего основного и резервного оборудования (ДГ - GMC110 100 кВа - 1.95; ИБП - 0.9; ЭМР - 0.49)
С/П
2015
2015
0,00
0,00
3,34
0,00
0,00
3,34
Реконструкция системы электроснабжения здания по ул.Речная 24 с использованием современного генерирующего основного и резервного оборудования (ДГ - GMC110 100 кВа - 2.15; ИБП - 1.0; ЭМР - 0.7)
С/П
2016
2016
0,00
0,00
0,00
3,85
0,00
3,85
Внедрение инновационных технологий в систему передачи показаний учета тепловой энергии от МЖФ г.Магадана в отделение "Магадантеплосбыт" (проект и программный комплекс)
С/П
2014
2015
0,00
0,38
1,19
0,00
0,00
1,57
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе Ольского района (п.Гадля, п.Клепка)
С/П
2016
2016
0,00
0,00
0,00
3,00
0,00
3,00
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе п.Сеймчан
С/П
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
5,00
5,00
5.1.4
Создание систем телемеханики и связи, в т.ч.
11,30
2,29
2,94
1,50
2,31
20,34
Организация спутникового канала связи для АИИС КУЭ на ПС
С/П
2013
2017
1,42
1,38
1,40
1,50
2,31
8,01
Монтаж структурированной кабельной системы в административных помещениях филиала "Магаданэнергосбыт"
С/П
2012
2013
4,88
0,00
0,00
0,00
0,00
4,88
Организация спутниковых каналов связи в отделениях (6шт.)
С/П
2014
2014
0,00
0,91
0,00
0,00
0,00
0,91
Организация спутниковых каналов связи на участках (6шт.)
С/П
2015
2015
0,00
0,00
1,54
0,00
0,00
1,54
Внедрение системы распознавания речи для приема показаний от населения Avava Voice Portal
С/П
2013
2013
5,00
0,00
0,00
0,00
0,00
5,00
5.1.7
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
3,41
4,05
0,00
8,40
9,73
25,59
Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарной сигнализации в административном помещении Южного отделения энергосбыта, расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Палатка, ул. Ленина, 24
С/П
2013
2013
0,29
0,00
0,00
0,00
0,00
0,29
Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарной сигнализации в административном помещении Стекольнинского участка Южного отделения энергосбыта, расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Стекольный, ул. Заводская, 2
С/П
2013
2013
0,12
0,00
0,00
0,00
0,00
0,12
Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарной сигнализации в административном помещении Ягоднинского участка Восточного отделения энергосбыта расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Ягодное, ул. Транспортная 12
С/П
2013
2013
0,16
0,00
0,00
0,00
0,00
0,16
Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарной сигнализации в административном помещении Омсукчанского участка Восточного отделения энергосбыта расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Омсукчан, ул. Ленина, 15
С/П
2013
2013
0,14
0,00
0,00
0,00
0,00
0,14
Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарной сигнализации в административном помещении Молодежного участка Тенькинского отделения энергосбыта расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Омчак, ул. Клубная, 2
С/П
2013
2013
0,14
0,00
0,00
0,00
0,00
0,14
Реконструкция здания филиала "Магаданэнергосбыт", расположенного по адресу: г.Магадан, ул.Речная, 25
С/П
2016
2017
0,00
0,00
0,00
8,40
9,73
18,13
Устройство системы приточно-вытяжной вентиляции в административном помещении филиала "Магаданэнергосбыт" ОАО "Магаданэнерго", расположенного по адресу: г.Магадан, ул. Речная, д.24
С/П
2013
2014
2,36
1,97
0,00
0,00
0,00
4,33
Устройство системы приточно-вытяжной вентиляции в административном помещении отделения "Магадантеплосбыт" филиала "Магаданэнергосбыт" ОАО "Магаданэнерго", расположенного по адресу: г.Магадан, ул. Портовая, д.19а
С/П
2013
2014
0,20
2,08
0,00
0,00
0,00
2,28
5.2
Новое строительство и расширение
0,49
5,84
0,00
0,00
0,00
6,33
5.2.4
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
0,49
5,84
0,00
0,00
0,00
6,33
Строительство теплых стояночных боксов на 20 автомашин, прилегающих к АБК филиала "Магаданэнергосбыт" по адресу г. Магадан ул. Речная 24
С/П
2012
2014
0,49
5,84
0,00
0,00
0,00
6,33
6
Прочие объекты, в т.ч.:
123,17
136,10
139,51
142,78
166,18
707,74
6.1
Техническое перевооружение и реконструкция
123,17
136,10
139,51
142,78
166,18
707,74
6.1.3
Создание систем телемеханики и связи, в т.ч.
4,01
7,20
7,20
4,50
7,20
30,11
Объекты ИПР Управления АО
Монтаж оборудования для проведения совещаний
С
2013
2013
1,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,00
Монтаж кондиционера в ЛАЗ
С
2013
2013
0,13
0,00
0,00
0,00
0,00
0,13
Расширение щита диспетчера
С
2013
2013
1,20
0,00
0,00
0,00
0,00
1,20
Монтаж оборудования ВОЛС (ПС Центральная-ЦДП; ПС Центральная-Палатка)
С
2013
2014
0,75
1,20
0,00
0,00
0,00
1,95
Монтаж модемов ТФМ-12
С
2013
2013
0,30
0,00
0,00
0,00
0,00
0,30
Монтаж преобразователей протокола 104/ТМ-800
С
2013
2013
0,63
0,00
0,00
0,00
0,00
0,63
Реконструкция системы ВЧ связи (Палатка-Усть-Омчуг; ЦДП-Палатка-Усть-Омчуг; АрГРЭС-ЦЭС; АрГРЭС-Ягодное-КГЭС)
С
2014
2017
0,00
6,00
7,20
4,50
7,20
24,90
6.1.4
Создание систем противоаварийной и режимной автоматики, в т.ч.
2,36
1,77
2,36
1,77
1,77
10,03
Объекты ИПР Управления АО
Внедрение МП комплекса локальной противоаварийной автоматики типа МКПА-2 (ПС 220 кВ Усть-Омчуг; ПС 220 кВ Омсукчан; АрГРЭС; ПС 110 кВ Юго-Восточная; ПС 110 кВ Сокол)
С
2013
2017
2,36
1,77
2,36
1,77
1,77
10,03
6.1.7
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
40,71
38,30
34,50
34,64
34,81
182,96
Автотранспортное предприятие
Реконструкция кровли здания РЭУ по ул. Советская, 22 (2 очередь)
С/П
2013
2013
4,00
0,00
0,00
0,00
0,00
4,00
Реконструкция подъездных путей ТО-2 по ул. Советская, 22
С
2014
2014
0,00
4,00
0,00
0,00
0,00
4,00
Реконструкция ограждения территории АТП по ул. Советская, 22
С
2015
2015
0,00
0,00
5,00
0,00
0,00
5,00
Реконструкция подъездных путей к авторемонтным мастерским по ул. Речная, 25
С
2016
2016
0,00
0,00
0,00
5,14
0,00
5,14
Реконструкция подъездных путей к зданию "Тёплая стоянка" по ул. Речная, 25
С
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
5,31
5,31
Объекты ИПР Управления АО
Оборудование АРМ диспетчера, инженера ДС
С
2013
2013
1,90
0,00
0,00
0,00
0,00
1,90
Расширение диспетчерского щита ЦДП для ведения мнемосхемы ЧБЭУ, Анадырского, Эгвекинотского энергоузлов
С
2014
2014
0,00
4,80
0,00
0,00
0,00
4,80
Модернизация ограждения периметра, отдельных объектов и защищаемых зон филиала "Магаданская ТЭЦ"
С
2013
2015
11,80
11,80
11,80
0,00
0,00
35,40
Модернизация ограждения периметра, отдельных объектов и защищаемых зон филиала "Аркагалинская ГРЭС"
С
2013
2015
11,80
11,80
11,80
0,00
0,00
35,40
Реконструкция КП и КПП филиала "Магаданская ТЭЦ"
С
2013
2016
2,36
5,90
0,00
8,26
0,00
16,52
Реконструкция КП и КПП филиала "Аркагалинская ГРЭС"
С
2013
2016
2,36
0,00
5,90
8,26
0,00
16,52
Создание и установка системы охранного телевидения периметра и территории филиала "Аркагалинская ГРЭС"
С
2016
2016
0,00
0,00
0,00
5,90
0,00
5,90
Модернизация системы охранного телевидения, контроля и управления доступом персонала филиала "Магаданская ТЭЦ"
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
5,90
5,90
Создание и установка системы охранного телевидения на территории филиала "Восточные ЭС"
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
1,18
4,72
5,90
Установка охранной сигнализации периметра филиала "Аркагалинская ГРЭС"
С
2013
2016
1,18
0,00
0,00
4,72
0,00
5,90
Оборудование КПП филиала "Магаданская ТЭЦ", согласно требованиям Закона №256-ФЗ
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
1,18
18,88
20,06
Внедрение системы защиты персональных данных в ОАО "Магаданэнерго"
С/П
2011
2013
5,31
0,00
0,00
0,00
0,00
5,31
6.1.8
Инновации и НИОКР, в.т.ч.:
29,42
25,61
30,19
35,19
55,03
175,44
6.1.8.1
Инновационные проекты, в т.ч.
9,00
4,00
4,00
4,00
4,00
25,00
Внедрение IP технологии в систему ИТ-инфраструктуры ОАО Магаданэнерго (затраты проходят по статье оборудование, не входящее в сметы строек)
С/П
2012
2017
9,00
4,00
4,00
4,00
4,00
25,00
6.1.8.2
НИОКР, в.т.ч.:
20,42
21,61
26,19
31,19
51,03
150,44
Разработка инновационных технологий адаптивных защит от двойных коротких замыканий на землю в распределительных сетях 35 кВ
С/П
2012
2013
3,54
0,00
0,00
0,00
0,00
3,54
Разработка концепции Smart Grid с учетом развития сети 220 кВ Магаданской энергосистемы
С/П
2012
2013
8,26
0,00
0,00
0,00
0,00
8,26
Исследования состояния мерзлых грунтов и их влияние на прочность закрепления фундаментов опор ВЛ 220 кВ
С/П
2014
2015
0,00
12,98
13,57
5,90
0,00
32,45
Разработка проектных и технических решений устройств синхронизированных измерений (PMU) при введении WACS/WAPS технологий в ИЭС ААС
С/П
2016
2016
0,00
0,00
3,06
8,26
0,00
11,32
Разработка проектных и технических решений цифровой подстанции на основе КРУЭ с цифровым интерфейсом, оптических цифровых трансформаторов тока и напряжения, РЗА и АСУТП с цифровыми интерфейсами, мониторинг и диагностика силового оборудования с цифровыми интерфейсами
С/П
2014
2015
0,00
5,68
6,61
6,61
0,00
18,90
Разработка проектных и технических решений интегрированных систем мониторинга нормальных и переходных режимов ИЭС ААС в реальном времени
С/П
2017
2017
0,00
0,00
0,00
2,36
8,88
11,24
Разработка, изготовление опытных образцов и опытная эксплуатация опор из композитных материалов с применением углеродного волокна для ремонта (замены), строительства и реконструкции ВЛ 6-110 кВ в условиях Дальнего Востока и Крайнего Севера (долевое участие)
С/П
2016
2019
0,00
0,00
0,00
4,52
42,15
46,67
Подготовка предложений по направлениям развития энергетики Магаданской области с учетом проведения инновационных мероприятий, повышения энергоэффективности, энергосбережения, энергетической безопасности
С/П
2013
2016
8,62
2,95
2,95
3,54
0,00
18,06
6.1.9
Оборудование, не входящее в сметы строек, в.т.ч.:
46,67
63,22
65,26
66,68
67,37
309,20
для филиала ОАО "Магаданэнерго" "Магаданэнергопоставка"
8,00
8,00
2,00
2,07
2,12
22,19
Приложение № 4
к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики
Магаданской области на 2012-2016годы
Предложения в Государственную программу «Социального и экономического развития
Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года» источником финансирования которых
является федеральный бюджет
Ста-тус
Наименование государственной программы, подпрограммы государственной программы, федеральной целевой программы (подпрограммы федеральной целевой программы), ведомственной целевой программы, основного мероприятия
Ответственный исполнитель,
соисполнители, государственный заказчик-координатор
Расходы
(млн. руб.), годы
всего
1-ый этап
2-ой этап
3-ий этап 2021-2025 годы
всего
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
всего
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
всего
2021 г.
2022 г.
2023 г.
2024 г.
2025 г.
1
2
3
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
2
Энергетика
198 228,1
67 139,2
5 306,4
10 248,8
22 714,4
28 869,7
59 630,9
14 965,6
6 641,1
8 710,5
3 643,2
3 759,3
71 458,0
3 879,4
4 003,8
4 132,6
2 689,6
1 948,6
2.1.
Развитие генерации
74 330,6
19 325,6
481,4
4 417,1
7 048,7
7 378,4
29 186,0
7 731,9
6 316,1
8 385,5
3 318,2
3 434,3
25 819,0
3 554,4
3 678,8
3 807,6
2 364,6
1 623,6
2.1.1.
Строительство Усть-Среднеканской ГЭС
Минэнерго России ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС»
17 071,4
11 331,3
0,0
3 812,1
3 812,1
3 707,1
5 740,1
3 707,1
2 033,0
2.1.2.
Реконструкция Аркагалинской ГРЭС
Минэнерго России ОАО "Магаданэнерго"
23 173,6
3 835,4
180,5
215,4
1 624,5
1 815,0
11 823,7
2 004,8
2 176,7
4 265,9
1 659,1
1 717,2
7 514,5
1 777,2
1 839,4
1 903,8
1 182,3
811,8
2.1.3.
Реконструкция Магаданской ТЭЦ, в т.ч. реконструкция тракта топливоподачи
Минэнерго России ОАО "Магаданэнерго" ОАО "Магаданэнерго"
23 075,6
4 018,9
300,9
389,6
1 572,1
1 756,3
11 542,2
1 940,0
2 106,4
4 119,6
1 659,1
1 717,1
7 514,5
1 777,2
1 839,4
1 903,8
1 182,3
811,8
2.1.4.
Строительство Северо-Эвенской ТЭЦ
Минэнерго России Департамент ЖКХ и КЭ АМО
10 790,0
0,0
10 790,0
2.1.5.
Строительство мини ТЭЦ в пос.Эвенск, Северо - Эвенского района
Минэнерго России Департамент ЖКХ и КЭ АМО
220,0
140,0
40,0
100,0
80,0
80,0
2.2.
Развитие энергетической инфраструктуры
123 897,5
47 813,6
4 825,0
5 831,7
15 665,7
21 491,3
30 444,9
7 233,7
325,0
325,0
325,0
325,0
45 639,0
325,0
325,0
325,0
325,0
325,0
2.2.1.
Строительство ВЛ-220 кВ Усть-Среднеканская ГЭС - Дукат с подстанцией 220 кВ "Дукат"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
9 799,0
9 799,0
3 000,0
1 515,8
1 577,3
3 706,0
2.2.2.
Строительство ВЛ 110,35 кВ
Центральная - Сокол - Палатка с заходом на ПС 110,35 кВ
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
4 561,6
4 561,6
1 825,0
1 930,0
806,6
2.2.3.
Строительство ВЛ 220 кВ
"Оротукан-Палатка-Центральная"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
18 763,1
11 854,4
1 377,2
4 373,5
6 103,7
6 908,7
6 908,7
2.2.4.
ВЛ 220 кВ Усть-Среднеканская ГЭС - Ороек с ПС 220 кВ "Ороек"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
13 175,6
13 175,6
2.2.5.
ВЛ 110 кВ Ороек- Глухариное с ПС 110 кВ "Глухариное"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
2 571,1
2 571,1
2.2.6.
Объекты, относящиеся к комплексу «Внешнее электроснабжение Рудника им. Матросова
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
36 138,2
17 269,7
0,0
0,0
7 411,4
9 858,3
18 868,5
2.2.6.1.
Строительство ВЛ 220кВ Ягодное – Берелёх с реконструкцией ПС 220кВ "Ягодное"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
7 388,0
4 444,5
1 235,1
3 209,4
2 943,5
1 395,5
1 548,0
2.2.6.2.
Строительство двухцепной ВЛ 220кВ Берелёх – Омчак с реконструкцией ПС 220кВ "Берелёх"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
10 784,5
3 884,3
1 777,3
2 107,0
6 900,2
3 687,3
3 212,9
2.2.6.3.
Строительство двухцепной ВЛ 220кВ Усть-Омчуг – Омчак с реконструкцией ПС 220кВ "Усть-Омчуг"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
9 664,5
6 426,1
3 494,4
2 931,7
3 238,4
3 238,4
2.2.6.4.
Строительство ПС 220кВ «Омчак»
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
8 301,2
2 514,8
904,6
1 610,2
5 786,4
1 778,6
2 003,9
2 003,9
2.2.11.
Строительство ВЛ 110 кВт Дукат-Арылах-Лунное
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
4 078,9
4 078,9
1 008,7
1 496,9
1 573,3
2.2.12.
Строительство ВЛ 110 кВ "Ола-Ланковая" с подстанцией "Ланковая" 110 кВ
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
3 595,0
0,0
2 261,7
1 333,3
2.2.13.
Строительство двух ВЛ 220 кВ "Омсукчан-Северо-Эвенская ТЭЦ"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
27 715,0
0,0
781,0
26 934,0
2.2.14.
Распределительные электрические сети напряжением 110,220 кВ от Северо-Эвенской ТЭЦ до месторождений 500 км. 350 МВА
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
3 500,0
250,0
250,0
1 625,0
325,0
325,0
325,0
325,0
325,0
1 625,0
325,0
325,0
325,0
325,0
325,0
ФЦП 1 (всего)
Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года
82 431,3
42 543,8
4 825,0
8 708,8
1
Строительство Усть – Среднеканской ГЭС
Минэнерго России ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС»
17 071,4
11 331,3
0,0
3 812,1
2
Строительство ВЛ -220 кВ Усть – Среднеканская ГЭС - Дукат с подстанцией 220 кВ «Дукат»
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
9 799,0
9 799,0
3 000,0
1 515,8
3
Строительство ВЛ -220 кВ Оротукан – Палатка - Центральная
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
18 763,1
11 854,4
1 377,2
4
Строительство двухцепной ВЛ 110/35 кВ Центральная - Сокол– Палатка
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
4 561,6
4 561,6
1 825,0
1 930,0
5
Автодорога Палатка-Кулу-Нексикан
Мининтранс России Департамент дорожного хозяйства и транспорта АМО
10862,5
2423,8
559,6
591,2
890,0
900,0
910,0
920,0
6
Строительство автодороги Колыма – Омсукчан - Омолон-Билибино -Комсомольский- Анадырь на территории Магаданской об-ласти
Мининтранс России Департамент дорожного хозяйства и транспорта АМО
21373,7
2573,7
73,7
2 000,0
2 000,0
2 000,0
2 000,0
Приложение № 5
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
Расчет тарифов на электрическую энергию для объектов потребления рудника им. Матросова до 2025 года
в ценах 2011 года
Внешнее электроснабжение рудника им. Матросова от ОАО «Магаданэнерго»,
строительство за счет инвестиционной составляющей тарифа
Год расчета
Ед.изм.
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Полезный отпуск электроэнергии ОАО «Магаданэнерго»
млн. кВтч
1137
1137
1402
1402
1402
1552
1552
2077
2077
2077
2077
2077
2877
2877
2877
- полезный отпуск прочим потребителям
млн. кВтч
1137
1137
1137
1137
1137
1137
1137
1139
1139
1139
1139
1139
1139
1139
1139
- потребление РиМ
млн. кВтч
264,6
264,6
264,6
264,6
264,6
787,5
787,5
787,5
787,5
787,5
1587,6
1587,6
1587,6
Мощность РиМ
млн. кВтч
42
42
42
42
42
125
125
125
125
125
252
252
252
- потребление («Павлик»)
млн. кВтч
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
Мощность(«Павлик»)
млн. кВтч
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
Полезный отпуск эл.энергии конечным потребителям
млн. кВтч
1041,8
1041,8
1306,4
1306,4
1306,4
1456,4
1456,4
1981,3
1981,3
1981,3
1981,3
1981,3
2781,4
2781,4
2781,4
Стоимость основных фондов Усть-Среднеканская ГЭС
млн. руб.
48000
48000
48000
48000
48000
48000
48000
48000
Дополнительные затраты энерго-системы за счет ввода УСГЭС,
млн. руб.
2164
2164
2164
2164
2164
2164
2164
2164
в том числе:
эксплуатационные расходы
млн. руб.
340
340
340
340
340
340
340
340
амортизационные отчисления УСГЭС
млн. руб.
768
768
768
768
768
768
768
768
налог на имущество УСГЭС
млн. руб.
1056
1056
1056
1056
1056
1056
1056
1056
Увеличение затрат в расчете на 1 кВтч для конечных потребителей за счет ввода УСГЭС
коп/
кВтч
109,2
109,2
109,2
109,2
109,2
77,8
77,8
77,8
Средний тариф для конечных потребителей без учета инфляции, без учета затрат по Усть- Среднеканской ГЭС
коп/
кВтч
331,3
331,3
264,2
264,2
264,2
237,0
237,0
174,2
174,2
174,2
174,2
174,2
124,1
124,1
124,1
Индекс роста тарифа, %
%
123,5
100,0
79,7
100,0
100,0
89,7
100,0
73,5
100,0
100,0
100,0
100,0
71,2
100,0
100,0
Тариф для конечных потребителей с учетом дополнительных затрат при вводе Усть-Среднеканской ГЭС
коп/
кВтч
331,3
331,3
264,2
264,2
264,2
237,0
237,0
283,4
283,4
283,4
283,4
283,4
201,9
201,9
201,9
Индекс роста тарифа, %
%
100,0
100,0
100,0
100,0
71,2
100,0
100,0
Инвестиционная составляющая тарифа на реконструкцию ВЛ 110 кВ "Кедровый – Омчак"
млн.
руб
Увеличение затрат энергосистемы на 1 кВтч за счет инвестиционной составляющей тарифа
коп/
кВтч
Стоимость основных фондов линий электропередачи ВЛ 220 для внешнего электроснабжения РиМ (без НДС)
млн. руб.
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
Дополнительные затраты энергосистемы за счет ввода линий электро-передачи ВЛ 220, построенных за счет инвестсоставляющей,
млн. руб.
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
в том числе:
эксплуатационные расходы
млн. руб.
65,9
65,9
65,9
65,9
65,9
65,9
65,9
65,9
65,9
амортизационные отчисления по ВЛ 220
млн. руб.
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
налог на имущество по ВЛ 220
млн. руб.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Увеличение затрат в расчете на 1 кВтч для конечных потребителей за счет ввода линии ВЛ 220, построенных за счет инвестсоставляющей
76,56
76,56
54,54
54,54
54,54
Стоимость основных фондов линий электропередачи ВЛ 220 "Центральная-Сокол- Палатка"(4500млн. руб. с НДС) и "Оротукан- Палатка- Центральная"(14200млн. рублей с НДС) (ввод 2017 год) (строительство за счет ФЦП)
млн. руб.
15847
15847
15847
15847
15847
15847
15847
15847
15847
Дополнительные затраты энергосистемы за счет ввода линий электропередачи ВЛ 220, построенных за счет ФЦП,
млн. руб.
1093
1093
1093
1093
1093
1093
1093
1093
1093
в том числе:
эксплуатационные расходы
млн.
руб
47,5
47,5
47,5
47,5
47,5
47,5
47,5
47,5
47,5
амортизационные отчисления по ВЛ 220
млн. руб.
1046
1046
1046
1046
1046
1046
1046
1046
1046
налог на имущество по ВЛ 220
млн. руб.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Увеличение затрат в расчете на 1 кВтч для конечных потребителей за счет ввода линии ВЛ 220, построенных за счет ФЦП
коп/
кВтч
75,1
55,2
55,2
55,2
55,2
55,2
39,3
39,3
39,3
Средний тариф для конечных потребителей с учетом дополнительных затрат в зоне централизованного электроснабжения
коп/
кВтч
331,3
331,3
268,0
264,2
264,2
237,0
416,2
415,2
415,2
415,2
415,2
415,2
295,7
295,7
295,7
Индекс роста тарифа, %,
%
123,5
100,0
80,9
98,6
100,0
89,7
175,6
99,7
100,0
100,0
100,0
100,0
71,2
100,0
100,0
в том числе средний по уровням напряжения для промышленных и приравненных к ним (включая бюджетных) потребителей (без НДС),
коп/
кВтч
308,53
308,53
270,73
502,80
595,88
595,88
595,88
595,88
595,88
527,49
527,49
527,49
в том числе для РиМ (без НДС) на высоком напряжении
коп/
кВтч
149,97
134,53
236,27
235,67
235,67
235,67
235,67
235,67
167,88
167,88
167,88
тариф для населения (с НДС)
коп/
кВтч
270
270
242
267
266
266
266
266
266
190
190
190
Средний тариф для конечных потребителей без дополнительных затрат в зоне централизованного электроснабжения с учётом инфляции
коп/
кВтч
430,23
443,14
452,00
461,04
479,49
498,67
518,61
528,98
539,56
544,96
544,96
Темпы роста тарифа по данным Минэконом развития
%
0,00
1,07
1,06
1,07
1,07
1,03
1,02
1,02
1,04
1,04
1,04
1,02
1,02
1,01
1,00
Средний тариф для конечных потребителей с учетом дополнительных затрат в зоне централизованного электроснабжения и с учётом инфляции
коп/
кВтч
343,09
316,98
567,84
577,74
600,85
624,88
649,87
662,87
481,63
486,45
486,45
Приложение № 6
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
Потребность электростанций ОАО «Магаданэнерго»
в топливе на 2012-2016 годы
Показатели баланса электроэнергии
Отчетные пять лет
Прогноз
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
умерен.
умерен.
умерен.
умерен.
умерен.
оптим.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.
Выработка электроэнергии
1.1.
МТЭЦ - выработка электрической энергии, млн.кВтч
94.642
93.670
103.416
102.874
108.120
102.730
103.200
105.000
105.000
100.000
100.000
1.1.А.
Установленная мощность, МВт
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
1.2.
АрГРЭС - выработка электрической энергии, млн.кВтч
38.799
31.297
36.771
34.556
34.458
34.470
31.966
35.000
35.000
35.000
35.000
1.2.А.
Установленная мощность, МВт
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
1.3.
Выработка электрической энергии электростанциями ОАО "Магаданэнерго" - всего, млн.кВтч
133.441
124.967
140.187
137.430
142.578
137.200
135.166
140.000
140.000
135.000
135.000
1.3.А.
Установленная мощность, МВт
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
МТЭЦ
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
АрГРЭС
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
1.4.
Отпуск электрической энергии с шин электростанций ОАО "Магаданэнерго", млн. кВтч - всего:
52.040
44.947
62.516
59.398
65.767
59.300
59.600
61.600
61.600
55.000
55.000
МТЭЦ
32.509
31.680
43.070
43.264
47.264
43.200
43.600
44.100
44.100
38.640
38.640
АрГРЭС
19.531
13.267
19.446
16.134
18.503
16.100
16.000
17.500
17.500
16.360
16.360
1.5.
Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", г/кВт*ч
902.4
774.9
663.7
717.1
664.0
711.4
679.7
668.8
668.8
710.4
710.4
МТЭЦ
468.9
494.8
478.3
492.8
469.9
485.0
481.4
476.2
476.2
478.9
478.9
АрГРЭС
1624.0
1444.0
1074.5
1318.6
1159.6
1318.8
1219.9
1154.3
1154.3
1257.2
1257.2
1.6.
Расход условного топлива на отпуск электроэнергии по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", тыс.т.у.т.
46.962
34.831
41.494
42.594
43.667
42.185
40.510
41.200
41.200
39.071
39.071
МТЭЦ
15.244
15.674
20.599
21.320
22.210
20.953
20.991
21.000
21.000
18.503
18.503
АрГРЭС
31.718
19.157
20.895
21.274
21.457
21.232
19.519
20.200
20.200
20.568
20.568
2.
Отпуск тепла с коллекторов ТЭС ОАО "Магаданэнерго", тыс. Гкал - всего:
1100.481
1138.229
1131.505
1104.285
1130.638
1105.000
1096.600
1105.000
1105.000
1105.000
1105.000
МТЭЦ
1036.123
1060.508
1063.318
1035.618
1066.909
1040.300
1033.300
1040.300
1040.300
1040.300
1040.300
АрГРЭС
64.358
77.721
68.187
68.667
63.729
64.700
63.300
64.700
64.700
64.700
64.700
2.1.
Удельный расход условного топлива на отпуск тепла по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", кг/Гкал
182.7
185.1
181.4
181.9
176.8
181.9
177.8
177.3
177.3
177.3
177.3
МТЭЦ
177.5
179.5
175.8
176.4
170.6
176.3
171.4
171.1
171.1
171.1
171.1
АрГРЭС
266.3
261.0
268.6
264.9
280.5
271.2
282.6
276.7
276.7
276.7
276.7
2.2.
Расход условного топлива на отпуск тепла по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", т.у.т.
201.095
210.645
205.209
200.821
199.891
200.967
194.979
195.900
195.900
195.900
195.900
МТЭЦ
183.954
190.356
186.895
182.634
182.013
183.423
177.093
178.000
178.000
178.000
178.000
АрГРЭС
17.141
20.289
18.314
18.187
17.878
17.544
17.886
17.900
17.900
17.900
17.900
3.
Расход условного топлива всего по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", тыс.т.у.т.
248.057
245.476
246.703
243.415
243.558
243.152
235.489
237.100
237.100
234.971
234.971
в том числе: уголь
247.482
245.132
246.308
243.107
243.211
242.802
235.139
236.525
236.525
234.396
234.396
мазут
0.575
0.344
0.395
0.308
0.347
0.350
0.350
0.575
0.575
0.575
0.575
МТЭЦ
199.198
206.030
207.494
203.954
204.223
204.376
198.084
199.000
199.000
196.503
196.503
в том числе уголь
198.623
205.686
207.099
203.646
203.876
204.026
197.734
198.425
198.425
195.928
195.928
мазут
0.575
0.344
0.395
0.308
0.347
0.350
0.350
0.575
0.575
0.575
0.575
АрГРЭС
48.859
39.446
39.209
39.461
39.335
38.776
37.405
38.100
38.100
38.468
38.468
4.
Расход натурального топлива по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", т.н.т.
324.601
319.461
324.248
327.354
321.027
323.488
313.644
315,49
315,49
312,81
312,81
в том числе: уголь
324.172
319.201
323.925
327.135
320.780
323,49
352,27
315,49
315,49
312,81
312,81
мазут
0.429
0.260
0.323
0.219
0.247
0,250
0,44
0,44
0,44
0,44
0,44
МТЭЦ
253.780
259.306
264.026
267.664
262.060
уголь
253.351
259.046
263.703
267.445
261.813
264,48
291,72
257,51
257,51
254,27
254,27
мазут
0.429
0.260
0.323
0.219
0.247
0,250
0,44
0,44
0,44
0,44
0,44
АрГРЭС
70.821
60.155
60.222
59.690
58.967
59,010
60,55
57,98
57,98
58,54
58,54
_____________
1
Приложение № 7
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
Принципиальные решения
по оптимизации схемы горячего водоснабжения г. Магадана в целях сокращения расходов
1
ГУБЕРНАТОР МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ
1
Р О С С И Й С К А Я Ф Е Д Е Р А Ц И Я
М А Г А Д А Н С К А Я О Б Л А С Т Ь
АДМИНИСТРАЦИЯ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ
П О С Т А Н О В Л Е Н И Е
От 26.04.2012 №300-па
Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
{Утратил силу: Постановлением от 24.04.2013 №384-па}
В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» администрация Магаданской области п о с т а н о в л я е т:
1. Утвердить прилагаемую схему и программу перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы.
2. Признать утратившим силу постановление администрации Магаданской области от 17 марта 2011 г. № 164-па «Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2011-2015 годы».
3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на первого заместителя губернатора области Карпенко Н.Б.
И.о. губернатора
Магаданской области
Н. Карпенко
Утверждены
постановлением администрации Магаданской области
от 26.04.2012 № 300-па
СХЕМА И ПРОГРАММА
перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
Введение
Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Магаданской области (далее – Схема и программа) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», на основании Схемы и программы развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на 2010-2016 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 15 июля 2010 г. № 333 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на 2010-2016 годы».
При разработке Схемы и программы учтены положения федеральных законов от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», от 27 июля 2010 г. № 190-ФЗ «О теплоснабжении», а также требования постановления Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 г. № 340 «О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности».
Наряду с этим в Схеме и программе учтены положения Стратегии социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 декабря 2009 г. № 2094-р, и Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года, утвержденной Законом Магаданской области от 11 марта 2010 г. № 1241-ОЗ «О Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года».
