О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) НА 2018 - 2022 ГОДЫ



УТРАТИЛ СИЛУ – УКАЗ ГЛАВЫ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) ОТ 30.04.2019 №514

РЕСПУБЛИКА САХА (ЯКУТИЯ)

ГЛАВА РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)

УКАЗ

ОТ 23.04.2018 №2515

О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) НА 2018 - 2022 ГОДЫ

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. №823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», в целях обеспечения надежного функционирования электроэнергетики Республики Саха (Якутия) в долгосрочной перспективе постановляю:

1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2018 - 2022 годы согласно приложению к настоящему Указу (далее - Схема и Программа).

2. Признать утратившим силу Указ Главы Республики Саха (Якутия) от 19 мая 2017 г. №1908 «О схеме и программе развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2017 - 2021 годы».

3. Определить координатором Схемы и программы Министерство жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия).

4. Министерству жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) (Саввинов Д.С.) обеспечить включение мероприятий Программы в инвестиционные программы предприятий электроэнергетики Республики Саха (Якутия).

5. Контроль исполнения настоящего Указа возложить на Председателя Правительства Республики Саха (Якутия) Чекина Е.А.

6. Опубликовать настоящий Указ в официальных средствах массовой информации.

Глава

Республики Саха (Якутия)

Е.БОРИСОВ

23 апреля 2018 года

№ 2515

Утверждены

Указом Главы

Республики Саха (Якутия)

от 23 апреля 2018 г. № 2515

СХЕМА И ПРОГРАММА

РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)

НА 2018 - 2022 ГОДЫ

ВВЕДЕНИЕ

Целью схемы и программы развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) является:

- создание условий для обеспечения перспективного баланса производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Республики Саха (Якутия);

- предотвращение возникновения прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности в энергосистеме Республики Саха (Якутия) наиболее эффективными способами с учетом максимальных и минимальных режимов работы, необходимого технологического резерва, основных технологических ограничений перетока электрической мощности;

- определение необходимости размещения новых и реконструкции существующих линий электропередачи и подстанций для обеспечения:

- баланса производства, потребления электроэнергии в энергосистеме;

- выдачи мощности электрических станций;

- предотвращения возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности в Западном, Центральном и Южном энергорайонах энергосистемы Республики Саха (Якутия);

- повышения пропускной способности электрических сетей в энергосистеме Республики Саха (Якутия);

- обеспечение надежного энергоснабжения потребителей энергосистемы Республики Саха (Якутия);

- обеспечение скоординированного ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- координация работ федеральных и региональных органов исполнительной власти по реализации инфраструктурных проектов Республики Саха (Якутия).

Схема и программа развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2018 - 2022 годы выполнена с учетом требований «Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики» (утверждены постановлением Правительства РФ от 17.10.2009 № 823), «Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» (утверждены Приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 № 281) и «Методических указаний по устойчивости энергосистем» (утверждены Приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 № 277).

В работе учтены следующие основные принципы:

- схема основной электрической сети Республики Саха (Якутия) должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие в условиях роста нагрузки и развития электростанций;

- схема выдачи мощности электростанции (независимо от типа и установленной мощности) при выводе в ремонт одной из отходящих шин электростанции линии электропередачи, трансформатора, автотрансформатора связи или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции электрической сети (единичная ремонтная схема) должна обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь) (принцип «№-1»);

- схема и параметры системообразующих и распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при нормальной схеме сети и при отключении одной ВЛ или трансформатора/автотрансформатора (принцип «№-1» для потребителей).

При разработке схемы и программы развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2018 - 2022 гг. учитывались следующие документы:

- Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 гг., утвержденная приказом Минэнерго России от 01.03.2017 № 143;

- Инвестиционные программы генерирующих и электросетевых компаний, одобренные в соответствии с правилами, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 № 977.

- Документы территориального планирования Республики Саха (Якутия) и органов местного самоуправления и муниципальных районов, в том числе следующие документы:

- Схема и программа развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2017 - 2021 годы, утвержденная Указом Главы Республики Саха (Якутия) от 19.05.2017 № 1908;

- Предложения АО «СО ЕЭС» по развитию электрических сетей 110 кВ и выше, а также предложения сетевых организаций и исполнительных органов государственной власти Республики Саха (Якутия);

- «Методические рекомендации по обоснованию эффективности сооружения объектов сети ЕЭС и ОЭС в рыночных условиях» (Санкт-Петербург, 1998 г.);

- «Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке проектов и бизнес-планов в электроэнергетике». Официальное издание, Москва, 1999 г.;

- Стандарт организации «Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей. ОАО «ФСК ЕЭС», 2014 г.;

- Прогноз потребления электрической и тепловой энергии в 2016 - 2020 гг. по данным Филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ, ПАО «Якутскэнерго», АО «Сахаэнерго», а также крупных энергопотребляющих предприятий, осуществляющих свою производственную деятельность на территории Республики Саха (Якутия);

- Доработанная редакция Методических рекомендаций по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период, принятая за основу протоколом совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) Шишкина А.Н. от 09.11.2010 № АШ - 369пр.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)

1.1 Географическое положение и население

Республики Саха (Якутия)

Республика Саха (Якутия) по территории является самым крупным субъектом Российской Федерации, входит в состав Дальневосточного федерального округа. Расстояние от Якутска до Москвы - 8468 км. В составе республики 445 муниципальных образований, в том числе 34 муниципальных района, 2 городских округа, 48 городских и 361 сельское поселение.

Общая площадь континентальной и островной частей составляет 3,1 млн км2. Республика расположена в нескольких природных зонах: арктические пустыни, тундра, лесотундра и тайга. Свыше 40% территории находится за Северным полярным кругом и практически вся территория - в зоне вечной мерзлоты. Значительную часть Якутии занимают обширные горные системы, нагорья и плоскогорья. Климат суровый, резкоконтинентальный.

Республика богата водными ресурсами: здесь расположены свыше 800 тыс. озер и почти 700 тыс. рек общей протяженностью около 2 млн км. Самые крупные реки: Лена, Вилюй, Алдан, Колыма, Индигирка и Олекма.

Энергосистема Республики Саха (Якутия) состоит из трех энергорайонов - Западного, Центрального и Южного. Южный и Западный энергорайоны имеют электрическую связь по двум одноцепным ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС 15 № 1 (2) с отпайкой на ПС НПС-14, двум одноцепным ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15 № 1 (2) с отпайкой на ПС НПС-16. Южный и Центральный энергорайоны имеют электрическую связь по КВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Майя. Южный энергорайон обеспечивает энергией Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы, связан двумя линиями электропередачи 220 кВ с ОЭС Востока. Центральный энергорайон обеспечивает энергией центральный промышленный узел и группу центральных районов. Западный энергорайон объединяет Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу вилюйских сельскохозяйственных районов, а также имеет связь с Олекминским районом.

Численность населения в Республике Саха (Якутия) по состоянию на 1 января 2017 г. составляла 962,8 тыс. чел., что превысило показатель 2012 г. на 0,75%. В последние годы наметилась тенденция к снижению рождаемости, продолжает снижаться смертность населения и увеличиваться продолжительность жизни населения.

В Якутии проживают представители более 120 национальностей. По данным Всероссийской переписи населения 2010 г. якуты составляют 49,9%, русские - 37,8%, украинцы - 2,2%, эвенки - 2,2%, эвены - 1,6%, татары - 0,9% от всего населения Республики Саха (Якутия).

Территория республики характеризуется малой заселенностью: средняя плотность населения на 01.01.2017 составила 0,31 чел./кв. км, что в 28,7 раз ниже, чем в среднем по России и в 3,3 раза - чем по Дальневосточному федеральному округу.

Основная часть населения (65,4%) проживает в городах, количество городских жителей постоянно растет. В Республике Саха (Якутия) насчитывается 13 городов: Якутск, Мирный, Нерюнгри, Нюрба, Покровск, Алдан, Томмот, Верхоянск, Вилюйск, Ленск, Удачный, Олекминск, Среднеколымск. Численность населения самого крупного г. Якутска составляет более 303 тыс. чел., суммарная численность населения остальных городов республики - свыше 190 тыс. чел.

Распределение населения республики по муниципальным районам приведено в таблице П.1.1 приложения 1.1 Перечень наиболее крупных населенных пунктов см. в таблице П.1.2 приложения 1.1 (не приводятся (не предоставлены)).

1.2 Экономика

Экономическое развитие Республики Саха (Якутия) на современном этапе 2012 - 2017 гг. характеризовалось умеренным, но стабильным ростом такого важнейшего показателя, как валовой региональный продукт (далее - ВРП). Объем ВРП за указанный период увеличился больше чем на две трети и составил 914,0 млрд руб. в текущих ценах, а в сопоставимых ценах 2012 г. - на 112,6% (таблица 1.2.1, рис. 1.2.1). По уровню производства ВРП на душу населения в 2016 г. (836,2 тыс. руб.) республика занимала четвертое место по ДФО после Сахалинской, Магаданской областей и Чукотского автономного округа и девятое место в России.

Таблица 1.2.1 - Динамика валового регионального продукта

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Валовой региональный продукт, в текущих ценах, млрд руб.

541,3

569,1

660,2

750,0

868,6

914,0

Темп роста ВРП, % к предыдущему году,

в сопоставимых ценах

103,2

100,9

103,2

101,7

104,0

102,2

Валовой региональный продукт, в сопоставимых ценах 2012 г., млрд руб.

541,3

546,2

563,6

573,2

596,2

609,3

Темп роста ВРП, % к 2012 г., в сопоставимых ценах

100,0

100,9

104,1

105,9

110,1

112,6

Источник: Форма 2п Министерства экономики РС(Я)

млрд. руб.

1000,0│

      │

      │                                                        914,0

900,0│                                             868,6      ┌───┐

      │                                             ┌───┐      │   │

      │                                             │   │      │   │

800,0│                                  750,0      │   │      │   │

      │                                  ┌───┐      │   │      │   │

      │                                  │   │      │   │      │   │

700,0│                       660,2      │   │      │   │      │   │

      │                       ┌───┐      │   │      │   │      │   │

      │                       │   │      │   │      │   │596,2 │   │609,3

600,0│            569,1      │   │563,6 │   │573,2 │   │┌───┐ │   │┌───┐

      │541,3 541,3 ┌───┐546,2 │   │┌───┐ │   │┌───┐ │   ││   │ │   ││   │

      │ ┌───┐┌───┐ │   │┌───┐ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │

500,0│ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │

      │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │

      │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │

400,0│ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │

      │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │ │   ││   │

      │ │ * ││** │ │*  ││** │ │*  ││** │ │*  ││** │ │*  ││** │ │*  ││** │

300,0└─┴───┴┴───┴─┴───┴┴───┴─┴───┴┴───┴─┴───┴┴───┴─┴───┴┴───┴─┴───┴┴───┘

          2012 г.    2013 г.    2014 г.    2015 г.    2016 г.    2017 г.

              * В текущих ценах    ** В сопоставимых ценах

Рис. 1.2.1 - Производство ВРП в текущих и сопоставимых

ценах, млрд руб. <1>

--------------------------------

<1> Форма 2п Министерства экономики РС(Я)

В структуре валового регионального продукта наибольшую долю в 2016 г. занимает добыча полезных ископаемых - 46,7%. По сравнению с 2012 годом ее доля выросла на 3,9 п.п., что связано с ростом производства в традиционных отраслях: в золотодобыче, в алмазной и угольной промышленности, а также в развивающейся новой нефтегазовой промышленности. Транспорту и связи приходится 9,6%, строительству - 9%. Обрабатывающие производства и сельское хозяйство пока занимают небольшую долю в ВРП, всего 1,3 и 2,1% соответственно (рис. 1.2.2).

Рис. 1.2.2 - Структура валового регионального продукта

по видам деятельности (в текущих основных ценах), % <2>

--------------------------------

<2> Регионы России. Основные характеристики субъектов РФ. 2017: Стат. сб. / Росстат. - М., 2017. - 751 с.

Рисунок не приводится.

Промышленность

Промышленность является базовой отраслью в экономике республики. Ее удельный вес в 2016 г. составил: в общей стоимости основных фондов - 59,4%, в объеме инвестиций в основной капитал - 70,8%, в численности занятых - 20% и в объеме ВРП в 2015 г. - 54,0% (табл. 1.2.2).

Таблица 1.2.2 - Роль промышленного производства

в экономике Республики Саха (Якутия)

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

абс.

%

абс.

абс.

абс.

%

абс.

%

Валовая добавленная стоимость, млрд руб. в текущих ценах

263

54

276

330

405

54

н. д.

-

Основные фонды (по полной учетной стоимости, на конец года), млрд руб.

841

70,4

955

1095

1280

72,8

1442

59,4

Среднегодовая численность занятых в промышленном производстве, тыс. чел.

93,7

19,4

93,6

93,6

94,9

19,7

98,7

20

Инвестиции в основной капитал, млрд руб.

99,5

48,5

92,6

91,1

102

51

194,8

70,8

Источник: ДСП: Промышленное производство в РС(Я). 2017: Стат. сб. / Территориальный орган Федеральной службы государственной статистики по Республике Саха (Якутия). - Якутск, 2017.

Стоимость основных фондов в промышленности за 2012 - 2016 гг. увеличилась в 1,7 раза, инвестиции - в 1,96 раза, среднегодовая численность работников - на 5,3%.

Объем промышленного производства в республике в 2016 г. составил 726,8 млрд руб. Индекс промышленного производства за последние пять лет ежегодно снижался и составил в 2016 г. 101,9%, что на 7,1% меньше чем в 2012 г.

Значительно росла рентабельность предприятий по добыче полезных ископаемых и к 2016 г. увеличилась на 17,2 процентных пункта в сравнении с 2012 г., составив 77%. Нерентабельной остается сфера производства и распределения электроэнергии, газа и воды (таблица 1.2.3).

Таблица 1.2.3 - Основные показатели промышленности

Республики Саха (Якутия)

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Объем отгруженных товаров собственного производства, млрд руб.:

391,0

416,6

497,5

599,3

726,8

- добыча полезных ископаемых

317,1

338,7

407,1

501,4

620,7

- обрабатывающие производства

28,0

27,8

33,7

32,5

33,8

- производство и распределение электроэнергии, газа и воды

45,9

50,1

56,7

65,4

72,3

Индекс промышленного производства, % к предыдущему году

109,0

106,2

104,9

103,8

101,9

Рентабельность проданных товаров, %:

- добыча полезных ископаемых

59,8

42,2

49,8

59,1

77,0

- обрабатывающие производства

1,7

0,1

3,2

2,5

1,6

- производство и распределение электроэнергии, газа и воды

-14,9

-16,0

-12,0

-12,7

-13,1

Источник: ДСП: Промышленное производство в РС(Я). 2017: Стат. сб. / Территориальный орган Федеральной службы государственной статистики по Республике Саха (Якутия). - Якутск, 2017.

Наибольший вклад в промышленное производство вносит добыча полезных ископаемых (75,9%), из них добыча топливно-энергетических полезных ископаемых (34,4%) и добыча полезных ископаемых кроме топливно-энергетических (41,5%) (рис. 1.2.3).

Рис. 1.2.3 - Структура производства промышленной продукции,

состояние 2016 г. <3>

--------------------------------

<3> ДСП: Промышленное производство в РС(Я). 2017: Стат. сб. / Территориальный орган Федеральной службы государственной статистики по Республике Саха (Якутия). - Якутск, 2017.

Рисунок не приводится.

В связи со спросом на энергетические ресурсы со стороны стран АТР в республике неуклонно увеличивается их добыча. В 2016 г. объем добычи нефти составил 10,1 млн т, что на 6,9% больше, чем в 2015 г. Прирост обеспечили в основном ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» - 1,1 млн т и ОАО «Сургутнефтегаз» - 8,9 млн т.

Добыча угля в 2016 г. по сравнению с 2012 г. выросла на 39,1% и составила 17,0 млн т. Рост произошел за счет реализации инвестиционных проектов ГОК «Инаглинский», ГОК «Денисовский» и освоения Эльгинского угольного комплекса.

Добыча природного газа в 2016 г. выросла по сравнению с 2012 г. на 1,3% и составила 2,0 млрд куб. м. Кроме того в 2016 г. было добыто 117 тыс. т газового конденсата, что на 25,7% больше по сравнению с 2012 г. (рис. 1.2.4).

Рис. 1.2.4 - Динамика добычи энергоресурсов <4>

--------------------------------

<4> ДСП: Промышленное производство в РС(Я). 2017: Стат. сб. / Территориальный орган Федеральной службы государственной статистики по Республике Саха (Якутия). - Якутск, 2017.

Рисунок не приводится.

Транспорт

Транспортная система является важнейшей инфраструктурной отраслью для экономического развития республики. Однако плотность дорог в республике остается одной из самых низких в России: по автомобильным дорогам с плотным покрытием она составляет 3,8 км на 1000 км2 территории, что в 16 раз меньше, чем в среднем по России; по железным дорогам - 0,2 км на 1000 км2 территории (в 25 раз ниже среднероссийского показателя). Общая протяженность железных дорог в республике составляет 525 км и с 2000 г. остается на одном и том же уровне. Общая протяженность автомобильных дорог в 2016 г. составила 44,7 тыс. км, в том числе с твердым покрытием 11,8 тыс. км. За период 2012 - 2016 гг. протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием выросла на 1486 км.

Грузооборот всех видов транспорта в 2016 г. составил 8110 млн т-км и увеличился в сравнении с 2012 г. на 9%, а среднегодовые темпы его роста за 5 лет составили 102,2% и были близки к среднегодовому темпу роста ВРП за этот же период (около 102%).

На автомобильный транспорт приходится 55,6% в общем объеме грузоперевозок и 34,1% грузооборота всеми видами транспорта, а также 98,2% в общем объеме пассажироперевозок и 12,7% пассажирооборота всеми видами транспорта общего пользования. В 2016 г. автомобильным транспортом перевезено 26,1 млн т. грузов и 96,2 млн пассажиров, грузооборот достиг 2765,3 млн. т-км, а пассажирооборот - 484 млн пасс-км.

Строительство

Строительство жилья в Республике Саха (Якутия) имеет относительно высокие темпы роста. В 2016 г. введено 2879 зданий общей площадью 879 тыс. м2, из них жилых домов и общежитий 2714 зданий жилой площадью 778,9 тыс. м2, что на 34,8% больше показателя общей площади и на 82,0% больше жилой площади в 2012 г. Всего в 2016 г. построено 9697 квартир со средней площадью 64,0 м2. На 1000 жителей в среднем по республике введено 644,1 м2 общей площади. Уровень обеспеченности населения жильем увеличился с 20,7 м2 на человека в 2012 г. до 21,7 м2 на человека в 2016 г.

Общий жилищный фонд на конец 2016 г. составил 20887,4 тыс. м2, из них городской фонд занимает 63,9%. На долю деревянного жилищного фонда приходится 56,8%.

Удельный вес ветхого и аварийного жилья по состоянию на 2016 г. составлял 16,5% от общего фонда жилья, что на 3% выше показателя 2012 г. На долю аварийного жилищного фонда приходилось 6,1% общей площади жилья, ветхого жилищного фонда - 10,4%.

Среди объектов социальной инфраструктуры в приоритетном порядке строятся школы (в 2016 г. введены в строй 10 школ), детские сады (12), объекты культуры (13), объекты здравоохранения (7) и др.

Сфера обслуживания

Республика Саха (Якутия) по объему платных услуг населению среди субъектов Дальневосточного федерального округа занимает 3 место с долей 15-16% после Приморского и Хабаровского краев.

Объем платных услуг в республике в 2016 г. составил 76,8 млрд руб. в текущих ценах, что в 1,4 раза выше аналогичного показателя в 2012 г. Однако столь высокий рост объема услуг связан не с количеством, а, в основном, с ростом их стоимости. В сопоставимых ценах они в 2016 г. оказались ниже уровня 2012 г. (таблица 1.2.4). Сохраняется значительная дифференциация объема платных услуг населению по районам республики.

Объем бытовых услуг в республике составлял в 2016 г. 10,2% от общего объема платных услуг населению.

Таблица 1.2.4 - Динамика объема платных услуг

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Объем платных услуг населению, в текущих ценах, млрд руб.

55,1

62,2

67,7

70,8

76,8

Индекс роста физического объема платных услуг населению, %

103,1

100,8

100,1

96,1

102,6

Объем платных услуг населению, в сопоставимых ценах 2012 г., млрд руб.

55,1

55,5

55,6

53,4

54,8

Источник: Статистический ежегодник Республики Саха (Якутия): Стат. сб./Территориальный орган Федеральной службы государственной статистики по Республике Саха (Якутия). - Я., 2017.-704 с.

В структуре расходов населения на оплату услуг в 2016 г., как и в предыдущие годы, первые четыре места занимали такие услуги, как жилищно-коммунальные, транспортные, услуги связи и бытовые услуги. Доля данных услуг составляет более 74% в структуре расходов населения на оплату услуг (рис. 1.2.5).

Рис. 1.2.5 - Отраслевая структура платных услуг населению

в 2012 г. и 2016 г., % <5>

--------------------------------

<5> Данные статистики ТОГС по РС(Я)

Рисунок не приводится.

1.3 Арктическая зона Республики Саха (Якутия)

Территория арктических и северных районов Республики Саха (Якутия) - 1608,8 тыс. км2, что составляет 52,2% территории республики. К арктическим и северным районам Республики Саха (Якутия) относятся 13 муниципальных районов: Абыйский, Аллаиховский, Анабарский, Булунский, Верхнеколымский, Верхоянский, Жиганский, Момский, Нижнеколымский, Оленекский, Среднеколымский, Усть-Янский, Эвено-Бытантайский районы. Из них 5 районов (Аллаиховский, Анабарский, Булунский, Нижнеколымский, Усть-Янский) входят в состав сухопутных территорий арктической зоны России.

Численность населения арктических и северных районов республики в 2016 г. составила 68,6 тыс. чел. (7,2% населения республики). Ежегодно уменьшается миграционная убыль: за 2016 год сократилась на 32,5% и составила 534 человека. Плотность населения - 0,04 человека на 1 км2. Для сравнения: в целом по республике - 0,31, по РФ - 8,5 человека на км2.

Земли лесного фонда арктических и северных районов составляют 114,9 млн га, из них более 50% - резервные фонды. Запас древесины оценивается в 1181,1 млн м3.

За последние годы наметился ряд позитивных тенденций социально-экономического развития: сокращение безработицы, снижение уровня бедности, рост среднемесячной номинальной заработной платы, рост рождаемости и ожидаемой продолжительности жизни (таблица 1.3.1). Тем не менее, сохраняются проблемы оттока населения в трудоспособном возрасте, низкого уровня здоровья и качества жизни населения, несоответствия социальной инфраструктуры современным требованиям.

Таблица 1.3.1 - Основные социально-экономические показатели

арктической зоны Республики Саха (Якутия)

Показатель

2012

2013

2014

2015

2016

Численность населения на конец года,

тыс. человек

71,2

69,4

68,9

68,9

68,6

Естественный прирост, убыль (-) населения на 1000 человек населения

7

6,5

9,5

6,9

6,2

Миграционный прирост, убыль (-) населения на 1000 человек населения

-29,3

-31,8

-17,2

-10,2

-7,2

Уровень общей безработицы на начало года, %

10,6

9,1

8,5

8,7

7,7

Среднемесячная номинальная начисленная заработная плата работников организаций, тыс. руб.

31,7

39,9

45,6

52,0

55,2

Доля в общем объеме введенных в действие жилых домов, %

4,1

4,7

4,3

3,2

3,1

Общая площадь жилых помещений, приходящаяся в среднем на одного жителя, м2

21,2

23,3

23,0

22,8

22,9

Источник: Данные статистики ТОГС по РС(Я)

2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) ЗА ПЕРИОД 2012 - 2016 ГОДЫ

(с учетом оценок 2017 года)

2.1 Общая характеристика энергосистемы республики

Электроэнергетика Республики Саха (Якутия) включает в себя зону централизованного и децентрализованного энергоснабжения.

Зона централизованного энергоснабжения состоит из трех энергорайонов - Западного, Центрального и Южно-Якутского. Централизованным электроснабжением охвачено 36% территории республики, где проживает 85% населения.

Западный энергорайон (установленная мощность на 01.01.2018 с учетом резервных электростанций ПАО «Якутскэнерго» и ПАО «Транснефть» составляет 984,205 МВт) объединяет Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы, группу вилюйских сельскохозяйственных улусов (районов) и Олекминский район. Основным источником электроснабжения потребителей Западного энергорайона является Каскад Вилюйских ГЭС-1, 2 установленной мощностью 680 МВт. Светлинская ГЭС (ОАО «Вилюйская ГЭС-3») установленной мощностью 277,5 МВт введена в эксплуатацию в 2008 г. В настоящее время на ГЭС установлено три из четырех предусмотренных проектом гидроагрегатов. Ввод 4-ого гидроагрегата откладывается в связи с отсутствием спроса на электрическую энергию. Проектная мощность станции составляет 360 МВт.

Западный и Южно-Якутский энергорайоны имеют электрическую связь по ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС 15 № 1 с отпайкой на ПС НПС-14 и ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС 15 № 2 с отпайкой на ПС НПС-14. В настоящее время Западный энергорайон работает изолированно.

Кроме того, на территории Западного энергорайона изолированно функционируют электростанции ОАО «Сургутнефтегаз» (Талаканская ГТЭС, ГПЭС и ДЭС) суммарной установленной мощностью 176,8 МВт. Талаканская ГТЭС, помимо электроснабжения Талаканского НГКМ, в 2016 г. осуществляла электроснабжение объекта нефтепровода ВСТО (НПС-10) по двум одноцепным ВЛ 110 кВ. По имеющимся инвестиционным программам сетевых организаций и ОАО «Сургутнефтегаз» и «Схеме и программе развития электроэнергетики Российской Федерации на 2017 - 2023 годы» присоединение Талаканской ГТЭС и сетей Талаканского месторождения к сетям ЕНЭС не планируется.

В 2016 г. введена в эксплуатацию ВЛ 110 кВ (в габ. 220) Пеледуй - Полюс, предназначенная для передачи электрической энергии и мощности золотодобывающим предприятиям Бодайбинского района Иркутской области от сетей Западного энергорайона республики. Согласно действующей заявке на присоединение, поданной ЗАО «Витимэнерго», предусматривается передача до 51 МВт электрической мощности.

В 2017 году для электроснабжения объектов ВСТО введены ВЛ 220 кВ Пеледуй - НПС-9 с ПС 220 кВ НПС-9 и ВЛ 220 кВ НПС-9 - НПС-8 с ПС 220 кВ НПС-8.

Центральный энергорайон (установленная мощность на 01.01.2018 с учетом резервных электростанций составляет 653,74 МВт) обеспечивает электроэнергией центральный промышленный узел и группу центральных улусов (районов), в том числе заречных. Они связаны с левобережьем построенной через р. Лену линией электропередачи в габаритах 220 кВ. Центральный и Южно-Якутский энергорайоны имеют электрическую связь по КВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Майя. В настоящее время Центральный энергорайон работает изолированно. Основными источниками электроснабжения потребителей энергорайона является Якутская ГРЭС установленной мощностью 368 МВт и введенная в 2017 году Якутская ГРЭС Новая установленной мощностью 193,48 МВт.

Южно-Якутский энергорайон (установленная мощность на 01.01.2018 составляет 618 МВт) обеспечивает электроэнергией Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы. Основным источников электроснабжения потребителей энергорайона является Нерюнгринская ГРЭС установленной мощностью 570 МВт, входящая в состав АО «ДГК». В настоящее время Южно-Якутский энергорайон работает в составе ОЭС Востока: связь осуществляется по КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында I цепь с отпайкой на ПС НПС-19, КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында II цепь с отпайкой на ПС НПС-19. Также на территории энергорайона электроснабжение п. Хани осуществляется от сетей ОЭС Сибири по ВЛ 220 кВ Хани - Юктали с отпайкой на ПС Олекма и ВЛ 35 кВ Хани - Хани № 2.

Зона децентрализованного электроснабжения включает в себя обширную территорию республики с большим количеством автономных электростанций, которые снабжают отдельные поселки и горнодобывающие предприятия. Зона действия автономной энергетики охватывает площадь 2,2 млн км2 (64%) с 15% проживающего в республике населения. Основная часть мощности автономных электростанций (около 200 МВт) расположена на территории так называемого Северного энергорайона.

Кроме того, электроснабжение административного центра Нижнеколымского улуса п. Черский и ряда населенных пунктов Оймяконского улуса, крупнейшим из которых является п. Усть-Нера в восточной части республики, осуществляется от Чукотской и Магаданской энергосистем соответственно.

Электроснабжение поселка Черский Нижнеколымского улуса Республики Саха (Якутия) осуществляется по ВЛ 110 кВ Встречный - Черский от Чаун-Билибинского энергорайона.

Электроснабжение ряда населенных пунктов Оймяконского улуса (в том числе и месторождения «Дражное») осуществляется по ВЛ 220 кВ Аркагалинская ГРЭС - Усть-Нера (работает на напряжении 110 кВ) и ВЛ 110 кВ Аркагалинская ГРЭС - Нера с отпайками от Магаданской энергосистемы.

Среднегодовое потребление электроэнергии п. Черский составляет 15-16 млн кВт ч, Оймяконского улуса, в том числе п. Усть-Нера - 130-140 млн кВт ч.

Энергосбытовую деятельность на территории Республики Саха (Якутия) ведет обособленное подразделение ПАО «Якутскэнерго» - «Энергосбыт».

2.1.1. Характеристика генерирующих компаний

Основными генерирующими компаниями на территории республики являются ПАО «Якутскэнерго», АО «Дальневосточная генерирующая компания», АК «АЛРОСА» (ПАО) (включая АО «Вилюйская ГЭС-3»), ОАО «Сургутнефтегаз», АО «Сахаэнерго». Суммарная установленная мощность электростанций этих компаний на 01.01.2017 составляла 2506,7 МВт. По итогам 2016 г. они обеспечивают более 95,7% общей выработки электроэнергии и свыше 45% тепловой энергии в республике.

Кроме этого, на территории республики расположено довольно большое количество автономных энергоисточников, принадлежащих АО «Алмазы Анабара» (33,9 МВт), ООО «Бурение» (47,5 МВт), ООО «Газпром Бурение» (15 МВт), ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча» (20 МВт), ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» (16,2 МВт), ООО «Эльгауголь» (11,5 МВт) и другим горнодобывающим и геологоразведочным компаниям. Их суммарная установленная мощность оценивается более 400 МВт.

Гарантирующими поставщиками электроэнергии на территории республики, кроме ПАО «Якутскэнерго» и АО «Сахаэнерго», являются АК «АЛРОСА» (ПАО), ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания», ПАО «Магаданэнерго», ООО «Районные электрические сети», ОАО «Оборонэнергосбыт» <6>.

--------------------------------

<6> Согласно постановлению ГКЦ-РЭК РС(Я) от 31.10.2007 № 279 (ред. от 06.06.2013) «О гарантирующих поставщиках на территории Республики Саха (Якутия) и границах зон их деятельности» (Зарегистрировано в Департаменте по государственно-правовым вопросам и взаимодействию с федеральными органами РФ Администрации Президента и Правительства РС(Я) 20.11.2007 № RU140212008099)

В 2016 г. суммарная установленная тепловая мощность электростанций в республике составляла 2185,5 Гкал/ч, котельных крупных энергокомпаний - 5527,7 Гкал/ч.

(1) ПАО «Якутскэнерго»

ПАО «Якутскэнерго» является основной электроснабжающей организацией в Республике Саха (Якутия), осуществляющей деятельность в трех энергорайонах: Центральном, Западном, Южно-Якутском.

В Центральном и Западном энергорайонах функционируют производственные филиалы компании, осуществляющие генерацию и распределение электрической энергии, а также энергосбытовое отделение централизованного Энергосбыта. В Южно-Якутском энергорайоне компания осуществляет только энергосбытовую деятельность.