Согласно пункту 5 перечня поручений Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. № Пр-839 по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 г. в рамках Схемы и программы предусмотрены максимальное использование потенциала когенерации и модернизация систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Магаданской области.
Основными целями и задачами разработки Схемы и программы являются планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Магаданской области.
Настоящая Схема и программа является результатом актуализации ранее утвержденной Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2011-2015 годы (постановление администрации Магаданской области от 17 марта 2011 г. № 164-па) в соответствии с требованием пункта 25 постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 о ежегодном утверждении в срок до 01 мая Схемы и программы на очередной плановый период. С целью повышения качества при актуализации Схемы и программы учитывались замечания Минэнерго России от 20 января 2012 г. № АШ-349/09.
1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ
Магаданская область расположена в северо-восточной части Российской Федерации и граничит с юго-восточной стороны с Камчатским краем, с западной – с Хабаровским краем, с северо-западной – с Республикой САХА (Якутия), с северо-восточной – с Чукотским автономным округом. Сухопутные границы проходят по малонаселенным горным районам. Южная граница Магаданской области – морская (по Охотскому морю) со странами Азиатско-Тихоокеанского бассейна.
По своему географическому положению Магаданская область относится к районам Крайнего Северо-Востока и характеризуется суровым климатом, значительной удаленностью территории от центральных районов страны.
Магаданская область является одной из самых больших в Российской Федерации, ее территория составляет более 460 тыс. кв. км или 2,7% от территории России. При этом по показателю плотности населения, составляющему 0,34 человека на 1 кв. км, она находится на одном из последних мест в России – 80.
В соответствии с административно-территориальным устройством Магаданской области в ее состав входят 8 районов, город областного значения – город Магадан, город районного значения – город Сусуман, 28 городских населенных пунктов (поселков городского типа) и 55 сельских населенных пунктов (поселков, сел).
Численность постоянного населения Магаданской области по состоянию на 01 января 2012 года составила 154,5 тыс. человек, что составляет 0,1 % в общей численности населения Российской Федерации и 2,5 % в численности населения Дальневосточного федерального округа.
Только за период времени, прошедший между моментами проведения двух Всероссийских переписей населения 2002 года и 2010 года, численность населения области сократилось на 14,1 %. Основной причиной этого стал миграционный отток.
Соотношение численности городского и сельского населения Магаданской области составляет 95,5 % и 4,5 %, что характеризует область как высокоурбанизированный регион.
Более 66% населения Магаданской области являются жителями административного центра области – г. Магадана. В 7 крупнейших городских населенных пунктах муниципальных образований Магаданской области проживает 20 % населения области, в том числе в порядке убывания:
в пос. Ола (Ольский район) – 4 % или 6,2 тыс. человек;
в г. Сусумане (Сусуманский район) 3,7 % или 5,9 тыс. человек;
в пос. Палатка (Хасынский район) – 3 % или 4,8 тыс. человек;
в пос. Ягодное (Ягоднинский район) – 2,8 % или 4,4 тыс. человек;
в пос. Омсукчан (Омсукчанский район) –2,6 % или 4,2 тыс. человек;
в пос. Усть-Омчуг (Тенькинский район) – 2,5 % или 3,9 тыс. человек;
в пос. Сеймчан (Среднеканский район) – 1,8 % или 2,8 тыс. человек;
в пос. Эвенск (Северо-Эвенский район) – 1,1 % или 1,8 тыс. человек.
Численность трудовых ресурсов по итогам 2010 года составила 118,4 тыс. человек или 75,1 % от населения Магаданской области, а по оценке в 2011 году – 117,3 тыс. человек или 75,4 %.
В среднем за 2011 год численность экономически активного населения составила 102,9 тыс. человек или 66,2 % общей численности населения области, численность занятых в экономике - 98,3 тыс. человек (95,5 % экономически активного населения).
На регистрируемом рынке труда Магаданской области сохраняется диспропорция между предлагаемыми рабочими местами и профессионально-квалификационными характеристиками потенциальных работников. Уровень официальной (регистрируемой) безработицы в декабре 2011 года составил 2 % экономически активного населения.
Магаданская область – один из крупнейших регионов России по потенциальным ресурсам коренного золота и серебра. По запасам и прогнозным ресурсам этих драгметаллов она является крупнейшей провинцией мира.
По уровню ежегодно добываемых объемов золота область относится к числу ведущих российских регионов. По уровню добычи серебра область – абсолютный лидер в стране.
Исторически в Магаданской области сложилась моносырьевая структура экономики, ориентированная на добычу полезных ископаемых. При этом возможности дальнейшего развития горнодобывающей отрасли зависят от уровня развития других отраслей экономики: энергетики, транспорта, связи, строительства и т.д. Одновременно положение дел в горнодобывающей отрасли определяет состояние развития смежных отраслей.
Более 95% промышленного производства Магаданской области формируют добыча полезных ископаемых, производство и распределение электроэнергии и воды, производство пищевых продуктов. Незначительно развито металлургическое производство (в основном представленное производством цветных металлов), строительство, химическое производство, сельское хозяйство.
По состоянию на 01 января 2012 г. зарегистрировано 168 предприятий, имеющих лицензии на геологоразведочные работы, разведку и добычу драгоценных металлов. Из них добычу драгоценных металлов в 2011 году вели 107 недропользователей (8 добывали драгоценные металлы из рудных месторождений). К крупнейшим предприятиям, занятым добычей драгоценных металлов, относятся: ОАО «Сусуманзолото», СП ЗАО «Омсукчанская горно-геологическая компания», ЗАО «Серебро Магадана», ООО «Рудние Кварцевый».
В состав инфраструктуры минерально-сырьевого комплекса Магаданской области входят Колымский аффинажный завод, производящий химически чистые драгоценные металлы из сырья рудных и россыпных месторождений как Магаданской области, так и Камчатского края, Республики САХА (Якутия) и Чукотского автономного округа, и ОАО «НПК «Колымавзрывпром», выпускающий эмульсионные взрывчатые вещества.
Производственные мощности угледобывающих предприятий Магаданской области позволяют добывать 800-900 тыс. тонн угля в год, но большая удаленность основного потребителя каменного угля – Магаданской ТЭЦ и высокие темпы роста транспортных расходов по его доставке не позволяют полностью их задействовать. Поэтому показатели добычи и отгрузки угля потребителям определяются спросом на уголь. Добычу угля на территории Магаданской области осуществляют ЗАО «Колымская угольная компания», ООО «Ассоциация делового сотрудничества», ЗАО «Северо-Восточная угольная компания».
На территории Магаданской области добываются также общераспространенные полезные ископаемые (ОПИ) – песчано-гравийная смесь, песок, строительный камень, вулканический пепел.
К наиболее развитым видам экономической деятельности в сфере обрабатывающих производств относятся производство пищевых продуктов, включая напитки, металлургическое производство и производство готовых металлических изделий. Основную массу производства пищевых продуктов, включая напитки, составляет переработка рыбы и морепродуктов.
Строительный комплекс для Магаданской области имеет социальную значимость, что обусловлено наличием значительной доли ветхого жилья, ветхих объектов социальной структуры и коммунальной инфраструктуры. Решение одной из ключевых проблем регионов Севера и российской экономики в целом – высокой энергоемкости – также во многом лежит в сфере строительства, где необходимо расширять применение новых материалов и технологий, обеспечивающих сбережение тепла, как во время строительных работ, так и в процессе эксплуатации зданий.
На 1 января 2011 г. строительный комплекс был представлен 458 организациями, в том числе: 3 – государственной и муниципальной собственности, 437 – частной собственности, 18 – иных видов собственности. В 2011 году промышленность строительных материалов области пополнилась еще двумя предприятиями - заводом по производству теплоизоляционных материалов из базальтового волокна, строительство которого завершило ООО «Базальтовые технологии», а также линией по выпуску стеновых и кровельных панелей с базальтовым утеплителем, производство которых освоило ООО «Восточный рубеж».
В течение последних 5 лет ежегодно увеличиваются объемы выполненных строительно-монтажных работ, число вводимых в эксплуатацию объектов и объемы площади жилья, уменьшается количество незавершенных строительством жилых домов. Одновременно с реконструкцией жилых домов и достройкой объектов незавершенного строительства возводятся современные каркасно-монолитные жилые дома, а также быстровозводимые малоэтажные дома из модульных каркасно-панельных деревянных элементов.
В 2011 году организациями всех форм собственности введено в действие 18163 кв. метров общей площади жилых домов.
Мощности промышленности строительных материалов и стройиндустрии в Магаданской области незначительны. Основной объем стройматериалов завозится из центральных районов страны. Однако на территории области выпускается определенный объем продукции конструкций и изделий, используемых при строительстве жилья, объектов соцкультбыта и коммунального хозяйства, мостов и дорог.
Транспортная инфраструктура в Магаданской области развита слабо. Транспортные перевозки осуществляются морским, воздушным и автомобильным видами транспорта.
Протяженность сети автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием на начало 2011 года составляет 2286 км, в том числе 834 км – автомобильных дорог общего пользования федерального значения. Федеральная автомобильная дорога «Колыма» является ключевым связующим звеном между городами Магаданом и Якутском, а для северо-восточных районов Республики САХА (Якутия) – это единственный выход к Охотскому морю. Протяженность дороги составляет более двух тысяч километров, из которых 834 км проходит по территории Магаданской области и более 1200 км – по территории Республики САХА (Якутия).
Важнейшими объектами транспортной инфраструктуры являются аэропорт «Магадан», обеспечивающий устойчивое функционирование воздушного транспорта и доступность авиационных услуг для населения, и морской порт «Магадан», через который на территорию области поступает около 99% ввозимых грузов, в том числе 100 % твердого, жидкого топлива, тяжёлой техники и строительных материалов.
Услуги междугородной и международной телефонной связи на начало 2011 года предоставляли 7 организаций, все они находятся в городской местности.
В Магаданской области интенсивно растет спрос на информационные услуги, предоставляемые с использованием сетей передачи данных и телематических служб, однако, наиболее социально значимым видом связи продолжает оставаться почтовая связь. На начало 2011 года почтовые услуги предоставляли 48 стационарных отделений связи, 10 из них расположены в сельской местности.
На территории области функционируют 4 компании, предоставляющие услуги сотовой связи, при этом более половины населения области пользуются услугами по подключению к сетям абонентских устройств сотовой связи.
В 2011 году финансово-кредитная система Магаданской области была представлена 9 филиалами региональных банков и 8 филиалами иногородних банков, 1 представительством, 9 операционными офисами, 3 кредитно – кассовыми офисами и 36 дополнительными офисами.
Крупнейшими кредитными организациями на территории Магаданской области являются территориальный банк Сбербанка России и филиал «Колыма» «Азиатско-Тихоокеанский Банк» (ОАО), где сконцентрирована основная доля ресурсного потенциала и ссудной задолженности банковского сектора. Из 58 финансово – кредитных учреждений 35 расположено в г. Магадане.
Основная доля кредитных вложений направляется на кредитование юридических и физически лиц. Самые востребованные банковские услуги: расчетно-кассовое обслуживание, кредитование, пластиковые карты и технологии удаленного доступа. Внедрена система внутрирегиональных электронных расчетов, в которую включены все расчетно-кассовые центры области. Магаданская область является участником системы межрегиональных электронных расчетов. На территории эксплуатируется региональный сегмент связи на выделенных наземных и спутниковых каналах.
Банковский сектор региона удовлетворяет потребность в банковских услугах. Совокупный индекс обеспеченности банковскими услугами является одним из самых высоких среди субъектов Российской Федерации и составляет 0,96.
2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД
За прошедший пятилетний период состояние энергетики Магаданской области характеризуется как удовлетворительное, что обусловлено старением морально и физически изношенного оборудования электрических станций и сетей.
Производство электро- и теплоэнергии в Магаданской области
в 2007-2011 году*
Наименование продукции
Ед. изм.
2007
2008
2009
2010
2011
1
2
3
4
5
6
7
Электроэнергия
млн. кВт.ч
2254
2233
2196
2245
2305
Тепловая энергия
тыс. Гкал
2758
2822
2644
2621
2569
* В 2007-2009 годах в соответствии с Общероссийским классификатором продукции ОК 005-93 (ОКП), в 2010-2011 годах в соответствии с Общероссийским классификатором продукции по видам экономической деятельности ОК 034-2007 (КПЕС 2002) (ОКПД).
До 2009 года включительно объем производства электроэнергии ежегодно снижался по причине оттока населения из региона и инфраструктурными ограничениями экономического роста, вызванными удалённостью горнопромышленных предприятий от существующих центров питания, но с 2010 года отмечается рост: на 2,2% в 2010 году и 2,7% в 2011 году.
В целом за последние 5 лет объем производства электроэнергии увеличился на 67 млн. кВт. ч. с 2254 млн. кВт. ч. в 2007 году до 2305 млн. кВт. ч. в 2011 году (+2,3%), а теплоэнергии снизился на 189 тыс. Гкал с 2758 тыс. Гкал в 2007 году до 2569 тыс. Гкал в 2011 году (-6,8%).
Индексы производства по виду экономической деятельности «Производство, распределение электроэнергии и воды» по Магаданской области в 2007-2011 году
(процентов)
2007
2008
2009
2010
2011
1
2
3
4
5
6
Производство, распределение электроэнергии и воды,
96,9
102,3
99,8
101,1
101,0
в том числе:
- производство, передача и распределение электроэнергии
97,3
98,8
99,0
102,4
103,2
- производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии)
96,4
106,0
100,5
99,7
98,6
Индекс производства по виду экономической деятельности E «Производство, распределение электроэнергии и воды» (по ОКВЭД) увеличился с 96,9% в 2007 году до 101% в 2011 году, прирост производства за пятилетний период в сопоставимых ценах составил 1%, в том числе по подвидам экономической деятельности: производство, передача и распределение электроэнергии – с 97,3% до 103,2% (прирост 0,6%); производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии) – с 96,4% до 98,6% (прирост 1%).
2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Магаданской области
Магаданская энергосистема – одна из семи энергосистем, действующих на территории Дальнего Востока. Предприятия электроэнергетики полностью обеспечивают потребность Магаданской области в электроэнергии и частично осуществляют электроснабжение потребителей Республики САХА (Якутия).
Производственно-технические показатели
Магаданской энергосистемы за 2011 год
Наименование компании
Установленная мощность,
Сети, км
Выработка электроэнергии (млн.кВт/ч)
Полезный отпуск ОАО «Магаданэнерго» (млн. кВт.ч)
электрическая (МВт)
тепловая (Гкал/ч)
1
2
3
4
5
6
ОАО «Магаданэнерго»
320
646
5190
142,6
1260
ОАО «Колымаэнерго»
900
-
169,64
2032,5
Основными особенностями энергосистемы Магаданской области являются:
- изолированность, отсутствие технологических связей с ЕЭС России;
- избыточная по установленной мощности генерация;
- сложные природно-климатические условия региона: вечная мерзлота, годовой перепад температур в 100°С: летом + 40 °С, зимой – 60°С, сильные ветры и снегопады, мощные разливы рек и сход лавин;
- отсутствие железнодорожного сообщения, слабое развитие автомобильного сообщения, осуществление связи с другими регионами России авиационным, морским и автомобильным транспортом;
- основные перспективы развития промышленности региона связаны с увеличением добычи золота и серебра.
На территории Центрального энергоузла Магаданской области действуют две энергокомпании:
- ОАО «Магаданэнерго», занимающееся производством тепла для г. Магадана и передачей электроэнергии потребителям области;
- ОАО «Колымаэнерго», являющееся основным производителем электроэнергии.
В состав ОАО «Колымаэнерго» входят:
- филиал «Колымская ГЭС», производящий до 93,5% электроэнергии Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы;
- филиал «Колымские электрические сети», обеспечивающий электроэнергией отдельно взятые районы на территории области (пос. Синегорье, пос. Уптар, строительную площадку Усть-Среднеканской ГЭС);
Кроме того, для решения вопросов развития энергетики региона, ОАО «Колымаэнерго» учреждены два дочерних общества:
ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС» – заказчик по строительству Усть-Среднеканской ГЭС;
ОАО «Усть-СреднеканГЭСстрой» – генеральный подрядчик по строительству энергетических объектов на территории области.
Колымская ГЭС и Колымские электрические сети входят в состав Центрального энергоузла Магаданской области.
ОАО «Магаданэнерго» обеспечивает электрической энергией потребителей Магаданской области, частично Оймяконского улуса Республики (САХА) Якутия. Энергосистема является автономной и не связана с другими энергосистемами. Основными видами деятельности ОАО «Магаданэнерго» являются производство, передача и сбыт электрической и тепловой энергии потребителям.
Колымская ГЭС ОАО «Колымаэнерго» покрывает до 93,5% электрических нагрузок региона, при этом в целях наиболее полного использования ее гидроресурсов ТЭС ОАО «Магаданэнерго» работает на техническом минимуме нагрузок. Выработка электроэнергии Магаданской ТЭЦ и Аркагалинской ГРЭС составляет соответственно 5% и 1,6% от потребности энергоузла. Энергосистема является избыточной по мощности. Потребление электроэнергии с 1995 года по 2009 год снизилось более чем на 30%, тепловой энергии более чем на 25%.
Производственный потенциал электроэнергетики Магаданской области составляют Колымская ГЭС, Аркагалинская ГРЭС, Магаданская ТЭЦ и 177 электростанция, находящаяся в ведении промышленных, строительных, сельскохозяйственных и коммунальных организаций. Суммарная установленная мощность всех электростанций области по состоянию на 01 января 2011 года составляет 1287 МВт.
Характеристика действующих объектов генерации:
1. Колымская ГЭС
Основные характеристики объекта
Установленная мощность
900 МВт
КИУЭМ (коэффициент использования установленной электрической мощности)
26,3%
Доля в производстве э/энергии
до 93,5%
Общая характеристика состояния оборудования
удовлетворительное
На сегодняшний день оборудование станции отработало более 25 лет. В период с 1996 по 2003гг. произведена замена лопастей рабочих колёс турбин (ГА-2,3,4) и камер рабочего колеса (ГА-2,3), а на ГА-1 в 1998 году гидротурбина типа ПЛД 45-2556-В-420 была заменена на РО 868 М-В-410, кроме того, на месте камеры рабочего колеса установлено новое фундаментное кольцо для радиально-осевого рабочего колеса. Общее состояние гидросилового оборудования удовлетворительное. Технические ограничения (50%) гидроагрегатов сняты благодаря заменам лопастей рабочих колес на усиленные. Комплексная модернизация гидроагрегатов запланирована в период 2012-2016 гг., во время проведения капитальных ремонтов.
Техническое состояние части турбинного парка оборудования приближается к состоянию невосстанавливаемого физического износа, это - камеры рабочих колес турбин, лопасти рабочих колес, трубы и трубопроводная арматура систем технического водоснабжения, воздухоохладители, маслоохладители, оборудование системы регулирования и т.д.
Индексы технического состояния гидротурбин по состоянию на 31.12.2011 года:
гидротурбина ГА-1 – 95,33;
гидротурбина ГА-2 – 89,25;
гидротурбина ГА-3 – 84,67;
гидротурбина ГА-4 – 90,92;
гидротурбина ГА-5 – 90,08.
Структура установленной мощности определяет структуру производства электроэнергии. Большая часть электроэнергии производится на ГЭС.
2. Магаданская ТЭЦ
Основные характеристики объекта
Установленная мощность
96 МВт, 495 Гкал/ч
КИУЭМ (коэффициент использования установленной электрической мощности
13.1%
Доля в производстве энергии
4,8% (э/энергия), 69,6% (теплоэнергия)
Теплосети
19 км магистральных сетей
Общая характеристика состояния оборудования
удовлетворительное
доля теплофикационной/ конденсационной выработки на МТЭЦ
Оборудование Магаданской ТЭЦ проектировалось и строилось в 60-70-е годы прошлого столетия. Основное оборудование Магаданской ТЭЦ находится в удовлетворительном состоянии.
Установленное вспомогательное оборудование котлоагрегатов обеспечивает работу по проектной схеме на номинальной нагрузке. Ограничений по тяге и дутью не наблюдалось.
Ремонт поверхностей нагрева котлоагрегатов проводится по графикам ремонтов по результатам дефектации и технического освидетельствования.
Перерасхода топлива при неплановых пусках не выявлено. Фактические затраты топлива, тепла и электроэнергии на пуски не превышают нормативных значений.
3. Аркагалинская ГРЭС
Основные характеристики объекта
Установленная мощность
224 МВт, 151 Гкал/ч
КИУЭМ (коэффициент использования установленной электрической мощности
1.5%
Доля в производстве э/энергии
1,4%
Общая характеристика состояния оборудования
удовлетворительное, законсервировано правильно
Выполняемые функции
резервный источник э/энергии; регулирование напряжения (компенсация реактивной мощности);
теплоснабжение пос. Мяунджа
Ограничения в работе
может выдать мощность:
42 МВт через 6-8 ч.
97 МВт через 20-24 ч.
147 МВт через 28-36 ч.
202 МВт через 36-44 ч.
224 МВт через 40-46 ч.
доля теплофикационной/конденсационной выработки на АР ГРЭС
В настоящее время в качестве резервного источника используется Аркагалинская ГРЭС, имеющая ограничения по времени разворота станции, что является существенным риском в случае аварийного останова Колымской ГЭС. Возможны аварии на ЛЭП, соединяющей Колымскую ГЭС и г. Магадан.
C 1993 года и до настоящего времени оборудование очереди высокого давления электростанции находится в режиме длительной консервации. Режим работы электростанции – технически минимальный, по условиям покрытия тепловых нагрузок поселка и собственных нужд ГРЭС.
По результатам технико-экономического анализа Аркагалинской ГРЭС можно сделать следующие выводы:
1) Основное технологическое оборудование после длительной консервации остается в удовлетворительном техническом состоянии, которое может обеспечить его достаточно надежную эксплуатацию в течение не менее 10 лет при выполнении всех регламентных работ согласно НД. Однако дальнейшее обеспечение сохранности оборудования в течение длительного периода консервации не представляется возможным из-за развития процессов коррозии металла.
2) Земляная плотина Аркагалинской ГРЭС была запроектирована как сооружение мерзлого типа и построена с сохранением мерзлоты в основании. Практически сразу после первого наполнения водохранилища началось оттаивание грунтов в теле плотины и деградация мерзлоты в основании. В течение всего срока эксплуатации (57 лет) принимались инженерно-технические меры, направленные на сохранение проектного температурного состояния грунтовой плотины и ее основания. Это свидетельствует о том, что площадка ГТС АГРЭС характеризуется сложным инженерно-геологическим строением основания, неоднородным мерзлотным состоянием и суровыми климатическими условиями. Попытки восстановить мерзлотное состояние основания не удались. В настоящее время институтом ВНИИГ (г. Санкт-Петербург) выполнен проект обеспечения надежности плотины. Наряду с этим необходима очистка водохранилища от иловых отложений.
3) Оценка времени, необходимого для разворота станции с «0», показала, что при нагружении с 5 МВт обеспечивается нагрузка:
42 МВт через 6…8 ч.
97 МВт через 20…24 ч.
147 МВт через 28…36 ч.
202 МВт через 36…44 ч.
224 МВт через 40…46 ч.
4) Коэффициенты использования установленной электрической и тепловой мощности крайне низкие и не превышают соответственно, 1,7 и 5,9% по режимным условиям работы энергообъединения.
5) Следует отметить крайне низкие технико-экономические показатели электростанции, из-за вынужденной работы ГРЭС (по условиям работы энергосистемы) низкоэкономичного оборудования 2,9 МПа с очень низкими нагрузками и очень высоким дополнительным потреблением электроэнергии и тепла на собственные нужды электростанции для поддержания в резерве группы оборудования высокого давления.
Для обеспечения длительной и надежной работы ГРЭС необходима загрузка станции не менее 40-50 МВт, что позволит на длительный срок сохранить работоспособность оборудования, квалификацию и численность оперативного и инженерно-технического персонала, значительный дефицит которого в настоящее время отмечается на Аркагалинской ГРЭС.
На тепловых электростанциях ОАО «Магаданэнерго» используется уголь и нефтетопливо, доля которых составляет соответственно 99,8% и 0,2% от используемого на ТЭС топлива. Уголь используется как магаданский (аркагалинский) – на Аркагалинской ГРЭС, так и привозной из-за пределов региона – на МТЭЦ – Кузнецкий.
Также ОАО «Магаданэнерго» осуществляет эксплуатацию дизельной электростанции в г. Магадане в составе Магаданской ТЭЦ, мощностью 21 МВт, используемой только в качестве резервного источника.
В состав ОАО «Магаданэнерго» входит четыре филиала электрических сетей:
«Южные электрические сети»;
«Восточные электрические сети»;
«Центральные электрические сети»;
«Западные электрические сети».
Филиал «Южные электрические сети» (ЮЭС) обслуживает ВЛ, ПС и ТП напряжением 0,4-6-10-35-110-220 кВ, расположенные в г. Магадане и на территории Ольского, Хасынского, частично Тенькинского районов. Суммарная площадь территории, обслуживаемой филиалом «ЮЭС», составляет 20000 кв. км.
Филиал «Восточные электрические сети» (ВЭС) обслуживает ВЛ, ПС, ТП напряжением 0,4-6-10-35-110-220 кВ, расположенные в Ягоднинском, Среднеканском и Омсукчанском районах Магаданской области. Зона обслуживания составляет 75 тыс. кв.км.
Филиал «Центральные электрические сети» (ЦЭС) обслуживает ВЛ, ПС, ТП напряжением 0,4-6-10-35-110-220 кВ.
В состав филиала входят два района электрических сетей:
1) 1 РЭС, базирующийся в пос. Транспортном и пос. Усть-Омчуг Тенькинского района. Район обслуживает электрические сети, находящиеся на территории Тенькинского района;
2) 3 РЭС, расположенный в микрорайоне Берелех города Сусумана. Район обслуживает электрические сети, находящиеся на территории Сусуманского и Ягоднинского районов.
Группа подстанций Кедровый и участок по ремонту и эксплуатации ВЛ Кедровый, базирующиеся на базе предприятия в пос. Кедровом, Сусуманский район обслуживают электрические сети, находящиеся на территории Сусуманского района. Суммарная площадь территории, обслуживаемой филиалом «ЦЭС», составляет 73000 кв. км.
Филиал «Западные электрические сети» (ЗЭС) обслуживает ВЛ, ПС, ТП напряжением 0,4-6-10-35-110 кВ.
В зону обслуживания входит часть Сусуманского района Магаданской области и Оймяконский улус Республики САХА (Якутия). Зона обслуживания составляет 19700 кв. км.
Наименование филиала
Протяженность ВЛ по состоянию на 01 января 2012 г. (км)
Установленная трансформаторная мощность (тыс. кВА)
220 кВ
154 кВ
110 кВ
35-0,4 кВ
«Южные электрические сети»
245
177
183
615
823,92
«Центральные электрические сети»
471
-
648
545
722,56
«Восточные электрические сети»
732
-
433,6
403,2
873,72
«Западные электрические сети»
187
-
311,7
453
154,4
Всего:
1635
177
1576,3
2016,2
2574,6
Общее количество понизительных подстанций, находящихся на балансе «Магаданэнерго» 35-220 кВ – 123 шт.
Протяженность воздушных линий электропередачи, находящихся на балансе ОАО «Магаданэнерго" составляет всего:
по трассе 5111,4 км, в том числе линий электропередачи по трассе:
на металлических опорах 1562,7 км,
на деревянных опорах 3548,7 км.
по цепям 5404,5 км.
Расположение основных энергообъектов ОАО «Магаданэнерго» представлено на схеме (приложение № 1).
В разрезе муниципальных районов и городского округа «город Магадан» топливно-энергетический комплекс Магаданской области характеризуется следующими показателями:
Показатели
ВСЕГО
В том числе:
городской округ «г. Магадан»
районы:
Ольский
Омсукчанский
Северо-Эвенский
Среднеканский
Сусманский
Тенькинский
Хасынский
Ягоднинский
Котельные, (ед.)
70
11
8
5
5
8
8
8
8
9
Мощность, (Гкал/час)
793,8
110,5
70,3
46,2
30,9
63,4
96,8
84,6
100,6
190,5
Тепловые сети (в двухтрубном исчислении), (км)
476,7
227,3
31,0
26,9
6,8
34,8
54,4
23,2
31,6
40,7
Тепловые насосные станции, (ед.)
4
2
1
1
Центральные тепловые пункты, (ед.)
24
11
1
7
3
2
Водозаборы, (ед.)
60
10
7
5
5
4
8
6
8
7
Насосные станции водопровода, (ед.)
30
10
1
1
3
8
2
1
4
Очистные сооружения водопровода, (ед.)
4
2
1
1
Водопроводные сети, (км)
532,4
231,5
27,1
21,1
6,8
38,8
45,3
35,6
57,7
68,4
Канализационные насосные станции, (ед.)
21
5
2
2
8
3
1
Очистные сооружения канализации, (ед.)
12
2
2
1
1
1
1
2
2
Канализационные сети, (км)
306,3
177,4
24,2
16,3
4,3
18,8
7,5
18,2
39,7
Электрические сети, (км)
2081,3
1425,6
74,0
25,6
33,8
78,1
143,7
121,2
58,2
121,1
Трансформаторные подстанции, (ед.)
625
286
26
35
17
46
62
51
37
65
Структура установленной мощности определяет структуру производства электроэнергии. Большая часть электроэнергии производится на ГЭС.
2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Магаданской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет
На протяжении последних 5 лет более половины объема электропотребления приходится на предприятия основных видов деятельности (добывающих, обрабатывающих производств, производства и распределения электроэнергии и воды) – от 52% до 58%.
Динамика электропотребления Магаданской области с учетом потерь в электросетях общего пользования по данным Магаданстата представлена в таблице:
Потребление электроэнергии в Магаданской области за 2007-2011 годы
(млн. киловатт-часов)
2007
2008
2009
2010
2011
Потреблено электроэнергии,
2124,9
2099,5
2060,5
2110,7
2108,9
в том числе:
потреблено организациями
1522,1
1440,2
1435,7
1528,9
1530,4
потреблено населением
192,8
197,2
205,0
193,0
190,5
потери в электросетях общего пользования
410,0
462,1
419,8
388,8
388,0
Структура потребления электропотребления в Магаданской области, включая потери в электросетях общего пользования, за последние 5 лет такова:
Структура потребления электроэнергии в Магаданской области по основным группам потребителей за 2007-2011 годы
(%)
2007
2008
2009
2010
2011
Потреблено электроэнергии:
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
организациями,
71,6
68,6
69,7
72,5
72,6
в том числе по видам хозяйственной деятельности
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
0,7
0,6
0,4
0,4
0,4
добыча полезных ископаемых
14,1
15,2
15,7
19,4
19,7
обрабатывающие производства
2,2
2,2
1,4
1,4
1,4
производство и распределение электроэнергии и воды
40,0
34,5
37,7
37,3
37,3
строительство
0,9
0,8
0,6
0,7
0,8
транспорт и связь
2,6
2,4
2,0
1,9
1,8
предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
0,7
0,8
0,6
0,6
0,6
прочие виды
10,4
12,1
11,3
10,8
10,6
населением,
9,1
9,4
9,9
9,1
9,0
в том числе
сельским
0,6
0,6
0,6
0,5
0,5
городским
8,4
8,8
9,4
8,6
8,5
потери в электросетях общего пользования
19,3
22,0
20,4
18,4
18,4
2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Магаданской области и потребление электрической энергии и мощности за последние 5 лет
Динамика потребления электрической энергии крупными потребителями в Магаданской области за 2007-2011 годы по данным ОАО «Магаданэнерго» представлена в таблице:
Потребление электрической энергии крупными потребителями в Магаданской области за 2007-2011 годы ОАО «Магаданэнерго»
(тыс. кВт. ч)
Наименование потребителя
2007
2008
2009
2010
2011
ОАО «Магаданэлектросеть»
384 233
370 517
373 815
378 906
376 237
ОАО «Сусуманзолото»
68 012
69 559
77 079
86 839
78 278
ЗАО «Серебро Магадана»
62 043
72 526
72 728
88 462
99 302
ОАО «ГДК «Берелех»
41 907
38 086
36 979
41 340
41 296
МУП «Магадантеплосеть» г. Магадана
30 855
45 136
24 158
69 114
73 331
ООО «Востокмонтажспецстрой»
33 798
31 577
35 194
35 750
34 390
ОАО «Колымаэнерго»
50 005
58 536
58 215
48 798
69 854
МУП «Тенькатеплосеть» администрации МО «поселок Усть-Омчуг»
28 501
20 568
14 919
8 564
32 579
ОАО «Рудник им. Матpосова»
11 923
14 935
16 710
15 353
12 868
МУП «Комэнерго»
25 280
27 954
9 619
23 670
29 661
ОАО «Магаданэлектросеть» обеспечивает передачу электрической энергии от подстанций ОАО «Магаданэнерго» до потребителей г. Магадана.
2.4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет
Максимальная нагрузка в 2007 году составила 358 МВт, в 2011 году 365 МВт. Увеличение Р мах составило 1,9%. Центр электрической нагрузки находился на территории «Южных электрических сетей». Максимальная нагрузка ЮЭС в 2007 составила 194 МВт, в 2011 году 205 МВт. Прирост обусловлен увеличением нагрузки электрокотельных.
Таблица максимальной загрузки трансформаторов
Наименование ПС
Нагрузка в мВА
Установленная мощность (мВА)
% загрузки
Примечание
220 кВ
110 кВ
35 кВ
6-10 кВ
1. За день контрольных замеров 19 декабря 2007 года
ЦЭС
ПС Берелех
АТ-1-63
20,0
20,0
63
31,7%
АТ-2-63
63
0,0%
в резерве
Т-1-16
5,2
0,8
4,4
16
33%
Т-2-16
4,8
2,8
2,0
16
30%
ПС Усть-Омчуг
АТ-90 110/154
44,0
44,0
90
48,9%
АТ-1-63
30,0
21,0
9,0
63
47,6%
АТ-2-63
31,0
21,0
9,0
63
49,2%
ВЭС
ПС Ягодное
АТ-1-63
10,0
4,0
5,6
63
15,87%
АТ-2-63
25,0
25,0
63
39,68%
ПС Синегорье
АТ-1-63
63
0,0%
в резерве
АТ-2-63
5,0
1,5
1,2
63
7,94%
Т-1-25
25
0,0%
в резерве
Т-2-25
1,52
25
6,08%
ПС Оротукан
АТ-1-63
63
0,0%
в резерве
АТ-2-63
11,0
8,2
63
17,46%
Т-1-25
2,7
0,24
2,39
16
16,88%
Т-2-25
16
0,0%
в резерве
ПС Омсукчан
АТ-1-63
63
0,0%
в резерве
АТ-2-63
23,0
10
12,97
63
36,51%
Т-1-25
25
0,0%
в резерве
Т-2-25
10,0
9,2
0,58
25
40,0%
ПС Утиная
Т-1-6,3
0,18
0,0
0,16
6,3
2,86%
ПС Дукат
Т-1-10
3,4
2,12
0,24
10
34,0%
Т-2-10
10
0,0%
в резерве
ЮЭС
ПС Центральная
АТ-1-125
60,9
64,8
125
48,7%
АТ-2-63
30,8
30,7
63
56,7%
Т-3-25
9,5
6,6
2,8
25
37,8%
Т-4-25
9,3
7,0
2,3
25
37,3%
ПС Палатка
АТ-1-90 154/110
40,4
40,2
90
44,9%
АТ-2-63
19,6
19,6
63
31,1%
Т-1-16
9,8
7,3
2,8
16
61,2%
Т-2-16
9,8
6,4
3,5
16
61,2%
ПС Сокол
Т-1-16
5,3
3,0
2,3
16
33,1%
Т-2-16
5,1
2,3
2,7
16
31,9%
ЗЭС
ПС Нера-Новая
Т-1-10
-
6,9
3,3
2,6
25
27,6%
Т-2-10
-
6,0
1,0
5,0
25
24,0%
2. За день контрольных замеров 21 декабря 2011 г.
ЦЭС
ПС Берелех
АТ-1-63
13,0
13,0
63
20,6%
АТ-2-63
63
0,0%
в резерве
Т-1-16
6,5
0,9
5,6
16
41,0%
Т-2-16
5,7
2,7
3,0
16
36,0%
ПС Усть-Омчуг
АТ-90 110/154
41,0
41,0
90
45,6%
АТ-1-63
25,0
22,0
3,0
63
39,7%
АТ-2-63
25,0
22,0
3,0
63
39,7%
ВЭС
ПС Ягодное
АТ-1-63
6,1
0,6
5,15
63
9,638%
АТ-2-63
7,2
7,1
63
11,43%
ПС Синегорье
АТ-1-63
63
0,0%
в резерве
АТ-2-63
3,2
0,2
1,3
63
5,08%
Т-1-25
25
0,0%
в резерве
Т-2-25
1,6
25
6,4%
ПС Оротукан
АТ-1-63
63
0,0%
в резерве
АТ-2-63
18,0
14,0
63
28,57%
Т-1-25
3,9
2,12
1,7
16
24,38%
Т-2-25
16
0,0%
в резерве
ПС Омсукчан
АТ-1-63
24,8
11,1
13,6
63
39,7%
АТ-2-63
24,8
11,1
13,6
63
39,7%
Т-1-25
11,0
10,5
25
44,4%
Т-2-25
11,0
9,1
1,8
25
44,4%
ПС Утиная
Т-1-6,3
0,11
0,1
6,3
1,75%
ПС Дукат
Т-1-10
10
0,0%
в резерве
Т-2-10
5,5
4,6
0,8
10
55,0%
ЮЭС
ПС Центральная
АТ-1-125
64,74
69,36
125
51,8%
АТ-2-63
38,29
38,27
63
60,8%
Т-3-25
19,45
14,9
6,64
25
77,8%
Т-4-25
19,23
16,59
2,63
25
76,9%
ПС Палатка
АТ-1-90 154/110
43,12
43,1
90
68,4%
АТ-2-63
21,25
21,15
63
33,7%
Т-1-16
9,02
5,57
3,38
16
56,4%
Т-2-16
5,31
2,95
2,33
16
33,2%
ПС Сокол
Т-1-16
11,82
8,37
3,37
16
74,1%
Т-2-16
11,34
9,21
2,12
16
70,9%
ЗЭС
ПС Нера-Новая
Т-1-10
4,73
2,06
2,67
25
18,9%
Т-2-10
7,68
2,06
5,62
25
30,7%
Вывод: В течение 2007-2011 г.г. на всех питающих центрах сохраняется резерв трансформаторной мощности. В Магаданской энергосистеме имеется ограничение по перетоку от Колымской ГЭС в южную часть области по условиям статической устойчивости и уровням напряжения на шинах ПС 220 кВ «Центральная».
2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Магаданской области, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных по основным группам потребителей Магаданской области за последние 5 лет
(Гкал)
2007
2008
2009
2010
2011
Полезный отпуск, Всего:
955 710
971 208
971 491
947 224
961 875
в том числе:
Промышленность
3 037
3 036
3 106
3 206
3 113
Сельское хозяйство
27 484
24 768
22 302
11 246
3 026
Федеральный бюджет
48 509
51 016
48 125
49 005
47 892
Региональный, местный бюджеты,
104 037
93 089
91 228
90 542
99 328
ТСЖ, ЖСК, управляющие компании
1 732
2 161
2 043
2 111
2 420
Население
696 155
713 138
723 918
709 373
729 899
Прочие
74 756
84 000
80 769
81 742
76 197
Вывод: В целом в 2011 году наблюдается увеличение теплопотребления по отношению к 2007 году на 0,6 %.
2.6. Перечень основных потребителей тепловой энергии в регионе с выделением потребности в тепловой энергии, вырабатываемой на объектах тепловой генерации, включая тепловые энергоцентрали региональной энергосистемы
Крупных потребителей тепловой энергии из числа предприятий и организаций в регионе нет. Основным потребителем тепловой энергии является проживающее на территории Магаданской области население.
2.7. Структура установленной электрической мощности на территории Магаданской области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами
Мощность электростанций Магаданской области
в 2007-2011 годах
(тыс. киловатт)
2007
2008
2009
2010
2011
Всего электростанции,
1274,8
1277,7
1286,7
1292,2
1298,1
в том числе:
электростанции общего пользования
1220,0
1220,0
1220,0
1220,0
1220,0
тепловые электростанции при других организациях
54,8
57,7
66,7
72,2
78,1
в том числе:
сельские электростанции
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
из них передвижные
-
-
-
электростанции при добывающих, обрабатывающих производствах, производстве и распределении электроэнергии и воды
44,8
46,8
55,6
62,3
68,0
из них передвижные
4,7
1,0
1,2
16,6
16,6
электростанции при транспортных организациях
3,0
4,1
3,7
3,8
4,0
из них передвижные
0,5
0,1
0,1
0,4
0,4
электростанции при строительных организациях
0,5
1,1
1,1
0,9
0,9
из них передвижные
-
1,1
1,1
0,9
0,9
прочие электростанции
5,6
4,8
5,4
4,3
4,3
из них передвижные
0,1
0,9
0,8
0,8
0,8
Доля «Магаданэнерго» на рынке оказания услуг по передаче электрической энергии составляет 97%. Реализация напрямую конечным потребителям составляет 66%, доля электроэнергии, реализуемой оптовыми потребителями-перепродавцами, составляет 34%.
В разрезе групп потребителей основной удельный вес в полезном отпуске электроэнергии занимают промышленные и приравненные к ним потребители с мощностью 750 кВА и выше (36%), оптовые потребители – перепродавцы (34%), промышленные и приравненные к ним потребители с мощностью менее 750 кВА (10%).
Входящая в состав ОАО «Колымаэнерго» Колымская ГЭС, установленная мощность которой составляет 900 МВт (5 гидроагрегатов по 180 МВт), производит до 93,5% электроэнергии Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы.
Единственным потребителем ОАО «Колымаэнерго» является ОАО «Магаданэнерго». Основными видами деятельности ОАО «Магаданэнерго» являются:
- производство электрической и тепловой энергии;
- передача электрической энергии потребителям;
- передача тепловой энергии по магистральным сетям;
- сбыт электрической и тепловой энергии.
Основными видами деятельности ОАО «Колымаэнерго» являются:
- производство электрической энергии;
- передача электрической энергии по сетям;
- строительство Усть-Среднеканской ГЭС;
- строительство электрических сетей.
Демонтаж генерирующего оборудования электростанций на период до 2015 года не предусматривается.
Установленная мощность генерирующих компаний Магаданской области
Наименование компании
Установленная мощность
Сети, км
Тепловые сети, км
по электрической энергии, МВт
по тепловой энергии, Гкал
ОАО «Магаданэнерго»
324
692
5542
70,9
ОАО «Колымаэнерго»
900
0
169,64
--
2.8. Состав существующих электростанций
В составе электростанций Магаданской области:
- Колымская ГЭС установленной мощностью 900 МВт, являющаяся филиалом ОАО «Колымаэнерго»;
- Аркагалинская ГРЭС установленной мощностью 224 МВт, входящая в состав ОАО «Магаданэнерго»;
- Магаданская ТЭЦ установленной мощностью 96 МВт, входящая в состав ОАО «Магаданэнерго».
Краткая характеристика оборудования Колымской ГЭС
Станционный номер
Тип гидро-турбины
Год выпуска
Год ввода в эксплуатацию
Изготовитель
Тип гидро-генератора
Год выпуска
Год ввода в эксплуатацию
Изготовитель
1
РО 868 М-В-410
1994
29.10.98
ЛМЗ
СВ 812/240-28 УХЛ4
1980
01.06.82
Сибэлектротяжмаш
2
ПЛД 45-2556-В-420
02.1981
25.10.82
ЛМЗ
СВ 812/240-28 УХЛ4
1980
25.10.82
Сибэлектротяжмаш
3
ПЛД 45-2556-В-420
05.1983
21.06.84
ЛМЗ
СВ 812/240-28 УХЛ4
1982
21.06.84
Сибэлектротяжмаш
4
ПЛД 45-2556-В-420
10.1984
26.09.88
ЛМЗ
СВ 812/240-28 УХЛ4
1984
26.09.88
Сибэлектротяжмаш
5
ПЛД 45-2556-В-420
10.1989
02.10.94
ЛМЗ
СВ 812/240-28 УХЛ4
1990
02.10.94
Сибэлектротяжмаш
Характеристика генераторов
Тип
СВ 812/240-28 УХЛ4
Номинальная мощность
212МВА/180 МВт
Коэффициент мощности
0,85
Частота вращения номинальная
214,3 об/мин
Напряжение
13800 В
Номинальный ток статора
8800 А
Частота вращения, об/мин - номинальная - угонная
214,3 450
Частота
50 Гц
Число фаз
3
Номинальное напряжение на роторе
187 В
Маховой момент GD2, тм2
13500
Допустимая осевая нагрузка на подпятник, тс
1560
индуктивные сопротивления, о.е.
Xd
X'd
X"d
1,18
0,32
0,20
Номинальный ток возбуждения
1800 А
Тип и класс изоляции
термореактивная, класс F
Число полюсов
28
Кратность форсирования по напряжению, о.е.
3,0
КПД в номинальном режиме, %
98,3
Диаметр ротора
7,2 м
Масса, т
930
Максимальная монтажная масса, т
440
Характеристика гидротурбин
Тип поворотно-лопастной турбины
ПЛД 45-2556-В-420
Номинальная мощность при расчетном напоре
184 МВт
Рабочие напоры турбины:
- максимальный
116м
- расчетный по мощности
108 м
- минимальный
94,6 м
- минимальный пусковой
40 м
Частота вращения номинальная
214,3 об/мин
Частота вращения разгонная
450 об/мин
Диаметр рабочего колеса
4,2 м
Расход при расчетном напоре и номинальной мощности
184 м3/сек
Максимальное осевое усилие, передаваемое на пяту при нормальной работе
1010 тс
Максимальное осевое усилие, передаваемое на пяту в момент пуска
510 тс
Максимальная допустимая высота отсасывания при Н=108 м
-21,5 м
Число лопастей рабочего колеса
9
Число лопаток направляющего аппарата
24
Диаметр расположения осей лопаток
5,67 м
Высота лопаток
1,05 м
Тип радиальноосевой турбины
РО 868 М-В-410
Номинальная мощность при расчетном напоре
184 МВт
Рабочие напоры турбины:
- максимальный
119м
- расчетный по мощности
108 м
- минимальный
91,5 м
Частота вращения номинальная
214,3 об/мин
Частота вращения разгонная
410 об/мин
Расход при расчетном напоре и номинальной мощности
188 м3/сек
Максимальное осевое усилие, передаваемое на пяту при нормальной работе
900 тс
Диаметр рабочего колеса
4,1 м
Число лопастей рабочего колеса
13
Число лопаток направляющего аппарата
24
Диаметр расположения осей лопаток
5,67 м
Высота лопаток
1,05 м
Состав и состояние парка турбинного оборудования
Магаданской ТЭЦ
Турбина
Станционный номер
Тип (марка) турбины
Завод-изготовитель
Дата ввода
Установленная электрическая мощность, МВт
Тепловая мощность, Гкал/ч
Парковый ресурс, час
Наработка с начала эксплуатации на конец года, час
Количество пусков с начала эксплуатации, шт.
Турбина пар.
6
ПТ-25-90-10М
КТЗ
01.11.04
25
70
270000
30204
38
Турбина пар.
7
ПТ-25-90-10М
КТЗ
31.12.74
25
70
270000
233544
179
Турбина пар.
8
ПТ-25-90-10М
КТЗ
09.11.00
25
70
270000
49652
58
Состав и состояние парка котельного оборудования Магаданской ТЭЦ
Котёл
Станционный номер
Тип (марка) котла
Параметры острого пара
Производительность, т/час
Год ввода
Завод-изготовитель
Наработка
с начала эксплуатации, час
Количество пусков
с начала эксплуатации, шт.
Давление, кгс/см2
Температура, 0С
Котёл паровой
1
БКЗ-50-39-Ф
40
440
65
1962
БКЗ
175743
239
Котёл паровой
2
БКЗ-50-39-Ф
40
440
65
1962
БКЗ
168882
230
Котёл паровой
3
БКЗ-50-39-Ф
40
440
65
1963
БКЗ
150982
203
Котёл паровой
4
БКЗ-50-39-Ф
40
440
65
1964
БКЗ
153548
183
Котёл паровой
5
БКЗ-160-100-Ф
100
540
160
1974
БКЗ
203115
218
Котёл паровой
6
БКЗ-220-100-Ф
100
540
220
1974
БКЗ
227981
168
Котёл паровой
7
БКЗ-220-100-Ф
100
540
220
1977
БКЗ
208091
164
Водогрейные котлы Магаданской ТЭЦ
Станционный номер
Тип (марка) котла
Параметры острого пара
Производительность, Гкал/час
Год ввода
Завод-изготовитель
Давление, кгс/см2
Температура, 0С
Пылеугольные водогрейные котлы
11
КВТК-100
24
150
100
1989
БКЗ
12
КВТК-100
24
150
100
2001
БКЗ
Электрокотлы
1
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
1999
ОАО Севэнеррем
2
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
1999
ОАО Севэнеррем
3
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
2000
ОАО Севэнеррем
4
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
2000
ОАО Севэнеррем
5
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
1999
ОАО Севэнеррем
6
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
1999
ЗСТЭМИ-2 Братск
7
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
2001
ОАО Севэнеррем
8
КЭВ-10000/6
10
130
8,6
2001
ОАО Севэнеррем
Состав и состояние парка турбинного оборудования Аркагалинской ГРЭС
Станционный номер
Тип (марка) турбины
Завод-изготовитель
Дата ввода
Установленная мощность, МВт
Тепловая мощность, Гкал/час
Парковый ресурс норма, час (лет)
Наработка с начала эксплуатации на
конец года, час (лет)
Количество пусков с начала эксплуатации, шт.
2
К-35-29
ЛМЗ
00.01.55
35
18
270000
263570
269
5
АПТ-12-29
БМЗ
00.10.64
12
44
270000
272286
315
6
Р-12-90/31 М
КТЗ
00.12.74
12
89
270000
21631
82
7
К-55-90
ЛМЗ
00.12.74
55
0
270000
107367
126
8
К-55-90
ЛМЗ
00.12.74
55
0
270000
105127
185
9
К-55-90
ЛМЗ
00.12.74
55
0
270000
76385
179
Состав и состояние парка котельного оборудования Аркагалинской ГРЭС
Котел
Тип (марка) котла
Параметры острого пара
Производительность, т/ч
Год ввода
Завод-изготовитель
Наработка с начала эксплуатации, час
Количество пусков с начала эксплуатации
Давление, кгс/см2
Температура, 0С
3
ТП-150-1
34
420
150
1956
ТКЗ
271169
1130
4
ТП-38
34
420
150
1962
ТКЗ
187007
1087
5
БКЗ-220-100-4
100
540
220
1974
БКЗ
104577
191
6
БКЗ-220-100-4
100
540
220
1976
БКЗ
99130
195
7
БКЗ-220-100-4
100
540
220
1980
БКЗ
62682
201
8
БКЗ-220-100-4
100
540
220
1985
БКЗ
34661
182
2.9. Структура выработки электроэнергии по типам
электростанций и видам собственности
ОАО «Русгидро» – ОАО «Колымаэнерго» филиал Колымская ГЭС Колымская ГЭС
Выработка – 2032,5 млн. кВт. ч, в т.ч.:
- собственные нужды, потери – 60,8 млн. кВт. ч;
- отпуск с шин – 1971,7 млн. кВт. ч;
- сети ОАО «Магаданэнерго» – 1898,0 млн. кВт. ч;
- Колымские электрические сети – 100,9 млн. кВт. ч.
ОАО «РАО ЭС Востока» – ОАО «Магаданэнерго» филиалы Магаданская ТЭЦ Аркагалинская ГРЭС.
Выработка электроэнергии на территории ОАО «Магаданэнерго» в 2007 г. в 2011 г.
(млн.кВт. ч)
2.10. Характеристика балансов электрической энергии
и мощности за последние 5 лет
В 2011 году электростанциями области было выработано 2196 млн. кВт/ч, по сравнению с 2007 годом производство электроэнергии сократилось на 6%.
По данным разработанного Магаданстатом электробаланса за 2010 год электростанциями области было выработано 2245 млн. кВт/ч, по сравнению с 2005 годом производство электроэнергии сократилось на 3,8%, по сравнению с 2009 годом – выросло на 2,2%. В 2010 году потреблено 2111 млн. кВт. ч электроэнергии, что на 3% меньше 2005 года и на 2,4% больше 2009 года.
Основными потребителями электроэнергии в области являются организации добывающих, обрабатывающих производств, производства и распределения электроэнергии и воды – 58% от общего потребления электроэнергии. Организациями прочих видов деятельности потреблено 11%, населением – 9%. Остается невысокой доля энергопотребления предприятиями сельского хозяйства, строительства и предоставления прочих коммунальных, социальных и персональных услуг – 0,4% и по 0,6% соответственно.
Производством тепловой энергии, в отличие от электрической, занимаются не только предприятия «большой» энергетики, а также предприятии ЖКХ и других видов экономической деятельности, имеющие в своем составе котельные. В 2010 году в области произведено 2621 тыс. Гкал теплоэнергии, что на 12% меньше 2005 года (по сравнению с 2009 годом выработка снизилась на 0,9%).
На крупных электрических станциях произведено 42% всей теплоэнергии.
Фактическое электропотребление по региону представлено в таблице пункта 2.2.
Баланс электрической энергии и мощности Магаданской области
Показатель
Единица измерения
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
Установленная мощность
МВт
1238
1238
1179
1179
1347
тепловых электростанций
320
320
261
261
261
гидроэлектростанций
900
900
1068
1068
1210,5
дизельэлектростанций
18
18
18
18
18
Располагаемая мощность
МВт
1238
1238
1179
1179
1347
тепловых электростанций
320
320
261
261
261
гидроэлектростанций
900
900
1068
1068
1210,5
дизельэлектростанций
18
18
18
18
18
Рабочая мощность
МВт
1062,6
1072,6
1072,6
1092,6
1215,6
тепловых электростанций
150
160
160
180
230
гидроэлектростанций
900
900
973
973
1042,5
дизельэлектростанций
12,6
12,6
12,6
12,6
12,6
Собственное потребление мощности
МВт
16,5
17
17
18
21,23
тепловыми электростанциями
7,5
8
8
9
11,5
гидроэлектростанциями
9
9
9
9
9,73
Сальдо-переток мощности
МВт
359
340
326
324
430
Выработка электроэнергии - всего
млн. кВт. ч
2170
2169
2172
2180
2910
тепловыми электростанциями
137
138
137
137
143
гидроэлектростанциями
2032,5
1942,5
2017
1988
2712
дизельэлектростанциями
55
55
55
55
55
Расход электроэнергии на собственные нужды - всего:
млн. кВтч
83
82,9
82,44
82,16
83,2
- на производство электроэнергии
млн. кВтч
27
26,9
26,44
26,16
27,2
то же в % к выработке электроэнергии
%
19,7
19,5
19,3
19,1
19,0
- на производство теплоэнергии
млн. кВтч
56
56
56
56
56
- то же в кВт. ч/Гкал
кВт. ч/Гкал
47,4
47,4
47,4
47,4
47,4
Отпуск электроэнергии в сеть (сальдо-переток)
млн. кВтч
1258
1272
1292
1305
1906
в том числе:
а) на ОРЭМ
млн. кВтч
б) по прямым договорам
млн. кВтч
в) на региональный рынок
млн. кВтч
1258
1272
1292
1305
1906
Отпуск теплоэнергии
тыс. Гкал
3362
3368
3391
3414
3432
с коллекторов электростанций
1510
1516
1534
1551
1569
котельными
1852
1852
1857
1863
1863
Потери в тепловых сетях
тыс. Гкал
527
521
525
530
533
То же в % от отпуска тепла
%
15,6
15,5
15,5
15,5
15,5
Полезный отпуск теплоэнергии
тыс. Гкал
2841
2847
2866
2884
2899
с коллекторов электростанций
1231
1237
1251
1264
1279
котельными
1610
1610
1615
1620
1620
В период с 2007 по 2011 годы на территории, обслуживаемой ОАО «Магаданэнерго», наблюдалось незначительно снижение электропотребления примерно на 0,7% - 2,5% в год. В 2010-2011 годах наметилась тенденция прироста электропотребления на 4-6 % в год. Основные причины этого – увеличение полезного отпуска электроэнергии электрокотельным и рост нагрузки на строительстве Усть-Среднеканской ГЭС. В результате проводимых мероприятий по снижению потерь электроэнергии и совершенствованию систем коммерческого и технического учета электроэнергии наметилось снижение транспортного расхода электроэнергии на ее передачу с 20,49% в 2008 году до 18,35% в 2011 году.
Динамика электропотребления ОАО «Магаданэнерго» в 2007-2011 г.г.
Динамика ТЭП ОАО «Магаданэнерго» в 2007-2011 г.г.
Основным поставщиком электроэнергии является Колымская ГЭС, обеспечивающая более 93,5% потребности в электроэнергии на территории, обслуживаемой ОАО «Магаданэнерго».
Оборудование АрГРЭС находится на консервации. Для обеспечения горячего водоснабжения пос. Мяунджа и обогрева здания электростанции на АрГРЭС в зимнее время работает котлоагрегат среднего давления и один турбогенератор с нагрузкой 7-10 МВт. С мая по октябрь станция полностью остановлена. В целях обеспечения горячего водоснабжения потребителей пос. Мяунджа в этот период на АрГРЭС работают электрокотлы с нагрузкой от 3 МВт до 30 МВт.
Режим работы МТЭЦ диктуется необходимостью экономии твердого топлива и надежностью электроснабжения Магаданского энергоузла. Генераторы МТЭЦ в зимнее время несут нагрузку от 5 МВт до 30 МВт по тепловому графику. Для обеспечения горячего водоснабжения потребителей г. Магадана на МТЭЦ установлены электрокотлы, которые работают круглый год с нагрузкой до 45 МВт, используя приобретенную электроэнергию от КГЭС.
2.11. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет
Расчет показателей энерго- и электроэффективности Магаданской области за 2007-2011 годы произведен, исходя из следующих статистических фактических и прогнозируемых значений показателей:
Наименование показателя
ед. изм.
2007
2008
2009
2010
2011
Объем ВРП
млн. рублей
35314,4
42053,8
47895,9
58174,3
67906,7
Индекс дефлятор ВРП
%
114,3
112,8
115,2
116,4
114,8
Объем ВРП в ценах 2005 года
млн. рублей
27008,1
28512,7
28189,0
29414,4
29908,8
Объем производства электроэнергии
млн. кВт
2254,3
2232,6
2196,2
2245,1
2290,0
Объем потребления электроэнергии
млн. кВт
2124,9
2099,5
2060,5
2110,7
2152,9
Суммарное потребление электро-, теплоэнергии
тыс. тонн у.т.
132,4
259,7
263,2
265,8
268,5
Среднегодовая численность населения
тыс. человек
167,2
164,4
160,8
156,8
155,5
Ниже представлена динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет, где значение показателя энергоемкости рассчитано исходя из представленной Магаданстатом информации о суммарном потреблении электро- и теплоэнергии в Магаданской области по данным статистического наблюдения по форме №11-ТЭР. Следует иметь в ввиду, что представленные в таблице значения показателей энергоемкости ВРП за 2007-2011 годы несопоставимы со значениями за предшествующие годы, поскольку по информации Магаданстата отчет по форме №11-ТЭР до 2006 года включительно представляли предприятия-производители и предприятия-потребители энергоресурсов, а начиная с 2007 года – только предприятия-производители.
Основные показатели энерго- и электроэффективности Магаданской области за 2007-2011 годы
Наименование показателя
ед. изм.
2007
2008
2009
2010
2011
Энергоемкость ВРП*
кг у.т./ тыс. руб.
3,8
6,2
5,5
4,6***
4,0***
Электроемкость ВРП**
кВт. ч / тыс. руб.
63,8
59,9
59,6
58,4
58,6***
Потребление электроэнергии на душу населения
кВт. ч
12,71
12,77
12,81
13,46
13,85***
Электровооруженность труда промышленных организаций (без субъектов малого предпринимательства)
тыс. кВт. ч в расчете на одного рабочего
83,8
87,7
82,6
85,6
85,6***
* отношение суммарного потребления энергетических ресурсов в регионе к величине ВРП
** отношение произведенной в регионе электроэнергии в натуральном выражении к величине ВРП в сопоставимых ценах 2007 года
*** оценка
За период времени с 2007 года по 2011 год сложилась положительная динамика основных показателей энерго- и электроэффективности. Так, потребление электроэнергии на душу населения возросло на 9% и в 2011 году по оценке составило 13,85 кВт. ч., а электровооруженность труда промышленных организаций (без субъектов малого предпринимательства) увеличилась на 2,1% и в 2011 году по оценке составила 85,6 тыс. кВт. ч в расчете на одного рабочего. При этом энергоемкость ВРП увеличилась на 5,3% и в 2011 году оценивается на уровне 4 кг условных тонн на тыс. рублей, а электроемкость ВРП уменьшилась на 8,2% и в 2011 году оценивается на уровне 58,6 кВт. ч на тыс. рублей.
2.12. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним
Филиал ОАО «Колымаэнерго» Колымские электрические сети Состав электросетевого комплекса:
Класс напряжения
Количество линий
Собственник
Количество подстанций
Собственник
220 кВ
1
ОАО «Колымаэнерго»
1
ОАО «Колымаэнерго»
110 кВ
1
ОАО «Колымаэнерго»
1
ОАО «Колымаэнерго»
Протяженность ВЛ – 189 км, в т. ч.:
- 220 кВ – 8,9 км
- 110 кВ – 39 км.
Установленная мощность трансформаторов:
- 220 кВ – ПС 220/110/35/6 кВ «Электрокотельная» – АТДЦТН 220/110/6 кВ 63 МВА – 2 шт.;
- 110 кВ – ПС 220/110/35/6 кВ «Электрокотельная» – ТРНДЦН 110/6/6 кВ 63 МВА – 1 шт.;
- ПС 110/35/6 кВ «ГПП» – ТДТН 110/35/6 кВ 25 МВА – 1 шт.;
- ТДТН 110/35/6 кВ 16 МВА – 1 шт.
Реализация электроэнергии:
- промышленным потребителям – 152,4 млн. кВт. ч.;
- населению – 4,5 млн. кВт. ч.
Центральный энергоузел
В электрических сетях Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы действует система напряжений 220/110/154/35 кВ.
Протяженность ВЛ, количество и установленная мощность трансформаторов и автотрансформаторов на понизительных ПС 110-220 кВ ЦЭУ энергосистемы на 01января 2012 г.
Напряжение, кВ
Протяженность ВЛ, км
Кол-во трансформаторов
Мощность ПС, МВА
всего
%
всего
%
220
1635
48
17
1057
52
154
177
5
2
180
9
110
1576,3
47
45
798,3
39
Всего
3388,3
100
84
2039,5
100
Системообразующая сеть ЦЭУ энергосистемы сформирована на напряжении 220 кВ, распределительная – на напряжении 110-35кВ.
Сети 220 кВ представлены протяженными ВЛ, по которым выдается мощность самого крупного энергоисточника ЦЭУ – Колымской ГЭС (и частично Аркагалинской ГРЭС).
Связь КГЭС с южной частью ЭУ, где сосредоточено до 40% нагрузки, обеспечивается до ПС Усть-Омчуг по двухцепной ВЛ (161,8 км), а далее от ПС Усть-Омчуг до ПС Центральная (Магадан) – по одноцепной-ВЛ (245,2 км). Последний участок этой ВЛ Палатка-Центральная введен в 1998 г., пусковой комплекс ПС 220 кВ Центральная – в октябре 1999 г.
Сети 154 кВ (ВЛ протяженностью 177,4 км и два AT 154/110 кВ мощностью по 90 МВА каждый) были созданы в 1968 г. на базе сетей 110 кВ для повышения пропускной способности передачи на участке Усть-Омчуг – Палатка. Сегодня ВЛ 154 кВ Усть-Омчуг – Палатка выполняет те же функции.
Сети 110 кВ в восточной и центральной частях ЦЭУ развиты слабо и представлены в основном радиальными протяженными ВЛ. Большее развитие получили сети 110 кВ в южной и западной частях энергоузла. Одноцепная ВЛ 110 кВ протянулась вдоль западной границы области от самой северной точки энергоузла (ПС Юбилейный) до южной (МТЭЦ) на расстояние порядка 950 км.
Питание потребителей Индигирского района Республики САХА (Якутия) обеспечивается на напряжении 110 кВ по двум одноцепным ВЛ АГРЭС - Нера-Новая (262 км), одна из которых выполнена в габаритах 220 кВ.