В ПАО «Якутскэнерго», кроме генерирующих источников (Каскада Вилюйских ГЭС-1, 2, Якутской ГРЭС и Якутской ТЭЦ), входят 2 предприятия электрических сетей (Центральные и Западные), в составе которых эксплуатируется 15 резервных электростанций, суммарная мощность которых в 2016 г. составляла 108,2 МВт (таблица 2.1.1). Кроме того, с 2017 г. в оперативном управлении ПАО «Якутскэнерго» находится Якутская ГРЭС Новая, собственником которого является ПАО «РусГидро».

Установленная электрическая мощность электростанций компании на 01.01.2018 с учетом Якутская ГРЭС Новая составляет 1360,4 МВт. Установленная тепловая мощность Якутской ГРЭС и Якутской ТЭЦ составляет 1045 Гкал/ч, Якутская ГРЭС Новая - 469 Гкал/ч (с учетом ПВК). Основными потребителями тепловой энергии ПАО «Якутскэнерго» являются население и коммунально-бытовой сектор (образовательные, лечебные учреждения и т.д.) (см. приложение 2.1) (не приводится (не предоставлено)).

Таблица 2.1.1 - Установленная мощность электростанций

и котельных ПАО «Якутскэнерго» (состояние на 01.12.2016)

Энергопредприятие

Установленная мощность

электрическая, МВт

тепловая, Гкал/ч

Каскад Вилюйских ГЭС-1-2

680

-

Якутская ГРЭС

368

548

Якутская ГРЭС Новая (ПАО «РусГидро»)

193,48

469

Якутская ТЭЦ

12

497

Западные электрические сети

26,705

32,0 <*>

Центральные электрические сети

80,26

11,0 <*>

Котельные

-

70,7

Всего

1360,445

1627,7

Примечание - <*> с учетом котельных

Источник: составлено по формам Росстата 6-ТП и отчетным данным ПАО «Якутскэнерго» за 2016 г.

(2) АО «Дальневосточная генерирующая компания»

Филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «Дальневосточная генерирующая компания» функционирует в Южно-Якутском энергорайоне республики и обеспечивает электрической энергией потребителей Нерюнгринского и Алданского районов, значительная ее часть передается в Амурскую область.

В состав филиала входят две электростанции (Нерюнгринская ГРЭС и Чульманская ТЭЦ) и Нерюнгринская водогрейная котельная. Их общая установленная мощность: электрическая - 618 МВт; тепловая - 1364 Гкал/час (таблица 2.1.2, см. приложение 2.2) (не приводится (не предоставлено)).

Таблица 2.1.2 - Установленная мощность

электростанций и котельных филиала АО «ДГК»

Энергопредприятие

Установленная мощность

электрическая, МВт

тепловая, Гкал/ч

Нерюнгринская ГРЭС

570

1220 <*>

Чульманская ТЭЦ

48

144

Всего

618

1364

Примечание - <*> включая Нерюнгринскую водогрейную котельную

Источник: составлено по формам Росстата 6-ТП и отчетным данным АО «ДГК» за 2016 г.

Нерюнгринская ГРЭС обеспечивает теплом предприятие АО ХК «Якутуголь», а также население и коммунально-бытовой сектор г. Нерюнгри. Для покрытия пиковой тепловой нагрузки г. Нерюнгри и пп. Серебряный Бор и Беркакит на электростанции установлено три водогрейных котла КВТК-100-150 производительностью по 100 Гкал/ч.

Чульманская ТЭЦ обеспечивает электроэнергией пос. Чульман и горнодобывающие предприятия Алданского района, тепловой энергией - промышленные предприятия и жилой фонд п. Чульман.

Нерюнгринская городская водогрейная котельная (установленная тепловая мощность 400 Гкал/ч) предназначена для покрытия пиковых тепловых нагрузок г. Нерюнгри и пп. Серебряный Бор и Беркакит, а также для поддержания температурного графика в тепловых сетях г. Нерюнгри.

(3) АО «Сахаэнерго»

АО «Сахаэнерго», являющееся 100% дочерним предприятием ПАО «Якутскэнерго», обеспечивает электрической и тепловой энергией самые труднодоступные и отдаленные населенные пункты - 17 улусов, занимающих большую часть (2/3) территории республики с населением около 130 тыс. человек, кроме того, собственный производственный центр в г. Якутск. Из 17 улусов этой зоны 14 условно относятся к Северному энергорайону, где расположено основное количество ДЭС.

На конец 2016 г. в состав АО «Сахаэнерго» входило 162 электростанции, из которых 136 дизельных, 3 газопоршневых, 4 газотурбинных. Кроме того, в ведении компании находятся мини-ТЭЦ в п. Депутатский (электрической мощностью 7,5 МВт), 1 ветровая (ВЭС) в п. Быков Мыс (40 кВт) Булунского улуса и 17 солнечных (СЭС) электростанций. Общая установленная электрическая мощность энергообъектов АО «Сахаэнерго» в 2016 г. составляла 198,9 МВт, из них возобновляемых источников энергии - 1514 кВт (таблица 2.1.3). Более 82% мощности (163,7 МВт) электростанций АО «Сахаэнерго» эксплуатируется в северных и арктических районах республики.

Таблица 2.1.3 - Установленная мощность

электростанций и котельных АО «Сахаэнерго»

Энергопредприятие

Установленная мощность

электрическая, МВт

тепловая, Гкал/ч

ДЭС

189,9

33,8 <*>

ВИЭ

1,5

-

мини-ТЭЦ

7,5

68,9

Котельные

-

7,54

Всего

198,9

110,2

Примечание - <*> теплоутилизационные установки

Источник: составлено по формам Росстата 6-ТП и отчетным данным АО «Сахаэнерго» за 2016 г.

Установленная тепловая мощность энергоисточников АО «Сахаэнерго» в 2016 г. составляла 110,2 Гкал/ч, из них мини-ТЭЦ в п. Депутатский 68,9 Гкал/ч. Компании принадлежат четыре котельные суммарной тепловой мощностью 7,54 Гкал/ч, расположенные в г. Олекминске, п. Депутатский, уч. Куйдусун, с. Ситта. Кроме того, производство тепловой энергии осуществляется теплоутилизационными установками дизельных электростанций, их суммарная мощность оценивается в 33,8 Гкал/ч (приложение 2.3) (не приводится (не предоставлено)). В связи с тем, что источники тепловой и электрической энергии компании расположены в небольших населенных пунктах, где отсутствуют промышленные потребители, и, соответственно, имеют небольшую установленную мощность, основными потребителями тепловой энергии являются население и коммунально-бытовой сектор.

АК «АЛРОСА» (ПАО)

На территории Западного энергорайона функционируют энергетические предприятия АК «АЛРОСА» (ПАО). Дочерней компанией АК «АЛРОСА» является АО «Вилюйская ГЭС-3» (Светлинская ГЭС), осуществляющая выработку и передачу электроэнергии предприятиям Западного энергорайона. Установленная мощность Светлинской ГЭС составляет 277,5 МВт.

Кроме того, в Западном энергорайоне функционируют и другие энергопредприятия, принадлежащие АК «АЛРОСА» (ПАО): ДЭС в п. Накын (Нюрбинский ГОК), ДЭС в пп. Айхал, Удачный, Верхняя Муна, ДЭС аэропорта пос. Саскылах, ДЭС в с. Моркока Мирнинского управления автомобильных дорог, ДЭС в п. Орто-Нахара ПУ «Алмаздортранс» и др. Суммарная мощность автономных электростанций компании оценивается в 30 МВт.

Потребность в тепловой энергии на объектах АК «АЛРОСА» (ПАО) обеспечивается собственными источниками тепловой энергии установленной мощностью 283,9 Гкал/ч (см. приложение 2.4) (не приводится (не предоставлено)). Снижение установленной тепловой мощности АК «АЛРОСА» (ПАО) связано с выводом из состава Компании структурного подразделения - Предприятия тепловодоснабжения (ПТВС) в самостоятельное юридическое лицо - ООО «ПТВС». Установленная тепловая мощность ООО «ПТВС» в 2016 г. составила 910,0 Гкал/ч (см. приложение 2.5) (не приводится (не предоставлено)).

(4) ОАО «Сургутнефтегаз»

Компания ОАО «Сургутнефтегаз» занимается добычей нефти и газа на Талаканском НГКМ в юго-западной части Республики Саха (Якутия). Для обеспечения потребностей нефтедобычи на месторождении, а также НПС-10 нефтепроводной системы ВСТО, функционирует Талаканская ГТЭС установленной мощностью 135 МВт. Суммарная установленная мощность электростанций ОАО «Сургутнефтегаз» составляет 176,8 МВт (с учетом Талаканской ГТЭС, ГПЭС и ДЭС в г. Мирный, г. Олекминск и с. Сунтары) <7>.

--------------------------------

<7> По данным ОАО «Сургутнефтегаз», включая Талаканскую ГТЭС, ГПЭС и ДЭС.

Потребность в тепловой энергии на промышленных объектах ОАО «Сургутнефтегаз» обеспечивается собственными источниками: утилизаторами тепловой энергии на Талаканской ГТЭС и 14 котельными суммарной мощностью 78,9 Гкал/ч (см. приложение 2.6) (не приводится (не предоставлено)).

2.1.2 Характеристика электросетевых компаний

Существующая схема электроснабжения потребителей республики электросетевыми компаниями представлена на рисунке 2.1.1.

Общая протяженность линий электропередачи всех уровней напряжения - более 30 тыс. км, из них находящихся на балансе ПАО «Якутскэнерго» - 22184,7 км, АО «Сахаэнерго» - 2202,3 км, АО «ДРСК» - 1774,5 км, ОАО «Сургутнефтегаз» - 282,6 км, АО «ДВЭУК» - 1815,6 км, ПАО «ФСК ЕЭС» - 2201 км.

┌────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐

│                Энергоснабжение Республики Саха (Якутия)                │

└────┬────────────┬───────────────┬──────────────┬───────────────┬───────┘

    \/           \/              \/             \/              \/

┌─────────┐  ┌─────────┐  ┌──────────────┐  ┌────────┐  ┌────────────────┐

│   АО    │  │   ПАО   │  │     ПАО      │  │   АО   │  │       АО       │

│ «ДРСК»  │  │»ФСК ЕЭС»│  │»Якутскэнерго»│  │»ДВЭУК» │  │»Сургутнефтегаз»│

└────┬────┘  ├─────────┘  └─┬────┬──────┬┘  └────┬───┘  └────────┬───────┘

     │       │              │    │      │        └─────┐         │

     │       │              │    │      └────────────┐ │        \/

     │       │              │    │  ┌────────────┐   │ │┌────────────────┐

     │       │              │    └─>│     АО     ├─┐ │ ││  Талаканское   │

     │       │ ┌────────────┼───────┤»Сахаэнерго»│ │ │ ││      НГКМ      │

     │       │ │            │       └─────┬──────┘ │ │ │└────────────────┘

     │       ├─┼────────┬───┼─────────────┼──────┐ │ │ │

     │       │ │        │   │             │      │ │ │ │

    \/      \/\/       \/  \/            \/     \/\/\/\/

┌───────────────┐  ┌───────────┐  ┌───────────┐ ┌───────────┐

│ Южно-Якутский │  │Центральный│  │ Северный  │ │ Западный  │

│  энергорайон  │  │энергорайон│  │энергорайон│ │энергорайон│

└───────────────┘  └───────────┘  └───────────┘ └───────────┘

Рисунок 2.1.1 - Схема электроснабжения потребителей

основными электросетевыми компаниями

(1) ПАО «Якутскэнерго»

ПАО «Якутскэнерго» является и генерирующей, и электросетевой компанией. В качестве электросетевой компания обслуживает электрические сети напряжением 0,4-220 кВ. Общая протяженность на территории Западного и Центрального энергорайонов находящихся на балансе компании высоковольтных линий электропередачи составляет по цепям 22184,7 км, в том числе: ВЛ 220 кВ - 1763,7 км, ВЛ 110 кВ - 2923,8 км, ВЛ 35 кВ - 3407,1 км, ВЛ 10 кВ - 5875,6 км, ВЛ 0,4-6 кВ - 8214,5 км. Основная часть линий электропередачи выполнена на деревянных опорах. Протяженность по трассе двухцепных ЛЭП напряжением 35-220 кВ составляет 747,8 км. Кроме того, на балансе компании находятся кабельные линии напряжением 0,4-6 кВ протяженностью 938,2 км.

(2) АО «Сахаэнерго»

В ведении АО «Сахаэнерго» находятся электрические сети различных классов напряжения общей протяженностью 2202,3 км, в том числе:

- 2067,3 км воздушных линий электропередачи, из них: ВЛ 10 кВ - 294,2 км, ВЛ 6 кВ - 479,0 км, ВЛ 0,4 кВ - 1294,1 км;

- 135,0 км кабельных линий, из них: КЛ 0,4 кВ - 88,0 км, КЛ 6 кВ - 45,8 км, КЛ 10 кВ - 1,2 км <8>.

--------------------------------

<8> Данные из годового отчета АО «Сахаэнерго» за 2016 г.

Все линии выполнены в одноцепном исполнении исключительно на деревянных опорах.

(3) АО «Дальневосточная распределительная сетевая компания»

В Южно-Якутском энергорайоне электрические сети напряжением 6-110 кВ (за исключением сетей, принадлежащих территориальным сетевым организациям) находятся на балансе филиала «Южно-Якутские электрические сети» АО «Дальневосточная распределительная сетевая компания». Деятельность предприятия заключается в передаче и распределении электрической энергии, обслуживании и ремонте электрических сетей. АО «ДРСК» является дочерним предприятием АО «Дальневосточная энергетическая компания» и работает в составе ОЭС Востока.

Общая протяженность воздушных и кабельных линий электропередачи, находящихся на балансе филиала «Южно-Якутские электрические сети» АО «Дальневосточная распределительная сетевая компания», составляет 1774,5 км, из них ВЛ 110 кВ - 570,2 км, ВЛ 35 кВ - 298,0 км, ВЛ 0,4-10 кВ - 906,3 км <9>. Большая часть линий электропередачи выполнена на деревянных опорах (78,5% опор ВЛ 110 кВ, 89,7% опор ВЛ 35 кВ) (см. приложение 2.7) (не приводится (не предоставлено)).

--------------------------------

<9> Данные филиала «ЮЯЭС» АО «ДРСК» на 01.01.2016.

(4) ОАО «Сургутнефтегаз»

С 2009 г. компания ОАО «Сургутнефтегаз» кроме собственных потребностей обеспечивает электроснабжение НПС № 10 ПАО «АК «Транснефть» посредством двух одноцепных высоковольтных линий электропередачи 110 кВ Талаканская ГТЭС - НПС № 10 длиной 3 км.

Электроснабжение Талаканского НГКМ осуществляется на напряжении 35 кВ. На месторождении расположено 12 ПС 35 кВ общей мощностью 555,1 МВА. Линии электропередачи 35 кВ протяженностью 282,6 км выполнены в одноцепном исполнении.

(5) АО «ДВЭУК»

В Западном энергорайоне Республики Саха (Якутия) на балансе АО «ДВЭУК» находятся ПС 220 кВ Городская, ПС 220 кВ Пеледуй, ПС 220 кВ Олекминск, ПС 220 кВ НПС-12 и ПС 220 кВ НПС-13 общей трансформаторной мощностью 508 МВА, а также линии электропередач напряжением 220 кВ общей протяженностью 1813,79 км, ВЛ 110 кВ - 0,7 км, ВЛ 10 кВ - 1,1 км (см. приложение 2.8) (не приводится (не предоставлено)).

(6) ПАО «ФСК ЕЭС»

В Южном энергорайоне Республики Саха (Якутия) на балансе Амурского ПМЭС филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока находятся ПС 220 кВ Нижний Куранах, ПС 220 кВ НПС-16, ПС 220 кВ НПС-18 и ПС 220 кВ НПС-19 общей трансформаторной мощностью 372 МВА, а также линии электропередач напряжением 220 кВ общей протяженностью 2006,11 км, в т.ч. ВЛ 110 кВ Нижний Куранах - Томмотская ДЭС с отпайкой на ПС Нижнеякокитская с проектным напряжением 220 кВ.

На территории Центрального энергорайона на балансе Амурского ПМЭС находится ПС 220 кВ Майя установленной мощностью 282 МВА.

На балансе Амурского ПМЭС также находятся две подстанции (ПС 220 кВ НПС-11 и ПС 220 кВ НПС-15 общей трансформаторной мощностью 100 МВА) и линии электропередач 220 кВ общей протяженностью 194,88 км, расположенные в Западном энергорайоне Республики Саха (Якутия) (см. приложение 2.21) (не приводится (не предоставлено)).

2.2 Отчетная динамика и структура электропотребления

за 2012 - 2016 гг.

Электроэнергетика Республики Саха (Якутия) в разные периоды характеризуется различной динамикой развития. В послевоенный советский период с 1950 г. по 1990 г. среднегодовые темпы роста производства и потребления электроэнергии находились на очень высоком уровне и составляли примерно 111%, а в отдельные пятилетки доходили до 119%. С начала 1990-х годов при переходе к рыночной экономике, сопровождавшимся затяжным социально-экономическим кризисом как в стране в целом, так и в республике, вместе с падением производства снижался и спрос на электроэнергию. Объем электропотребления в республике за период 1990 - 2009 гг. снизился с 6262 млн кВт ч до 5455,2 млн кВт ч, а среднегодовые темпы роста электропотребления составили 99,3%. Хотя в отдельные годы этого периода и наблюдался небольшой рост электропотребления, но кризисы 1998 и 2008 годов не позволяли выйти на показатели стабильного прироста производства и потребления электроэнергии вплоть до 2010 г. В период с 2010 г. по 2016 г. наблюдался устойчивый рост производства и потребления электроэнергии, и среднегодовые темпы роста электропотребления составили 105,3%. В 2014 г. объем электропотребления превысил аналогичный показатель 1990 г. и составил 6333,4 млн кВт ч, а максимальный уровень электропотребления, достигнутый в 1996 г. (6431,4 млн кВт ч), был превышен в 2015 г. (7102,8 млн кВт ч) (рис. 2.2.1).

Рис. 2.2.1 Динамика производства и потребления

электроэнергии за 1990 - 2016 гг., млн кВт ч <10>

--------------------------------

<10> По данным ИФТПС СО РАН без учета потерь электроэнергии в сетях общего пользования

Рисунок не приводится.

В современной структуре электропотребления наибольшую долю занимает добыча полезных ископаемых - 29,2%, производство и распределение электроэнергии, газа и воды - 19,3%, транспорт и связь - 14,2%. На население приходится 11,5% от потребляемой в республике электроэнергии. Сопоставима с этим показателем и доля потерь электроэнергии в сетях общего пользования (10,6%) (рис. 2.2.2).

Рис. 2.2.2 - Структура потребления электроэнергии

(состояние 2016 г.), %

Рисунок не приводится.

За период 2012 - 2016 гг. абсолютный прирост электропотребления в республике составил 1290,5 млн кВт ч, а среднегодовой темп прироста - 5,2% (таблица 2.2.1).

Таблица 2.2.1 - Динамика электропотребления

за 2012 - 2016 гг.

Показатель

Год

2012 - 2016 гг

2012

2013

2014

2015

2016

Электропотребление <*>, млн кВт ч

7125,4

7182,6

7378,2

8103,6

8693,7

-

Абсолютный прирост, млн кВт ч

57,2

195,6

725,4

590,1

1568,3

Темпы роста, %

106,2

100,8

102,7

109,8

107,3

105,2

--------------------------------

<*> Примечание - с учетом потерь в электросетях и собственных нужд электростанций.

Источник: Форма Росстата Электробаланс за 2012 - 2016 гг., Статистические бюллетени Росстата по РС(Я) / Топливно-энергетический баланс за 2012 - 2016 гг.

В 2013 и 2014 гг. темпы роста электропотребления в целом по республике значительно снизились по сравнению с 2012 г. и составили соответственно 100,8 и 102,7%, что было связано с неблагоприятной конъюнктурой мирового рынка для экспортной продукции и санкционным режимом, введенным западными странами в отношении России. Это привело к падению темпов роста производства в таких отраслях как добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, строительство и др. и, соответственно, к снижению темпов роста электропотребления. Динамика электропотребления по основным группам потребителей представлена в таблице 2.2.2.

Наибольший прирост электропотребления за 2012 - 2016 гг. наблюдался в 2015 и 2016 годах и составил соответственно 725 млн кВт ч с темпом роста к предыдущему году 109,8% и 590 млн кВт ч (107,3%). Прирост производства электроэнергии в республике за 2016 г. составил 320,7 млн кВт ч.

После снижения электропотребления 2013 г. за последние годы периода по основным видам экономической деятельности продолжается постепенный рост, но тем не менее уровень потребления начала периода по некоторым видам не достигается. Так, по таким видам отраслей как сельское хозяйство, добыча полезных ископаемых и обрабатывающая промышленность в среднем за период происходит снижение электропотребления. Снижение электропотребления в добыче полезных ископаемых происходило за счет снижения спроса на электроэнергию в алмазо- и золотодобыче в связи с отработкой ряда электроемких проектов. В добыче топливно-энергетических ресурсов происходит неуклонный рост электропотребления. Рост электропотребления наблюдается также в таких видах деятельности, как производство и передача электро- и теплоэнергии - 649,7 млн кВт ч за период и транспорт - 854,3 млн кВт ч, где объем электропотребления с 2012 г. по 2016 г. вырос 3,2 раза, т.е. с 383 до 1237 млн кВт ч. Рост электропотребления в электро- и теплоэнергетике связан, в основном, с ростом затрат электроэнергии на производство и отпуск тепла, на транспорте - с развитием нефтепроводной системы, для электроснабжения которой в 2016 г. потребовалось 1095 млн кВт ч, что в 4,2 раза выше объема 2012 года.

Необходимо отметить, что потери в сетях за период не сократились. Если до 2015 г. доля потерь в электропотреблении была выше 12%, то в 2016 г. стала меньше и составила 11,5%

В децентрализованной зоне республики, обслуживаемой разными энергоснабжающими организациями, в 2015 - 2016 гг. было потреблено 1008 и 1164 млн кВт ч электроэнергии соответственно. При этом 410,3 млн кВт ч (35,2%) электроэнергии в децентрализованной зоне в 2016 г. было израсходовано на технологические нужды ОАО «Сургутнефтегаз» по добыче нефти на Талаканском месторождении (приложение 2.6) (не приводится (не предоставлено)).

Почти 24% электроэнергии децентрализованной зоны - 278 млн кВт ч потреблялось коммунально-бытовым сектором в северных и труднодоступных районах республики от электростанций АО «Сахаэнерго».

Более 12% электроэнергии децентрализованной зоны приходилось на небольшие предприятия добывающей промышленности, изолированные от энергосистемы горно-обогатительные комбинаты АК «АЛРОСА» (ПАО) - 71,3 млн кВт ч (6,1%) (приложение 2.4) (не приводится (не предоставлено)), нефтедобывающее предприятие ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча» - 71,54 млн кВт ч (6,1%).

Исходя из современных прогнозов, перспективный этап развития республики будет связан с дальнейшим освоением ресурсной базы и, соответственно, с ростом производства и потребления электроэнергии.

Таблица 2.2.2 - Электропотребление по основным группам

потребителей за 2012 - 2016 гг.

2012

2013

2014

2015

2016

потребление

прирост

млн кВт ч

%

млн кВт ч

%

млн кВт ч

%

млн кВт ч

%

млн кВт ч

%

млн кВт ч

%

Электропотребление по видам экономической деятельности, всего, в том числе

5420,9

76,1

5243,1

73,0

5434,4

73,7

6201,7

76,5

6768,7

77,9

567

96,1

сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

30,5

0,4

30,4

0,4

29,9

0,4

33,2

0,4

30,1

0,3

-3,1

-0,5

добыча полезных ископаемых

2798,8

39,3

2526,2

35,2

2694,7

36,5

2765,2

34,1

2538,9

29,2

-226,3

-38,3

- добыча полезных ископаемых в ТЭК <*>

677

9,5

692

9,6

761,3

10,3

810,3

10

941,5

10,8

131,2

22,2

обрабатывающие производства

268,9

3,8

232,9

3,2

236,5

3,2

241,9

3,0

241

2,8

-0,9

-0,2

производство и распределение электроэнергии, газа и воды

1029,3

14,4

1228,9

17,1

1242,3

16,8

1524,1

18,8

1679

19,3

154,9

26,2

строительство

94,9

1,3

88,9

1,2

90,3

1,2

99,5

1,2

99,2

1,1

-0,3

-0,1

транспорт и связь

382,7

5,4

391,9

5,5

510,8

6,9

631,7

7,8

1237

14,2

605,3

102,6

- нефтепроводный транспорт

265,6

3,7

275,1

3,8

343,9

4,7

452,6

5,6

1095,3

12,6

642,7

108,9

предоставление прочих коммунальных и социальных услуг

370,4

5,2

338,1

4,7

318,2

4,3

487,2

6,0

476,6

5,5

-10,6

-1,8

другие виды экономической деятельности

445,4

6,3

405,8

5,6

311,7

4,2

418,9

5,2

466,9

5,4

48

8,1

Население

833,3

11,7

1012,9

14,1

899,1

12,2

901

11,1

924

10,6

23

3,9

Потери в сетях общего пользования

871,2

12,2

926,7

12,9

1044,8

14,2

1000,9

12,4

1001

11,5

0,1

0,02

ИТОГО

7125,4

100

7182,7

100

7378,3

100

8103,6

100

8693,7

100

590,1

100,00

Источник: Форма Росстата Электробаланс за 2012 - 2016 гг., Статистические бюллетени Росстата по РС(Я) / Топливно-энергетический баланс за 2012 - 2016 гг. - по крупным предприятиям

2.3 Перечень основных крупных потребителей

электрической энергии и мощности

(1) Потребление электрической энергии

Перечень основных крупных потребителей электроэнергии по энергорайонам республики представлен в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1 - Перечень основных крупных потребителей

электрической энергии

Потребитель

Вид деятельности

Электропотребление, млн кВт ч

2012

2013

2014

2015

2016

Центральный энергорайон

АО ПО «Якутцемент»

Строительные материалы

53,8

50,9

53,8

53,3

44,1

МУП «Теплоэнергия»

Теплоснабжение

29,5

28,2

31,3

н.д.

н.д.

АО «Водоканал» г. Якутск

Водоснабжение

46,2

45,8

40,5

37,3

34,1

АО ХК «Якутуголь» (разрез Кангаласский + Джебарики-Хая)

Угольная промышленность

9,8

11

8,7

8,4

6,3

ФКП «Аэропорты Севера»

Транспорт

16,3

15,6

19,5

14,6

15,0

АО «Тарынская золоторудная компания»

Цветная металлургия

-

-

-

3,9

5,6

АО «Теплоэнергосервис» (Усть-Майский филиал)

Теплоснабжение

9,6

9,0

9,2

8,9

8,4

Западный энергорайон

АК «АЛРОСА» (ПАО)

Алмазо-добывающая промышленность

1626,5

1601,3

1581,1

1557,9

1460,0

ОАО «Сургутнефтегаз»

Добыча нефти (Талаканское м-е)

268,1

292,5

335,5

370,8

410,3

ПАО «Транснефть», всего,

в том числе:

Транспортировка нефти

163,9

180,3

240,5

446,9

403,3

НПС-10

78,6

89

98,5

100,7

114,5

НПС-11

-

-

8,5

50

59,1

НПС-12

-

7,8

29,5

63,9

42,5

НПС-13

15

26,8

34

70,5

47,2

НПС-14

70,3

56,7

57,9

86,2

55,0

НПС-15

-

-

12,1

75,6

85,0

ОАО «ЯТЭК»

Добыча газа

13.9

15.5

14.1

15.9

16,1

АО «Теплоэнергосервис» (Вилюйский филиал)

Теплоснабжение

115,4

124,4

125,0

110,9

116,5

Южно-Якутский энергорайон

АО ХК «Якутуголь»

(г. Нерюнгри)

Угольная промышленность

317,3

319

299,1

280,8

296,1

ПАО «Транснефть», всего,

в том числе:

Транспортировка нефти

87,0

174,4

208,1

279,7

315,9

НПС-16

-

56,7

66,0

85,1

96,1

НПС-17

87,0

64,6

71,6

88,3

98,4

НПС-18

-

53,1

60,1

53,9

65,3

НПС-19

-

-

10,4

52,4

56,1

АО «Полюс Алдан»

Цветная металлургия

146,2

140,5

143,6

141,4

140,8

АО «Нерюнгринский городской водоканал»

Водоснабжение

38,4

37,2

35,7

н.д.

н.д.

ПАО «Селигдар» (ОАО «Селигдар» + ОАО «Золото Селигдара» + ООО «Алданвзрывпром» (без учета ДЭС)

Цветная металлургия

43,6

41,3

34,8

39,3

9,7 <*>

АО «Теплоэнергосервис» (Алданский филиал)

Теплоснабжение

56,7

49,6

46,3

44,3

43,7

Северный энергорайон

ОАО «Алмазы Анабара»

Добыча алмазов

17,7

20,2

33,7

35,5

37,1

--------------------------------

<*> Данные ОАО «Золото Селигдар»;

<**> по данным ПАО «Якутскэнерго»

Форма Росстата 6-ТП за 2012 - 2016 гг.; данные предприятий (Приложения к разделу 2) (не приводится (не предоставлено))

Центральный энергорайон. Основным промышленным потребителем энергорайона является АО ПО «Якутцемент». Неустойчивая динамика электропотребления производственного объединения связана с нестабильными заказами со стороны потребителей продукции.

Ежегодное снижение электропотребления АО «Водоканал» обусловлено снижением объема потребления воды вследствие установки потребителями приборов учета.

Снижение объемов электропотребления на разрезе Кангаласский и шахте Джебарики-Хая (АО ХК «Якутуголь») в 2014 - 2015 гг. было вызвано переходом с подземного на открытый способ добычи угля. С 2016 г. подземная добыча угля на шахте Джебарики-Хая полностью прекращена.

Западный энергорайон. Основным потребителем Западного энергорайона являются предприятия АК «АЛРОСА» (ПАО), объемы потребления электроэнергии которых относительно стабильны (приложение 2.4) (не приводится (не предоставлено)).

Устойчивый рост потребления электроэнергии ОАО «Сургутнефтегаз» и ПАО «Транснефть» обусловлен ежегодным ростом добычи нефти и, соответственно, увеличением объемов ее транспортировки (приложения 2.6, 2.9) (не приводятся (не предоставлены)).

Южно-Якутский энергорайон. Как отмечалось выше, неуклонный рост электропотребления в нефтепроводном транспорте связан с ростом добычи нефти и ее транспортировки.

Значительное повышение электропотребления АО ХК «Якутуголь» в 2012 - 2013 гг. связано с вводом новых мощностей и увеличением добычи на Эльгинском месторождении, а последующее падение - со снижением объемов добычи угля.

Небольшие колебания в объемах электропотребления наблюдаются в цветной металлургии, что связано с динамикой отработки старых и ввода новых золоторудных месторождений.

Снижение электропотребления ОАО «Нерюнгринский городской водоканал» также как и в АО «Водоканал», связано со снижением объема потребления воды вследствие использования приборов учета и модернизации объектов водоснабжения.

Северный энергорайон. Рост электропотребления ОАО «Алмазы Анабара» связан с развитием предприятия и наращиванием объемов добычи алмазов.

(2) Электрические нагрузки

Максимальные электрические нагрузки по основным крупным потребителям электроэнергии по энергорайонам республики представлены в таблице 2.3.2.