Перечень подстанций ОАО «Магаданэнерго» 110 кВ и выше
№ п/п
Филиал
Наименование подстанции
Класс напряжения, кВ
Кол-во силовых трансформаторов
Установленная мощность силовых трансформаторов, кВА
Кол-во отходящих линий
Год завершения строительства
ВН
СН
НН
1
Западные электрические сети
Артык
110/6
2
8 800
3
5
1965
2
Западные электрические сети
Победа
110/35/6
2
20 000
1
1
5
1972
3
Западные электрические сети
Балаганах
110/35/6
2
7500
3
2
1
1972
4
Западные электрические сети
Нера - Новая
110/35/6
2
75 000
2
3
13
1978
5
Западные электрические сети
Юбилейный
110/35/6
2
32 000
1
2
5
1989
6
Южные электрические сети
Центральная
220/110/35/10
4
238 000
1
6
5
1999
7
Южные электрические сети
Палатка
220/150/110/35/6
4
185 000
2
2
4
1969
8
Южные электрические сети
Сокол
110/35/10
2
32 000
2
2
18
1987
9
Южные электрические сети
Армань
110/35/10
2
20 000
1
1
8
1967
10
Южные электрические сети
Юго-Восточная
110/35/10
2
80 000
1
4
18
1976
11
Южные электрические сети
Ольская
110/35/10/6
2
22 500
1
2
10
1986
12
Восточные электрические сети
Ягодное
220/110/6/35
4
136 300
3
3
9
1979
13
Восточные электрические сети
Оротукан
220/110/35/6
4
158 000
2
1
6
1982
14
Восточные электрические сети
Синегорье
220/110/10/35
4
176 000
2
2
6
1979
15
Восточные электрические сети
Омсукчан
220/110/35/6
4
176 000
1
1
7
1980
16
Восточные электрические сети
Спорное
110/35/6
2
32 000
2
2
-
1962
17
Восточные электрические сети
Утиная
110/35/6
1
6 300
2
4
1956
18
Восточные электрические сети
Таскан
110/35/6
2
20 000
3
1
-
1940
19
Восточные электрические сети
Сеймчан
110/35/6
2
32 000
1
2
6
1984
20
Восточные электрические сети
Берзина
110/35/6
2
32 000
2
2
4
1962
21
Восточные электрические сети
Бурхала
110/35/6
2
12 600
2
1
3
1956
22
Восточные электрические сети
Кривбасс
110/6
1
5 600
1
2
1
23
Восточные электрические сети
Дукат
110/35/6
2
20 000
1
4
5
1988
24
Центральные электрические сети
Берелех
220/110/35/6
4
158 000
5
3
10
1956
25
Центральные электрические сети
Усть-Омчуг
220/110/35/6
5
236 000
5
2
11
1988
26
Центральные электрические сети
Нововетренный
220/35/6
2
50 000
2
1
2
1988
27
Центральные электрические сети
Еврашкалах
110/35/6
1
7 500
2
2
3
1956
28
Центральные электрические сети
Кедровый
110/35/6
2
32 000
3
2
12
1947
29
Центральные электрические сети
Кулу
110/35/6
1
6 300
1
2
3
1967
30
Центральные электрические сети
Мальдяк
110/35/6
2
14 000
1
2
6
1947
31
Центральные электрические сети
Омчак
110/35/6
2
20 000
2
3
8
1952
32
Центральные электрические сети
Транспортный
110/35/6
2
20 000
2
2
11
1978
33
Центральные электрические сети
Ударник
110/35/6
1
16 000
1
2
6
1967
34
Центральные электрические сети
Фролыч
110/35/6
2
32 000
3
3
6
1950
35
Центральные электрические сети
Широкий
110/35/6
1
16 000
1
2
8
1966
36
Центральные электрические сети
Нелькоба
110/35
1
6 300
1
2
1981
37
Центральные электрические сети
Таежная
110/35
1
16 000
2
3
1964
Перечень ВЛ напряжением 110 кВ и выше, находящихся на балансе ОАО «Магаданэнерго»
Наименование (начало/окончание ЛЭП)
Диспетчерское наименование
Номинальное напряжения, кВ
Протяженность, км
Год ввода в эксплуатацию
Нормативный (проектный) срок службы, лет.
Фактический срок службы, лет
Год последнего капитального ремонта (накопительным итогом всех участков)
Год реконструкции, модернизации или перемаркировки ЛЭП
филиал «Центральные электрические сети»
Усть-Омчуг-КГЭС 1
ВЛ-220 "Усть-Омчуг-КГЭС 1"
220
104,2
1982
50
29
1999
Усть-Омчуг-КГЭС 2
ВЛ-220 "Усть-Омчуг-КГЭС 2"
220
104,2
1982
50
29
1999
АрГРЭС-Усть-Нера
ВЛ-220 "АрГРЭС-Усть-Нера"
220
105,0
1982
50
29
2000
АрГРЭС-Берелех
ВЛ-220 "АрГРЭС-Берелёх"
220
61,2
1976
50
35
2002
Берелех-Ягодное
ВЛ-220 "Берелёх-Ягодное"
220
97,0
1976
50
35
2001
АрГРЭС-Берелех
ВЛ-110 "АрГРЭС-Берелёх"
110
61,3
1956
25
55
2009
Омчак-Усть-Омчуг
ВЛ-110 "Омчак-Усть-Омчуг"
110
122,7
1966
25
45
2008
1976 модернизация
Кедровый-Омчак
ВЛ-110 "Кедровый-Омчак"
110
187,7
1952
25
59
1990
АрГРЭС-Кедровый
ВЛ-110 "АрГРЭС-Кедровый"
110
12,0
1953
25
58
2009
1983 модернизация
Кедровый-Фролыч
ВЛ-110 "Кедровый-Фролыч"
110
35,5
1940
25
71
2008
1980 модернизация
Еврашкалах-Бурхала
ВЛ-110 "Еврашкалах-Бурхала"
110
44,5
1950
25
61
2004
Отп. Мальдяк
ВЛ-110 "Отп. Мальдяк"
110
8,7
1972
25
39
2002
Берелех-Еврашкалах
ВЛ-110 "Берелёх-Еврашкалах"
110
23,2
1950
25
61
1999
Берелех-Ударник
ВЛ-110 "Берелёх-Ударник"
110
52,7
1967
25
44
2010
1976 модернизация
филиал «Южные электрические сети»
Палатка-Усть-Омчуг
ВЛ-220 "Палатка-Усть-Омчуг"
220
175,2
1994
50
17
2010
Центральная-Палатка
ВЛ-220 "Центральная-Палатка"
220
70,0
1998
50
13
Палатка-Усть-Омчуг
ВЛ-154 "Палатка-Усть-Омчуг"
154
177,4
1967
25
44
2004
1976 модернизация
Сокол-Палатка
ВЛ-110 "Сокол-Палатка"
110
33,0
1965
25
46
1975
2005 реконструкция
МТЭЦ-МЦ
ВЛ-110 "МТЭЦ-МЦ"
110
0,4
1990
50
21
Центральная-Сокол
ВЛ-110 "Центральная-Сокол"
110
50,1
1963
25
48
1983
2007 реконструкция
МТЭЦ-Армань
ВЛ-110 "МТЭЦ-Армань"
110
47,6
1967
25
44
1984
2010 реконструкция
Центральная-МЦ
ВЛ-110 "Центральная-МЦ"
110
3,5
2004
50
7
МТЭЦ-Центральная
ВЛ-110 "МТЭЦ-Центральная"
110
4,0
002
50
9
Центральная-Юговосточная 1
ВЛ-110 "Центральная-Юговосточная 1"
110
7,8
1975
50
36
2000
Центральная-Ольская
ВЛ-110 "Центральная-Ольская"
110
30,3
1985
50
26
2010
филиал «Восточные электрические сети»
КГЭС - Ягодное 1
ВЛ-220 "КГЭС - Ягодное 1"
220
96,4
1979
50
32
2001
2007 реконструкция
КГЭС - Ягодное 2
ВЛ-220 "КГЭС - Ягодное 2"
220
96,4
1979
50
32
2001
2007 реконструкция
Отп. на ПС "Синегорье" 1
ВЛ-220 "Отп. на ПС "Синегорье" 1"
220
2,8
1979
50
32
2001
Отп. на ПС "Синегорье"2
ВЛ-220 "Отп. на ПС "Синегорье"2"
220
2,8
1979
50
32
2001
КГЭС-Оротукан
ВЛ-220 "КГЭС-Оротукан"
220
93,0
1980
50
31
1998
2010 реконструкция
КГЭС-Усть-Омчуг 1
ВЛ-220 "КГЭС-Усть-Омчуг 1"
220
57,6
1988
50
23
1995
КГЭС-Усть-Омчуг 2
ВЛ-220 "КГЭС-Усть-Омчуг 2"
220
57,6
1988
50
23
1995
Оротукан-Омсукчан
Вл-220 "Оротукан-Омсукчан"
220
325,4
1979
50
32
1991
2009 реконструкция
Ягодное-Бурхала
ВЛ-110 "Ягодное-Бурхала"
110
34,6
1949
25
62
1994
1979 модернизация
Ягодное-Берзина
ВЛ-110 "Ягодное-Берзина"
110
33,0
1946
25
65
2002
1986 модернизация
Спорное-Утиная
ВЛ-110 "Спорное-Утиная"
110
19,6
1938
25
73
2003
1988 модернизация
Синегорье-Спорное
ВЛ-110 "Синегорье-Спорное"
110
55,7
1971
25
40
1985
2008 реконструкци
Таскан-Утиная
ВЛ-110 "Таскан-Утиная"
110
47,0
1944
25
67
2004
1984 модернизация
Таскан-Берзина
ВЛ-110 "Таскан-Берзина
110
44,0
1941
25
70
2002
1982 модернизация
Таскан-Сеймчан
ВЛ-110 "Таскан-Сеймчан"
110
99,3
1942
25
69
2010
Сеймчан-ГПП
ВЛ-110 "Сеймчан-ГПП"
110
70,3
1982
25
29
1998
Омсукчан-Дукат
ВЛ-110 "Омсукчан-Дукат"
110
30,0
1983
50
28
1995
филиал «Западные электрические сети»
АрГРЭС-Нера
ВЛ-110"АрГРЭС-Нера"
110
187
1989
50
23
Отпайки от ВЛ 220 кВ «АрГРЭС-Нера», в том числе:
110
8,7
1989
Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Артыка"
Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Артыка"
110
3,7
1989
25
22
2000
Отпайка ВЛ-110 кВ к П/П "Победа"
Отпайка ВЛ-110 кВ к П/П "Победа"
110
2,5
1989
50
23
Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Балаганнах"
Отпайка ВЛ-110 кВ к ПС "Балаганнах"
110
2,5
1989
50
22
АрГРЭС-Артык (оп.603-1036)
ВЛ-110"АрГРЭС-Артык"
110
75,4
1958
25
53
2003
2010 реконструкция
Артык-Нера, в том числе:
ВЛ-110 "Артык-Нера"
110
132,64
1958
25
53
1985
Отпайка "Победа"
ВЛ-110 "Отпайка "Победа"
110
17,6
1958
25
53
1985
Отпайка "Балаганнах"
ВЛ-110 "Отпайка "Балаганнах"
110
1,2
1986
50
25
Балаганнах-Юбилейный
ВЛ-110 "Балаганнах-Юбилейный"
110
95,0
1989
25
22
2010
2.13. Основные внешние электрические связи энергосистемы
Магаданской области
Магаданская энергосистема является автономной и не имеет внешних связей с субъектами Российской Федерации, за исключением Оймяконского улуса Республики Саха (Якутия).
2.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Магаданской области в последнем году
№ п/п
Показатели
Ед. изм.
Факт
Факт
Факт
Факт
Факт
2007
2008
2009
2010
2011
1
Выработка электрической энергии – всего
млн. кВт.ч
133,441
124,967
140,187
137,43
142,6
в том числе:
1.1
АО-энерго – всего, в том числе:
млн. кВт.ч
133,441
124,967
140,187
137,43
142,6
1.1.1
ГЭС
млн. кВт.ч
1.1.2
ГРЭС
млн. кВт.ч
38,799
31,297
36,771
36,4
34,5
1.1.3
ТЭЦ
млн. кВт.ч
94,642
93,67
103,416
102,9
108,1
1.2
другие производители
млн. кВт.ч
2
Покупка электроэнергии – всего
млн. кВт.ч
1849,425
1854,557
1787,674
1840,11
1898
в том числе:
2.1
с ОРЭМ, в т.ч.
млн. кВт.ч
2.1.1
по долгосрочным регулируемым договорам
млн. кВт.ч
2.2
с розничного рынка (КГЭС)
млн. кВт.ч
1849,425
1854,557
1787,674
1840,11
1898
2.3
по импорту (приграничная торговля)
млн. кВт.ч
3
Потребление электрической энергии (брутто) АО-энерго * - всего
млн. кВт.ч
1982,866
1979,524
1927,861
1977,6
2040,6
в том числе:
3.1
отпуск электроэнергии собственным потребителям, в т.ч.
млн. кВт.ч
1189,599
1179,133
1136,971
1206,4
1260,1
3.1.1
по долгосрочным регулируемым договорам
млн. кВт.ч
3.2
потери в электричеких сетях АО-энерго
млн. кВт.ч
362,092
389,195
374,586
349,4
360,4
3.3
потери в электрических сетях
млн. кВт.ч
3.4
потребление потребителей, имеющих генерирующие мощности
млн. кВт.ч
349,8
331,2
338,6
343,8
343,3
4
Продажа электроэнергии – всего
млн. кВт.ч
в том числе:
4.1
на ОРЭМ избыточными АО-энерго
млн. кВт.ч
4.2
на розничном рынке
млн. кВт.ч
4.3
на экспорт (приграничная торговля)
млн. кВт.ч
5
Отпуск теплоэнергии с коллекторов - всего
тыс. Гкал
1326,298
1348,211
1349,117
в том числе:
5.1
котельными и электробойлерными
тыс. Гкал
225,817
209,982
217,612
6
Потребность в топливе
6.1
условное топливо
тыс. т.у.т
248,057
245,476
246,703
6.2
натуральное топливо
6.2.1
уголь
тыс.т
324,172
319,201
323,925
6.2.2
мазут
тыс.т
0,429
0,260
0,333
6.2.3
газ
млн. куб.м.
6.2.4
другое
тыс.т
2.15. Единый топливно-энергетический баланс Магаданской области (ЕТЭБ) за предшествующие 5 лет (тыс. тонн)
Наименование электростанции
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011
2012 (ожид.)
Приход
Расход
Приход
Расход
Приход
Расход
Приход
Расход
Приход
Расход
Приход
Расход
ОАО "Магаданэнерго"
УГОЛЬ
362,4
337,4
330,8
348,9
343,8
325,5
312,9
320,3
316,7
322,1
339,8
336,3
МАЗУТ
0,2
0,3
0,5
0,3
0,3
0,4
0,4
0,2
0,3
0,3
0,4
0,2
Магаданская ТЭЦ
Кузнецкий уголь
275,2
258,2
261,2
264
266,5
253,9
243,6
259,4
251,6
261,0
258,3
252,4
Ургальский уголь
22,5
22,5
Уголь, всего по МТЭЦ
275,2
258,2
261,2
264
266,5
253,9
243,6
259,4
251,6
261,0
280,8
274,9
Мазут
0,186
0,306
0,475
0,278
0,305
0,416
0,378
0,234
0,318
0,293
0,43
0,215
Аркагалинская ГРЭС
Аркагалинский уголь
87,2
79,2
69,6
84,9
77,3
71,6
69,3
60,9
65,1
61,1
59,0
61,4
Реализация электроэнергии ОАО «Колымаэнерго» по группам потребителей в 2007-2012 годах
(тыс.кВт)
№ п/п
2007
2008
2009
2010
2011
2012 (ожидаемое)
1
Промпотребление
56549,1
69690,2
63350,7
44752,0
62342,9
51620,0
в т.ч. с/подрядчики
2321,8
1662,5
1821,9
638,6
852,6
616,0
2
Бюджет
2073,4
2030,2
2358,5
2357,4
2447,3
2321,0
3
Коммерческие
2642,0
2678,2
3038,6
3478,4
3936,1
3341,0
в.т.ч.связь
296,4
279,3
75,4
109,2
75,40
76,0
4
Население
4564,6
4562,3
4258,5
4677,6
4561,7
4667,0
5
СМПП ЖКХ и Э
103213,7
89367,5
85226,2
74417
74029,1
72361,0
Итого:
169042,7
168328,4
158232,5
129682,4
147317,1
134310,0
3. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ
Несмотря на избыточность по установленной мощности станций ОАО «Колымаэнерго» и ОАО «Магаданэнерго» в ЦЭУ, выработка электроэнергии ограничена:
- объемом водохранилища Колымской ГЭС,
- наличием на складах дальнепривозного топлива,
- высокими транспортными затратами на доставку местных углей,
- наличием морально устаревшего и физически изношенного оборудования тепловых станций.
Проблемными вопросами для ОАО «Колымаэнерго» остаются:
- отсутствие источника финансирования сетевого строительства под программу освоения перспективных месторождений области, а также для повышения надежности электроснабжения отдаленных и крупных потребителей;
- отсутствие сетевой инфраструктуры и слабая надежность энергоснабжения потребителей по сетям не позволяют эффективно использовать существующий потенциал гидравлической станции на нужды ЖКХ, в т.ч. на электроотопление.
Сформировавшаяся на сегодня схема электрических сетей 110 кВ и выше ЦЭУ, хотя и улучшена вводом ВЛ 220 кВ до г. Магадана, но не позволяет в полной мере обеспечить надежное электроснабжение потребителей по следующим причинам.
Ненадежна связь южной части ЦЭУ с северной, где находится крупнейший энергоисточник ЦЭУ - КГЭС, обеспечивающий более 90% потребности энергоузла в электроэнергии. Аварийные отключения двух ВЛ (или аварийное отключение одной и ремонтное другой) на участках КГЭС - Усть-Омчуг и Усть-Омчуг – Палатка могут повлечь за собой ограничения нагрузки ЭУ до 22-30% .
Электрические сети энергосистемы напряжением 110 кВ – 220 кВ в основном выполнены в «одноцепном» исполнении, практически без «закольцованных» участков, что значительно уменьшает энергобезопасность региона. Большая протяженность ВЛ (5111,4 км по трассе) приводит к большим объемам работ по обслуживанию сетей и к большим потерям в сетях.
Степень износа производственных фондов на 01.01.2012г приведена в таблицах.
Характеристика трансформаторных подстанций напряжением 6(10)-220 кВ.
ОАО «Магаданэнерго»
6(10) кВ
35 кВ
110 кВ
220 кВ
Всего
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2011
на 01.01.2012
Итого
Мощность, тыс. кВА
95,2
447,5
613,8
1513,3
2700,2
2669,8
Количество, шт
167
87
27
9
295
290
% износа
фактический
86,4
72,1
62,1
62,4
66,2
66,3
бухгалтерский
103,3
80,0
75,3
69,5
70,7
71,2
Примечание: фактический износ – технический износ по результатам проведённых обследований оборудования подстанций.
Характеристика электрических сетей напряжением 0,4-220 кВ (в одноцепном исчислении)
ОАО «Магаданэнерго»
0.4 - 6(10) кВ
35 кВ
110 кВ
220 кВ
Всего
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2012
на 01.01.2011
на 01.01.2012
Итого
км.
331,6
1684,6
1753,2
1635,0
5468,4
5404,4
% износа факт.
65,0
62,8
47,5
39,8
50,4
53,8
бух.
61,5
77,4
69,7
52,2
62,7
65,2
Примечание: фактический износ – технический износ по результатам проведённых обходов ВЛ.
Около 50% ВЛ и ПС имеют срок службы более 25 лет. На ВЛ наблюдаются выпучивание и частичное разрушение фундаментов, загнивание отдельных элементов деревянных опор выше нормы. Часть ВЛ находится в неудовлетворительном состоянии.
Наибольшей степени разрушения подверглись свайные фундаменты ВЛ 220 кВ Оротукан – Омсукчан, реконструкция которых выполнена в период 2005-2009 годов.
Требуется выполнение ремонтных работ на отдельных участках ВЛ 220 кВ Палатка – Центральная, которая из-за топливного кризиса строилась ускоренными темпами и вынужденно введена в строй со значительными недоделками.
Состояние электрооборудования подстанций в основном удовлетворительное, но остается ряд проблем, которые снижают надежность их функционирования и требуют скорейшего решения. Подвержены разрушению в связи с мерзлотным выпучиванием свайные фундаменты практически всех ПС 220 кВ ЦЭУ, кроме ПС 220 кВ Усть-Омчуг, которая выполнена на поверхностных фундаментах. В наиболее неудовлетворительном состоянии находятся фундаменты ПС 220 кВ Ягодное, реконструкцию которых ОАО «Магаданэнерго» проводит в настоящее время.
Схемы присоединения ряда подстанций к сетям энергоузла не соответствуют требованиям по обеспечению надежного и качественного электроснабжения потребителей:
- двухтрансформаторная ПС 110 кВ Армань присоединена к сетям энергосистемы одноцепной тупиковой ВЛ 110 кВ (47,6 км) и также не имеет резервного питания по сетям 35 кВ;
- пять подстанций (ПС 220 кВ Ягодное, ПС 110 кВ Юго-Восточная, Таскан, Кедровый, Балаганах) имеют схемы ОРУ 220 и 110 кВ, в которых при трех - четырех присоединениях отсутствуют секционные выключателем, а при пяти присоединениях отсутствует обходная система шин с выключателями.
В условиях большой выработки нормативного ресурса установленного высоковольтного оборудования подстанций 35-220 кВ и ограничения финансовых средств филиалы ОАО «Магаданэнерго» вынуждены переходить от регламентных ремонтно-профилактических работ к их ремонту по фактическому состоянию и результатам технического освидетельствования основного электрооборудования.
Согласно требованиям пункта 5.7.18 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных Приказом Минэнерго Российской Федерации от 19 июня 2003 г. № 229, и пункта 5.2.5 Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. СО 34.04.181-2003, утвержденных РАО «ЕЭС России» 25 декабря 2003 г., сроки проведения капитального ремонта каждой ВЛ на металлических опорах составляют – не реже 1 раза в 12 лет, а для ВЛ на деревянных опорах – не реже 1 раза в 6 лет.
Таким образом, для выполнения вышеуказанных требований необходимо, чтобы суммарная протяженность ремонтируемых участков ВЛ в год составляла не менее 500-600 км при общей протяженности ВЛ 0,4-220 кВ ОАО «Магаданэнерго» (по трассе) – 5111,4км (на 01 января 2012 г.). В настоящее время годовой объём капитального ремонта ВЛ составляет 300 км, следовательно, ежегодное отставание от норматива составляет 40-50%.
Степень износа основного оборудования Аркагалинской ГРЭС и Магаданской ТЭЦ составляет свыше 65%. Для обеспечения нормальной работы станции на долгосрочную перспективу с покрытием перспективных тепловых и электрических нагрузок энергосистемы на станциях необходимо выполнить следующие ключевые мероприятия;
- Магаданская ТЭЦ: реконструкция КТЦ (замена пылепитателей), реконструкция тракта топливоподачи, внедрение системы ПКВд, замена теплообменников на пластинчатые, реконструкция химводоочистки с установкой обратного осмоса мембранного типа, реконструкция ОРУ со строительством обходной системы шин 110 кВ, заменой трансформаторов и выключателей.
- Аркагалинская: ГРЭС реконструкция тракта топливоподачи, реконструкция оборудования котельного цеха, реконструкция оборудования турбинного цеха, реконструкция ГТС с очисткой водохранилища, реконструкция химводоочистки с установкой обратного осмоса мембранного типа, реконструкция электрооборудования ОРУ-110,220 кВ.
Выполнение вышеперечисленных ключевых мероприятий позволит повысить эффективность, экономичность и надёжность работы станций, обеспечить стабильность электроснабжения золотодобывающих предприятий Яно-Колымской золоторудной провинции, повысить степень энергобезопасности Магаданской области на долгосрочную перспективу.
4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ
Основные направления развития электроэнергетики Магаданской области определены исходя из следующих основных критериев: самодостаточность региона, высокая надежность энергосистемы, что решается в результате комплексного подхода к объектам генерации и сетям, требующим революционного обновления и строительства новых источников и магистральных сетей.
Для обеспечения надежного электро- и теплоснабжения потребителей и недопущения инфраструктурных ограничений экономического роста требуется:
1. Опережающее развитие электроэнергетики по сравнению с общим уровнем промышленного и гражданского строительства.
2. Опережающее развитие сетевой инфраструктуры по сравнению с развитием генерации для устранения сетевых ограничений и повышения эффективности использования существующих генерирующих мощностей, с учетом принципа разумной избыточности и приоритета надежности энергоснабжения потребителей.
3. Предложение электроэнергии потребителям по доступным ценам, конкурентным с ценами на электроэнергию в основных развитых странах. При этом цены на электроэнергию должны обеспечивать потребности электроэнергетики в текущем функционировании и в инвестиционном развитии (обеспечить окупаемость инвестиций) и создавать стимулы для энергосбережения у потребителей.
4. Обеспечение надежности электроснабжения потребителей за счёт ликвидации имеющегося дефицита сетевых мощностей.
4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Магаданской области
На период до 2016 года
Цели и задачи развития электроэнергетического комплекса Магаданской области определены в рамках Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года, утвержденной Законом Магаданской области от 11 марта 2010 г. № 1241-ОЗ. К их числу в прогнозируемый период до 2015 года относятся следующие.
1. Реализация федеральной целевой программы «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года», утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 1996 г. № 480, в части строительства и ввода в эксплуатацию включённых в программу объектов энергетики.
2. Опережающее развитие электросетевой инфраструктуры Яно-Колымской горнорудной провинции по сравнению с остальными промышленными объектами для обеспечения надежного электроснабжения потребителей и недопущения инфраструктурных ограничений экономического роста.
Основные мероприятия период до 2025 года в сфере развития электроэнергетики, по внедрению инноваций в энергетику, формированию условий диверсификации и технологической модернизации энергетики на намечены в рамках Плана мероприятий администрации Магаданской области по реализации "Стратегии социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года" (далее – План реализации Стратегии), утвержденного постановлением администрации Магаданской области от 10 июня 2011 г. N 400-па. В период до 2015 года администрацией Магаданской области планируется реализация следующих мероприятий (разделы 2 и 8.3 Плана реализации Стратегии):
- содействие строительству ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Дукат» с подстанцией 220 кВ «Дукат»; ВЛ 220 кВ «Оротукан – Магадан» с подстанциями 220 кВ «Оротукан», «Магадан», «Центральная»; ВЛ 110 кВ «Центральная – Сокол – Палатка»;
- модернизация котельных с переводом их с жидкого топлива на местные угли, строительство котельных на твердом топливе в муниципальных образованиях пос. Дукат, пос. Армань, пос. Талая, пос. Стекольный;
- создание областного учреждения либо казенного предприятия «Фонд капитального ремонта многоквартирных домов Магаданской области» (до 2013 года).
- внедрение ветродизельных комплексов для бесперебойного энергоснабжения изолированных объектов;
- внедрения энергосберегающих тепловых комплексов электрокотлы и тепловые насосы (до 2013 года).
Природно-ресурсный фактор и, прежде всего, его минерально-сырьевая составляющая является важнейшим фактором, определяющим особенности программных решений по развитию отдельных территорий Магаданской области и экономики региона в целом. При этом дальнейшее развитие добычи полезных ископаемых в регионе зависит от наличия внешнего электроснабжения горнорудных предприятий области.
Наиболее значимый промыщленный проект на территории Магаданской области – освоение Наталкинского месторождения ОАО «Рудник им. Матросова» с поэтапным вводом в 2013-2017-2023г.г., мощностью 45,8-117,3-245 мВт соответственно.
Технические условия на внешнее электроснабжение перспективных нагрузок ОАО «Рудник им. Матросова» выданы 21 мая 2010 года и разделены на две очереди, учитывающие три этапа развития рудника в соответствии с заявленной мощностью:
- первая очередь предусматривает с 2013 года подключение рудника с нагрузкой до 45,8 МВт по третьей категории надежности путём врезки в существующую ВЛ 110 кВ «Усть-Омчуг – Омчак» со строительством ПС 110 кВ «Технологическая»;
- вторая очередь к 2017 году при увеличении нагрузки рудника до 117,3 мВт по II категории надёжности предусматривает: строительство двухцепной ВЛ 220 кВ «Усть-Омчуг – Омчак», протяженностью 2х135 км, ПС 220 кВ «Омчак Новая» трансформаторной мощностью 2х125 МВА, и реконструкцией ПС220 кВ «Усть- Омчуг» с расширением на 2 линейные ячейки, строительство двухцепной ВЛ 220 кВ «Берелёх Омчак» протяженностью 2х164 км, реконструкцию ПС 220 кВ «Берелёх» «Ягодное», строительство ВЛ 220 кВ «Ягодное – Берелёх» и расширение ПС 220 кВ «Омчак новая» к 2023 году с увеличением трансформаторной мощности на 125 МВА.
Ввод в действие этих объектов энергетической инфраструктуры позволит:
- обеспечить вторую категорию надёжности и третий этап нагрузок Наталкинского ГОКа с нагрузкой 245 МВт;
- решить вопрос с обеспечением электрической энергией наряду с рудником им. Матросова всех горнопромышленных потребителей Тенькинского района Магаданской области, в частности, рудники «Павлик», «Родионовское», «Дегдеканское»;
- создать устойчивую электросетевую инфрастуктуру для развития Тенькинского кластера Яно-Колымской золоторудной провинции.
Основными потребителями электроэнергии, вырабатываемой Усть-Среднеканской ГЭС, станут горнодобывающие и перерабатывающие предприятия на месторождениях Тенькинского, Омсукчанского и Среднеканского районов.
Потенциально крупным потребителем электроэнергии является жилищно-коммунальное хозяйство. В настоящее время отрасль является дотационной, низкорентабельной, но при реализации определенного набора политических, технических, организационно-правовых мероприятий может стать экономически привлекательной.
Для обеспечения покрытия спроса на электроэнергию и мощность в прогнозируемый период необходимо также реконструировать действующую Магаданскую ТЭЦ и Аркагалинскую ГРЭС (находится в резерве). По условиям баланса электроэнергии станции будут нести значительную нагрузку с годовой выработкой энергии в 375 и 861 млн. кВт/ч соответственно.
Для освоения месторождений Шаманихо-Столбовского рудно-россыпного района и Орекской металлогенической зоны требуется строительство ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Ороек» с ПС 220 кВ «Ороек» и распределительных сетей 110 кВ до месторождения «Глухариное».
Для освоения Ланковского и Мелководненского месторождений бурых углей требуется строительство двух линий напряженностью 110 кВ «Магадан – Ланковское» и «Магадан – Ола – Мелководненское».
Реализация запланированных мероприятий по развитию энергетической инфраструктуры в долгосрочной перспективе позволит:
- повысить надежность энергоснабжения региона (строительство ЛЭП ВЛ 220 кВ «Оротукан – Палатка – Центральная»);
- повысить эффективность производства (реализация программы мероприятий по сокращению потерь в электросетях ОАО «Магаданэнерго» и распределительных тепловых сетях МУП «Магадантеплосеть»);
- увеличить объем товарной продукции и прибыльности энергокомпаний;
- создать условия для экономического роста Магаданской области.
Рост конкурентоспособности экономики региона возможен только в условиях интенсивного энергосбережения. Для этого планируется проведение мероприятий, направленных на снижение потерь в процессе производства и доставки энергоресурсов потребителям, а также потребления энергетических ресурсов:
- модернизация объектов коммунальной инфраструктуры (котельных и инженерных сетей) муниципальных образований области, осуществляемых в рамках реализации Подпрограммы «Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры на 2009-2012 годы» областной целевой программы «Доступное и комфортное жилье – жителям Магаданской области», утвержденной постановлением администрации Магаданской области от 23 апреля 2009 г. № 180-па;
- реконструкция Магаданской ТЭЦ и Аркагалинской ГЭС в рамках Стратегии развития электроэнергетики Дальневосточного федерального округа до 2020 года.
Ключевым проектом развития области является строительство Усть-Среднеканской ГЭС. Ввод в действие в 2012 году 1-й очереди Усть-Среднеканской ГЭС, наряду со строительством линий внешнего электроснабжения, разведанных месторождений золота и серебра Яно-Колымской золоторудной провинции, позволит приступить к их поэтапному освоению.
В 2012 году увеличение добычи драгоценных металлов планируется в первую очередь за счет развития горнорудных объектов, осваиваемых предприятиями «Полиметалла». Начнется добыча руды из «Цокольной» рудной зоны месторождения Кубака в Северо-Эвенском районе.
Значительно увеличить добычу золота в 2012 году намерено ООО «Электрум Плюс» за счет ввода рентгено-радиометрической сепарации руды.
Продолжится освоение новых россыпных месторождений золота предприятиями, входящими в «Концерн «Арбат» (ООО «Конго» и др.).
В 2012 году рудник им. Матросова приступит к строительству ГОКа на базе наиболее важного и перспективного объекта на территории области, входящего в Яно-Колымскую золоторудную провинцию, - месторождения Наталка, ввод в эксплуатацию 1-ой очереди которого запланирован на декабрь 2013 года. Начало добычи золота на этом месторождении позволит значительно повысить уровень добычи золота в Магаданской области.
С 2012 года будет начата добыча золота на месторождениях «Игуменовское» (ОАО «Геоцентр») и «Штурмовское» (ООО «Недра»).