Приведенные в таблице максимальные нагрузки увязаны с объемами потребления электроэнергии, представленными в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.2 - Максимальные электрические нагрузки

по основным крупным потребителям электроэнергии

Потребитель

Вид деятельности

Максимум электрической нагрузки, МВт

2012

2013

2014

2015

2016

Центральный энергорайон

АО ПО «Якутцемент»

Строительные материалы

12

12

12

12

12

АО ХК «Якутуголь» (разрез Кангаласский + Джебарики-Хая) <*>

Угольная промышленность

1,2

1,3

1

1

0,7

ФКП «Аэропорты Севера» <*>

Транспорт

2,3

2,3

2,6

2,1

2,2

АО «Тарынская золоторудная компания»

Цветная металлургия

-

-

-

1,0

1,4

Западный энергорайон

АК «АЛРОСА» (ПАО)

Алмазодобывающая промышленность

315

320

320

363,1

303

ОАО «Сургутнефтегаз»

Добыча нефти

48,7

53,4

59,3

69,1

56,2

ПАО «Транснефть», всего, в том числе:

Транспортировка нефти

42,5

44,7

60,3

57,3

49,8

НПС-10

18,6

14

12,9

12,9

14,2

НПС-11

-

-

8,2

6,4

7,3

НПС-12

-

6,4

8,5

8,2

5,3

НПС-13

4,9

8,8

9,9

9

5,8

НПС-14

19

15,6

11

11,1

6,8

НПС-15

-

-

9,7

9,7

10,4

Южно-Якутский энергорайон

АО ХК «Якутуголь» (г. Нерюнгри) <*>

Угольная промышленность

38

38

36

33,5

36,4

ПАО «Транснефть», всего, в том числе:

Транспортировка нефти

37,9

35,4

51,2

35,8

40,0

НПС-16

11

10,9

12,5

10,9

11,8

НПС-17

14,5

12,2

15,4

11,3

13,5

НПС-18

12,4

12,3

12,5

6,9

7,8

НПС-19

-

-

10,8

6,7

6,9

АО «Полюс Алдан»

Цветная металлургия

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

Северный энергорайон

ОАО «Алмазы Анабара» <*>

Добыча алмазов

3,5

4

7

7

7,3

Примечание - <*> оценка исполнителей

Форма Росстата 6-ТП за 2012 - 2016 гг.; данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводится (не предоставлено))

2.4 Динамика изменения максимума нагрузки

Западный энергорайон

Особенностью Западного энергорайона является специализация промышленности фактически на одной отрасли - алмазодобыче. Крупнейшим потребителем электроэнергии выступают предприятия АК «АЛРОСА» (ПАО), доля которых составляет около 60% от общего электропотребления Западного энергорайона. Вследствие этого изменение электропотребления АК «АЛРОСА» (ПАО) оказывает значительное влияние на динамику электропотребления всего Западного энергорайона.

Динамика электропотребления и максимума нагрузки в Западном энергорайоне за 2012 - 2017 гг. приведена в таблице 2.4.1.

Таблица 2.4.1 - Динамика максимальных нагрузок

и электропотребления в Западном энергорайоне

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Максимум нагрузки, МВт

552

570

589,3

596

594

569,3

Годовое изменение, %

3,30

3,37

1,17

-0,30

-4,22

Электропотребление, млн кВт-ч

2796

2793

2872

2994

2966

2950

Годовое изменение, %

-0,11

2,83

4,23

-0,93

-0,53

Число часов использования максимума нагрузки, час.

5066

4899

4873

5021

4990

5182

Источник: Данные Филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (приложение 2.11) (не приводится (не предоставлено))

В период 2012 - 2015 гг. в Западном энергорайоне наблюдалась тенденция небольшого роста как максимума нагрузки (рисунок 2.4.1 а), так и электропотребления (рисунок 2.4.1 б). В 2016 - 2017 гг. и максимум нагрузки, и электропотребление снижались.

Рисунок 2.4.1 - Изменение годового максимума нагрузки

(а, МВт) и объема электропотребления (б, млн кВт ч)

в Западном энергорайоне

Рисунок не приводится.

Центральный энергорайон

Динамика электропотребления и максимальных электрических нагрузок потребителей в Центральном энергорайоне за период 2012 - 2016 гг. приведена в таблице 2.4.2. Анализ приведенной динамики показывает, что в Центральном энергорайоне за период 2012 - 2014 гг. наблюдалась тенденция роста электропотребления (рисунок 2.4.2 б), а в 2015 - 2016 гг. произошел спад. Максимум нагрузки при этом также снизился, а в 2017 г. незначительно вырос (рисунок 2.4.2 а).

Таблица 2.4.2 - Динамика максимальных нагрузок

и электропотребления в Центральном энергорайоне

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Максимум нагрузки, МВт

320

319

323

304

301

308,4

Годовое изменение, %

-0,47

1,41

-5,97

-0,82

2,36

Электропотребление, млн кВт-ч

1653

1669

1679

1659

1660

1649

Годовое изменение, %

1,00

0,62

-1,19

0,02

-0,64

Число часов использования максимума нагрузки, час.

5163

5239

5198

5462

5508

5347

Источник: Данные Филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (Приложение 2.11) (не приводится (не предоставлено))

Рисунок 2.4.2 - Изменение годового максимума нагрузки

(а, МВт) и объема электропотребления (б, млн кВт ч)

в Центральном энергорайоне

Рисунок не приводится.

Южно-Якутский энергорайон

Динамика электропотребления и собственного максимума нагрузки в Южно-Якутском энергорайоне за период 2012 - 2017 гг. приведена в таблице 2.4.3. Максимум нагрузки (рисунок 2.4.3 а) в энергорайоне возрастает, как и электропотребление (рисунок 2.4.3 б).

Таблица 2.4.3 - Динамика максимальных нагрузок

и электропотребления в Южно-Якутском энергорайоне

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Максимум нагрузки, МВт

269

271

276

279

298

316,3

Годовое изменение, %

0,97

1,62

1,90

6,01

6,21

Электропотребление, млн кВт-ч

1675

1705

1667

1722

1913

1935

Годовое изменение, %

1,77

-2,21

3,24

11,16

1,13

Число часов использования максимума нагрузки, час.

6235

6284

6048

6127

6425

6118

Источник: Данные Филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (Приложение 2.11) (не приводится (не предоставлено))

Рисунок 2.4.3 - Изменение годового максимума нагрузки

(а, МВт) и объема электропотребления (б, млн кВт ч)

в Южно-Якутском энергорайоне

Рисунок не приводится.

2.5 Динамика потребления тепловой энергии, структура отпуска

тепловой энергии от электростанций и котельных

Потребление тепловой энергии в 2016 г. в республике составило 11,3 млн Гкал, что на 2,1% выше показателя предыдущего года. В таблице 2.5.1 представлена динамика изменения теплопотребления за период 2012 - 2016 гг.

Таблица 2.5.1 - Динамика потребления

тепловой энергии в республике

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал

11589,9

11366,4

11249,9

11089,0

11324,1

Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал

-210,4

-96,0

-160,9

235,1

Средние темпы прироста, %

-1,8%

-0,8%

-1,4%

2,1%

Источник: Статистический бюллетень «Сведения об остатках, поступлении и расходе топлива по РС(Я) за январь - декабрь 2012 - 2016 гг.»

За период с 2012 по 2016 гг. потребление тепловой энергии в республике снизилось на 2,3%. В сфере промышленного производства сокращение теплопотребления составило около 25,5% за рассматриваемый период, в то же время теплопотребление на добывающих предприятиях сократилось на 6,9%, в отрасли обрабатывающих производств сокращение составило 36,3%. Теплопотребление населением за рассматриваемый период практически не изменилось, увеличение составило 3,2%. Аналогичная ситуация наблюдалась в сельском хозяйстве, где потребление тепловой энергии в период с 2012 по 2016 гг. увеличилось на 2,5%. Значительное сокращение теплопотребления (на 42,2%) произошло в сфере строительства. Кроме того потребление тепла в прочих отраслях (образование, здравоохранение, государственное управление) уменьшилось за рассматриваемый период на 17,4%. В таблице 2.5.2 представлена структура потребления тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в период с 2012 по 2016 гг.

Таблица 2.5.2 - Динамика потребления тепловой энергии

в Республике Саха (Якутия) в период с 2012 по 2016 гг.,

тыс. Гкал.

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Потребление всего, в том числе:

11589,9

11366,4

11249,9

11089,0

11324,1

Промышленность всего, в том числе:

3329,2

3135,6

2285,6

2546,8

2480,2

добыча полезных ископаемых

1396,2

1671,9

1662,3

1235,3

1300,4

обрабатывающие производства

431,6

277,0

244,3

229,7

274,8

Сельское хозяйство, рыболовство, рыбоводство

48,3

46,0

44,6

49,3

49,5

Строительство

245,0

165,0

173,7

200,9

141,7

Транспорт и связь

305,0

347,7

290,3

417,1

423,5

Сфера услуг и прочие виды деятельности

2290,4

2304,3

3070,1

2463,4

2687,9

Население

5372,0

5367,8

5385,6

5411,5

5541,3

Источник: Статистический бюллетень «Сведения об остатках, поступлении и расходе топлива по РС(Я) за январь - декабрь 2012 - 2016 гг.»

В структуре теплопотребления в республике за рассматриваемый период также произошли некоторые изменения. Доля теплопотребления населением увеличилась с 46,4% в 2012 году до 48,9% в 2016 г. За рассматриваемый период наблюдалось сокращение доли теплопотребления промышленностью с 28,7% в 2012 г. до 21,9% в 2016 г. Осталась практически неизменной доля теплопотребления в сельском хозяйстве. Доля теплопотребления на редприятиях транспорта и связи увеличилась с 2,6% в 2015 г. до 3,7% в 2016 г. На рисунке 2.5.1 представлено сравнение структуры теплопотребления в Республике Саха (Якутия) в 2012 и 2016 гг.

Рисунок 2.5.1 - Структура потребления тепловой энергии

в Республике Саха (Якутия) в период с 2012 по 2016 гг.

Рисунок не приводится.

Суммарная установленная тепловая мощность электростанций в 2016 г. составила 2098,9 Гкал/ч. На электростанциях установлено 34 энергетические установки различных типов, 8 паровых и 12 водогрейных котлов.

Теплоснабжение потребителей также осуществляется от многочисленных котельных. Суммарная установленная мощность котельных крупных энергокомпаний оценивается в 5075,0 Гкал/ч, из них: ПАО «Якутскэнерго» - 113,7 Гкал/ч, АО «Теплоэнергосервис» - 756,5 <11> Гкал/ч, ГУП «ЖКХ РС(Я)» - 2607,5 Гкал/ч, АО «ДГК» - 400 Гкал/ч, АО «Сахаэнерго» - 7,5 Гкал/ч, ООО «ПТВС» - 910,0 Гкал/ч, ООО «Ленское ПТЭС» - 167,1 Гкал/ч, АК «Алроса» (ПАО) - 157,0 Гкал/ч (таблица 2.5.3). Более подробная информация об установленной тепловой мощности энергоисточников представлена в приложении 2.14 (не приводится (не предоставлено)).

--------------------------------

<11> установленная мощность указана с учетом Охотского филиала

Таблица 2.5.3 - Установленная тепловая мощность

электростанций и котельных крупных энергокомпаний

Республики Саха (Якутия) в 2016 году

Энергокомпания

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч

ПАО «Якутскэнерго»

1158,7

АО «Сахаэнерго»

110,2

Филиал АО «ДГК»

1385,0

АО «Теплоэнергосервис»

712,1

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

2607,5

ООО «ПТВС»

910,0

ООО «Ленское ПТЭС»

167,1

АК «АЛРОСА» (ПАО)

157,0

Итого

7207,6

Источник: Данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводится (не предоставлено))

Производство тепловой энергии в республике в 2016 г. составило 14,4 млн Гкал. Структура производства тепловой энергии в 2016 г. представлена в таблице 2.5.4.

Таблица 2.5.4 - Структура производства тепловой энергии

в Республике Саха (Якутия) в 2016 г.

№ п/п

Энергокомпания, энергоисточник

Производство тепловой энергии, тыс. Гкал

Вид топлива

1

2

3

4

Электростанции

Всего от ТЭС, в том числе:

4511,8

1

ПАО «Якутскэнерго», всего, в том числе:

2335,6

Якутская ГРЭС

1419,8

природный газ

Якутская ТЭЦ

915,8

природный газ

2

Филиал АО «ДГК», всего, в том числе:

2113,0

Нерюнгринская ГРЭС

1797,9

каменный уголь

Чульманская ТЭЦ

315,1

каменный уголь

3

АО «Сахаэнерго», всего, в том числе:

63,2

Депутатская ТЭЦ

63,2

каменный уголь

Котельные

Всего от котельных, из них:

9364,8

1

ПАО «Якутскэнерго»

138,2

природный газ, дизельное топливо, дрова

2

Филиал АО «ДГК»

2,3

каменный уголь

3

АО «Сахаэнерго»

5,7

природный газ, дизельное топливо, уголь

4

АО «Теплоэнергосервис»

1003,2

природный газ, дизельное топливо, уголь

5

ООО «ПТВС»

1216,7

природный газ, нефть, уголь, электроэнергия

6

ООО «Ленское ПТЭС»

244,3

природный газ, нефть

7

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

3649,6

природный газ, дизельное топливо, уголь

Электробойлерные

Всего от электробойлерных, из них:

414,1

1

ПАО «Якутскэнерго»

23,0

2

АО «Теплоэнергосервис»

84,9

3

ООО «ПТВС» - Алроса

306,2

Вторичные энергоносители

Всего от вторичных энергоносителей, из них:

65,9

1

АО «Сахаэнерго»

18,7

Источник: Данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводится (не предоставлено)); формы статистической отчетности 11-ТЭР и 6-ТП за 2016 г.

Основную долю в структуре производства тепловой энергии в республике занимают котельные. За рассматриваемый период с 2012 по 2016 гг. доля котельных в общей структуре производства тепла сократилась на 0,2% и в 2016 г. составляет 65,2%. Доля электростанций в производстве тепловой энергии несколько увеличилась с 31,1% в 2012 г. до 31,4% в 2016 г. Доля электробойлерных сократилась с 3,5% в 2012 г. до 2,9% в 2016 г. Доля тепловой энергии, производимой вторичными энергоносителями, за рассматриваемый период практически не изменилась и составляет 0,5%. Структура производства тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в 2016 г. представлена на рисунке 2.5.2

Рисунок 2.5.2 - Структура производства тепловой энергии

в Республике Саха (Якутия) в 2016 г.

Рисунок не приводится.

Баланс производства и потребления тепловой энергии выполнен по уточненным данным согласно годовым отчетам энергокомпаний (ПАО «Якутскэнерго», АО «Сахаэнерго», АО «ДГК»). Кроме того, в структуру производства тепловой энергии включен объем тепловой энергии, произведенной с помощью вторичных энергоносителей. Баланс тепловой энергии республики за период 2012 - 2016 гг. приведен в таблице 2.5.5.

Таблица 2.5.5 - Баланс тепловой энергии

в Республике Саха (Якутия) в период с 2012 по 2016 гг.,

тыс. Гкал

Энергокомпания, теплоисточник

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Производство тепловой энергии, всего

15094,5

15112,9

15014,9

14174,3

14356,6

в том числе:

Электростанции

4716,4

4754,4

4600

4429,7

4511,8

в том числе:

ПАО «Якутскэнерго»

2334,6

2471,2

2348,9

2278,9

2335,6

АО «Сахаэнерго»

75,1

74,7

70,8

75,1

63,2

АО «ДГК»

2306,7

2208,5

2180,3

2075,7

2113,0

Котельные, из них:

9770,8

9764,7

9853,2

9173,8

9364,8

ПАО «Якутскэнерго»

137,4

135,1

144,6

135,7

138,2

АО «Сахаэнерго»

6,4

7,4

5,7

5,8

5,7

АО «ДГК»

12,5

4,7

8,9

15,8

2,3

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

3372,5

3399,6

3613,3

3497,9

3649,6

АО «Теплоэнергосервис»

1278,6

1298,9

1318,6

1280,0

1003,2

Электробойлерные, в том числе:

517,4

503,9

471,8

486,5

414,1

ПАО «Якутскэнерго»

31,7

26,0

24,9

23,0

23,0

АО «Теплоэнергосервис»

99,3

89,2

90,8

103,6

84,9

АК «АЛРОСА» (ПАО)

386,4

388,7

356,1

359,9

306,2

Вторичные энергоносители

89,9

89,9

89,9

84,3

65,9

Потери тепловой энергии, всего

3504,6

3746,5

3765

3085,3

3032,5

Потребление тепловой энергии, всего

11589,9

11366,4

11249,9

11089

11234,1

Источник: формы статистической отчетности 6-ТП, 11-ТЭР за 2012 - 2016 гг.; Данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводится (не предоставлено)), ТЭБ Республики Саха (Якутия) за 2012 - 2015 гг.

Потребление и производство тепловой энергии в г. Якутске

Суммарное потребление тепловой энергии в г. Якутске в 2016 г. составило 2,6 млн Гкал. За период 2012 - 2016 гг. теплопотребление увеличилось на 12,5% (таблица 2.5.6). В структуре потребления наибольшую долю составляют: население - порядка 60% и сфера услуг - около 34% (рисунок 2.5.3).

Таблица 2.5.6 - Динамика потребление тепловой энергии

в г. Якутске, тыс. Гкал

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Потребление тепловой энергии, всего

2331,8

2418,7

2578,8

2561,5

2624,2

в том числе: промышленность

72,5

71,6

78,0

85,6

79,5

строительство

25,4

28,1

24,2

20,1

24,3

транспорт и связь

30,7

30,4

59,0

53,2

49,1

население

1332,0

1444,6

1534,5

1572,1

1642,8

сфера услуг и прочие виды деятельности

871,2

844,0

883,1

830,5

828,5

Источник: Письмо № 188 от 15.02.2018 МКУ «Окружная администрация г. Якутска» Служба эксплуатации городского хозяйства (2 приложения) - приложение 2.15 (не приводится (не предоставлено))

Рисунок 2.5.3 - Динамика структуры потребления

тепловой энергии в г. Якутске

Рисунок не приводится.

За рассматриваемый период структура теплопотребления практически не изменилась, наблюдается незначительное увеличение доли «населения» (5,5%) и снижение доли сферы услуг и других видов деятельности (5,8%), что отражается и в абсолютных значениях.

Основным теплоснабжающим предприятием г. Якутска является ПАО «Якутскэнерго», электростанции и котельные которого по состоянию 2016 г. обеспечивают 66,7% тепловой энергии, потребляемой в городе. Структура потребления от теплоисточников данного предприятия представлена в таблице 2.5.7.

Таблица 2.5.7 - Динамика потребления тепловой энергии

в г. Якутске от электростанций и котельных

ПАО «Якутскэнерго», тыс. Гкал

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Потребление тепловой энергии, всего

1670,6

1688,7

1720,8

1705,2

1751,4

в том числе: промышленность

50,2

40,7

42,4

51,3

45,5

строительство

25,4

28,1

24,2

20,1

24,3

транспорт и связь

23,3

22,3

22,7

20

18

население

936,1

985

1002,2

1024,6

1064,8

сфера услуг и прочие виды деятельности

635,6

612,6

629,3

589,2

598,8

Источник: Письмо № 188 от 15.02.2018 МКУ «Окружная администрация г. Якутска» Служба эксплуатации городского хозяйства (2 приложения) - Приложение 2.15 (не приводится (не предоставлено))

Основная доля тепловой энергии (около 61%) от источников ПАО «Якутскэнерго» потребляется населением города, более 34% приходится на долю организаций сферы услуг и прочих видов деятельности.

Другим крупным производителем тепловой энергии в г. Якутске является МУП «Теплоэнергия»: котельные этого предприятия обеспечивают более 22% суммарного теплопотребления города.

Таблица 2.5.8 - Производство тепловой энергии

в г. Якутске, тыс. Гкал

Энергокомпания, теплоисточник

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Всего, в том числе:

3363,4

3363,512

3466,6

3409,7

3443,7

Электростанции ПАО «Якутскэнерго»

2334,6

2310,1

2348,9

2278,9

2335,6

в том числе: Якутская ГРЭС

1415,8

1394,4

1397,7

1355,6

1419,8

Якутская ТЭЦ

918,8

915,7

951,2

923,3

915,8

Котельные, всего

1028,8

1053,412

1117,7

1130,8

1108,1

в том числе: ПАО «Якутскэнерго»

137,4

135,1

144,6

135,7

138,2

МУП «Теплоэнергия»

717,9

721,3

749,0

791,6

746,1

АО «ДСК»

129,0

144,4

151,4

137,0

124,5

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

91,3

95,8

121,9

101,6

109,2

ГАУ РС(Я) «Республиканская больница № 1 - Национальный центр медицины»

45,1

45,3

42,4

42,4

43,6

ООО «Сахаэлектрогаз»

4,9

5,2

5,9

6,3

3,3

МУП «Пригородная теплосетевая компания»

32,2

50,7

53,9

52,6

52,2

ООО «Северные коммунальные системы»

0

0

0

0,6

15,5

Источник: Письмо № 188 от 15.02.2018 МКУ «Окружная администрация г. Якутска» Служба эксплуатации городского хозяйства (2 приложения) - приложения 2.15 (не приводится (не предоставлено)).

Структура производства теплоснабжающими предприятиями в пределах городской территории Якутска представлена в таблице 2.5.8. Наиболее крупными производителями тепловой энергии являются ПАО «Якутскэнерго», МУП «Теплоэнергия», АО «ДСК» и ГУП «ЖКХ РС(Я)».

Наибольшую долю (около 72%) в производстве тепловой энергии в 2016 г. составили источники ПАО «Якутскэнерго», из них: 68% - электростанции, 4% - котельные компании. На котельных МУП «Теплоэнергия» произведено около 22% от общего объема, АО «ДСК» около 3,6%, немногим более 3% - ГУП «ЖКХ РС(Я)» и около 3% - на остальных предприятиях.

2.6 Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в 2016 г. с указанием теплоснабжающей организации приведен в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1 - Перечень основных потребителей

тепловой энергии (состояние 2016 г.)

Потребитель

Место расположения

Вид

деятельности

Годовой объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал

Источник покрытия тепловой нагрузки

Присоединенная нагрузка заявленная, Гкал/ч

Год ввода в эксплуатацию

ООО «Прометей+»

677008,

г. Якутск, ул. Чехова, 35

ЖКХ

134,86

ЯГРЭС, ЯТЭЦ, кот. 106 квартала - ПАО «Якутскэнерго»

44,57

1970, 1937

ООО УК по ОЖФ «ЖКХ Губинский»

677000,

г. Якутск, ул. Богатырева, 11/3

ЖКХ

110,91

ЯГРЭС, ЯТЭЦ - ПАО «Якутскэнерго», котельные МУП «Теплоэнергия»

37,57

1970, 1937, н/д

ООО «Арсенал плюс»

677001,

г. Якутск, ул. Б. Чижика, 33А

ЖКХ

43,85

ЯГРЭС - ПАО «Якутскэнерго»

12,90

1970

ООО «ЦАДС»

677000,

г. Якутск, ул. Курашова, 43

ЖКХ

34,07

ЯТЭЦ - ПАО «Якутскэнерго»

10,78

1937

ООО «ЖКХ Строительное»

677009,

г. Якутск, ул. К. Цеткин, 25

ЖКХ

26,12

ЯГРЭС, ЯТЭЦ - ПАО «Якутскэнерго»

8,37

1970, 1937

ФГАОУВО «СВФУ им. М.К. Аммосова»

677000,

г. Якутск, ул. Белинского, 58

Образование

46,26

ЯГРЭС, ЯТЭЦ, кот. 106 квартала - ПАО «Якутскэнерго», Котельные МУП «Теплоэнергия»

18,69

1970, 1937, н/д

ООО УК ЖКХ «Бюджетник»

677009,

г. Якутск, ул. Жорницкого 7/32а

ЖКХ

15,82

ЯГРЭС - ПАО «Якутскэнерго»

5,63

1970

ООО УК «ЖКХ Промышленное»

677001,

г. Якутск, ул. Б. Чижика, 33А

ЖКХ

14,13

ЯГРЭС - ПАО «Якутскэнерго»

3,94

1970

ООО «УК ДСК»

677000,

г. Якутск, ул. Б-Марлинского, 12

ЖКХ

13,93

ЯГРЭС, ЯТЭЦ, кот. 106 квартала - ПАО «Якутскэнерго»

6,34

1970, 1937

ГБУ РС(Я) НПЦ «Фтизиатрия»

677015,

г. Якутск, ул. П. Алексеева, 93

Здравоохранение

12,99

ЯГРЭС - ПАО «Якутскэнерго»

3,80

1970

ГБУ РС(Я) «Нерюнгринская ЦРБ»

678960,

г. Нерюнгри, тер. Больничный комплекс

Здравоохранение

15,46

НГРЭС - АО «ДГК»

6,57

1983

АО «Нерюнгринский городской водоканал»

678960,

г. Нерюнгри, ул. Кравченко, 1

ЖКХ

12,90

НГРЭС - АО «ДГК»

5,47

1983

ООО «Мечел-Ремсервис»

678960,

г. Нерюнгри, ул. Заводская, 10

Промышленность

40,34

НГРЭС - АО «ДГК»

12,36

1983

ОАО «РЖД»

107174, г.Москва,

ул. Новая Басманная, 2

Транспорт и связь

14,35

НГРЭС - АО «ДГК»

5,44

1983

АО ХК «Якутуголь»

678960, г. Нерюнгри, пр. Ленина, 3/1

Промышленность

205,81

НГРЭС - АО «ДГК»

79,86

1983

ООО «Айгуль»

678960,

г. Нерюнгри, тер. База ППС

Торговля

10,07

НГРЭС - АО «ДГК»

3,38

1983

ООО «Жилсервис»

678955, Алданский район,

г. Томмот, ул. Молодежи, 23

ЖКХ

71,30

котельные АО «Теплоэнергосервис»

0,88

1988 - 1995, 2012, 2014

ООО «ЖилРемСтрой»

678900,

г. Алдан, ул. Ленина, 30

ЖКХ

115,54

котельные АО «Теплоэнергосервис»

0,63

2005, 2007, 2015

ООО «УК Жилсервис»

678955, Алданский район,

г. Томмот, ул. Березовая, 6

ЖКХ

21,93

котельные АО «Теплоэнергосервис»

0,63

1995, 1997, 2002, 2007, 2009, 2013

ООО «ЛПЖХ»

678144,

г. Ленск, ул. Дзержинского, 34

ЖКХ

58,78

котельные ООО «Ленское ПТЭС»

н/д

1968, 2009, 2010, 2015

АК «АЛРОСА» (ПАО)

678174,

г. Мирный, ул. Ленина, 6

Промышленность

807,23

Собственные котельные АК «АЛРОСА» (ПАО), котельные ООО «Ленское ПТЭС», котельные ООО «ПТВС»

128,7

1968, 2009, 2010, 2018

ОАО «Сургутнефтегаз»

628415, Тюменская область, ХМАО_Югра, г. Сургут, ул. Григория Кукуевицкого, 1

Промышленность

242,22

Собственные котельные ОАО «Сургутнефтегаз»

71,88

н/д

ФКП «Аэропорты Севера»

677904, пос. Маган, ул. 40 лет Победы, 1

Транспорт и связь

21,14

Собственные котельные ФКП «Аэропорты Севера»

2,59

1976, 1983, 1985, 1987, 2004, 2007, 2010, 2011, 2013, 2017

Источник: Данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводятся (не предоставлены))

2.7 Структура установленной электрической мощности

Суммарная установленная мощность электростанций на территории республики на конец 2016 г. составляет 2919,4 МВт, по сравнению с 2015 г. возросла на 66,1 МВт. Основу электроэнергетики составляют тепловые и гидроэлектростанции (таблица 2.7.1). Их доля в суммарной мощности электростанций оценивается в 40,3 и 32,8% соответственно (рисунок 2.7.1). Дизельные электростанции (стационарные и передвижные) в структуре установленной мощности занимают 26,8%. Их суммарная мощность в 2016 г. по сравнению с 2015 г. возросла на 89 МВт. На возобновляемые источники энергии в структуре мощности приходится незначительная доля - 0,05%. Увеличение мощности тепловых электростанций в 2017 г. связано с вводом первой очереди Якутской ГРЭС Новая мощностью 193,48 МВт.

Таблица 2.7.1 - Изменение установленной мощности

по типам электростанций, МВт

Тип электростанции

Год

2015

2016

2017

Установленная мощность, всего

2853,3

2919,4

н/д

в том числе:

ГЭС

957,50

957,50

957,5

ТЭС

1201,20

1177,98

1347,46 <*>

ДЭС

693,22

782,37

н/д

ВЭС

0,04

0,04

0,04

СЭС

1,34

1,47

1,614

Примечание - с учетом вывода 24 МВт на Мирнинской ГРЭС

Рисунок 2.7.1 - Структура установленной мощности

по типам электростанций (состояние 2016 г.)

Рисунок не приводится.

Основной электроснабжающей компанией в республике является ПАО «Якутскэнерго» (таблица 2.7.2). На ее долю приходится 40,8% установленной мощности электростанций (рисунок 2.7.2). АО «Дальневосточная генерирующая компания» в структуре генерирующих мощностей занимает 21,2%, АО «Вилюйская ГЭС-3» - 9,5%. После ввода в 2017 г. первой очереди Якутской ГРЭС Новая суммарная мощность электростанций, находящихся под оперативным управлением ПАО «Якутскэнерго», возросла до 1360,45 МВт, и его доля в структуре генерирующих мощностей республики увеличилась до 47%.

Почти 75% мощности электростанций функционирует в составе Центрального, Западного и Южно-Якутского энергорайонов. В 2016 г. их мощность снизилась по сравнению с 2015 г. на 27,4 МВт, в 2017 г. возросла по сравнению с 2016 г. на 168,17 МВт.

Таблица 2.7.2 - Изменение установленной мощности

электростанций генерирующих компаний, МВт

Генерирующая компания

Год

2015

2016

Установленная мощность, всего, в том числе:

2853,3

2919,4

ПАО «Якутскэнерго»

1226,2

1192,3

АО «ДГК»

618

618,0

АО «Вилюйская ГЭС-3»

277,5

277,5

АО «Сахаэнерго»

188,2

198,9

ОАО «Сургутнефтегаз» <*>

177,5

176,8

ПАО «Транснефть»

92

92

АК «АЛРОСА» (ПАО)

50,7

42,3

АО «Алмазы Анабара»

33,9

33,9

ООО «Бурэнерго»

25,8

47,5

ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»

20

20

ООО «ГАЗПРОМ БУРЕНИЕ»

23

15

ОАО «ЯТЭК»

15

16,2

ООО «Эльгауголь»

11,5

11,5

ПАО «Селигдар»

4,7

5,7

Прочие

89,3

165,3

Примечание - <*> включая Талаканскую ГТЭС, Талаканскую ГПЭС и дизельные электростанции

Источник: Формы Росстата 6-ТП, данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводится (не предоставлено)).

Рисунок 2.7.2 - Структура установленной мощности

электростанций генерирующих компаний (состояние 2016 г.)

Рисунок не приводится.

Остальные электростанции эксплуатируются в зоне децентрализованного электроснабжения в северных и труднодоступных районах республики. Их суммарная установленная мощность на конец 2016 г. оценивается в 733,1 МВт (таблица 2.7.3).

Основная часть автономных электростанций находится в ведении АО «Сахаэнерго» - 198,9 МВт, ОАО «Сургутнефтегаз» - 176,8 МВт, АК «АЛРОСА» (ПАО) - 42,3 МВт, АО «Алмазы Анабара» - 33,9 МВт и ООО «Бурэнерго» - 47,5 МВт.

Таблица 2.7.3 - Изменение установленной мощности

электростанций в зонах электроснабжения, МВт

Зона электроснабжения, генерирующая компания

Год

2015

2016

Установленная мощность, всего, в том числе:

2853,3

2919,4

в зоне централизованного электроснабжения, всего

2213,7

2186,3

в том числе:

ПАО «Якутскэнерго»

1226,2

1192,3

Филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК»

618,0

618,0

АО «Вилюйская ГЭС-3»

277,5

277,5

ПАО «Транснефть»

92

92

в зоне децентрализованного электроснабжения, всего

639,6

733,1

в том числе:

АО «Сахаэнерго»

188,2

198,9

ОАО «Сургутнефтегаз» <*>

177,5

176,8

АК «АЛРОСА» (ПАО)

50,7

42,3

АО «Алмазы Анабара»

33,9

33,9

ООО «Бурэнерго»

25,8

47,5

ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»

20,0

20,0

ООО «ГАЗПРОМ БУРЕНИЕ»

23,0

15,0

ОАО «ЯТЭК»

15,0

16,2

ООО «Эльгауголь»

11,5

11,5

ПАО «Селигдар»

4,7

5,7

Прочие

89,3

165,3

Примечание - <*> включая Талаканскую ГТЭС, Талаканскую ГПЭС и дизельные электростанции

Источник: Формы Росстата 6-ТП и Электробаланс, данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводится (не предоставлено)).