В конце 2012 года ОАО «Гепар» планирует ввести в эксплуатацию техногенное месторождение «Матросовское», а в 2013 году начать добычу золота.
В 2013 году ООО «Рудник кварцевый» приступит к добыче золота на месторождении «Дальнее».
На декабрь 2013 года запланирован ввод в эксплуатацию еще одного крупного золоторудного месторождения Яно-Колымской золоторудной провинции. Это Павлик с запасами в 100 тонн. На месторождении Золоторудная компания «Павлик» планирует построить ГОК производительностью более 3 млн. тонн переработки руды и производством более 4 тонн золота в год. Начало добычи золота на этом месторождении запланировано на 2014 год.
С 2014 года будет начата добыча золота на месторождении «Тохто» (ООО «Среднеканская горно-рудная компания»).
В 2015 году планируется начало добычи золота на месторождении «Дегдекан».
Таким образом, расширение производства и ввод новых месторождений будет способствовать наращиванию объемов добычи драгоценных металлов в период до 2016 года. Значительным препятствием развитию золотодобычи в регионе состояние построенной 67 лет назад автомобильной дороги регионального значения Палатка – Кулу – Нексикан. Наиболее крупные по запасам золота месторождения Павлик, Матросовское техногенное, Наталкинское, Игуменовское и Дегдекан, находятся на расстоянии 5-25 км от нее. Реконструкцию этой дороги протяженностью более 474 км планируется осуществить в рамках федеральной целевой программы «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года».
В соответствии с инвестиционной программой ОАО «РусГидро» на 2011-2013 годы, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 16 сентября 2010 г. № 447, на реализацию инвестиционных проектов на территории Магаданской области в период 2011-2013 годов предусмотрено 13,036 млрд. рублей.
Объем финансирования инвестиционных проектов, реализуемых на территории Магаданской области по инвестиционной программе ОАО «РусГидро»
(млн. рублей)
№ п/п
Наименование объекта
2012 год
2013 год
2014 год
Всего
Всего по Магаданской области,
3675,1
4982,2
4379,5
13036
в том числе по объектам:
1.
ОАО «Колымаэнерго» – «Колымская ГЭС»,
175,1
182,2
230,5
587
в том числе:
1.1.
Гидротурбинное, гидромеханическое, вспомогательное оборудование
84,7
59,6
40,3
184,6
1.2.
Электротехническое оборудование
32, 4
64, 1
79,9
176,4
1.3.
АСУТП, РЗА и ПА
59, 8
65, 2
58, 4
183,4
1.4.
Оборудование СДТУ и связи
2, 5
0,0
0,0
2,5
1.5.
Системы безопасности
1,2
14,1
16, 2
31,4
1.6.
Гидротехнические сооружения
26, 9
19,7
24, 9
62,9
1.7.
Здания и прочие сооружения
9, 4
6,7
18,3
34,4
1.8.
АСУП, системы телекоммуникаций
0,7
3,2
0,0
3,9
1.11.
Прочее
3,7
1, 7
4, 0
9,4
1.12.
Оборудование, не требующее монтажа
0,9
6,4
6,4
13,6
2.
Усть-Среднеканская ГЭС,
4700
4000
4000
12700
в том числе:
пункт 4.1 «Строящиеся объекты» раздела 4 «Новое строительство»
4700
4000
4000
12700
3.
ВЛ-220кВ Усть-Среднеканская ГЭС – Дукат с ПС 220 кВ «Дукат»,
159,8
3693,0
3852,8
в том числе:
пункт 4.1 «Строящиеся объекты» раздела 4 «Новое строительство»
159,8
3693,0
3852,8
В период с 2017 года и в последующие годы
Стратегия социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года ориентирована на обеспечение опережающих темпов экономического развития и решение задачи по увеличению валового регионального продукта. Ожидается значительный рост энергопотребления в регионе – до 5,5 млрд. кВт. ч к 2025 году.
К завершению строительства Усть-Среднеканской ГЭС, намеченного на 2017 год, планируется построить:
- высоковольтные линии электропередач от Усть-Среднеканской ГЭС напряженностью 220 кВ, протяженностью 250 км и ВЛ 110 Кв «Ороек – Глухариное» 120 км;
- автомобильную дорогу IV категории «Сеймчан–Глухариное», протяженностью 370 км.
Строительство этих объектов позволит реализовать долгосрочные планы в отношении ранее неосвоенных участков территории с богатыми ресурсами полезных ископаемых – Шаманихо-Столбовского рудно-россыпного района и Ороекской металлогенической зоны.
В последующие за 2016 годом администрация Магаданской области продолжит реализацию ряда мероприятий, запланированных Планом реализации Стратегии (раздел 2 Плана реализации Стратегии):
- содействие строительству ВЛ 220 кВ «Усть-Среднеканская ГЭС – Дукат» с подстанцией 220 кВ «Дукат»; ВЛ 220 кВ «Оротукан – Магадан» с подстанциями 220 кВ «Оротукан», «Магадан», «Центральная»; ВЛ 110 кВ «Центральная – Сокол – Палатка» (до 2018 года);
- модернизация котельных с переводом их с жидкого топлива на местные угли, строительство котельных на твердом топливе в муниципальных образованиях пос. Дукат, пос. Армань, пос. Талая, пос. Стекольный (до 2025 года).
В наиболее труднодоступном районе Магаданской области, Северо-Эвенском, запланировано строительство Северо-Эвенской ТЭЦ, ввод в эксплуатацию которой позволит создать условия для освоения месторождений восточной части области, обеспечить энергоснабжение планируемого к строительству Южно-Омолонского металлургического комбината, а в перспективе – близлежащих железорудных месторождений полезных ископаемых. В качестве топлива для Северо-Эвенской ТЭЦ будет использоваться уголь, добываемый из вблизи располагающихся месторождений Арылахской и Омолонской перспективных площадей, что значительно снизит затраты на доставку топлива.
Начало подготовительных работ по строительству ТЭЦ ожидается в 2013 году. Непосредственно к строительству ТЭЦ можно будет приступить после ввода в эксплуатацию участка автомобильной дороги от Омсукчана до Кубаки в соответствии с запланированной к строительству в рамках федеральной целевой программы «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» федеральной автомобильной дороги «Колыма – Омсукчан – Омолон – Билибино – Комсомольский – Анадырь».
Также планируется строительство двух ВЛ 220 кВ «Омсукчан – Северо-Эвенская ТЭЦ» протяженностью свыше 250 км, Северо-Эвенской ТЭЦ мощностью до 250 мВт и распределительных сетей 110-35 кВ.
Все перечисленные выше инфраструктурные объекты электроэнергетики включены в проект Государственной программы социального и экономического развития Дальнего Востока и байкальского региона на период до 2025 года. (приложение 4).
4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности
на 5-летний период по территории Магаданской области
Перспективный баланс электроэнергии на 2012-2016 годы на территории Магаданской энергосистемы
(млн. кВт. ч)
Показатели баланса электроэнергии
2011
2012
2013
2014
2015
2016
умерен.
умерен.
умерен.
умерен.
оптим.
1. Электроэнергия – потребность в ресурсе
Электропотребление всего
2147,3
2115,6
2133,5
2203,5
2454,5
2454,5
2801,5
1.1. Полезный отпуск электроэнергии – всего
1160,0
1137,0
1160,0
1225,0
1425,0
1425,0
1725,0
в том числе:
А) собственным потребителям
1160,0
1137,0
1160,0
1160,0
1160,0
1160,0
1160,0
Б) РиМ
0
0
0
65,0
265,0
265,0
265,0
В) месторождение «Павлик»
0
0
0
0
0
0
150,0
Г) месторождение «Родионовское»
0
0
0
0
0
0
150,0
1.2. Потери электроэнергии в сетях
384,0
381,0
381,0
386,0
405,0
405,0
450,0
20,11%
20,23%
20,0%
19,5%
18,4%
18,4%
17,7%
1.3. Производственные нужды ОАО «Магаданэнерго»
365,5
365,5
365,5
365,5
365,5
365,5
365,5
1.4. Собственная потребность ОАО "Магаданэнерго" в электроэнергии (п.1.1+п.1.2+п.1.3)
1909,5
1883,5
1906,5
1976,5
2195,5
2195,5
2540,5
2. Электроэнергия - наличие ресурса
2.1. Электростанции ОАО "Магаданэнерго" поименно:
2.1.1. МТЭЦ - выработка электри-ческой энергии (п.2.А х п.2.Б /1000)
101,8
96,3
100,0
100,0
110,0
110,0
120,0
2.А. Установленная мощность, МВт
96
96
96
96
96
96
96
2.Б. Годовое число часов использования установленной мощности, час
1060
1003
1042
1042
1146
1146
1250
2.1.2. АрГРЭС - выработка электрической энергии (п.3.А х п.3.Б /1000)
31,3
32,9
33,0
33,0
135,0
135,0
135,0
3.А. Установленная мощность, МВт
224
224
224
224
224
224
224
3.Б. Годовое число часов использования установленной мощности, час
140
147
147
147
603
603
603
2.2. Выработка электрической энергии электростанциями ОАО «Магаданэнерго» – всего
133,1
129,2
133,0
133,0
245,0
245,0
255,0
2.3. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций ОАО «Магаданэнерго» – всего:
79,2
79,5
81,0
81,0
113,0
113,0
115,0
МТЭЦ
61,2
61,3
63,0
63,0
65,0
65,0
67,0
АрГРЭС
18,0
18,2
18,0
18,0
48,0
48,0
48,0
2.4. Отпуск электрической энергии с шин электростанций ОАО «Магаданэнерго» – всего:
53,9
49,7
52
52
132
132
140
МТЭЦ
40,6
35,0
37,0
37,0
45,0
45,0
53,0
АрГРЭС
13,3
14,7
15,0
15,0
87,0
87,0
87,0
2.5. Покупка недостающей электроэнергии – всего (п. 1.4 - п. 2.4)
1855,6
1833,8
1854,5
1924,5
2063,5
2063,5
2400,5
2.6. Отпуск электроэнергии в сеть (п. 2.4 + п. 2.5)
1909,5
1883,5
1906,5
1976,5
2195,5
2195,5
2540,5
3. Колымская ГЭС + УС ГЭС
3.1. Выработка эл. энергии КГЭС
2 032,5
1942,5
2017
2529
2645
3075
3075
4.А. Установленная мощность, МВт
900
900
1069
1069
1069
1069
1069
4.Б. Годовое число часов использования установленной мощности, час
2258
2212
2290
2444
2444
2819
2819
3.1.1. В т.ч. сальдо-переток в ОАО «Магаданэнерго»
1898,0
1806,0
1866,6
2063,5
2063,5
2400,5
2400,5
3.1.2. Собственные, производственные нужды КГЭС
24,3
24,4
34,0
64,5
64,5
64,5
64,5
3.1.3.Отпуск электроэнергии в сеть МУП ЖКХ пос. Синегорье
73,7
72,0
73,0
72,0
72,0
72,0
72,0
Баланс электрической мощности на 2012-2016 годы на территории Магаданской энергосистемы в период зимнего максимума нагрузки
(МВт)
Показатели баланса мощности
2011
2012
2013
2014
2015
2016
умерен
умерен.
умерен.
умерен.
умерен.
оптим.
1. Мощность – потребность в ресурсе
1.1. Собственная абсолютная максимальная нагрузка на территории, всего (п. 1.1.1 + п. 1.1.2)
339
345
349
393
398
403
453
В том числе:
1.1.1. Собственных потребителей
304
305
308
310
315
320
320
1.1.2. Нагрузка КГЭС(СН,ПН КГЭС,МУП ЖКХ пос. Синегорье)
35
40
41
41
41
41
41
1.1.3. РиМ
42
42
42
42
1.1.4. Павлик
25
1.1.5. Родионовское
25
Электропотребление на территории ОАО «Магаданэнерго», млн. кВтч
2147,3
2115,6
2133,5
2203,5
2454,5
2454,5
2801,5
Число часов использования мах нагрузки
6334
6132
6113
5607
6167
6091
6184
1.3. Мощность электростанций, выводимая в текущий ремонт в период зимнего максимума нагрузки (с КГЭС)
180
209
205
205
205
205
205
1.4. Резервная мощность (6% от максимальной нагрузки п.1.1)
20
21
21
24
24
24
27
1.5. Необходимая располагаемая мощ-ность на территории (п.1.2 + п.1.3 +п.1.4)
539
575
575
622
627
632
685
2. Мощность – наличие ресурса
2.1. Cуммарная установленная мощность существующих электростанций – субъектов розничного рынка (п. 2.1.1 + п. 2.1.2 + п. 2.1.3)
1220
1220
1220
1220
1220
1220
1220
2.1.1. Электростанции в собственности ОАО «Магаданэнерго»
МТЭЦ
96
96
96
96
96
96
96
АрГРЭС
224
224
224
224
224
224
224
2.1.2. КГЭС + УС ГЭС
900
900
1069
1069
1069
1069
1069
2.2. Имеющиеся ограничения между установленной и располагаемой мощностями, включая неиспользование мощности КГЭС в период зимнего максимума нагрузки ОЭС
5
5
5
5
5
5
5
2.3. Консервация мощности
177
177
177
177
177
177
177
3. Располагаемая мощность
900
900
1107
1107
1107
1107
1107
4. Используемая в балансе мощность,
в т.ч.
429
452
541
541
541
541
541
Колымская ГЭС + УС ГЭС
330
330
419
419
419
419
419
Аркагалинская ГРЭС
47
47
47
47
47
47
47
Магаданская ТЭЦ
75
75
75
75
75
75
75
5. Дефицит (-), избыток (+) мощности (п.3-п.1.5)
90
107
103
79
74
69
39
*Возможно увеличение избытка мощности при расконсервации очереди среднего давления Аркагалинской ГРЭС.
4.3. Детализация энергопотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Магаданской области
Максимальная нагрузка в 2007 году составила 358 МВт, в 2011 году 355 МВт. Снижение Р мах составило 0,28%. Центр электрической нагрузки находился на территории Южных электрических сетей. Максимальная нагрузка ЮЭС в 2007 составила 196 МВт, в 2011 году 205 МВт. Центр перспективных нагрузок сосредоточен в Тенькинском районе Магаданской области и представлен месторождениями «Наталка» и «Павлик». При оптимистическом варианте суммарная нагрузка этих месторождений в 2015 году составит 67 МВт, в 2017 году 143 МВт.
В настоящее время возможности ОАО «Магаданэнерго» по технологическому присоединению потребителей Яно-Колымской горнорудной провинции ограничиваются пропускной способностью ВЛ-220 кВ КГЭС-Усть-Омчуг-1,2.
Возможности по увеличению нагрузки на существующую электрическую сеть ограничиваются подключением нагрузки 42 МВт для «Наталкинского» месторождения ОАО «Рудник им. Матросова» в районе пос. Омчак. Данное обстоятельство исключает возможность присоединения к существующей сети месторождения «Павлик». При оптимистическом варианте разработки месторождения «Павлик» как временный вариант может быть задействована существующая ВЛ-110 кВ Усть-Омчуг-Омчак и ее перевод на напряжение 154 кВ с использованием существующих АТ 110/154 кВ, установленных на ПС Усть-Омчуг и ПС Палатка.
В рассматриваемой схеме предлагается осуществить опережающее строительство инфраструктурного электросетевого объекта «Духцепной ВЛ 220 кВ Усть – Омчуг – Омчак» с ПС 220 кВ «Омчак новая».
Нагрузка в узле перспективного роста
Схема транзита 220 кВ
Загрузка транзита 220 кВ в нормальном режиме
фактическая
мах допустимая по статической устойчивости
МВт
%
МВт
4 МВт (Рим) - существующая
КГЭС-У-Омчуг-1,2
183
83%
220
42 МВт (РиМ)
КГЭС-У-Омчуг-1,2
220
100%
220
67 МВт
КГЭС-У-Омчуг-1,2;
243
110%
220
(Рим 42 МВт, Павлик 25 МВт)
У-Омчуг-Павлик-154
143 МВт
КГЭС-У-Омчуг-1,2;
У-Омчуг-Омчак-1,2;
330
110%
300
(Рим 118 МВт, Павлик 25 МВт)
Оротукан – Палатка –
Центральная
Подключение нагрузки 1-й очереди РиМ 42 МВт на ПС Омчак к существующей сети. Умеренный вариант на 2014-2015 годы.
Нормальный режим (в работе: все оборудование и ВЛ, СК на ПС Омчак с нагрузкой 15 Мвар; МТЭЦ-30 МВт, АРГРЭС-7 МВт). Подключение нагрузки 42 мВт на ПС Омчак-новая в зимний максимум проходит без ограничения потребителей и при удовлетворительных уровнях напряжения и допустимых перетоках по транзиту ВЛ-220 кВ КГЭС-Усть-Омчуг-1,2; ВЛ-110 АрГЭС-Кедровый – Омчак – Усть-Омчуг.
Ремонтные режимы проходят без ограничения потребителей, с увеличением генерации МТЭЦ до 75 МВт, АрГРЭС до 30 МВт для разгрузки транзита до допустимых значений; с увеличением реактивной генерации СК на ПС Омчак до 35 Мвар. Для увеличения надежности электроснабжения потребителей на ПС Омчак необходима установка резервных генераторов.
Подключение нагрузки 25 МВт на ПС Павлик. Оптимистический вариант на 2015-16 годы.
Дальнейшее наращивание нагрузки до 67 МВт при освоении месторождения «Павлик» возможно как временный вариант при условии ввода в эксплуатацию ВЛ-154 кВ Усть-Омчуг-Павлик; ВЛ-220 кВ Оротукан-Палатка. Напряжение на ПС Омчак-Новая в нормальном зимнем режиме максимальных нагрузок 113 кВ при наличии источника реактивной мощности не менее 25 Мвар.В случае отсутствия ВЛ-220 кВ Оротукан-Палатка существующий транзит КГЭС – Усть-Омчуг – 1,2 в период прохождения максимума нагрузок будет загружаться до 243 МВт, что вызовет снижение запаса статической устойчивости на величину до 12 %. Напряжение на шинах ПС Омчак-Новая 112 кВ. Для разгрузки транзита необходимо будет увеличивать генерацию МТЭЦ до 75 МВт, генерацию АрГРЭС до 30 МВт. Проведение ремонтных работ по транзиту ВЛ-220 кВ и ВЛ-154 кВ возможно только при ограничении потребителей. Для увеличения надежности электроснабжения потребителей на ПС Омчак необходимы резервные генераторы.
Более надежным вариантом электроснабжения ПС-110 кВ «Павлик» и РиМ-42 МВт является ввод в эксплуатацию ПС-220 кВ и двухцепной ВЛ-220 кВ Усть-Омчуг-Омчак; ВЛ-220 кВ Оротукан-Палатка. Эта схема позволяет обеспечить оптимальные уровни напряжения у потребителей в нормальном и ремонтных режимах.
Подключение 2-й очереди РиМ, нагрузка 118 МВт, ПС Павлик 25 МВт. Оптимистический вариант на 2017 год.Реализация данного режима возможна при безусловном вводе ПС-220 кВ; двухцепной ВЛ-220 кВ Усть-Омчуг-Омчак; ВЛ-220 кВ Оротукан-Палатка. В ремонтных режимах будет необходимо увеличение генерации МТЭЦ, АрГРЭС, компенсация реактивной мощности на ПС Омчак-Новая, резервные источники активной мощности на ПС Омчак-Новая.
Остальные наиболее крупные потребители электроэнергии, не влияющие на перспективную балансовую ситуацию в энергосистеме:
- ОАО «Магаданэлектросеть»;
- ОАО «Сусуманзолото»;
- ЗАО «Серебро Магадана»;
- ОАО «ГДК «Берелех»;
- МУП «Магадантеплосеть», г. Магадан;
- ООО «Востокмонтажспецстрой»;
- МУП «Тенькатеплосеть»;
- Муниципальное унитарное предприятие Комэнерго.
4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период
Прогноз полезного отпуска тепловой энергии до 2016 года ОАО «Магаданэнерго»
(Гкал)
Группы потребителей
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
Всего,
965 000
964500
1043000
1136000
1230000
в том числе:
Промышленные и приравненные к ним потребители
3 000
3 000
3 000
3 000
3 000
Сельское хозяйство
26 519
26 519
26 519
26 519
26 519
Федеральный бюджет
49 000
49 000
49 000
49 000
49 000
Региональный, местный бюджеты
89 700
89 700
89 700
89 700
89 700
ТСЖ, ЖСК, УК
2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
Население на прямых расчётах, частный сектор
688 888
688 888
760188
853188
947188
Прочие
105693
105193
112393
112 393
112 393
Технологическая схема Магаданской ТЭЦ предусматривает нагрев в конденсаторах турбин подпитки теплосети и обратной сетевой воды. Это обеспечивает практически 100% выработку электроэнергии на тепловом потреблении, без сброса тепловой энергии в окружающую среду. Процесс производства электроэнергии на МТЭЦ имеет высокую термодинамическую эффективность.
Высокий удельный расход топлива на единицу отпущенной энергии (480 г.у.т./кВтч) обусловлен большим расходом электроэнергии на собственные нужды, особенно связанные с отпуском тепла и низкой электрической мощностью ТЭЦ из-за использования в энергосистеме более дешевой энергии Колымской ГЭС.
С учётом реализации программы социальное и экономическое развитие г. Магадана (основного потребителя тепловой энергии ОАО «Магаданэнерго») планируется прирост теплопотребления на 27,5%.
Выдача дополнительного тепла с коллекторов Магаданской ТЭЦ, возможна только при условии строительства тепломагистрали № 5 «Нагаевская» и реконструкции действующих тепловых магистралей.
4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Магаданской области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период
Строительство и вывод из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ОАО «Магаданэнерго» в ближайшие 5 лет не планируется. Это обусловлено следующими факторами.
В последние 20 лет в Магаданской энергосистеме наблюдается значительное снижение производства электроэнергии. При этом возрастает доля электроэнергии, производимой на Колымской ГЭС, и снижается доля, производимая на ТЭС ОАО «Магаданэнерго», вследствие сокращения полезного потребления электроэнергии, за исключением электроэнергии, расходуемой на электроотопление.
На тепловых электростанциях слабо загружено турбинное оборудование и велика доля электроэнергии, расходуемой на собственные нужды. С этим связаны весьма высокие удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию. На АрГРЭС в связи с консервацией очереди высокого давления значительное количество тепла в зимний период уходит на обогрев главного корпуса. Это приводит к росту удельного расхода топлива на отпускаемое тепло. Другим фактором снижения топливной эффективности АрГРЭС является низкая загрузка котельного оборудования очереди среднего давления.
На основании изложенного можно сделать следующие общие выводы.
1. В связи со значительным снижением уровня электрических нагрузок по Магаданской области в системе наблюдается существенное снижение экономической и энергетической эффективности, обусловленное финансовыми и топливными затратами, связанными с эксплуатацией двух слабо загруженных тепловых электрических станций, а также слабо загруженных электрических сетей.
2. В Магаданской области имеются значительные резервы роста выработки электроэнергии, которые при умеренных затратах, гораздо более низких, чем затраты на создание новых генерирующих мощностей, позволяют обеспечить существенный рост энергопотребления, планируемый к 2015 году.
3. В период до 2015 года в г. Магадане необходимо строительство тепловой магистрали № 5 «Нагаевская», позволяющее обеспечить перспективные тепловые нагрузки города Магадана.
4.6. Прогноз развития энергетики Магаданской области на основе ВИЭ и местных видов топлива
В настоящее время в Магаданской энергосистеме наблюдается значительное снижение производства электроэнергии. При этом возрастает доля электроэнергии, производимой на Колымской ГЭС за счёт возобновляемых источников, и снижается доля электроэнергии, производимой на ТЭС ОАО «Магаданэнерго» за счёт использования местных углей. Местным видом топлива является уголь Аркагалинского месторождения, который используется на Аркагалинской ГРЭС. Дальнейший прирост электропотребления будет обеспечен за счёт выработки электроэнергии на Колымской ГЭС и строящейся Усть-Среднеканской ГЭС за счёт использования возобновляемых источников энергии, а также за счёт энергии Аркагалинской ГРЭС, вырабатываемой на местном угле.
Ветроэнергетика. Приоритетным инновационным проектом в развитии нетрадиционных источников электроэнергии в области несомненно является проект по созданию системы ветроэлектростанций для обеспечения электроэнергией населенных пунктов Северо-Эвенского района. Район не имеет выхода на магистральные ЛЭП Магаданского центрального энергетического узла (ЦЭУ) и жизнедеятельность его населенных пунктов обеспечивается дизельными электростанциями. Вырабатываемая на них электроэнергия имеет высокую себестоимость и в перспективе она будет только возрастать. Конкретные географические и социально-экономические условия и факторы обеспечивают высокую эффективность проекта, являющего инновационным по используемой им технологии. Основные параметры проекта: общая стоимость – 5,7 млн. долл.; потребность в инвестициях – 5, млн. долл.; срок окупаемости – 3,8 года.
Уголь. В настоящее время в ряде передовых стран, в том числе и в России, разработаны и внедрены новые технологии добычи и переработки бурых углей. Бурые угли, особенно низкой степени углефикации (марка Б1), являются особо ценным сырьем для получения жидких и газообразных видов горючего, получения твердого облагороженного топлива, а также выработки целого ряда ценных химических продуктов.
Инновацией в сфере добычи и переработки угля для Магаданской области является продвижение проекта геологического изучения, доразведки, добычи и переработки бурого угля на Ланковском и Мелководненском месторождениях Ольского района Магаданской области. Инновационная составляющая данного проекта определяется комплексной переработкой углей и получением из них принципиально новых видов продукции, а именно:
а) брикетирование и термобрикетирование, с целью получения как облагороженных видов твердого топлива (бытового и промышленного), так и технологического сырья разнообразного назначения (например, для газификации).
б) газификация, осуществляемая с целью получения высококалорийного существенно метанового энергетического газа в количестве не менее 230 млн.м /год для полного перехода Магаданской ТЭЦ с кузбасского угля на газ;
в) гидрогенизация, выполняемая с целью выработки из органической части угля синтетического жидкого горючего и, в первую очередь, – моторного топлива;
г) экстракционная переработка, осуществляемая по двум направлениям: экстрагирование битумов с последующим выделением из них горного воска; экстрагирование гуминовых кислот с последующим получением углещелочных реагентов и безбалластных гуматов;
д) производство активных углей, осуществляемое только по одному направлению – выработка высокосортных гранулированных адсорбентов способных эффективно очищать различные газы и жидкости как промышленного, так и бытового происхождения. Объемы выработки продукции не ограничены и зависят от потребностей заказчиков.
Комплексность производства продуктов переработки бурых углей Ланковского и Мелководнинского месторождений состоит в возможности получения необходимого количества ценных продуктов в едином замкнутом технологическом цикле. По предварительным расчетам для обеспечения большей части потребностей Магаданской области в различных видах топлива предусматривается: перевод Магаданской ТЭЦ на энергетический газ (230 млн.м3/год), снабжение поселков Ольского и Хасынского районов облагороженным брикетным топливом (110 тыс.т/год), полное обеспечение потребителей области синтетическим жидким горючим (800 тыс.т/год). Кроме топливного направления переработки углей планируется попутное получение таких ценных продуктов, как горный воск и абсорбенты для их реализации на внешнем и внутреннем рынках. Стоимость проекта 550 млн. долл. США.
Торф. В Магаданской области разведано около 50 месторождений с общими запасами 51 млн. т торфа. По данным СВКНИИ ДВО РАН торф Магаданской области можно использовать в качестве сырья для выпуска очень широкого ассортимента товаров, среди которых будут особо востребованы корма и подстилки для сельскохозяйственных животных, удобрения для полей, сорбенты для очистки загрязненных вод, топливные брикеты, теплоизоляционные плиты и торфяные ковры, торфяные горшочки и блоки для рассады, торфяной воск, гуминовые препараты. Первые опыты кормления животных показали достаточно высокую эффективность применения торфяных производных для этих целей. Этот корм может заменить до 55% зерновых продуктов в рационе свиней и крупного рогатого скота.
За последние годы предприняты меры по модернизации котельных, оптимизации сетей и жилого фонда муниципальных образований, что привело к выводу из эксплуатации высокозатратных объектов тепловой генерации. На сегодняшний день практически во всех населенных пунктах имеется одна котельная, которая обеспечивает население и иных потребителей отоплением и горячим водоснабжением. Учитывая, что здания и технологическое оборудование котельных эксплуатируются более 40 лет, морально и физически устарели, для поддержания в исправном состоянии проводится только текущий ремонт, а также из-за постоянного роста цен на жидкое топливо (мазут М-40) как у производителя, так и у транспортных организаций (ж/д тарифы и доставка морем), целесообразно провести перевод котельных с жидкого топлива на твердое топливо (каменный уголь), используя уголь, добыча которого производится на территории Магаданской области.
Так, в рамках развития и совершенствования системы жилищно-коммунального хозяйства в населенных пунктах Магаданской области – пос. Стекольный, пос. Талая Хасынского района, пос. Армань Ольского района необходимо провести работы по переводу котельных с жидкого топлива на твердое, проектно-сметная документация готова. Данные мероприятия позволят снизить ежегодные затраты на приобретение топлива.
4.7. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период
При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Магаданской области потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.
Перспективная балансовая ситуация (по электроэнергии и мощности) на территории Магаданской энергосистемы определена с учётом предполагаемых к вводу до 2015 года мощностей горнодобывающих предприятий Яно-Колымской золоторудной провинции и полностью обеспечивается существующими генерирующими мощностями региона. Сальдо-перетоков с соседними энергосистемами в рассматриваемый период не предполагается ввиду изолированности энергосистемы. Перспективные балансы Магаданской энергосистемы представлены в пункте 4.2 настоящего раздела.
4.8. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических режимов для каждого варианта
Развитие электрической сети Магаданской энергосистемы напряжением 110 кВ и выше на период до 2016 года обусловлено присоединением к энергосистеме горнорудных предприятий Тенькинского района и повышением надёжности электроснабжения остальных потребителей Магаданской области, и отражено:
- в федеральной целевой программе «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 г.» следующими объектами:
строительство ВЛ 220 кВ «Оротукан Палатка Центральная»;
строительство двух цепной ВЛ 110/35 кВ «Центральная Сокол Палатка»;
строительство ВЛ 220 кВ «Усть Среднеканская ГЭС – Дукат»;
- предложениями в проект Государственной программы «Социального и экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 г.» :
- в инвестиционной программе ОАО «Магаданэнерго» за счёт реконструкции, технического перевооружения и модернизации действующих энергоактивов общества и технологического присоединения к энергосистеме перспективных нагрузок золоторудных месторождений Тенькинского района.
В соответствии с приведенными балансами для умеренного и оптимистического вариантов развития энергетики Магаданской области разработаны 3 режима работы энергосистемы в зависимости от присоединения потребителей Тенькинского района:
1) существующий (нормальный) режим;
2) умеренный режим (подключение нагрузки РиМ 42 МВт);
3) режим работы для оптимистического варианта развития энергосистемы (подключение наряду с нагрузкой РиМ 42 МВт, нагрузок рудников «Павлик» и «Родионовское» 50 МВт).
Соответствующие каждому из перечисленных режимов работы энергосистемы схемы потокораспределения ОАО «Магаданэнерго» приведены в Приложении 2.
Приложение № 2
к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики
Магаданской области на 2012-2016 годы
4.9. Определение и уточнение перечня «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, возможные технологические ограничения, обусловленные их возникновением, предварительные предложения по разработке перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации «узких мест»
Развитие энергетической системы Магаданской области тесным образом связано с развитием минерально-сырьевой базы региона. Обеспечение опережающих темпов экономического развития Магаданской области и решение задачи по увеличению валового регионального продукта приведут к значительному росту энергопотребления в регионе.
Начиная уже с 2013 года, выработка электроэнергии в регионе может увеличиться на 250 млн. кВт. ч, а с 2015 года на 650- 950 млн. кВт. ч и к 2025 году выработка электроэнергии в целом составит 5470 млн. кВт. ч. Основой развития территории является освоение Яно-Колымской горнорудной провинции. Приоритетом в развитии энергетической системы является создание инфраструктуры, обеспечивающей внешнее электроснабжение горнорудных предприятий области. Поэтому ключевыми инфраструктурными проектами являются строительство в Среднеканском районе Усть-Среднеканской ГЭС мощностью 570 МВт и освоение Наталкинского месторождения ОАО «Рудник им. Матросова».
Первый этап строительства фабрики ОАО «Рудник им. Матросова» с нагрузкой 42 МВт обеспечивается от технологической ПС 110 кВ рудника, в пределах пропускной способности существующих ВЛ 110 кВ АрГРЭС – Омчак – Усть Омчуг (планируется реконструкция с заменой 170 тонн провода на АС 150), при этом для поддержания необходимого уровня напряжения на технологической ПС устанавливаются компенсирующие устройства мощностью 50 МВар.
Объекты первой и второй категории, а также нагрузка свыше 42 МВт должна резервироваться от дизельной блок станции, оперативное управление которой должно осуществлять ОАО «Магаданэнерго». Данный этап с нагрузкой 42 МВт полностью исчерпывает пропускную способность существующей ВЛ 110 кВ «АрГРЭС – Омчак – Усть-Омчуг» и исключает подключение остальных месторождений Тенькинского района. Поэтому для обеспечения электроснабжения месторождений «Наталка», «Павлик», «Дегдекан» и «Родионовское» необходима реализация строительства электросетевой инфраструктуры, включающей в себя строительство двух цепной ВЛ 220 кВ «Усть-Омчуг – Омчак» 2х135 км и ПС220 кВ «Омчак Новая» 2х125 МВт.
Ввод в действие этих объектов энергетической инфраструктуры до 2015 года позволит решить проблемы надежного энергоснабжения территории, а также привлечь в регион инвесторов для разработки новых месторождений, крупнейшим из которых является месторождение «Наталка» в Тенькинском районе.
Представленные выше балансы и расчёты электрических режимов подтверждают необходимость реализации оптимистического варианта стратегии с наращиванием нагрузки до 92 МВт при освоении месторождений «Павлик» и «Родионовское» только при условии ввода в эксплуатацию ВЛ-220 кВ Усть-Омчуг –Омчак-1,2; ВЛ-220 кВ Оротукан – Палатка.
Реализация оптимистического варианта стратегии позволит помимо вышеперечисленных месторождений обеспечить электроснабжение второй очереди ОАО «Рудник им. Матросова» с нагрузкой 117 МВт по III категории надёжности.
В рассматриваемом периоде «узким местом» развития электрической сети 110 кВ и выше является обеспечение электроснабжения горнопромышленных предприятий Тенькинского района (ОАО «Рудник им. Матросова», ЗАО «Павлик», ЗАО «Родионовское»). Остальные энергоактивы области требуют своевременного выполнения программ реконструкции и модернизации для обеспечения их эксплуатации на современном технологическом уровне.
4.10. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше
Перечень рекомендуемых к вводу первоочередных электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше разработан в соответствии с двумя вариантами развития энергетики региона. Представленные ниже перечни различаются сроками строительства электросетевой инфраструктуры для электроснабжения потребителей горнорудных предприятий Тенькинского района.
Перечень первоочередных электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу по двум вариантам развития энергетики Магаданской области
Наименование
Стоимость (млн. рублей, включая НДС)
Всего за 2012-2016 гг.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
1. Умеренный вариант развития энергетики региона
Строительство дух цепной ВЛ 110/35 кВ «Центральная Сокол» Палатка»
цепь-35 кВ - 105.4 км; цепь 110 кВ - 75.4 км
2474,8
2505,43
0
0
0
4980,23
Строительство ВЛ «Оротукан Палатка Центральная»
361 км
1729,08
4042,02
5641,1
5928,8
0
17341,12
Строительство двух цепной ВЛ 220 кВ «Усть Омчуг – Омчак»
135 км
0
0
3494,4
2931,7
3238,4
9664,5
Строительство ПС 220 кВ «Омчак Новая»
2х125
0
0
904,6
1610,2
1778,6
4293,4
Итого:
4203,88
6547,45
10040,1
10470,7
5017
36279,26
2. Оптимистический вариант развития энергетики региона
Строительство двух цепной ВЛ 110/35 кВ «Центральная Сокол» Палатка»
цепь-35 кВ - 105.4 км; цепь 110 кВ - 75.4 км
2474,8
2505,43
0
0
0
4980,238
Строительство ВЛ «Оротукан Палатка Центральная»
361 км
1729,08
4042,02
5641,1
5928,8
0
17341,125
Строительство двух цепной ВЛ 220 кВ «Усть Омчуг – Омчак»
135 км
140,4
3354
2931,7
3238,4
0
9664,5
Строительство ПС 220 кВ «Омчак Новая»
2х125
83,16
812,44
1610,2
1778,6
2003,9
6288,3
Итого:
4427,44
10713,89
10183
10945,8
2003,9
38274,15
Оптимистический вариант развития электросетевой инфраструктуры предусматривает опережающее строительство объектов энергетики необходимых для освоения золоторудных предприятий Тенькинского района.
4.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ
Основные направления развития электроэнергетики ОАО «Магаданэнерго» определяются строительством новых объектов, реконструкцией и техническим перевооружением существующих электрических сетей, станций и подстанций. Осуществление вышеперечисленных мероприятий обеспечит ввод перспективных горнорудных объектов Магаданской области.
Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением ниже 220 кВ представлены в инвестиционной программе ОАО «Магаданэнерго» на период до 2015 года для умеренного и оптимистического вариантов развития (приложение № 3).
Инвестиционная программа ОАО «Магаданэнерго» на 2012-2016 годы сформирована с учётом перспектив развития горнодобывающих предприятий Магаданской области и учитывает различные возможные источники финансирования:
1) федеральный бюджет (по объектам, включенным в ФЦП «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 г.»);
2) собственные средства ОАО «Магаданэнерго» с учётом их переоценки;
3) дефицит бюджета (по объектам, финансирование которых возможно только за счёт федерального бюджета).
Источники финансирования инвестиционной программы ОАО «Магаданэнерго» на 2012-2016 годы
млн. руб., с НДС
№ п/п
Источник финансирования
План 2012
План 2013
План 2014
План 2015
План 2016
Итого 2012-2016 гг.
1. Умеренный вариант развития энергетики региона*
1.
Собственные средства
468,186
608,73
601,81
629,5
642,05
2950,276
1.1.
Прибыль, направляемая на инвестиции:
-
123,9
147,5
151,5
154,5
577,4
1.1.1.
в т.ч. инвестиционная составляющая в тарифе
-
123,9
147,5
151,5
154,5
577,4
1.1.2.
в т.ч. от технологического присоединения потребителей
-
-
-
-
-
1.2.
Амортизация
435,355
445,53
454,31
478,00
487,55
2300,745
1.3.
Возврат НДС
-
-
-
-
-
-
1.4.
Прочие собственные средства
32,831
39,3
-
-
-
72,131
2.
Привлеченные средства
-
-
-
-
-
-
2.1.
Кредиты
-
-
-
-
-
-
2.4.
Бюджетное финансирование
-
-
-
-
-
-
2.5.
Средства внешних инвесторов
-
-
-
-
-
-
2.6.
Использование лизинга
-
-
-
-
-
-
3.
Дефицит федерального бюджета
-
-
-
-
-
-
ВСЕГО потребность в финансировании
468,186
608,73
601,81
629,5
642,05
2950,276
* - Финансирование инвестиционной программы осуществляется в пределах собственных средств
2. Оптимистический вариант развития энергетики региона**
1.
Собственные средства
468,186
608,73
601,81
629,5
642,05
2950,276
1.1.
Прибыль, направляемая на инвестиции:
-
123,9
147,5
151,5
154,5
577,4
1.1.1.
в т.ч. инвестиционная составляющая в тарифе
-
123,9
147,5
151,5
154,5
577,4
1.1.2.
в т.ч. от технологического присоединения потребителей
-
-
-
-
-
1.2.
Амортизация
435,355
445,53
454,31
478,00
487,55
2300,745
1.3.
Возврат НДС
-
-
-
-
-
-
1.4.
Прочие собственные средства
32,831
39,3
-
-
-
72,131
2.
Привлеченные средства
-
26621,6
25694,4
28084,46
19788,7
100189,16
2.1.
Кредиты
-
-
-
-
-
-
2.4.
Бюджетное финансирование, осуществляемое через ОАО «Магаданэнерго»
-
1086,4
4017,2
4488,1
4948,9
14540,6
2.5.
Бюджетное финансирование объектов энергетики, осуществляемое через других заказчиков
-
25535,2
21677,2
23596,36
14839,8
85648,56
2.6.
Средства внешних инвесторов
-
-
-
-
-
-
2.7.
Использование лизинга
-
-
-
-
-
-
3.
Дефицит федерального бюджета
-
-
-
-
-
-
ВСЕГО потребность в финансировании
468,186
27230,33
26296,21
28713,96
20430,75
103139,436
** - Реализация инвестиционной программы на расчетный период предусматривает бюджетное финансирование в рамках проекта Государственной программы «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкальского региона до 2020 года с перспективой до 2025 года».
Потребность в инвестициях на период до 2016 года оценивается в 103,139 млн. рублей для оптимистического и 2950 млн. рублей для умеренного вариантов развития.
Объем и источники финансирования инвестиционной программы ОАО «Магаданэнерго» на 2012-2016 годы
млн. руб., с НДС
Источники финансирования
Варианты развития энергетики региона
Оптимистический
Умеренный
ВСЕГО потребность в финансировании
103139,436
2950,276
Собственные средства
2950,276
2950,276
Бюджетное финансирование, осуществляемое через ОАО «Магаданэнерго»
14540,6
-
Бюджетное финансирование объектов энергетики, осуществляемое через других заказчиков
85648,56
-
Более полная информация об источниках финансирования инвестиционной программы ОАО «Магаданэнерго» с разбивкой по годам ее реализации представлена в приложении № 4.
Ориентировочный расчёт тарифа на электрическую энергию для потребителей Магаданской области при условии ввода крупных электросетевых объектов за счёт средств федерального бюджета приведен в приложении № 5.
Ниже представлен график изменения тарифов на электрическую энергию с учётом инфляции, при реализации инвестиционной программы с бюджетным финансированием объектов энергетики в сравнении с базовым тарифом, при условии отсутствия роста электрических нагрузок в регионе.
Расчет тарифа с учётом осуществления технологического присоединения горнорудных предприятий Тенькинского района показывает значительное превышение темпов роста тарифа в период ввода объектов с 2016 по 2022 годы над тарифом без учёта дополнительных затрат на создание электросетевой инфраструктуры Тенькинского района. Разница между базовым и прогнозируемым тарифами составляет порядка 150-200 копеек и значительно увеличивает тарифную нагрузку для всех потребителей Магаданской области.
В целях сохранения промышленного потенциала Магаданской области и обеспечения ввода горнопромышленных и генерирующих мощностей региона необходимо предусмотреть возможность компенсации разницы в тарифах за счёт бюджетных дотаций на электрическую энергию.
4.12. Потребность электростанций в котельных генерирующих компаний в топливе
Исходя из намеченных к реализации в ближайшие годы мероприятий в сфере электроэнергетики разработан прогноз потребности электростанций ОАО «Магаданэнерго» в топливе на период до 2015 года (приложение № 6).
Отклонения прогнозируемых значений удельных расходов условного топлива на отпущенную электроэнергию по отношению к плану 2010 года:
- 2011 г. - увеличение удельных расходов условного топлива в связи со снижением выработки электроэнергии Магаданской ТЭЦ на 5,4%;
- 2012 г. - увеличение удельных расходов условного топлива в связи со снижением выработки электроэнергии Магаданской ТЭЦ на 1,8%;
- 2013 г. - увеличение удельных расходов условного топлива в связи со снижением выработки электроэнергии Магаданской ТЭЦ на 1,8%;
- 2014, 2015 гг. - снижение удельных расходов условного топлива в связи с увеличением выработки электроэнергии Аркагалинской ГРЭС на 331,3% при работе оборудования в более экономичном режиме (в настоящее время АрГРЭС работает только в осеннее-зимний период на техническом минимуме для покрытия тепловых нагрузок пос. Мяунджа, работа турбоагрегата очереди среднего давления обусловлена исключительно соображениями надежности сохранения собственных нужд электростанции в случае отключения системообразующих ВЛ, оборудование очереди высокого давления выведено в режим длительной консервации) и Магаданской ТЭЦ на 8,1%.
Отклонения прогнозируемых значений удельных расходов условного топлива на отпущенное тепло по отношению к плану 2011 года:
- 2011-2015 г.г. снижение удельных расходов условного топлива в связи с увеличением отпуска тепла с коллекторов Магаданской ТЭЦ к 2016 году на 34,6%.
4.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Магаданской области
Климатологические данные
Численность населения Магаданской области на конец 2011 года составила 154,5 тыс. человек, 95,5% из которых проживает в городских поселениях (в 2-х городах, 28 поселках городского типа). Вся территория области находится в зоне отрицательных среднегодовых температур наружного воздуха (от -3,5 оС в Магадане до -13,2 оС в г. Сусумане).
Расчетная для отопления температура наружного воздуха меняется от -29 оС в Магадане (бухта Нагаева) до -55 оС в г. Сусумане, а средняя температура воздуха за отопительный период в этих районах составляет соответственно -7,1 оС и -19,9 оС. Средняя температура самого холодного месяца января колеблется в пределах от -19 оС до -38 оС, а самого теплого – июля от +11 до +15 оС.
Продолжительность отопительного сезона составляет от 254 (Тенькинский район) до 296 суток (Северо-Эвенкинский район).
Температура воздуха в зданиях при отключении отопления во время стояния низких температур наружного воздуха снижается до 0 оС в условиях районов, названных выше, через 13-19 час.
Число часов использования максимума отопительной нагрузки составляет 3220-3820 час., величина градусо-суток отопительного периода от 7229 в Ольском районе до 11411 в Сусуманском.
Средняя скорость ветра за период со среднесуточной температурой воздуха ≤8 оС (отопительный период) составляет от 1,6 м/сек в Среднеканском районе до 5,6 м/сек в бухте Нагаева (Ольский район). Максимальная и средняя скорости ветра в январе составляют соответственно 11,7 и 2 м/сек.
Минимальное количество осадков за ноябрь-март 45 мм выпадает в Аркагале Сусуманского района, максимальное – 211 мм в Ольском районе.
Климатологические данные для проектирования
систем теплоснабжения населенных пунктов Магаданской области
Район, ПГТ, город
Отопительный период
Температура наружного воздуха, 0С
сутки
градусо-сутки
Расчетная для отопления
средняя отопительного периода
среднегодовая
Ольский
288
7229
-29
-7,1
-3,5
Армань
288
7229
-29
-7,1
-3,5
Ола
288
7229
-29
-7,1
-3,5
Омсукчанский
286
10639
-50
-17,2
-11,1
Галимый
286
10639
-50
-17,2
-11,1
Дукат
286
10639
-50
-17,2
-11,1
Омсукчан
286
10639
-50
-17,2
-11,1
Северо-Эвенкинский
296
8495
-37
-8,7
-6,6
Эвенск
296
8495
-37
-8,7
-6,6
Среднеканский
274
10768
-52
-19,3
-11,4
Сеймчан
274
10768
-52
-19,3
-11,4
Сусуманский
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Беличан
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Большевик
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Кадыкчан
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Мяунджа
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Холодный
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Широкий
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Тенькинский
254
9703
-47
-18,2
-11,0
Усть-Омчуг
254
9703
-47
-18,2
-11,0
Хасымский
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Атка
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Карамкен
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Палатка
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Сокол
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Стекольный
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Талая
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Уптар
280
8596
-38
-10,7
-5,7
Ягоднинский
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Бурхала
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Верхний Ат-Урях
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Дебин
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Оротукан
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Синегорье
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Спорное
287
10590
-39
-16,9
-10,3
Ягодное
287
10590
-39
-16,9
-10,3
г. МАГАДАН
288
7229
-29
-7,1
-3,5
г. СУСУМАН
286
11411
-55
-19,9
-13,2
Суровые климатические условия делают надежное теплоснабжение одним из основных условий жизнеобеспечения населения и промышленности области.
Сопоставление климатических характеристик, определяющих расчетные часовые и годовые расходы тепла на отопление в различных регионах России и Дальнего Востока, показывает, что даже г. Магадан, который является прибрежным городом, – один из наиболее холодных городов Дальнего Востока. Остальные районы области значительно холоднее г. Магадана. Годовой расход тепла на отопление одного квадратного метра площади зданий, например, в г. Магадане для зданий в пять этажей составляет 0,22 Гкал/м2 в год, что в 1,2 раза выше, чем в г. Иркутске, в 1,6 и 2,8 раза выше, чем в г. Москве и г. Краснодаре соответственно.
Современное состояние систем теплоснабжения
Теплоснабжение Магаданской области в настоящее время осуществляется от источников ОАО «Магаданэнерго», отопительных котельных жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ) области, а также котельных, различной ведомственной принадлежности. Основным производителем и поставщиком тепловой энергии в области является ОАО «Магаданэнерго», осуществляющее деятельность, связанную с производством, передачей и сбытом тепловой энергии в следующих населенных пунктах:
- г. Магадан – теплоснабжение обеспечивается от Магаданской ТЭЦ (МТЭЦ);
- пос. Мяунджа – теплоснабжение обеспечивается от Аркагалинской ГРЭС;
- пос. Кедровый и пос. Берелех – теплоснабжение промышленной зоны филиала Центральные электрические сети (ЦЭС) и собственного жилищного фонда обеспечивается от котельных филиала ЦЭС.
Другим достаточно крупным поставщиком тепла является МУП «Магадантеплосеть», функционирующее в г. Магадане. Оно поставляет тепловую энергию, вырабатываемую на собственных котельных. Наряду с этим данное предприятие представляет энергоснабжающую организацию, осуществляющую транспортировку потребителям тепловой энергии, производимой на Магаданской ТЭЦ от ЦТП.
Тепловые сети
Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения
ОАО «Магаданэнерго»
г. Магадан.
Источник теплоснабжения – Магаданская ТЭЦ.
ОАО «Магаданэнерго» принадлежат магистральные тепловые сети, осуществляющие транспорт тепла от коллектора ТЭЦ до центральных тепловых пунктов. Общая протяженность магистральных сетей составляет 36,133 км в однотрубном исчислении и 19,02 км – в двухтрубном. С ТЭЦ выходит 4 вывода тепловых сетей с установленными на них коммерческими приборами учета отпуска тепла.
Схема радиальная, без кольцевых сетей и перемычек между ними. Присоединенные нагрузки на отдельных магистралях превышают пропускную способность теплосетей, но из-за тенденции в последние 10-15 лет к снижению фактических тепловых нагрузок, теплоснабжение потребителей г. Магадана осуществляется в полном объеме.
В 1986 году «СО ВНИПИ Энергопромом» была разработана Схема теплоснабжения г. Магадана до 2000 года, которая предусматривала реконструкцию существующих и строительство новых источников теплоснабжения и магистральных теплопроводов, а также решение вопросов надежности теплоснабжения потребителей г. Магадана с учетом его развития. Схема не была реализована в полном объеме из-за прекращения жилищного строительства и ежегодного, начиная с середины 90-х годов, снижения теплопотребления, с одной стороны, из-за оттока населения в Центральные районы страны и снижения числа жителей в г. Магадане со 160 тыс. до 130 тыс. человек (эта тенденция сохраняется и сейчас) и отсутствия возможности финансирования за счет средств местного бюджета и ОАО «Магаданэнерго», с другой.
В 2007 году институтом ОАО «СибВНИПИЭнергопром» (г. Иркутск) была разработана Схема теплоснабжения г. Магадана до 2020 года, утверждённая постановлением мэра г. Магадана от 11 февраля 2008 г. № 250, в которой на основе анализа существующего состояния теплоснабжения г. Магадана и проблем при производстве, распределении и потреблении тепловой энергии, оценены возможные направления развития системы теплоснабжения города на основе природоохранных мероприятий и энергосберегающих технологий, выбраны наиболее рациональные из них, сформированы варианты дальнейшего развития теплоснабжения и стратегия их реализации, ведущие к постепенному улучшению ситуации, оценены затраты на реализацию предлагаемых технических решений, их экономическую эффективность и срок окупаемости. Первоочередным мероприятием вышеуказанной Схемы является строительство тепломагистрали №5 «Нагаевская».
В настоящее время основной задачей Магаданской ТЭЦ в части теплоснабжения г. Магадана в условиях ограниченных финансовых возможностей является поддержание в работоспособном состоянии существующих магистральных теплопроводов, проведение качественных ремонтов и замены изношенных теплопроводов на новые.
В период с 1975 по 1978 годы на Магаданской ТЭЦ было заменено около 5434 м магистральных теплосетей (тепломагистраль № 1), срок службы которых подходил к предельному. В дальнейшем, в период с 1985 по 1997 годы было заменено 3648 м дефектных участков тепломагистралей № 1А, № 2, № 3. В последующие 4 года замены не производились. Ежегодно на основании результатов анализа выявленных дефектов, повреждений, периодических осмотров, испытаний, диагностики и опрессовок составляются и утверждаются графики ремонта теплосетей. До ремонта и перед началом отопительного периода выполняется опрессовка магистральных теплосетей повышенным давлением (25 кг/см2).
Кроме того, на Магаданской ТЭЦ составлен перспективный план ремонта тепловых сетей, учитывающий сроки эксплуатации каждой магистрали. Эксплуатация теплосетей МТЭЦ выполняется в соответствии с ПТЭ:
- подпитка выполняется деаэрированной водой в зимний и в летний периоды. (Качество подпиточной воды соответствует пункту 4.8.40 ПТЭ);
- наружные поверхности трубопроводов имеют проектное защитное покрытие. (Краска АЛ 166 и комбинированная двухслойная краска АЛ 177 по грунту ГФ020). Металлические конструкции также защищены антикоррозийным покрытием;
- организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов путем анализов сетевой воды, а также по индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболее характерных точках магистральных теплосетей, в соответствии с пунктом 4.12.27 ПТЭ;
организован систематический контроль за состоянием магистральных тепловых сетей в соответствии с пунктом 4.12.26 ПТЭ.
Система централизованного теплоснабжения (СЦТ) г. Магадана открытая с зависимым подключением потребителей и непосредственным разбором сетевой воды на нужды горячего водоснабжения.
Теплоноситель с Магаданской ТЭЦ по 2-х трубной системе поступает на ЦТП, где осуществляется насосное подмешивание из обратного трубопровода систем отопления и разделение потоков смешенной воды на отопление и ГВС. С ЦТП до потребителя подача тепла осуществляется по 3-х трубной системе (подающий и обратный трубопроводы на отопление и 1 трубопровод на нужды ГВС). В связи с отсутствием в системе ГВС циркуляционного трубопровода при отсутствии или незначительном разборе воды температура теплоносителя падает, что приводит к значительным сбросам остывшей воды у потребителей.
Проведенное энергетическое обследование и выполненные расчеты работы магистральных тепловых сетей и тепловых сетей вторичного контура выявило ряд проблем в системе теплоснабжения г. Магадана:
Техническое состояние трубопроводов магистралей ТМ-1 и ТМ-2 (ТМ-3) существенно ограничивает возможности по передаче тепловой энергии, - согласно Заключений контроля технического состояния трубопроводов максимальное давление в трубопроводах не должно превышать 10кгс/см2, а максимальная температура – 115°С.
При работе по проектному температурному графику (130-70°С) отпуск тепла в ТМ-1 и ТМ-2 в договорных объемах возможен в диапазоне температур от +10 до 0°С. В диапазоне температур наружного воздуха от 0 до -20°С относительный отпуск тепла составляет 0,97÷0,91 от договорных объемов. При более низких температурах наружного воздуха относительный отпуск тепла составляет до 0,9÷0,83 от договорного. Допустимая величина снижения относительного отпуска тепла составляет от 0,84 при tнар.=-20°С до 0,87 при tнар.=-30°С не более 54 часов.
Расчетный температурный график отпуска тепла с ЦТП на отопительный сезон 2010-2011гг. привязан к температурному графику отпуска тепла с коллекторов МТЭЦ в зависимости скорости ветра и составляет 78÷61С со срезкой на 72С.
Отсутствует утвержденный на действующий отопительный период расчетный теплогидравлический режим, с обозначением расчетных параметров работы (давление и расходов) в узловых точках при расчетном температурном графике.
Отсутствует служба единого диспетчерского управления режимами работы системы теплоснабжения города.
Имеются различия в фактических и договорных нагрузках горячего водоснабжения (по предварительной оценке договорные нагрузки горячего водоснабжения выше фактических в 1,5÷2 раза);
Потери сетевой воды в сетях отопления-вентиляции значительно превышают нормативные (на 40÷140 м3/ч в различные месяцы отопительного периода);
Отсутствие циркуляционного трубопровода в системе горячего водоснабжения приводит к повышенным сбросам остывшего теплоносителя у потребителей, величина потерь со сливами теплоносителя оценивается в объеме 90÷100 м3/ч.
Сверхнормативные потери сетевой воды в сетях вторичного контура и системах теплопотребления составляют от 30 до 100 тыс. м3 в месяц.
Работа тепловых сетей вторичного контура по пониженному температурному графику (78÷61С со срезкой на 72С) снижает тепловые потери через изоляцию, но приводит к увеличению потерь тепла со сливами теплоносителя. Увеличение тепловых потерь составляет ≈ 1600 Гкал/мес.
Выполненное обследование и расчеты вариантов работы магистральных тепловых сетей г.Магадана позволили сделать вывод, что в краткосрочной перспективе (до строительства магистрали Нагаевская) наиболее оптимальным вариантом, является вариант 3 .
Вариант 3 предусматривает перевод на режим работы по графику 150-70С со срезкой на 115С тепломагистралей: ТМ-1, ТМ-2, ТМ-3, ТМ-1А. Отпуск тепла в ТМ-4 осуществляется по проектному графику 130-70С. Отпуск тепла по варианту 3 позволяет увеличить отпуск тепла потребителям в диапазоне температур наружного воздуха от -17°С до -29°С, что очень важно при длительном стоянии низких температур. При транспорте тепла по температурному графику 150-70°С требуется ≈1,33 раза меньше циркуляционного расхода теплоносителя по сравнению с графиком 130-70°С. Перевод ТМ-1А на режим работы по варианту 3 подразумевает реконструкцию ИТП потребителей ТМ-1А для приема тепла по новому графику. Вариант требует дополнительных затрат по изменению схем подключения ИТП потребителей подключенных от ТП-1А.
Магистральные сети
Прокладка трубопроводов выполнена в основном надземным способом, а в центре жилой застройки – в подземных проходных и непроходных каналах. Состояние тепловой изоляции и покровного слоя основных трубопроводов – удовлетворительное.
Срок эксплуатации тепловых сетей в среднем составляет 25-42 лет.
Внутриквартальные сети
Расчетная присоединенная нагрузка (по данным Магадантеплосбыта) составляет 480,18 Гкал/час. Подключение систем отопления потребителей тепловой энергии выполнено по зависимой схеме, системы горячего водоснабжения – по открытой схеме.
Внутриквартальная тепловая сеть, проложенная от ЦТП до потребителей, состоит из двухтрубной сети отопления и одной трубы для нужд горячего водоснабжения. Сеть горячего водоснабжения выполнена без циркуляции горячей воды. Протяженность внутриквартальных сетей от магистралей ТЭЦ составляет 263,9 км в однотрубном исчислении. Распределительные сети проложены в подземных непроходных железобетонных каналах.
Длина участков тепловой сети, выработавших свой ресурс, составляет 109,4 км или 33% от общей протяженности тепловой сети, значительное количество теплопроводов имеет нарушенную тепловую изоляцию.
Система теплоснабжения города была запроектирована с открытым водоразбором на нужды ГВС. Приготовление горячей воды осуществляется на ЦТП путем подмешивания из обратного трубопровода отопления.
Циркуляционный трубопровод ГВС отсутствует. При значительной протяженности и неудовлетворительном состоянии распределительных сетей и тепловой изоляции это приводит к повышенным потерям теплоносителя и тепла в системе ГВС.
Поселок Мяунджа
Источник теплоснабжения – Аркагалинская ГРЭС.
На балансе ОАО «Магаданэнерго» находится 28,2 км тепловых сетей (теплосети поселка энергетиков Мяунджа) Ду от 100 мм до 500 мм, эксплуатируются по температурному графику 1200/700С.
С конца 90-х годов тепловые нагрузки поселка снижаются из-за устойчивой тенденции оттока населения из поселков Центральной Колымы в Центральные районы страны и частично в г. Магадан. По результатам обследования и диагностики тепловых сетей, проведенных в 1986 году, был составлен долгосрочный перспективный план ремонта и перекладки (замены) тепловых сетей на 1986-2001 годы План был выполнен на 70% из-за недостаточного финансирования и нехватки трубопроводов для замены. При этом аварий и инцидентов в теплосетях не было.
В условиях ежегодного снижения теплопотребления пос. Мяунджа и отсутствия перспектив развития поселка основной задачей АрГРЭС является поддержание существующих теплосетей в удовлетворительном техническом состоянии за счет выполнения качественных ремонтов и перекладки изношенных участков. Эксплуатация теплосетей пос. Мяунджа (Аркагалинская ГРЭС) организована в соответствии с ПТЭ:
В схеме подпитка теплосети предусмотрены 2 вида деаэраторов. В зимний период деаэрация осуществляется в атмосферном деаэраторе, в весенне-летне-осенний период, когда в работе находятся электробойлеры, а основное энергетическое оборудование (котлоагрегаты и турбоагрегаты) находится на консервации, деаэрация подпиточной воды осуществляется в вакуумном деаэраторе. Осуществляется постоянный химконтроль, требования ПТЭ к качеству подпиточной воды соблюдаются.
Организован и осуществляется постоянный химконтроль за качеством обратной сетевой воды.
Защита наружных поверхностей трубопроводов и металлоконструкций осуществляется битумным лаком.
Гидрофильная засыпная теплоизоляция не применяется. Теплоизоляция выполнена минераловатой с металлической окожуховкой.
Контроль за состоянием тепловых сетей организован согласно п. 4.12.26 ПТЭ:
- производятся опрессовки магистральных трубопроводов повышенным давлением перед ремонтом и перед отопительным периодом;
- производятся испытания на максимальную температуру теплоносителя согласно ПТЭ;
- производятся регулярные обходы и осмотры теплосетей, ведется учет всех выявленных дефектов;
- организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов;
- на основании анализа причин выявленных дефектов по всем видам оборудования теплосетей составляются ежегодные планы, графики ремонта теплосетей и на ближайшую перспективу.
4.14. Разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения
Стратегические направления развития теплового хозяйства должны включать техническую, организационно-структурную и экономическую политику.
Реализация перспективных принципов технической политики во многом определяется совершенством структуры системы, качеством элементов, структурой и степенью оснащенности средствами автоматизированного управления, уровнем эксплуатации, качеством строительно-монтажных и ремонтных работ.
Основными направлениями преобразования теплового хозяйства Магаданской области, прежде всего, должны стать:
- приведение действующих систем теплоснабжения в соответствие с техническими нормами и правилами, устранение тепло-гидравлической разрегулировки и сверхнормативных потерь тепла;
- техническое оснащение теплоснабжающих систем средствами измерения, контроля, регулирования и автоматики, обеспечивающими многоуровневое регулирование технологическим процессом;
- замена в необходимых объемах устаревшего оборудования, теплопроводов, повышение качества строительно-монтажных и ремонтных работ;
- применение перспективных конструкций теплопроводов, технологий и способов их прокладки, обеспечивающих минимальные потери тепла и длительные сроки их эксплуатации;
- перевод при выполнении капитального ремонта и при вводе новых зданий на независимую схему присоединения нагрузки отопления, вентиляции и закрытую систему горячего водоснабжения.
Изложенные направления должны определять программу преобразования структуры существующих систем и приведения их в соответствие с техническими нормами и требованиями надежности с учетом и ориентации на реализацию энергоэффективных технологий и оборудования.
Успешное развитие теплового хозяйства в рамках рассмотренных выше направлений позволит изменить тенденцию роста тепловых потерь и удовлетворения прироста тепловых нагрузок и перейти к активной энергосберегающей политике. Это в полной мере будет соответствовать перспективным направлениям развития теплоснабжения до 2016 года, заложенным в Стратегию социального и экономического развития Магаданской области на период до 2025 года. При этом основными задачами на будущее являются сокращение тепловых потерь и рациональное использование высокого потенциала энергосбережения.
В связи с тем, что теплосетевые активы находятся как в собственности ОАО «Магаданэнерго», так и в собственности МУП «Магадантеплосеть», мероприятия, необходимые для оптимизации схемы теплоснабжения города и сокращения потерь в тепловых сетях, делятся на те, которые необходимо осуществить за счет средств ОАО «Магаданэнерго», и на те, которые необходимо осуществить за счет средств городского бюджета, инвесторов, владельцев (юридических и физических лиц).
Следует отметить, что существует вероятность того, что мероприятия, которые необходимо осуществить за счет средств города, не будут реализованы из-за недостатка финансирования.
Принципиальные решения по оптимизации схемы горячего водоснабжения г. Магадана в целях сокращения расходов представлены на схеме (приложение № 7).