Изменение в 2016 г. суммарной мощности дизельных электростанций АК «АЛРОСА» (ПАО) связано с выделением ООО «Предприятие тепловодоснабжения» со своими активами в отдельное предприятие. Мощность ДЭС в Мирнинском, Айхальском и Удачнинском отделениях ООО «ПТВС» составляет 8,5 МВт (Приложение 2.5) (не приводится (не предоставлено)). Наиболее крупная из автономных электростанций АК «АЛРОСА» (ПАО) мощностью 21,5 МВт <12> обеспечивает электроэнергией Нюрбинский ГОК в п. Накын.

--------------------------------

<12> По данным АК «АЛРОСА» (приложение 2.4) (не приводится (не предоставлено)).

Суммарная мощность электростанций в зоне децентрализованного электроснабжения в 2016 г. возросла по сравнению с 2015 г. на 93,5 МВт (14,6%). В основном это связано с ростом количества и мощности электростанций, эксплуатируемых в этой зоне и принадлежащих различным компаниям, например, АО «Сахаэнерго», ООО «Бурэнерго», ОАО «ЯТЭК», ПАО «Селигдар» и др.

Изменения установленной электрической мощности ПАО «Якутскэнерго» в 2016 г. относительно 2015 г. обусловлены:

1. Передачей 21 постоянно действующих ДЭС (суммарной мощностью 10,248 МВт) АО «Сахаэнерго»: «Натора», «Турукта», «Хамра», «Толон», «Иннялы», «Лекечен», «Юрян», «Тобуя», «Усть-Миль», «Белькачи», «Троицк», «Эжанцы», «Охотский перевоз», «Развилка», «Теплый Ключ», «Тополиное», «Исит», «Кытыл-Дюра», «Синск», «Тойон-Ары», «Чкалово».

2. Выводом из эксплуатации ДЭС «Джебарики-Хая» (0,5 МВт).

3. Демонтажем генерирующего оборудования на Мирнинской ГРЭС ГТУ ст. № 9 и ст. № 10 по 12 МВт каждая.

4. Монтажом генерирующего оборудования на ДЭС «Чурапча» ДГ-72 ст. № 7 (0,8 МВт).

Изменение установленной мощности электростанций ПАО «Якутскэнерго» в 2017 г. связано с передачей в оперативное управление Якутской ГРЭС Новая (193,48 МВт), снижением мощности электростанций Западных ЭС на 25,5 МВт (в том числе демонтажем 24 МВт на Мирнинской ГРЭС), увеличением мощности электростанций Центральных ЭС на 0,195 МВт.

Изменение установленной мощности электростанций АО «Сахаэнерго» в 2016 г. по сравнению с 2015 г. произошло за счет принятия на баланс АО «Сахаэнерго» 21 локальной ДЭС, относящихся к Усть-Майскому, Томпонскому, Ленскому, Вилюйскому, Верхневилюйскому и Покровскому РЭС, общей установленной мощностью 10,231 МВт. Кроме того, вводом в эксплуатацию новых АДЭС в с. Быковский Мыс Булунских ЭС (0,85 МВт) и ДЭС с. Жилинда Оленекской РЭС (0,8 МВт), солнечных электростанций в с. Верхняя Амга (Алданский улус), сс. Иннях и Дельгей (Олекминский район) суммарной установленной мощностью 0,136 МВт, установкой дополнительных и заменой старых дизель-генераторов (2,296 МВт), а также демонтажем основного оборудования - 2,143 МВт. В 2017 г. суммарная мощность электростанций АО «Сахаэнерго» возросла до 199,2 МВт.

2.8 Состав генерирующего оборудования

Перечень электростанций, расположенных на территории Республики Саха (Якутия), по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, с указанием установленной мощности в 2015 - 2017 гг. приведен в таблице 2.8.1.

Таблица 2.8.1 - Генерирующие мощности

энергетических компаний, МВт

Энергетическая компания

Электростанция, филиал

Годы

2015

2016

2017

1

2

3

4

5

ПАО «Якутскэнерго», всего

1226,5

1192,3

1360,5

в том числе:

Якутская ГРЭС

368,0

368,0

368,0

Якутская ГРЭС Новая

193,48

Якутская ТЭЦ

12,0

12,0

12,0

Каскад Вилюйских ГЭС 1,2

680,0

680,0

680,0

Западные электрические сети, всего

78,1

52,2

26,7

из них: электростанции

мощностью > 5 МВт:

73,6

49,6

24,7

Мирнинская ГРЭС (резервная)

48,0

24,0

0

Ленская ГТЭС (резервная)

-

-

Нюрбинская ДЭС (резервная)

6,5

6,5

6,5

Вилюйская ДЭС (резервная)

10,7

10,7

10,7

Верхне-Вилюйская ДЭС (резервная)

8,4

8,4

7,5

Центральные электрические сети, всего

88,4

80,1

80,3

из них: электростанции мощностью > 5 МВт:

68,8

76,9

76,9

ДЭС п. Эльдикан (резервная)

11,2

11,2

11,2

ДЭС п. Солнечный (резервная)

16,0

16,0

16,0

ДЭС п. Борогонцы (резервная)

10,0

10,0

10,0

Таттинская ДЭС (резервная)

7,5

7,5

7,5

Амгинская ДЭС (резервная)

5,7

5,7

5,7

Бердигестяхская ДЭС (резервная)

5,0

7,5

7,5

Хандыгская ДЭС (резервная)

13,4

13,4

13,4

Чурапчинская РЭС (резервная)

5,6

5,6

АО «Дальневосточная генерирующая компания»

Нерюнгринская ГРЭС (включая Чульманскую ТЭЦ)

618,0

618,0

618

АО «Вилюйская ГЭС-3»

Светлинская ГЭС

277,5

277,5

277,5

АК «АЛРОСА» (ПАО), всего

50,7

42,3

н,д

из них:

ДЭС Нюрбинского ГОКа

21,6

21,5

н.д

АО «Сахаэнерго», всего

188,2

199,9

199,6

в том числе: электростанции мощностью > 5 МВт

92,2

99,8

99,7

ДЭС п. Тикси

10,1

10,1

10,1

ДЭС п. Батагай

11,1

12,1

12,1

ДЭС п. Жиганск

7,4

7,4

7,4

ДЭС п. Зырянка

7,1

7,7

7,7

ДЭС п. Угольное

5,8

5,8

5,8

ДЭС п. Сангар

10,5

10,5

10,5

ДЭС п. Черский

5,7

6,2

6,2

ДЭС г. Среднеколымск

6,3

6,6

6,6

ДЭС п. Чокурдах

7,8

7,8

7,8

ДЭС п. Депутатский <**>

6,5

7,6

7,6

ТЭЦ п. Депутатский

7,5

7,5

7,5

ДЭС п. Усть-Куйга

6,4

5,6

5,6

ДЭС п. Оленек

5,0

5,0

электростанции мощностью <= 5 МВт

96,0

99,2

99,9

из них: возобновляемые источники энергии, всего

0,375

0,514

0,614

ОАО «Сургутнефтегаз»

177,5

176,8

н/д

в том числе:

Талаканская ГТЭС

135,0

135,0

135,0

Талаканская ГПЭС

12,7

13,5

13,5

ПАО «Транснефть»

ДЭС

92,0

92

н/д

АО «Алмазы Анабара»

ДЭС

33,9

33,9

н/д

ООО «Бурэнерго»

ДЭС

25,8

47,5

н/д

ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»

ДЭС

20,0

20,0

н/д

ООО «ГАЗПРОМ БУРЕНИЕ»

ДЭС

23,0

15,0

н/д

ОАО «ЯТЭК»

ДЭС

15,0

16,2

н/д

ООО «Эльгауголь»

ДЭС

11,5

11,5

н/д

ПАО «Селигдар»

ДЭС

4,7

5,7

н/д

Прочие компании

ведомственные электростанции

96,8

171,8

н/д

ИТОГО по республике

2853,3

2919,4

н/д

Примечание - <*> в 2015 г. мощность ДЭС в с. Чурапча и п. Оленек в суммирующей графе «электростанции мощностью > 5 МВт» не учитывалась;

<**> консервация

Источник: Формы Росстата 6-ТП данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводится (не предоставлено)).

Состав основного генерирующего оборудования по электростанциям с установленной мощностью более 5 МВт приведен в приложении 2.19 (не приводится (не предоставлено)).

2.9 Структура выработки электроэнергии

Выработка электроэнергии всеми электростанциями на территории республики в 2016 г. по сравнению с 2015 г. увеличилась на 3,5% и составила 9327 млн кВт ч. При этом электростанции, работающие в составе якутской энергосистемы, включая резервные энергоисточники, в 2016 г. выработали 8098 млн кВт ч электроэнергии, что составляет 86,9% от суммарной выработки по республике (таблица 2.9.1). В 2017 г. выработка электроэнергии электростанциями, работающими в составе якутской энергосистемы, снизилась до 7925,3 млн кВт ч.

Прирост выработки электроэнергии в республике в 2016 г. обусловлен ростом производства на всех электростанциях. Наиболее существенный рост наблюдался в децентрализованной зоне, особенно дизельными электростанциями АК «Транснефть», ООО «Бурэнерго», ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча», а также Талаканской ГТЭС и др. В 2017 г. наблюдается снижение выработки по сравнению с 2016 г. на всех электростанциях, работающих в составе якутской энергосистемы.

Таблица 2.9.1 - Изменение выработки электроэнергии в зоне

централизованного и децентрализованного электроснабжения

Электростанция

Выработка электроэнергии, млн кВт ч

Структура 2016 г., %

2013

2014

2015

2016

2017

Электростанции, работающие в энергосистеме, всего, в том числе:

7688

7627

7945,6

8098,3

7925,3

86,9

Якутская ГРЭС

1601,4

1608,1

1591,8

1601,8

1511,8

17,2

Якутская ГРЭС Новая

-

-

-

-

74,9

Якутская ТЭЦ

51,8

56,9

52,8

54,9

53,7

0,6

Нерюнгринская ГРЭС + Чульманская ТЭЦ

3129,0

2998,8

3231,1

3279,5

3200,9

35,2

Вилюйские ГЭС-1, 2

2056,7

2131,8

2236,0

2290,7

2268,8

24,6

Светлинская ГЭС

729,9

734,4

753,8

750,4

732,3

8,0

Центральные электросети

15,9

14,4

14,8

2,9

8,8

0,03

Западные электросети

6,4

5,7

3,8

1,3

2,4

0,01

ДЭС ПАО «Транснефть» <*>

96,9

76,9

61,5

116,8

71,6

1,3

Децентрализованные электростанции, всего

820

951

1060,5

1228,5

н.д.

13,2

в том числе:

Электростанции АО «Сахаэнерго»

266,2

270,7

270,0

278,0

281,4

3,0

Талаканская ГТЭС

393,9

435,7

503,8

579,7

н.д.

6,2

Талаканская ГПЭС

11,3

13,9

13

12,1

н.д.

0,1

ДЭС ОАО «Сургутнефтегаз»

8,6

11,8

10,8

10,8

н.д.

0,1

ДЭС АК «АЛРОСА» (ПАО)

75,7

74,1

73,9

71,3

н.д.

0,8

ДЭС ООО «Бурэнерго»

23,8

16,2

16,8

47,0

н.д.

0,5

ДЭС ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»

н.д.

41,4

43,6

71,5

н.д.

0,8

ДЭС ООО «ГАЗПРОМ БУРЕНИЕ»

н.д.

н.д.

18,6

7,8

н.д.

0,1

ДЭС ОАО «ЯТЭК»

16,4

15,0

15,9

16,8

н.д.

0,2

Прочие электростанции

24,1

72,2

94,1

133,5

н.д.

1,4

ИТОГО

8508

8578

9006,1

9326,8

н.д.

100,0

Примечание - <*> ДЭС для собственных нужд НПС-12, 13, 14, подключенных к энергосистеме

Источник: Формы Росстата 6-ТП и Электробаланс данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводится (не предоставлено))

Изменение выработки электроэнергии по типам генерирующих источников представлено в таблице 2.9.2. За рассматриваемый период значительно возросла выработка электроэнергии возобновляемыми источниками энергии и дизельных электростанций.

Таблица 2.9.2 - Изменение выработки электроэнергии

по типам электростанций, млн кВт ч

Электростанция

Год

Изменение 2016/2015 гг., %

2013

2014

2015

2016

2017

Выработка электроэнергии, всего

8508

8578

9006,1

9326,8

н.д.

103,6

в том числе:

ГЭС

2786,6

2866,2

2989,8

3041,1

3001,1

101,7

ТЭС

5192,4

5118,4

5397,8

5532,8

4841,4

102,5

ДЭС

528,9

593,3

618,3

751,9

н.д.

121,6

ВИЭ

0,1

0,1

0,2

0,95

1,07

475,0

Более 59% выработки электроэнергии приходится на тепловые электростанции (рисунок 2.9.1 а). Гидроэлектростанции в структуре выработки занимают 33%, автономные дизельные электростанции - 8%. Прирост выработки электроэнергии в 2016 г. по сравнению с 2015 г. наблюдался во всех генерирующих компаниях, функционирующих на территории республики, за исключением незначительного снижения АО «Вилюйская ГЭС-3» и ДЭС АК «АЛРОСА» (ПАО) (таблица 2.9.3). Основными генерирующими компаниями являются ПАО «Якутскэнерго» и АО «ДГК» Нерюнгринская ГРЭС: на их долю в структуре выработки электроэнергии приходится 42% и 35% соответственно (рисунок 2.9.1 б).

Рисунок 2.9.1 - Структура выработки электроэнергии:

а) по типам электростанций, б) по генерирующим компаниям

(состояние 2016 г.)

Рисунок не приводится.

Таблица 2.9.3 - Изменение выработки электроэнергии

генерирующими компаниями, млн кВт ч

Генерирующая компания

Год

Изменение 2016/2015 гг., %

2013

2014

2015

2016

2017

Выработка электроэнергии, всего,

8508

8578

9006,1

9326,8

н.д.

103,6

в том числе:

ПАО «Якутскэнерго»

3732,1

3816,9

3899,2

3951,6

3920,5

101,3

Филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК»

3129,0

2998,8

3231,1

3279,5

3200,9

101,5

АО «Вилюйская ГЭС-3»

729,9

734,4

753,8

750,4

732,3

99,5

АК «АЛРОСА» (ПАО)

75,7

74,1

73,9

71,3

н.д.

96,5

АО «Сахаэнерго»

266,2

270,7

270,0

278,0

281,4

103,0

ОАО «Сургутнефтегаз» <*>

413,8

461,4

527,6

602,6

н.д.

114,2

ПАО «Транснефть»

96,9

76,9

61,5

116,8

71,6

189,9

ООО «Бурэнерго»

23,8

16,2

16,8

47

н.д.

279,8

ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»

н.д.

41,4

43,6

71,5

н.д.

164,0

Прочие

40,5

87,2

128,6

158,1

н.д.

122,9

Примечание - <*> включая Талаканскую ГТЭС, Талаканскую ГПЭС и ДЭС

Источник: Формы Росстата 6-ТП и Электробаланс, данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводятся (не предоставлены)).

2.10 Характеристика балансов электрической

энергии и мощности

Производство электроэнергии в республике за период 2012 - 2016 гг. имеет положительную динамику и возросло на 9,4% - с 8,5 млрд кВт ч в 2012 г. до 9,3 млрд кВт ч в 2016 г. (таблица 2.10.1).

Таблица 2.10.1 - Баланс электроэнергии

в республике, млн кВт ч

Статья баланса

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Производство электроэнергии, всего, в том числе:

8452

8509

8578

9006

9327

- ПАО «Якутскэнерго»

3799

3734

3817

3899

3952

- Нерюнгринская ГРЭС (АО «ДГК»)

3164

3129

2999

3231

3280

- АО «Вилюйская ГЭС-3»

650

730

734

754

750

- АО «Сахаэнерго»

261

266

271

270

278

- ПАО «Сургутнефтегаз»

359

414

461

528

603

- Прочие электростанции

219

236

296

324

464

Поступление электроэнергии, всего, в том числе:

162

162

159

163

163

- Магаданская область

146

147

143

147

149

- Чукотский АО

16

15

15

15

15

Отпуск за пределы республики (сальдо)

1489

1489

1358

1065

796

Потребление, всего, в том числе:

7125

7183

7378

8104

8694

- собственные нужды электростанций

483

486

474

481

496

- потери в электросетях

871

927

1045

1001

1001

- полезное потребление

5772

5770

5859

6622

7197

Источник: формы Росстата Электробаланс и 6-ТП за 2012 - 2016 гг., оценки ИСЭМ СО РАН

Темпы роста внутреннего потребления электроэнергии значительно выше по сравнению с ее производством: за прошедший пятилетний период потребление электроэнергии в республике увеличилось на 22,5% - с 7,1 млрд кВт ч в 2012 г. до 8,7 млрд кВт ч в 2016 г. (рисунок 2.10.1).

Рисунок 2.10.1 - Динамика производства и потребления

электроэнергии, млрд кВт ч

Рисунок не приводится.

Доля потерь в электрических сетях общего пользования в 2012 - 2016 гг. составляла 11-13%.

В отчетный период Западный и Центральный энергорайоны работали изолированно. Южно-Якутский энергорайон работает в составе ОЭС Востока.

Западный энергорайон

Балансы мощности и электроэнергии Западного энергорайона за отчетный период приведены в таблицах 2.10.2 и 2.10.3 соответственно.

В период с 2012 по 2017 гг. Западный энергорайон оставался избыточным по электрической мощности. Мирнинская ГРЭС до 2017 находилась в холодном резерве, выведена из эксплуатации с 01.11.2017.

Таблица 2.10.2 - Балансы мощности Западного

энергорайона на собственный час максимума, МВт

Статья баланса

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

ПОТРЕБНОСТЬ

Собственный максимум нагрузки

552

570

589

596

594

569

Переток в Иркутскую область

16

17

Итого потребность

552

570

589

596

611

586

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность, всего

1109

1108

1096

1036

1010

985

Вилюйские ГЭС 1-2

680

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

278

278

278

278

278

278

Мирнинская ГРЭС

72

72

60

48

24

0

Западные электросети

79

79

79

30

28

27

Мощность, фактически используемая в покрытии нагрузок, всего

979

1008

1007

948

910

824

Вилюйские ГЭС 1-2

680

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

174

213

200

202

202

118

Западные электросети

125

115

127

66

28

26

Фактический резерв мощности

427

438

418

352

300

238

Таблица 2.10.3 - Балансы электроэнергии

Западного энергорайона, млн кВт ч

Статья баланса

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Выработка всего, в том числе:

2796

2793

2872

2994

3042

3003

ГЭС, всего, в том числе:

2790

2787

2866

2990

3041

3001

Вилюйские ГЭС 1-2

2140

2057

2132

2236

2291

2269

Светлинская ГЭС

650

730

734

754

750

732

Прочие источники

6

9

6

4

1

2

Проектная среднемноголетняя выработка ГЭС, в том числе:

3969

3969

3969

3969

3969

3969

Вилюйские ГЭС 1-2

2857

2857

2857

2857

2857

2857

Светлинская ГЭС

1112

1112

1112

1112

1112

1112

Электропотребление, всего, в том числе:

2796

2793

2872

2994

3042

2950

- собственные нужды

39

38

38

33

32

35

- потери в сетях

355

399

401

417

403

430

- полезное потребление

2402

2356

2432

2544

2607

2485

Переток в энергосистему Иркутской области

53

Избыток (+)/дефицит (-) к проектной среднемноголетней выработке

1173

1176

1097

975

927

966

Центральный энергорайон

Балансы мощности и электроэнергии в Центральном энергорайоне за отчетный период приведены в таблицах 2.10.4, 2.10.5 соответственно.

Таблица 2.10.4 - Балансы мощности

Центрального энергорайона, МВт

Статья баланса

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

ПОТРЕБНОСТЬ

Собственный максимум нагрузки

320

319

323

304

301

308

Итого

320

319

323

304

301

308

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность, всего

468

468

468

468

460

653

Центральные электросети

88

88

88

88

80

80

Якутская ГРЭС

368

368

368

368

368

368

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

193

Мощность, фактически используемая в покрытии нагрузок, всего

428

438

431

404

417

575

Центральные электросети

Якутская ГРЭС

416

426

419

392

405

383

Якутская ТЭЦ

180

Якутская ГРЭС Новая

12

12

12

12

12

12

Фактический резерв мощности

108

119

108

101

116

267

Таблица 2.10.5 - Балансы электроэнергии

Центрального энергорайона, млн кВт ч

Статья баланса

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Выработка, всего, в том числе:

1653

1669

1679

1660

1660

1650

ТЭС, всего, в том числе:

1636

1653

1665

1645

1657

1641

Якутская ГРЭС

1581

1601

1608

1592

1602

1512

Якутская ТЭЦ

55

52

57

53

55

54

Якутская ГРЭС Новая

75

Прочие источники

17

16

14

15

3

9

Электропотребление, всего, в том числе:

1653

1669

1679

1660

1660

1650

- собственные нужды

71

71

68

69

68

78

- потери в сетях

343

344

341

324

324

350

- полезное потребление

1239

1253

1270

1267

1267

1222

В период 2012 - 2017 гг. Центральный энергорайон оставался избыточным по электрической мощности.

Южно-Якутский энергорайон

Балансы мощности и электроэнергии Южно-Якутского энергорайона за отчетный период приведены в таблицах 2.10.6 и 2.10.7 соответственно.

В период 2012 - 2016 гг. Южно-Якутский энергорайон оставался избыточным по электрической мощности.

Таблица 2.10.6 - Балансы мощности Южно-Якутского

энергорайона, МВт

Статья баланса

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

ПОТРЕБНОСТЬ

Собственный максимум нагрузки

269

271

276

279

298

316

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность, всего

618

618

618

618

618

618

Нерюнгринская ГРЭС

570

570

570

570

570

570

Чульманская ТЭЦ

48

48

48

48

48

48

Мощность, фактически используемая в покрытии нагрузок, всего

580

618

406

618

618

618

Нерюнгринская ГРЭС

532

570

358

570

570

570

Чульманская ТЭЦ

48

48

48

48

48

48

-Дефицит (-)/ Избыток (+)

311

347

130

339

320

302

Таблица 2.10.7 - Балансы электроэнергии Южно-Якутского

энергорайона, млн кВт ч

Статья баланса

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Выработка, всего, в том числе:

3164

3129

2999

3231

3280

3201

ТЭС, всего, в том числе:

3164

3129

2999

3231

3280

3201

Нерюнгринская ГРЭС

3078

3129 <*>

2999 <*>

3231 <*>

3280 <*>

3201

Чульманская ТЭЦ

86

Передача в энергосистему Амурской области (сальдо)

1489

1424

1333

1509

1366

н.д.

Электропотребление, всего, в том числе:

1675

1705

1667

1721

1913

н.д.

- собственные нужды

368

368

355

370

383

н.д.

- потери в сетях

46

33

40

37

54

н.д.

- полезное потребление

1261

1304

1272

1314

1476

н.д.

Примечание: <*> - с учетом Чульманской ТЭЦ

2.11 Динамика основных показателей

энерго- и электроэффективности

Энергоэффективность экономики характеризуется показателями энергоемкости, электроемкости, потреблением электроэнергии на душу населения и электровооруженностью труда.

Важными факторами, влияющими на энергоэффективность экономики, являются: удельный расход топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию, снижение потерь электрической и тепловой энергии на передачу в электрических и тепловых сетях, коэффициенты полезного действия энергетических установок, коэффициенты полезного использования топливно-энергетических ресурсов, производительность труда и др.

Динамика основных показателей энергоэффективности по Республике Саха (Якутия) за период 2012 - 2016 гг. приведена в таблице 2.11.1.

Таблица 2.11.1 - Исходные данные и основные

показатели энергоэффективности в республике

Показатель

Ед. изм.

Год

Среднегодовой темп роста, %

2012

2013

2014

2015

2016

ВРП в сопоставимых ценах (2012 г.)

млрд руб.

541,3

546,2

563,7

573,2

596,2

102,5

Численность населения на конец года

тыс. чел.

955,6

954,8

956,9

959,7

962,8

100,2

Среднегодовая численность занятого населения

тыс. чел.

482,9

482,1

482,1

482,7

483,4

100,0

Энергопотребление

тыс. т у.т.

8007

7948

7970

8117

8462

101,4

Электропотребление

млн кВт ч

7126

7183

7378

8104

8694

105,2

Энергоемкость ВРП

кг у.т. /тыс. руб

14,79

14,55

14,14

14,16

14,19

99,0

Электроемкость ВРП

кВт.ч/тыс. руб.

13,17

13,15

13,09

14,14

14,58

102,6

Потребление электроэнергии на душу населения

тыс. кВт ч /чел

7,46

7,52

7,71

8,44

9,03

105,0

Электровооруженность труда

тыс. кВт ч / чел

14,76

14,90

15,30

16,79

17,98

105,1

Энергоемкость

Среднегодовой темп роста энергопотребления в республике за 2012 - 2016 гг. составил 101,4%. На фоне более высоких среднегодовых темпов роста экономики (102,5%) энергоемкость ВРП к концу периода по сравнению с 2012 г. снизилась на 4,05% и составила 14,19 кг у.т./тыс. руб. Среднегодовой темп снижения энергоемкости ВРП составил 1,0%, хотя с 2015 г. периода наблюдался рост этого показателя (рис. 2.11.1).

Наиболее энергоемким видом деятельности остается обрабатывающее производство. На фоне кризисных явлений с 2012 по 2016 гг. вклады обрабатывающего производства в ВРП и энергопотребление соответственно уменьшились на 30,9 и 16,3%. Вследствие этого энергоемкость обрабатывающей промышленности увеличилась на 21,2% от уровня 2012 г.

Снижение энергоемкости добывающей промышленности за рассматриваемый период обусловлено ростом вклада в ВРП в размере 17,6% при снижении объема энергопотребления на 17,1%.

Энергопотребление в строительстве увеличилось за период на 55,2%, при этом вклад в ВРП снизилось на 4,9%, вследствие чего энергоемкость производства в данной отрасли увеличилась на 63%.

Рис. 2.11.1 - Динамика энергоемкости

ВРП республики, кг у.т. на 1000 руб.

Рисунок не приводится.

В сельском хозяйстве энергоемкость в зависимости от структуры производства и сезонных факторов характеризуется высокой неустойчивостью ее динамики: в отдельные годы наблюдается то снижение, то рост (рис. 2.11.2). За период энергоемкость отрасли выросла на 2,5% при снижении вклада в ВРП на 3,5%.

Рис. 2.11.2 - Энергоемкость по видам экономической

деятельности конечного потребления, кг у.т. на 1000 руб.

Рисунок не приводится.

Электроемкость

Уровень электроемкости производства валового регионального продукта в целом по республике за период 2012 - 2016 гг. вырос на 10,8%. Значительный ее рост произошел в 2016 г. (до 14,58 кВт ч на 1000 руб.), что было связано с расширением производственной деятельности и услуг в таких электроемких отраслях, как нефтепроводный транспорт, производство теплоэнергии с использованием электроотопления, жилищно-коммунальное хозяйство и др. (рис. 2.11.3).

Рис. 2.11.3 - Динамика изменения электроемкости ВРП, кВт ч

на 1000 руб.

Рисунок не приводится.

Среди отраслей промышленности наиболее электроемким является обрабатывающее производство. За данный период 2012 - 2016 гг. электроемкость выросла почти на 30% с 24,59 до 31,91 кВт.ч /тыс. руб (рис. 2.11.4). Рост электроемкости в обрабатывающем производстве за последние четыре года связан с низкими темпами роста производства ВРП (валовой добавленной стоимости), как следствие нестабильности спроса и неустойчивой динамики производства продукции при сохранении и незначительном росте уровня электропотребления.

Рост вклада в ВРП добывающей промышленностью опережал рост электропотребления, в результате чего происходило снижение электроемкости: с 2012 по 2016 г. она снизилась с 12,09 до 9,32 кВт ч на 1000 руб. или на 22,8%.

Электроемкость сельского хозяйства постоянно снижается из-за спада производства и электропотребления. Исключение составляет 2015 г., когда рост электропотребления по сравнению с предыдущим годом составил 11,0% (вклад в ВРП снизился на 2,1%), что привело к росту электроемкости на 14,7%.

Электроемкость производства в строительной отрасли за первые четыре года рассматриваемого периода имела тенденцию к росту, но в 2016 г. по сравнению с предыдущим годом показала снижение на 15,4%.

Рис. 2.11.4 - Динамика изменения электроемкости по видам

экономической деятельности, кВт ч на 1000 руб.

Рисунок не приводится.

Потребление электроэнергии на душу населения

За рассматриваемый период население в республике увеличилось на 7,2 тыс. чел. (на 100,8%) и составило на 01.01.2017 962,8 тыс. чел. Если на начало периода на одного человека приходилось 7,46 тыс. кВт ч в год, то к концу периода это значение повысилось на 21% и составило 9,03 тыс. кВт ч в год. На фоне медленного прироста населения электропотребление в целом по республике в 2016 г. по сравнению с 2012 г. значительно выросло, примерно на 22%. Среднегодовой темп роста потребления электроэнергии на душу населения составил 105,0% (рис. 2.11.5).

Рис. 2.11.5 - Динамика потребления электроэнергии на душу

населения, тыс. кВт ч/ чел.

Рисунок не приводится.

Электровооруженность труда в экономике

Электровооруженность труда в экономике растет за счет увеличения роста электропотребления при относительно неизменном количестве среднесписочной численности занятых в экономике. Среднегодовой темп роста занятого населения в экономике также не менялся. За рассматриваемый период электровооруженность выросла на 21,9% и достигла 17,98 тыс. кВт ч на одного занятого в экономике (рис. 2.11.6).

Рис. 2.11.6 - Электровооруженность труда,

тыс. кВт ч на 1 занятого в экономике

Рисунок не приводится.

По видам экономической деятельности наиболее высокая электровооруженность наблюдается в добывающей промышленности. Но за последние три года электровооруженность в данной отрасли неуклонно снижалась - с 59,4 до 52,3 тыс. кВт ч на одного занятого в этой сфере. При этом электровооруженность добычи полезных ископаемых выше аналогичного показателя обрабатывающей промышленности в 3,9 раза.

В строительстве и сельском хозяйстве электровооруженность труда в последние три года рассматриваемого периода оставалась на одном и том же уровне: примерно 2,5 и 0,9 тыс. кВт ч на одного занятого соответственно (рис. 2.11.7).

По транспорту и связи наблюдается резкое увеличение вооруженности труда. Если за четыре года с начала периода вооруженность труда увеличилась на 60,8%, то в 2016 г. по сравнению с предыдущим годом увеличилась в 1,9 раз. Это в основном связано с перевозкой грузов для строительства магистрального газопровода «Сила Сибири» на территории республики.

Рис. 2.11.7 - Электровооруженность труда по видам

экономической деятельности, тыс. кВт ч на 1 занятого

в экономике

Рисунок не приводится.

2.12 Основные характеристики электросетевого

хозяйства 35 кВ и выше

В настоящем разделе приведены основные характеристики электросетевого хозяйства централизованной зоны энергосистемы Республики Саха (Якутия) напряжением 35 кВ и выше.

Анализ технического состояния и возрастная структура электрических сетей (ЛЭП и ПС)

Перечень ЛЭП 35-220 кВ энергосистемы республики с указанием сводных данных по ним приведен в приложении 2.20 (не приводится (не предоставлено)).

В таблице 2.12.1 приведена сводная информация по техническому состоянию ЛЭП, находящихся на балансе ПАО «Якутскэнерго».

Таблица 2.12.1 - Протяженность и техническое состояние ЛЭП

ПАО «Якутскэнерго» (состояние на 01.01.2017)

ПАО «Якутскэнерго»

0,4-6-10 кВ

35 кВ

110 кВ

220 кВ

Всего

ЦЭС, км

9319,3

1954,6

1306,1

395,8 <*>

12975,8

% износа

Факт.

40

30

10

10

34

ЗЭС, км

4711,88

1437,1

1430,8

1149,3

8729,08

% износа

Факт.

30

40

25

55

34

Итого