Принципиальные решения по оптимизации схемы теплоснабжения г. Магадана с учётом требований Федерального закона от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности», которые необходимо осуществить до 2014 года:
Мероприятия
Положительный эффект
Устройство в ИТП циркуляции ГВС с подключением ее в обратный трубопровод отопления
Значительное снижение потерь тепла и расходов теплоносителя на ГВС
Восстановление изоляции трубопроводов распределительных сетей современными материалами
Снижение тепловых потерь, улучшение качества теплоснабжения. Снижение аварийности
Реконструкция тепломагистрали №3 МТЭЦ путем замены трубопроводов Ду500 на Ду800 на участке от ТП-11 до ТП-16 протяженностью 1522 м
Увеличение пропускной способности магистрали ТМ-3 и увеличение объема подачи тепла потребителям. Обеспечение нормальной пропускной способности магистрали ТМ-2. Повышение качества теплоснабжения, возможность подключения новых потребителей.
Проектирование и строительство тепловой магистрали «Нагаевская» в Нагаевском и Юго-Восточном районах Ǿ1000-800мм L=6100м
Возможность подключения новых потреби-телей. Переключение части потребителей от магистрали ТМ-1. Создание более устойчиво-го гидравлического и теплового режимов.
Создание АСКУТ на ЦТП, принадлежащих МУП «Магадантеплосеть»
Обеспечение точного учета отпуска тепловой энергии потребителям
Установка узлов учета в системы ГВС потребителей (в перспективе - поквартирный учет).
Снижение расходов теплоносителя и тепловой энергии
Приготовление горячей воды на нужды ГВС в ИТП, закрытие системы (установка теплообменников ГВС)
Значительное снижение потерь тепла на нужды ГВС. Снижение расходов на перекачку теплоносителя
Для улучшения работы системы теплоснабжения г. Магадана необходимо выполнить ряд мероприятий.
1. Переход на график регулирования температур теплоносителя в магистральных трубопроводах ТМ-1,ТМ-2(ТМ-3), ТМ-1А 150-70С со срезкой на 115С.
2. Переход на проектный график (95-70С) регулирования температур теплоносителя в квартальных сетях.
3. Инвентаризация и уточнение тепловых нагрузок потребителей, в первую очередь – нагрузки горячего водоснабжения.
4. Реконструкция системы ГВС:
квартальные трубопроводы горячего водоснабжения от ЦТП до ИТП вывести в резерв;
подачу тепла на ГВС осуществлять от ЦТП совместно с подачей тепла на отопление по существующим квартальным сетям отопления;
подключение внутридомовых систем ГВС выполнить от ИТП;
внутридомовые системы ГВС оборудовать регулятором температуры.
5. Наладка и регулировка тепловых сетей.
6. Внедрение программного комплекса теплогидравлического расчета тепловых сетей на базе геоинформационной системы, например, ПРК ZULU, СИТИКОМ, (создание «электронной модели» системы теплоснабжения г. Магадан).
7. Организационные мероприятия:
образование одного юридического лица, обеспечивающего транспорт тепловой энергии от энергоисточника (Магаданской ТЭЦ) до потребителей;
диспетчеризация тепловых сетей.
4.15. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования
Увеличение электрической мощности действующих электростанций не планируется ввиду их минимальной загрузки.
Магаданская ТЭЦ и Аркагалинская ГРЭС по режиму работы в основном несут тепловую нагрузку с минимально возможной выработкой электрической энергии.
Оборудование Аркагалинской ГРЭС находится на консервации.
Для обеспечения горячего водоснабжения пос. Мяунджа и обогрева здания электростанции на Аркагалинской ГРЭС в зимнее время работает котлоагрегат среднего давления и один турбогенератор с нагрузкой 7-10 МВт. С мая по октябрь станция полностью остановлена.
В целях обеспечения горячего водоснабжения потребителей пос. Мяунджа в этот период на Аркагалинской ГРЭС работают электрокотлы с нагрузкой от 3 МВт до 30 МВт.
Режим работы Магаданской ТЭЦ диктуется необходимостью экономии твердого топлива и надежностью электроснабжения Магаданского энергоузла. Генераторы Магаданской ТЭЦ в зимнее время несут нагрузку от 5 МВт до 30 МВт по тепловому графику.
Для обеспечения горячего водоснабжения потребителей г. Магадана на Магаданской ТЭЦ установлены электрокотлы, работающие круглый год с нагрузкой до 45 МВт, используя приобретенную электроэнергию от Колымской ГЭС.
Совместная генерация тепла и электроэнергии на Аркагалинской ГРЭС и Магаданской ТЭЦ возможна при увеличении электропотребления в Магаданской области и на период до 2016 года не планируется.
4.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Магаданской области на 5-летний период
Мощности существующих в области 57 котельных достаточны для теплоснабжения потребителей в муниципальных образованиях, 25 котельных из 57 требуют реконструкции (модернизации).
В рамках областных целевых программ «Доступное и комфортное жилье – жителям Магаданской области» на 2009-2013 годы» (Подпрограмма «Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры Магаданской области» на 2009-2013 годы») и «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Магаданской области» на 2010-2013 годы» планируются мероприятия, которые приведены в следующей таблице.
Перечень программных мероприятий на 2012-2016 годы
№ п/п
Наименование мероприятия
Стоимость мероприятия, тыс. руб.
Сроки реализации мероприятий по годам
2012
2013
2014
2015
2016
1.
Муниципальное образование "город Магадан"
1.1.
Реконструкция теплопровода первичного контура от ЦТП №1 до ЦТП №2 - II этап от ТК-14 (ЦТП №1) до ТК-8, протяженность 542,4 п.м в г. Магадане
136500
0
45500
45500
25500
20000
1.2.
Строительство тепломагистрали № 5 «Нагаевская», г. Магадан протяж 6,6 км.
2700000
0
1152000
1548000
Итого
2836500
0
45500
45500
1177500
1568000
2.
Муниципальное образование «Ольский район»
2.1.
Приобретение материалов и проведение работ по капитальному ремонту фидера 6кВ для резервного энергоснабжения котельной в пос. Ола
1000
1000
2.2.
Приобретение оборудования для замены мачтовых трансформаторных подстанций 6/0,4 кВ ТП №22 "Больница" и ТП №41 "Метео" в поселке Ола
1000
1000
2.3.
Реконструкция наружных сетей тепловодоснабжения с. Талон
4300
4300
2.4.
Приобретение, доставка, демонтаж, монтаж котла ДЕ- 6,5-1 (водогрейный режим) для котельной п. Армань
7200
7200
2.5.
Капитальный ремонт ЛЭП в с. Тахтоямск
3000
3000
Итого
3000
16500
0
0
0
0
3.
Муниципальное образование "Хасынский район"
3.1.
Приобретение, доставка и монтаж емкости горячей воды на котельной в пос. Хасын
500
500
3.2.
Приобретение, доставка и монтаж модульной котельной установки для пос. Стекольный
1800
1800
3.3.
Приобретение, доставка, установка, наладка котла КЕ 4/14 для котельной пос. Талая
5000
5000
Итого
7300
7300
0
0
0
0
4.
Муниципальное образование "Ягоднинский район"
4.1.
Приобретение, доставка, монтаж и пусконаладочные работы станции водоочистки в пос. Сенокосный
8200
8200
4.2.
Замена котла ДКВР 13-20 № 3 на центральной котельной п. Ягодное
8500
8500
4.3.
Проведение работ по модернизации системы водоснабжения с приобретением оборудования и материалов в пос. Синегорье
1970
1970
4.4.
Приобретение, доставка и установка котла КВр – 1,74 в комплекте для котельной пос. Бурхала
1600
1600
Итого
20270
20270
0
0
0
0
5.
Муниципальное образование "Тенькинский район"
5.1.
Приобретение, доставка материалов и оборудования для проведения капитального ремонта котла ДКВР 20-13 в водогрейном режиме до 115°С (россыпью) без обмуровки для котельной п. Усть-Омчуг
4850
4850
5.2.
Приобретение материалов и вспомогательного оборудования, оплата работ по монтажу и наладке котла ДКВР 20-13 на котельной пос. Усть-Омчуг
8500
8500
5.3.
Выполнение работ по изысканию, проектированию, экспертизе и строительству сетей холодного водоснабжения в пос. Омчак
2460
2460
5.4.
Приобретение, доставка и монтаж двух котлов КВр -2,5 Мвт для котельной пос. Омчак
2500
2500
5.5.
Приобретение, доставка, монтаж водогрейного котла для котельной п. Гастелло
1300
1300
5.6.
Приобретение, доставка и монтаж водогрейного котла КВр-1,8 МВт и механической топки котла для котельной п. Мадаун
1800
1800
5.7.
Приобретение и доставка двух щитов управления дизельных электростанций мощностью 250 кВт для включения в общую схему оборудования на ДЭС пос. Мадаун
800
800
Итого
22210
22210
0
0
0
0
6.
Муниципальное образование "Сусуманский район"
6.1.
Приобретение, доставка и монтаж модульной котельной г. Сусуман
12000
12000
6.2.
Приобретение и доставка труб кипятильных, экранов, коллекторов для ремонта котла ДКВР-20/13 на котельной "Центральная" г. Сусуман
2000
2000
6.4.
Приобретение, доставка и монтаж котла № 3 ДКВР-4/13С для котельной п. Холодный.
5800
5800
Итого
19800
19800
0
0
0
0
7.
Муниципальное образование "Омсукчанский район"
7.1.
Капитальный ремонт котла №3 в котельной в пос.Дукат
6000
6000
Итого
6000
6000
0
0
0
0
8.
Муниципальное образование "Среднеканский район"
8.1.
Оптимизация тепловых сетей в пос. Сеймчан
15000
15000
0
Итого
15000
15000
0
0
0
0
9.
Муниципальное образование "Северо-Эвенский район"
9.1.
Ремонт дизель-генератора Г-72
3000
3000
9.2.
Приобретение, доставка, монтаж и обмуровка котла ДКВР 4/13 на котельной пос. Эвенск
5800
5800
Итого
8800
8800
0
0
0
0
10.
Общие мероприятия
10.1.
Первоочередные работы по подготовке объектов к осенне-зимнему сезону
50000
10000
10000
10000
10000
10000
10.2.
Приобретение труб в ППУ-изоляции
50000
10000
10000
10000
10000
10000
10.3.
Приобретение матов прошивных
30000
10000
5000
5000
5000
5000
Итого по общим мероприятиям
130000
30000
25000
25000
25000
25000
В С Е Г О
3068880
145880
70500
70500
1202500
1593000
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. В настоящее время энергосистема Магаданской области является избыточной по генерирующей мощности.
2. Отсутствуют ограничения по перетокам мощности, кроме юга Магаданской области из-за ограничений по транзиту мощности от Колымской ГЭС.
3. Освоение Яно-Колымской золоторудной провинции, в частности, строительство горнопромышленного комплекса на базе Наталкинского месторождения золота (рудник им. Матросова), требует опережающего строительства электросетевой инфраструктуры (более 400 км ВЛ 220 кВ от ПС 220 кВ «Усть-Омчуг» до ПС 220 кВ «Берелёх» с ПС 220 кВ «Омчак новая»).
4. Кроме выше перечисленных линий электропередач необходимо строительство ВЛ 220 кВ «Оротукан – Палатка – Центральная», включённую в федеральную целевую программу «Социальное и экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года».
5. В схеме рассмотрено два сценария развития региона – умеренный, предусматривающий ввод в 2013 году первой очереди рудника им. Матросова, и оптимистический, предусматривающий наряду с подключением рудника им. Матросова, ввод ряда горнорудных предприятий «Павлик», «Родионовское», «Дегдекан». Для реализации этого сценария необходимо решение вопроса по строительству до 2016 года инфраструктурного объекта «двухцепная ВЛ 220 кВ «Усть- Омчуг – Омчак» с ПС 220 кВ «Омчак Новая».
6. Для обеспечения надёжного электроснабжения существующих потребителей необходимо:
- увеличение объёмов капитальных ремонтов и реконструкции действующих основных фондов за счёт их переоценки;
- формирование федеральной целевой программы на период до 2011-2018 годов, и как часть этой программы, – реализация мероприятий до 2015 года.
7. С целью снятия ограничений по выдаче тепловой мощности от Магаданской ТЭЦ в период до 2016 года необходимо:
- строительство тепломагистрали № 5 «Нагаевская»;
- перевод системы ГВС на циркуляцию горячей воды;
- установка общедомовых приборов учёта ресурсов согласно Федеральному закону от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности»;
- ряд других мероприятий, предусмотренных Схемой теплоснабжения г. Магадана на период до 2020 года.
8. Для снижения тарифной нагрузки на действующих потребителей Магаданской области в условиях ввода новых горнопромышленных и генерирующих мощностей региона, необходимо предусмотреть возможность компенсации разницы в тарифах за счёт бюджетных дотаций на электрическую энергию.
Приложение № 1
к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
Схема расположения
основных энергообъектов ОАО «Магаданэнерго»
1
Приложение № 2
к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики
Магаданской области на 2012-2016 годы
Режимы работы энергосистемы Магаданской области:
1. Нормальный режим работы энергосистемы
2. Подключение нагрузки 1-й очереди РиМ 42 МВт к существующей сети.
3.Подключение 1-очереди РиМ 42 МВт и ПС Павлик 25 МВт с вводом ВЛ-154 кВ Усть-Омчуг- Павлик.
4.Подключение 1-очереди РиМ 42 МВт и ПС Павлик 25 МВт с вводом ВЛ-154 кВ Усть-Омчуг- Павлик, ПС 220 и 2-цепной ВЛ-220 кВ Усть-Омчуг – Омчак
5.Подключение нагрузки 2-й очереди РиМ 118 МВт к ПС -220 Омчак-Новая .
1
Приложение № 3
к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики
Магаданской области на 2012-2016 годы
План финансирования инвестиционной программы для ОАО «Магаданэнерго» на 2013-2017 годы
№№
Наименование объекта
Стадия реализации проекта
год начала сроительства
год окончания строительства
Объем финансирования, с НДС
План 2013 года
План 2014 года
План 2015 года
План 2016 года
План 2017 года
Итого
С/П*
млн.рублей
млн.рублей
млн.рублей
млн.рублей
млн.рублей
млн.рублей
ВСЕГО по ОАО "Магаданэнерго"
608,70
601,81
629,50
642,06
622,74
3104,80
1
Генерация (ГК), в.т.ч.:
222,18
243,20
254,00
256,18
206,17
1181,73
1.1
Техническое перевооружение и реконструкция
222,18
243,20
254,00
256,18
206,17
1181,73
1.1.1
Основные объекты всего, в т.ч.
160,83
186,80
192,00
184,90
132,75
857,28
Магаданская ТЭЦ
Реконструкция тракта топливоподачи
С/П
2013
2017
160,83
186,80
192,00
184,90
132,75
857,28
1.1.7
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
43,44
34,58
25,86
41,55
43,98
189,41
Магаданская ТЭЦ
Реконструкция ГЩУ (Замена устройств РЗА)
С
2013
2013
3,54
0,00
0,00
0,00
0,00
3,54
Разработка проекта и работы по реконструкции систем пожаротушения
С/П
2013
2014
0,59
0,59
0,00
0,00
0,00
1,18
Реконструкция к/а 1-4 (Замена СБР типа ПЭЕ-3500 с заменой электродвигателей, самодельных регулирующих на СБР)
С
2014
2016
0,00
0,94
1,77
1,77
0,00
4,48
Реконструкция лифтов главного корпуса МТЭЦ
С
2012
2014
0,47
5,19
0,00
0,00
0,00
5,66
Реконструкция общестанционного оборудования
С
2012
2017
11,00
4,83
2,89
7,03
17,82
43,57
Реконструкция природоохранных объектов МТЭЦ с установкой приборов учета сточных и сбросных вод (выпуск № 1, 2, 3, 4)
С
2012
2013
1,89
0,00
0,00
0,00
0,00
1,89
Реконструкция ГПП (главный паропровод) ЧСД (часть среднего давления)
С/П
2014
2015
0,00
0,18
3,54
0,00
0,00
3,72
Модернизация станочного оборудования
С
2013
2013
2,01
0,00
0,00
0,00
0,00
2,01
Реконструкция оборудования ХЦ с установкой обратного осмоса
С/П
2015
2017
0,00
0,00
3,21
10,09
2,82
16,12
Реконструкция инженерно-технических средств охраны
С
2012
2014
3,53
2,32
0,00
0,00
0,00
5,85
Аркагалинская ГРЭС
Реконструкция тепловодоснабжения
С
2013
2014
5,08
5,08
0,00
0,00
0,00
10,16
Тракт топливоподачи (Реконструкция. Монтаж быстродействующей системы пожарной сигнализации)
С
2014
2015
0,00
1,06
7,64
0,00
0,00
8,70
Замена дренажных насосов
С
2014
2014
0,00
0,69
0,00
0,00
0,00
0,69
Главный корпус III очередь. Реконструкция кровли с заменой сгораемого утеплителя
С
2013
2014
15,33
9,94
0,00
0,00
0,00
25,27
Тракт топливоподачи (Реконструкция. Перенос щита управления)
С
2014
2015
0,00
3,76
4,45
0,00
0,00
8,21
Главный корпус I очередь. Реконструкция кровли с заменой сгораемого утеплителя
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
22,66
23,34
46,00
Реконструкция системы оперативного тока с установкой аккумуляторной батареи связи типа 5-ОРZ 350
С
2015
2015
0,00
0,00
2,36
0,00
0,00
2,36
1.1.8
Инновации и НИОКР, в.т.ч.:
17,91
21,82
36,14
28,31
29,44
133,62
1.1.8.1
Инновационные проекты, в т.ч.
17,91
21,82
36,14
28,31
29,44
133,62
Магаданская ТЭЦ
Внедрение коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в инертном газе (элегазовых выключателей на ОРУ-110/35/6кВ) с установкой трансформатора связи ТС-5, заменой трансформаторных вводов на ввода с твердой изоляцией
С
2011
2017
8,85
10,27
19,59
18,29
18,41
75,41
Внедрение коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в вакууме установка вакуумных выкл. 6кВ в РУСН, замена низковольтной аппаратуры 0,4 кВ взамен устаревших
С
2012
2017
3,07
6,37
2,42
2,42
2,77
17,05
Внедрение частотного регулирования в систему управления двух к/а 5-7. Установка современных приборов контроля взамен устаревших
С
2013
2017
5,99
5,18
6,58
7,60
8,26
33,61
Аркагалинская ГРЭС
Внедрение инновационной системы водоподготовки с использованием технологии обратного осмоса
С
2015
2015
0,00
0,00
7,55
0,00
0,00
7,55
1.1.10
ПИР для строительства будущих лет, в.т.ч.:
0,00
0,00
0,00
1,42
0,00
1,42
Магаданская ТЭЦ
Замена ВВП 4-6 УПТ-1600 на пластинчатые (ПИР)
П
2016
2016
0,00
0,00
0,00
1,42
0,00
1,42
3
Электрические сети высокого напряжения, в т.ч.:
76,03
96,47
75,47
69,54
54,26
371,77
3.1
Техническое перевооружение и реконструкция
76,03
96,47
75,47
69,54
54,26
371,77
3.1.3
Создание систем противоаварийной и режимной автоматики, в т.ч.
0,00
3,47
0,00
5,89
3,43
12,79
Восточные ЭС
Реконструкция ПС-220кВ "Оротукан"
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
5,89
3,43
9,33
Реконструкция ПС-220кВ "Синегорье"
С
2014
2014
0,00
3,47
0,00
0,00
0,00
3,47
3.1.7
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
12,38
7,14
36,56
31,33
28,68
116,09
Восточные ЭС
Реконструкция ПС-220кВ "Оротукан"
С
2012
2017
4,78
0,000
4,70
13,19
14,28
36,95
Реконструкция ПС-220кВ "Синегорье"
С
2015
2015
0,00
0,000
6,90
0,00
0,00
6,90
Центральные ЭС
Реконструкция ПС-220/110/35/6 кВ "Усть-Омчуг"
С
2013
2017
7,60
7,140
24,96
0,00
14,40
54,10
Реконструкция ПС-220/110/35/6 кВ "Нововетренный"
С
2016
2016
0,00
0,000
0,00
18,14
0,00
18,14
3.1.8
Инновации и НИОКР, в.т.ч.:
60,98
85,01
36,56
31,31
22,15
236,01
3.1.8.1
Инновационные проекты, в т.ч.
60,98
85,01
36,56
31,31
22,15
236,01
Центральные ЭС
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа и вакуума на ПС-220/110/35/6 кВ "Берелех". Замена устаревшего оборудования подстанции
С
2012
2017
15,90
31,66
1,30
0,00
6,02
54,88
Восточные ЭС
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа, и вакуума на ПС-220кВ "Ягодное" . Замена устаревшей опорной изоляции и устройств РЗиА
С
2012
2016
22,55
34,41
30,59
9,92
0,00
97,47
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа,замена устаревших измерительных трансформаторов на ПС-220кВ "Омсукчан"
С
2013
2017
22,53
18,94
4,67
21,39
16,13
83,66
3.1.10
ПИР для строительства будущих лет, в.т.ч.:
2,67
0,85
2,35
1,01
0,00
6,88
Восточные ЭС
ПС-220кВ "Ягодное"
П
2012
2015
0,95
0,85
0,47
0,00
0,00
2,27
ПС-220кВ "Оротукан"
П
2013
2016
0,48
0,00
0,94
0,51
0,00
1,92
ПС-220кВ "Омсукчан"
П
2013
2016
1,24
0,00
0,94
0,51
0,00
2,69
4
Электрические сети низкого напряжения, в т.ч.:
159,54
102,08
135,53
147,80
169,59
714,54
4.1
Техническое перевооружение и реконструкция
159,54
102,08
135,53
147,80
169,59
714,54
4.1.3
Создание систем противоаварийной и режимной автоматики, в т.ч.
2,65
0,00
3,16
0,00
1,07
6,88
Восточные ЭС
Реконструкция ПС-110кВ "Сеймчан"
С
2015
2015
0,00
0,00
3,16
0,00
0,00
3,16
Реконструкция ПС-110 кВ "Дукат"
С
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
1,07
1,07
Реконструкция ПС-110 кВ "Таскан"
С
2013
2013
1,28
0,00
0,00
0,00
0,00
1,28
Реконструкция ПС-110 кВ "Спорное"
С
2013
2013
1,38
0,00
0,00
0,00
0,00
1,38
4.1.4
Создание систем телемеханики и связи, в т.ч.
7,52
12,13
21,93
5,42
2,98
49,97
Западные ЭС
Установка приборов телемеханизации
С
2013
2014
0,64
0,64
0,00
0,00
0,00
1,28
Замена ВЧ-заградителей
С
2015
2016
0,00
0,00
1,77
1,77
0,00
3,54
Замена аппаратуры ВЧ связи
С
2013
2015
4,70
3,88
5,42
0,00
0,00
14,00
Восточные ЭС
База ВЭС
С
2013
2014
0,57
0,91
0,00
0,00
0,00
1,47
Южные ЭС
Реконструкция телемеханизации ПС Ольского района (работы)
С
2014
2015
0,00
4,00
12,00
0,00
0,00
16,00
Центральные ЭС
Реконструкция аппаратуры связи на ВЛ-110 кВ
С/П
2012
2017
1,61
2,70
2,74
3,65
2,98
13,68
4.1.6
Технологическое присоединение потребителей, в т.ч.:
39,27
0,00
0,00
0,00
0,00
39,27
Реконструкция ВЛ 110 кВ "Кедровый-Омчак" с заменой провода с целью технологического присоединения ОАО "Рудник им. Матросова"
С/П
2011
2013
6,16
0,00
0,00
0,00
0,00
6,16
Реконструкция устройств РЗАИ и связи на действующих ПС 110 кВ, в связи с технологическим присоединением ОАО "Рудник им. Матросова"
С/П
2013
2013
33,11
0,00
0,00
0,00
0,00
33,11
4.1.7
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
74,18
47,17
89,33
117,51
145,61
473,81
Южные ЭС
Реконструкция ПС-35/6 "Снежный"
С
2013
2013
35,00
0,000
0,00
0,00
0,00
35,00
Реконструкция ПС-35/6 кВ "Мясокомбинат"
С
2014
2015
0,00
17,400
16,60
0,00
0,00
34,00
Реконструкция ПС-35/6 кВ "Тепличный комбинат"
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
9,20
15,80
25,00
Реконструкция БСК ПС "Центральная"
С
2013
2013
4,00
0,00
0,00
0,00
0,00
4,00
Реконструкция распред. сетей и ТП Ольского района, Палатка, Хасын
С
2016
2018
0,00
0,00
5,00
15,00
15,00
35,00
Реконструкция ПС "Сплавная"
С
2015
2015
0,00
0,00
1,00
0,00
0,00
1,00
Реконструкция ПС 35 кВ "База Морпорта"
С
2015
2015
0,00
0,00
8,00
0,00
0,00
8,00
Реконструкция распред. сетей, замена КТПН
С
2013
2014
3,00
3,00
0,00
0,00
0,00
6,00
Реконструкция бесперебойного питания щита ОДС
С
2013
2013
1,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,00
Реконструкция защит 35 кВ ПС "Центральная"
С
2013
2013
2,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2,00
Реконструкция защит ПС "Солнечная"
С
2015
2015
0,00
0,00
2,00
0,00
0,00
2,00
Реконструкция ПС "Сокол". Замена выключателей 35, 110 кВ
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
13,00
12,00
25,00
Реконструкция ПС "Юго-Восточная". Замена БСК
С
2016
2016
0,00
0,00
0,00
5,00
0,00
5,00
Реконструкция ПС "Веселая". Замена трансформаторов и защит
С
2017
2018
0,00
0,00
0,00
0,00
10,85
10,85
Реконструкция ПС "Ольская". Замена выключателей
С
2017
2018
0,00
0,00
0,00
0,00
10,00
10,00
Восточные ЭС
Реконструкция ПС-110кВ "Бурхала"
С
2013
2013
0,23
0,000
0,00
0,00
0,00
0,23
Реконструкция ПС-110кВ "Таскан"
С
2017
2017
0,00
0,000
0,00
0,00
9,43
9,43
Реконструкция ПС-110кВ "Утиная"
С
2013
2013
0,39
0,000
0,00
0,00
0,00
0,39
Реконструкция ПС-110 кВ "Дукат"
С
2014
2017
0,00
0,950
0,00
11,88
0,89
13,72
Реконструкция ПС-110 кВ "Спорное"
С
2015
2015
0,00
0,000
9,48
0,00
0,00
9,48
Реконструкция ПС-35 кВ "Дебин"
С
2013
2013
0,23
0,000
0,00
0,00
0,00
0,23
Реконструкция ПС-35 кВ "Горький"
С
2017
2017
0,00
0,000
0,00
0,00
20,35
20,35
Реконструкция ПС-35 кВ "Джелгала"
С
2013
2013
0,40
0,000
0,00
0,00
0,00
0,40
Реконструкция ПС-35 кВ "Штурмовой"
С
2013
2013
0,41
0,000
0,00
0,00
0,00
0,41
Реконструкция ПС-35 кВ "Хатыннах"
С
2013
2013
0,56
0,000
0,00
0,00
0,00
0,56
Распредсети 6кВ п.Омсукчан
С
2013
2017
0,14
0,146
0,16
0,18
0,20
0,81
Реконструкция э/с ВЛ-0.4 кВ п.В.Сеймчан
С
2012
2014
0,57
0,243
0,00
0,00
0,00
0,81
Западные ЭС
Реконструкция ПС-110 кВ "Юбилейный", "Балаганнах", "Победа", "Артык"
С
2012
2017
0,29
0,00
0,00
3,30
3,97
7,56
Реконструкция ПС 35 кВ "Антагачан", "Нелькан", "Дражный", "Индигирская", "Ольчан", "Октябрьский", "Байтах", "Арга-Мой", "Тонор", "Захаренко" (Замена фарфоровых колонок разъединителей на полимерные колонки, разрядников на ОПН-35, 6 с полимерной изоляцией)
С
2012
2013
0,20
0,000
0,00
0,00
0,00
0,20
Реконструкция ВЛ-35 кВ "Нера-Тонор"
С
2012
2017
8,50
8,780
9,40
10,10
12,00
48,78
Реконструкция ВЛ-110 кВ "Артык-Нера"
С
2013
2017
15,89
16,65
17,70
18,80
21,29
90,33
Реконструкция системы отопления и установка эл.котлов в здании основного гаража и здании для автотракторной техники
С
2016
2016
0,00
0,00
0,00
2,37
0,00
2,37
Центральные ЭС
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Широкий"
С
2012
2015
1,40
0,000
3,15
0,00
0,00
4,55
Реконструкция ПС-110/35 кВ "Таежная"
С
2015
2015
0,00
0,000
3,66
0,00
0,00
3,66
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Мальдяк"
С
2015
2015
0,00
0,000
2,36
0,00
0,00
2,36
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Кедровый"
С
2016
2016
0,00
0,000
0,00
14,47
0,00
14,47
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Ударник"
С
2016
2016
0,00
0,000
0,00
1,63
0,00
1,63
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Транспортный"
С
2015
2016
0,00
0,000
1,56
12,59
0,00
14,15
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Омчак"
С
2015
2017
0,00
0,00
1,56
0,00
8,26
9,82
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Нелькоба"
С
2015
2015
0,00
0,00
2,36
0,00
0,00
2,36
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Кулу"
С
2015
2015
0,00
0,00
5,34
0,00
0,00
5,34
Реконструкция ПС-110/35/6 кВ "Еврашкалах"
С
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
5,58
5,58
4.1.8
Инновации и НИОКР, в.т.ч.:
19,64
42,04
20,82
24,46
16,70
123,66
4.1.8.1
Инновационные проекты, в т.ч.
19,64
42,04
20,82
24,46
16,70
123,66
Центральные ЭС
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа и вакуума на ПС-35/6 кВ "Нексикан". Замена устаревшего оборудования подстанции
С
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
14,75
14,75
Западные ЭС
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием технологии гашения дуги в среде инертного газа и вакуума на ПС 110 кВ "Нера-Новая" с заменой коммутационной аппаратуры и опорной изоляции
С
2012
2017
8,56
8,62
5,42
4,86
1,95
29,41
Южные ЭС
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в вакууме, устройств РЗиА, замена устаревших силовых трансформаторов на ПС-35/6кВ "Промкомбинат"
С
2015
2016
0,00
0,00
15,40
19,60
0,00
35,00
Внедрение самонесущего изолированного антигололедного провода СИП на ВЛ-6 кВ "ПС КПД - РП-8-1"
С
2013
2014
11,08
9,42
0,00
0,00
0,00
20,50
Внедрение инновационного коммутационного оборудования с использованием инновационных технологий гашения электрической дуги в инертном газе и вакууме, ОПН, устройств РЗиА на ПС-35/6кВ "Хасын"
С
2014
2014
0,00
24,00
0,00
0,00
0,00
24,00
4.1.9
Оборудование, не входящее в сметы строек, в.т.ч.:
13,99
0,00
0,00
0,00
0,00
13,99
для Центральных ЭС
С
2013
2013
13,99
0,00
0,00
0,00
0,00
13,99
4.1.10
ПИР для строительства будущих лет, в.т.ч.:
2,29
0,74
0,29
0,41
3,23
6,96
Западные ЭС
Разработка проекта на реконструкцию системы отопления и установку эл.котлов в здании основного гаража и здании для автотракторной техники
П
2015
2015
0,00
0,00
0,29
0,00
0,00
0,29
Разработка проекта на реконструкцию ВЛ-35 кВ Юбилейный - Арга-Мой
П
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
3,23
3,23
Южные ЭС
Реконструкция телемеханизации ПС Ольского района (ПИР)
П
2013
2013
1,50
0,00
0,00
0,00
0,00
1,50
Восточные ЭС
ПС-110кВ "Спорное"
П
2013
2014
0,35
0,74
0,00
0,00
0,00
1,10
ПС-110кВ "Сеймчан"
П
2013
2013
0,43
0,00
0,00
0,00
0,00
0,43
ПС-110кВ "Дукат
П
2016
2016
0,00
0,00
0,00
0,41
0,00
0,41
5
Сбыт энергии, в.т.ч.:
27,78
23,96
25,00
25,75
26,53
129,02
5.1
Техническое перевооружение и реконструкция
27,29
18,12
25,00
25,75
26,53
122,69
5.1.2
Энергосбережение и повышение энергетической эффективности, в т.ч.
12,58
11,78
22,06
15,85
14,49
76,76
5.1.2.1
Инновации и НИОКР, в.т.ч.:
12,58
11,78
22,06
15,85
14,49
76,76
5.1.2.1.1
Инновационные проекты, в т.ч.
12,58
11,78
22,06
15,85
14,49
76,76
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии бытовым и мелкомоторным секторами пос.Палатка
С/П
2012
2013
3,54
0,00
0,00
0,00
0,00
3,54
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования тепла на ЦТП в тепловых сетях г.Магадана
С/П
2012
2017
2,02
1,77
2,40
3,75
4,79
14,73
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии на подстанциях ОАО "Магаданэнерго" (ЦЭС)
С/П
2013
2014
2,73
2,65
0,00
0,00
0,00
5,38
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии на подстанциях ОАО "Магаданэнерго" (ВЭС)
С/П
2015
2016
0,00
0,00
2,75
3,05
0,00
5,80
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии на подстанциях ОАО "Магаданэнерго" (ЗЭС)
С/П
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
4,70
4,70
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе в населенных пунктах арманского побережья (п.Талон, п.Тауйск, п.Балаганное)
С/П
2013
2015
4,29
3,18
6,20
0,00
0,00
13,67
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе г.Сусуман
С/П
2014
2016
0,00
3,80
6,18
2,20
0,00
12,18
Реконструкция системы электроснабжения здания по ул.Портовой 19 А с использованием современного генерирующего основного и резервного оборудования (ДГ - GMC110 100 кВа - 1.95; ИБП - 0.9; ЭМР - 0.49)
С/П
2015
2015
0,00
0,00
3,34
0,00
0,00
3,34
Реконструкция системы электроснабжения здания по ул.Речная 24 с использованием современного генерирующего основного и резервного оборудования (ДГ - GMC110 100 кВа - 2.15; ИБП - 1.0; ЭМР - 0.7)
С/П
2016
2016
0,00
0,00
0,00
3,85
0,00
3,85
Внедрение инновационных технологий в систему передачи показаний учета тепловой энергии от МЖФ г.Магадана в отделение "Магадантеплосбыт" (проект и программный комплекс)
С/П
2014
2015
0,00
0,38
1,19
0,00
0,00
1,57
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе Ольского района (п.Гадля, п.Клепка)
С/П
2016
2016
0,00
0,00
0,00
3,00
0,00
3,00
Внедрение инновационных технологий "умных измерений" в систему контроля и учета использования электроэнергии в бытовом и мелкомоторном секторе п.Сеймчан
С/П
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
5,00
5,00
5.1.4
Создание систем телемеханики и связи, в т.ч.
11,30
2,29
2,94
1,50
2,31
20,34
Организация спутникового канала связи для АИИС КУЭ на ПС
С/П
2013
2017
1,42
1,38
1,40
1,50
2,31
8,01
Монтаж структурированной кабельной системы в административных помещениях филиала "Магаданэнергосбыт"
С/П
2012
2013
4,88
0,00
0,00
0,00
0,00
4,88
Организация спутниковых каналов связи в отделениях (6шт.)
С/П
2014
2014
0,00
0,91
0,00
0,00
0,00
0,91
Организация спутниковых каналов связи на участках (6шт.)
С/П
2015
2015
0,00
0,00
1,54
0,00
0,00
1,54
Внедрение системы распознавания речи для приема показаний от населения Avava Voice Portal
С/П
2013
2013
5,00
0,00
0,00
0,00
0,00
5,00
5.1.7
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
3,41
4,05
0,00
8,40
9,73
25,59
Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарной сигнализации в административном помещении Южного отделения энергосбыта, расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Палатка, ул. Ленина, 24
С/П
2013
2013
0,29
0,00
0,00
0,00
0,00
0,29
Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарной сигнализации в административном помещении Стекольнинского участка Южного отделения энергосбыта, расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Стекольный, ул. Заводская, 2
С/П
2013
2013
0,12
0,00
0,00
0,00
0,00
0,12
Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарной сигнализации в административном помещении Ягоднинского участка Восточного отделения энергосбыта расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Ягодное, ул. Транспортная 12
С/П
2013
2013
0,16
0,00
0,00
0,00
0,00
0,16
Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарной сигнализации в административном помещении Омсукчанского участка Восточного отделения энергосбыта расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Омсукчан, ул. Ленина, 15
С/П
2013
2013
0,14
0,00
0,00
0,00
0,00
0,14
Проектирование, монтаж и наладка автоматической пожарной сигнализации в административном помещении Молодежного участка Тенькинского отделения энергосбыта расположенного по адресу: Магаданская обл., п.Омчак, ул. Клубная, 2
С/П
2013
2013
0,14
0,00
0,00
0,00
0,00
0,14
Реконструкция здания филиала "Магаданэнергосбыт", расположенного по адресу: г.Магадан, ул.Речная, 25
С/П
2016
2017
0,00
0,00
0,00
8,40
9,73
18,13
Устройство системы приточно-вытяжной вентиляции в административном помещении филиала "Магаданэнергосбыт" ОАО "Магаданэнерго", расположенного по адресу: г.Магадан, ул. Речная, д.24
С/П
2013
2014
2,36
1,97
0,00
0,00
0,00
4,33
Устройство системы приточно-вытяжной вентиляции в административном помещении отделения "Магадантеплосбыт" филиала "Магаданэнергосбыт" ОАО "Магаданэнерго", расположенного по адресу: г.Магадан, ул. Портовая, д.19а
С/П
2013
2014
0,20
2,08
0,00
0,00
0,00
2,28
5.2
Новое строительство и расширение
0,49
5,84
0,00
0,00
0,00
6,33
5.2.4
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
0,49
5,84
0,00
0,00
0,00
6,33
Строительство теплых стояночных боксов на 20 автомашин, прилегающих к АБК филиала "Магаданэнергосбыт" по адресу г. Магадан ул. Речная 24
С/П
2012
2014
0,49
5,84
0,00
0,00
0,00
6,33
6
Прочие объекты, в т.ч.:
123,17
136,10
139,51
142,78
166,18
707,74
6.1
Техническое перевооружение и реконструкция
123,17
136,10
139,51
142,78
166,18
707,74
6.1.3
Создание систем телемеханики и связи, в т.ч.
4,01
7,20
7,20
4,50
7,20
30,11
Объекты ИПР Управления АО
Монтаж оборудования для проведения совещаний
С
2013
2013
1,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,00
Монтаж кондиционера в ЛАЗ
С
2013
2013
0,13
0,00
0,00
0,00
0,00
0,13
Расширение щита диспетчера
С
2013
2013
1,20
0,00
0,00
0,00
0,00
1,20
Монтаж оборудования ВОЛС (ПС Центральная-ЦДП; ПС Центральная-Палатка)
С
2013
2014
0,75
1,20
0,00
0,00
0,00
1,95
Монтаж модемов ТФМ-12
С
2013
2013
0,30
0,00
0,00
0,00
0,00
0,30
Монтаж преобразователей протокола 104/ТМ-800
С
2013
2013
0,63
0,00
0,00
0,00
0,00
0,63
Реконструкция системы ВЧ связи (Палатка-Усть-Омчуг; ЦДП-Палатка-Усть-Омчуг; АрГРЭС-ЦЭС; АрГРЭС-Ягодное-КГЭС)
С
2014
2017
0,00
6,00
7,20
4,50
7,20
24,90
6.1.4
Создание систем противоаварийной и режимной автоматики, в т.ч.
2,36
1,77
2,36
1,77
1,77
10,03
Объекты ИПР Управления АО
Внедрение МП комплекса локальной противоаварийной автоматики типа МКПА-2 (ПС 220 кВ Усть-Омчуг; ПС 220 кВ Омсукчан; АрГРЭС; ПС 110 кВ Юго-Восточная; ПС 110 кВ Сокол)
С
2013
2017
2,36
1,77
2,36
1,77
1,77
10,03
6.1.7
Прочие объекты электроэнергетики, в.т.ч.:
40,71
38,30
34,50
34,64
34,81
182,96
Автотранспортное предприятие
Реконструкция кровли здания РЭУ по ул. Советская, 22 (2 очередь)
С/П
2013
2013
4,00
0,00
0,00
0,00
0,00
4,00
Реконструкция подъездных путей ТО-2 по ул. Советская, 22
С
2014
2014
0,00
4,00
0,00
0,00
0,00
4,00
Реконструкция ограждения территории АТП по ул. Советская, 22
С
2015
2015
0,00
0,00
5,00
0,00
0,00
5,00
Реконструкция подъездных путей к авторемонтным мастерским по ул. Речная, 25
С
2016
2016
0,00
0,00
0,00
5,14
0,00
5,14
Реконструкция подъездных путей к зданию "Тёплая стоянка" по ул. Речная, 25
С
2017
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
5,31
5,31
Объекты ИПР Управления АО
Оборудование АРМ диспетчера, инженера ДС
С
2013
2013
1,90
0,00
0,00
0,00
0,00
1,90
Расширение диспетчерского щита ЦДП для ведения мнемосхемы ЧБЭУ, Анадырского, Эгвекинотского энергоузлов
С
2014
2014
0,00
4,80
0,00
0,00
0,00
4,80
Модернизация ограждения периметра, отдельных объектов и защищаемых зон филиала "Магаданская ТЭЦ"
С
2013
2015
11,80
11,80
11,80
0,00
0,00
35,40
Модернизация ограждения периметра, отдельных объектов и защищаемых зон филиала "Аркагалинская ГРЭС"
С
2013
2015
11,80
11,80
11,80
0,00
0,00
35,40
Реконструкция КП и КПП филиала "Магаданская ТЭЦ"
С
2013
2016
2,36
5,90
0,00
8,26
0,00
16,52
Реконструкция КП и КПП филиала "Аркагалинская ГРЭС"
С
2013
2016
2,36
0,00
5,90
8,26
0,00
16,52
Создание и установка системы охранного телевидения периметра и территории филиала "Аркагалинская ГРЭС"
С
2016
2016
0,00
0,00
0,00
5,90
0,00
5,90
Модернизация системы охранного телевидения, контроля и управления доступом персонала филиала "Магаданская ТЭЦ"
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
0,00
5,90
5,90
Создание и установка системы охранного телевидения на территории филиала "Восточные ЭС"
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
1,18
4,72
5,90
Установка охранной сигнализации периметра филиала "Аркагалинская ГРЭС"
С
2013
2016
1,18
0,00
0,00
4,72
0,00
5,90
Оборудование КПП филиала "Магаданская ТЭЦ", согласно требованиям Закона №256-ФЗ
С
2016
2017
0,00
0,00
0,00
1,18
18,88
20,06
Внедрение системы защиты персональных данных в ОАО "Магаданэнерго"
С/П
2011
2013
5,31
0,00
0,00
0,00
0,00
5,31
6.1.8
Инновации и НИОКР, в.т.ч.:
29,42
25,61
30,19
35,19
55,03
175,44
6.1.8.1
Инновационные проекты, в т.ч.
9,00
4,00
4,00
4,00
4,00
25,00
Внедрение IP технологии в систему ИТ-инфраструктуры ОАО Магаданэнерго (затраты проходят по статье оборудование, не входящее в сметы строек)
С/П
2012
2017
9,00
4,00
4,00
4,00
4,00
25,00
6.1.8.2
НИОКР, в.т.ч.:
20,42
21,61
26,19
31,19
51,03
150,44
Разработка инновационных технологий адаптивных защит от двойных коротких замыканий на землю в распределительных сетях 35 кВ
С/П
2012
2013
3,54
0,00
0,00
0,00
0,00
3,54
Разработка концепции Smart Grid с учетом развития сети 220 кВ Магаданской энергосистемы
С/П
2012
2013
8,26
0,00
0,00
0,00
0,00
8,26
Исследования состояния мерзлых грунтов и их влияние на прочность закрепления фундаментов опор ВЛ 220 кВ
С/П
2014
2015
0,00
12,98
13,57
5,90
0,00
32,45
Разработка проектных и технических решений устройств синхронизированных измерений (PMU) при введении WACS/WAPS технологий в ИЭС ААС
С/П
2016
2016
0,00
0,00
3,06
8,26
0,00
11,32
Разработка проектных и технических решений цифровой подстанции на основе КРУЭ с цифровым интерфейсом, оптических цифровых трансформаторов тока и напряжения, РЗА и АСУТП с цифровыми интерфейсами, мониторинг и диагностика силового оборудования с цифровыми интерфейсами
С/П
2014
2015
0,00
5,68
6,61
6,61
0,00
18,90
Разработка проектных и технических решений интегрированных систем мониторинга нормальных и переходных режимов ИЭС ААС в реальном времени
С/П
2017
2017
0,00
0,00
0,00
2,36
8,88
11,24
Разработка, изготовление опытных образцов и опытная эксплуатация опор из композитных материалов с применением углеродного волокна для ремонта (замены), строительства и реконструкции ВЛ 6-110 кВ в условиях Дальнего Востока и Крайнего Севера (долевое участие)
С/П
2016
2019
0,00
0,00
0,00
4,52
42,15
46,67
Подготовка предложений по направлениям развития энергетики Магаданской области с учетом проведения инновационных мероприятий, повышения энергоэффективности, энергосбережения, энергетической безопасности
С/П
2013
2016
8,62
2,95
2,95
3,54
0,00
18,06
6.1.9
Оборудование, не входящее в сметы строек, в.т.ч.:
46,67
63,22
65,26
66,68
67,37
309,20
для филиала ОАО "Магаданэнерго" "Магаданэнергопоставка"
8,00
8,00
2,00
2,07
2,12
22,19
Приложение № 4
к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики
Магаданской области на 2012-2016годы
Предложения в Государственную программу «Социального и экономического развития
Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года» источником финансирования которых
является федеральный бюджет
Ста-тус
Наименование государственной программы, подпрограммы государственной программы, федеральной целевой программы (подпрограммы федеральной целевой программы), ведомственной целевой программы, основного мероприятия
Ответственный исполнитель,
соисполнители, государственный заказчик-координатор
Расходы
(млн. руб.), годы
всего
1-ый этап
2-ой этап
3-ий этап 2021-2025 годы
всего
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
всего
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
всего
2021 г.
2022 г.
2023 г.
2024 г.
2025 г.
1
2
3
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
2
Энергетика
198 228,1
67 139,2
5 306,4
10 248,8
22 714,4
28 869,7
59 630,9
14 965,6
6 641,1
8 710,5
3 643,2
3 759,3
71 458,0
3 879,4
4 003,8
4 132,6
2 689,6
1 948,6
2.1.
Развитие генерации
74 330,6
19 325,6
481,4
4 417,1
7 048,7
7 378,4
29 186,0
7 731,9
6 316,1
8 385,5
3 318,2
3 434,3
25 819,0
3 554,4
3 678,8
3 807,6
2 364,6
1 623,6
2.1.1.
Строительство Усть-Среднеканской ГЭС
Минэнерго России ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС»
17 071,4
11 331,3
0,0
3 812,1
3 812,1
3 707,1
5 740,1
3 707,1
2 033,0
2.1.2.
Реконструкция Аркагалинской ГРЭС
Минэнерго России ОАО "Магаданэнерго"
23 173,6
3 835,4
180,5
215,4
1 624,5
1 815,0
11 823,7
2 004,8
2 176,7
4 265,9
1 659,1
1 717,2
7 514,5
1 777,2
1 839,4
1 903,8
1 182,3
811,8
2.1.3.
Реконструкция Магаданской ТЭЦ, в т.ч. реконструкция тракта топливоподачи
Минэнерго России ОАО "Магаданэнерго" ОАО "Магаданэнерго"
23 075,6
4 018,9
300,9
389,6
1 572,1
1 756,3
11 542,2
1 940,0
2 106,4
4 119,6
1 659,1
1 717,1
7 514,5
1 777,2
1 839,4
1 903,8
1 182,3
811,8
2.1.4.
Строительство Северо-Эвенской ТЭЦ
Минэнерго России Департамент ЖКХ и КЭ АМО
10 790,0
0,0
10 790,0
2.1.5.
Строительство мини ТЭЦ в пос.Эвенск, Северо - Эвенского района
Минэнерго России Департамент ЖКХ и КЭ АМО
220,0
140,0
40,0
100,0
80,0
80,0
2.2.
Развитие энергетической инфраструктуры
123 897,5
47 813,6
4 825,0
5 831,7
15 665,7
21 491,3
30 444,9
7 233,7
325,0
325,0
325,0
325,0
45 639,0
325,0
325,0
325,0
325,0
325,0
2.2.1.
Строительство ВЛ-220 кВ Усть-Среднеканская ГЭС - Дукат с подстанцией 220 кВ "Дукат"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
9 799,0
9 799,0
3 000,0
1 515,8
1 577,3
3 706,0
2.2.2.
Строительство ВЛ 110,35 кВ
Центральная - Сокол - Палатка с заходом на ПС 110,35 кВ
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
4 561,6
4 561,6
1 825,0
1 930,0
806,6
2.2.3.
Строительство ВЛ 220 кВ
"Оротукан-Палатка-Центральная"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
18 763,1
11 854,4
1 377,2
4 373,5
6 103,7
6 908,7
6 908,7
2.2.4.
ВЛ 220 кВ Усть-Среднеканская ГЭС - Ороек с ПС 220 кВ "Ороек"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
13 175,6
13 175,6
2.2.5.
ВЛ 110 кВ Ороек- Глухариное с ПС 110 кВ "Глухариное"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
2 571,1
2 571,1
2.2.6.
Объекты, относящиеся к комплексу «Внешнее электроснабжение Рудника им. Матросова
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
36 138,2
17 269,7
0,0
0,0
7 411,4
9 858,3
18 868,5
2.2.6.1.
Строительство ВЛ 220кВ Ягодное – Берелёх с реконструкцией ПС 220кВ "Ягодное"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
7 388,0
4 444,5
1 235,1
3 209,4
2 943,5
1 395,5
1 548,0
2.2.6.2.
Строительство двухцепной ВЛ 220кВ Берелёх – Омчак с реконструкцией ПС 220кВ "Берелёх"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
10 784,5
3 884,3
1 777,3
2 107,0
6 900,2
3 687,3
3 212,9
2.2.6.3.
Строительство двухцепной ВЛ 220кВ Усть-Омчуг – Омчак с реконструкцией ПС 220кВ "Усть-Омчуг"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
9 664,5
6 426,1
3 494,4
2 931,7
3 238,4
3 238,4
2.2.6.4.
Строительство ПС 220кВ «Омчак»
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
8 301,2
2 514,8
904,6
1 610,2
5 786,4
1 778,6
2 003,9
2 003,9
2.2.11.
Строительство ВЛ 110 кВт Дукат-Арылах-Лунное
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
4 078,9
4 078,9
1 008,7
1 496,9
1 573,3
2.2.12.
Строительство ВЛ 110 кВ "Ола-Ланковая" с подстанцией "Ланковая" 110 кВ
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
3 595,0
0,0
2 261,7
1 333,3
2.2.13.
Строительство двух ВЛ 220 кВ "Омсукчан-Северо-Эвенская ТЭЦ"
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
27 715,0
0,0
781,0
26 934,0
2.2.14.
Распределительные электрические сети напряжением 110,220 кВ от Северо-Эвенской ТЭЦ до месторождений 500 км. 350 МВА
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
3 500,0
250,0
250,0
1 625,0
325,0
325,0
325,0
325,0
325,0
1 625,0
325,0
325,0
325,0
325,0
325,0
ФЦП 1 (всего)
Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года
82 431,3
42 543,8
4 825,0
8 708,8
1
Строительство Усть – Среднеканской ГЭС
Минэнерго России ОАО «Усть-Среднеканская ГЭС»
17 071,4
11 331,3
0,0
3 812,1
2
Строительство ВЛ -220 кВ Усть – Среднеканская ГЭС - Дукат с подстанцией 220 кВ «Дукат»
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
9 799,0
9 799,0
3 000,0
1 515,8
3
Строительство ВЛ -220 кВ Оротукан – Палатка - Центральная
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
18 763,1
11 854,4
1 377,2
4
Строительство двухцепной ВЛ 110/35 кВ Центральная - Сокол– Палатка
Минэнерго России ОАО "ДВУЭК"
4 561,6
4 561,6
1 825,0
1 930,0
5
Автодорога Палатка-Кулу-Нексикан
Мининтранс России Департамент дорожного хозяйства и транспорта АМО
10862,5
2423,8
559,6
591,2
890,0
900,0
910,0
920,0
6
Строительство автодороги Колыма – Омсукчан - Омолон-Билибино -Комсомольский- Анадырь на территории Магаданской об-ласти
Мининтранс России Департамент дорожного хозяйства и транспорта АМО
21373,7
2573,7
73,7
2 000,0
2 000,0
2 000,0
2 000,0
Приложение № 5
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
Расчет тарифов на электрическую энергию для объектов потребления рудника им. Матросова до 2025 года
в ценах 2011 года
Внешнее электроснабжение рудника им. Матросова от ОАО «Магаданэнерго»,
строительство за счет инвестиционной составляющей тарифа
Год расчета
Ед.изм.
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Полезный отпуск электроэнергии ОАО «Магаданэнерго»
млн. кВтч
1137
1137
1402
1402
1402
1552
1552
2077
2077
2077
2077
2077
2877
2877
2877
- полезный отпуск прочим потребителям
млн. кВтч
1137
1137
1137
1137
1137
1137
1137
1139
1139
1139
1139
1139
1139
1139
1139
- потребление РиМ
млн. кВтч
264,6
264,6
264,6
264,6
264,6
787,5
787,5
787,5
787,5
787,5
1587,6
1587,6
1587,6
Мощность РиМ
млн. кВтч
42
42
42
42
42
125
125
125
125
125
252
252
252
- потребление («Павлик»)
млн. кВтч
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
Мощность(«Павлик»)
млн. кВтч
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
Полезный отпуск эл.энергии конечным потребителям
млн. кВтч
1041,8
1041,8
1306,4
1306,4
1306,4
1456,4
1456,4
1981,3
1981,3
1981,3
1981,3
1981,3
2781,4
2781,4
2781,4
Стоимость основных фондов Усть-Среднеканская ГЭС
млн. руб.
48000
48000
48000
48000
48000
48000
48000
48000
Дополнительные затраты энерго-системы за счет ввода УСГЭС,
млн. руб.
2164
2164
2164
2164
2164
2164
2164
2164
в том числе:
эксплуатационные расходы
млн. руб.
340
340
340
340
340
340
340
340
амортизационные отчисления УСГЭС
млн. руб.
768
768
768
768
768
768
768
768
налог на имущество УСГЭС
млн. руб.
1056
1056
1056
1056
1056
1056
1056
1056
Увеличение затрат в расчете на 1 кВтч для конечных потребителей за счет ввода УСГЭС
коп/
кВтч
109,2
109,2
109,2
109,2
109,2
77,8
77,8
77,8
Средний тариф для конечных потребителей без учета инфляции, без учета затрат по Усть- Среднеканской ГЭС
коп/
кВтч
331,3
331,3
264,2
264,2
264,2
237,0
237,0
174,2
174,2
174,2
174,2
174,2
124,1
124,1
124,1
Индекс роста тарифа, %
%
123,5
100,0
79,7
100,0
100,0
89,7
100,0
73,5
100,0
100,0
100,0
100,0
71,2
100,0
100,0
Тариф для конечных потребителей с учетом дополнительных затрат при вводе Усть-Среднеканской ГЭС
коп/
кВтч
331,3
331,3
264,2
264,2
264,2
237,0
237,0
283,4
283,4
283,4
283,4
283,4
201,9
201,9
201,9
Индекс роста тарифа, %
%
100,0
100,0
100,0
100,0
71,2
100,0
100,0
Инвестиционная составляющая тарифа на реконструкцию ВЛ 110 кВ "Кедровый – Омчак"
млн.
руб
Увеличение затрат энергосистемы на 1 кВтч за счет инвестиционной составляющей тарифа
коп/
кВтч
Стоимость основных фондов линий электропередачи ВЛ 220 для внешнего электроснабжения РиМ (без НДС)
млн. руб.
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
21983,3
Дополнительные затраты энергосистемы за счет ввода линий электро-передачи ВЛ 220, построенных за счет инвестсоставляющей,
млн. руб.
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
1516,8
в том числе:
эксплуатационные расходы
млн. руб.
65,9
65,9
65,9
65,9
65,9
65,9
65,9
65,9
65,9
амортизационные отчисления по ВЛ 220
млн. руб.
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
1450,9
налог на имущество по ВЛ 220
млн. руб.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Увеличение затрат в расчете на 1 кВтч для конечных потребителей за счет ввода линии ВЛ 220, построенных за счет инвестсоставляющей
76,56
76,56
54,54
54,54
54,54
Стоимость основных фондов линий электропередачи ВЛ 220 "Центральная-Сокол- Палатка"(4500млн. руб. с НДС) и "Оротукан- Палатка- Центральная"(14200млн. рублей с НДС) (ввод 2017 год) (строительство за счет ФЦП)
млн. руб.
15847
15847
15847
15847
15847
15847
15847
15847
15847
Дополнительные затраты энергосистемы за счет ввода линий электропередачи ВЛ 220, построенных за счет ФЦП,
млн. руб.
1093
1093
1093
1093
1093
1093
1093
1093
1093
в том числе:
эксплуатационные расходы
млн.
руб
47,5
47,5
47,5
47,5
47,5
47,5
47,5
47,5
47,5
амортизационные отчисления по ВЛ 220
млн. руб.
1046
1046
1046
1046
1046
1046
1046
1046
1046
налог на имущество по ВЛ 220
млн. руб.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Увеличение затрат в расчете на 1 кВтч для конечных потребителей за счет ввода линии ВЛ 220, построенных за счет ФЦП
коп/
кВтч
75,1
55,2
55,2
55,2
55,2
55,2
39,3
39,3
39,3
Средний тариф для конечных потребителей с учетом дополнительных затрат в зоне централизованного электроснабжения
коп/
кВтч
331,3
331,3
268,0
264,2
264,2
237,0
416,2
415,2
415,2
415,2
415,2
415,2
295,7
295,7
295,7
Индекс роста тарифа, %,
%
123,5
100,0
80,9
98,6
100,0
89,7
175,6
99,7
100,0
100,0
100,0
100,0
71,2
100,0
100,0
в том числе средний по уровням напряжения для промышленных и приравненных к ним (включая бюджетных) потребителей (без НДС),
коп/
кВтч
308,53
308,53
270,73
502,80
595,88
595,88
595,88
595,88
595,88
527,49
527,49
527,49
в том числе для РиМ (без НДС) на высоком напряжении
коп/
кВтч
149,97
134,53
236,27
235,67
235,67
235,67
235,67
235,67
167,88
167,88
167,88
тариф для населения (с НДС)
коп/
кВтч
270
270
242
267
266
266
266
266
266
190
190
190
Средний тариф для конечных потребителей без дополнительных затрат в зоне централизованного электроснабжения с учётом инфляции
коп/
кВтч
430,23
443,14
452,00
461,04
479,49
498,67
518,61
528,98
539,56
544,96
544,96
Темпы роста тарифа по данным Минэконом развития
%
0,00
1,07
1,06
1,07
1,07
1,03
1,02
1,02
1,04
1,04
1,04
1,02
1,02
1,01
1,00
Средний тариф для конечных потребителей с учетом дополнительных затрат в зоне централизованного электроснабжения и с учётом инфляции
коп/
кВтч
343,09
316,98
567,84
577,74
600,85
624,88
649,87
662,87
481,63
486,45
486,45
Приложение № 6
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
Потребность электростанций ОАО «Магаданэнерго»
в топливе на 2012-2016 годы
Показатели баланса электроэнергии
Отчетные пять лет
Прогноз
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
умерен.
умерен.
умерен.
умерен.
умерен.
оптим.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.
Выработка электроэнергии
1.1.
МТЭЦ - выработка электрической энергии, млн.кВтч
94.642
93.670
103.416
102.874
108.120
102.730
103.200
105.000
105.000
100.000
100.000
1.1.А.
Установленная мощность, МВт
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
1.2.
АрГРЭС - выработка электрической энергии, млн.кВтч
38.799
31.297
36.771
34.556
34.458
34.470
31.966
35.000
35.000
35.000
35.000
1.2.А.
Установленная мощность, МВт
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
1.3.
Выработка электрической энергии электростанциями ОАО "Магаданэнерго" - всего, млн.кВтч
133.441
124.967
140.187
137.430
142.578
137.200
135.166
140.000
140.000
135.000
135.000
1.3.А.
Установленная мощность, МВт
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
320.0
МТЭЦ
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
АрГРЭС
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
224.0
1.4.
Отпуск электрической энергии с шин электростанций ОАО "Магаданэнерго", млн. кВтч - всего:
52.040
44.947
62.516
59.398
65.767
59.300
59.600
61.600
61.600
55.000
55.000
МТЭЦ
32.509
31.680
43.070
43.264
47.264
43.200
43.600
44.100
44.100
38.640
38.640
АрГРЭС
19.531
13.267
19.446
16.134
18.503
16.100
16.000
17.500
17.500
16.360
16.360
1.5.
Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", г/кВт*ч
902.4
774.9
663.7
717.1
664.0
711.4
679.7
668.8
668.8
710.4
710.4
МТЭЦ
468.9
494.8
478.3
492.8
469.9
485.0
481.4
476.2
476.2
478.9
478.9
АрГРЭС
1624.0
1444.0
1074.5
1318.6
1159.6
1318.8
1219.9
1154.3
1154.3
1257.2
1257.2
1.6.
Расход условного топлива на отпуск электроэнергии по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", тыс.т.у.т.
46.962
34.831
41.494
42.594
43.667
42.185
40.510
41.200
41.200
39.071
39.071
МТЭЦ
15.244
15.674
20.599
21.320
22.210
20.953
20.991
21.000
21.000
18.503
18.503
АрГРЭС
31.718
19.157
20.895
21.274
21.457
21.232
19.519
20.200
20.200
20.568
20.568
2.
Отпуск тепла с коллекторов ТЭС ОАО "Магаданэнерго", тыс. Гкал - всего:
1100.481
1138.229
1131.505
1104.285
1130.638
1105.000
1096.600
1105.000
1105.000
1105.000
1105.000
МТЭЦ
1036.123
1060.508
1063.318
1035.618
1066.909
1040.300
1033.300
1040.300
1040.300
1040.300
1040.300
АрГРЭС
64.358
77.721
68.187
68.667
63.729
64.700
63.300
64.700
64.700
64.700
64.700
2.1.
Удельный расход условного топлива на отпуск тепла по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", кг/Гкал
182.7
185.1
181.4
181.9
176.8
181.9
177.8
177.3
177.3
177.3
177.3
МТЭЦ
177.5
179.5
175.8
176.4
170.6
176.3
171.4
171.1
171.1
171.1
171.1
АрГРЭС
266.3
261.0
268.6
264.9
280.5
271.2
282.6
276.7
276.7
276.7
276.7
2.2.
Расход условного топлива на отпуск тепла по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", т.у.т.
201.095
210.645
205.209
200.821
199.891
200.967
194.979
195.900
195.900
195.900
195.900
МТЭЦ
183.954
190.356
186.895
182.634
182.013
183.423
177.093
178.000
178.000
178.000
178.000
АрГРЭС
17.141
20.289
18.314
18.187
17.878
17.544
17.886
17.900
17.900
17.900
17.900
3.
Расход условного топлива всего по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", тыс.т.у.т.
248.057
245.476
246.703
243.415
243.558
243.152
235.489
237.100
237.100
234.971
234.971
в том числе: уголь
247.482
245.132
246.308
243.107
243.211
242.802
235.139
236.525
236.525
234.396
234.396
мазут
0.575
0.344
0.395
0.308
0.347
0.350
0.350
0.575
0.575
0.575
0.575
МТЭЦ
199.198
206.030
207.494
203.954
204.223
204.376
198.084
199.000
199.000
196.503
196.503
в том числе уголь
198.623
205.686
207.099
203.646
203.876
204.026
197.734
198.425
198.425
195.928
195.928
мазут
0.575
0.344
0.395
0.308
0.347
0.350
0.350
0.575
0.575
0.575
0.575
АрГРЭС
48.859
39.446
39.209
39.461
39.335
38.776
37.405
38.100
38.100
38.468
38.468
4.
Расход натурального топлива по электростанциям ОАО "Магаданэнерго", т.н.т.
324.601
319.461
324.248
327.354
321.027
323.488
313.644
315,49
315,49
312,81
312,81
в том числе: уголь
324.172
319.201
323.925
327.135
320.780
323,49
352,27
315,49
315,49
312,81
312,81
мазут
0.429
0.260
0.323
0.219
0.247
0,250
0,44
0,44
0,44
0,44
0,44
МТЭЦ
253.780
259.306
264.026
267.664
262.060
уголь
253.351
259.046
263.703
267.445
261.813
264,48
291,72
257,51
257,51
254,27
254,27
мазут
0.429
0.260
0.323
0.219
0.247
0,250
0,44
0,44
0,44
0,44
0,44
АрГРЭС
70.821
60.155
60.222
59.690
58.967
59,010
60,55
57,98
57,98
58,54
58,54
_____________
1
Приложение № 7
к схеме и программе перспективного развития
электроэнергетики Магаданской области на 2012-2016 годы
Принципиальные решения
по оптимизации схемы горячего водоснабжения г. Магадана в целях сокращения расходов
1
Дополнительные сведения
| Рубрики правового классификатора: | 090.010.070 Энергетика |
Вопрос юристу
Поделитесь ссылкой на эту страницу:
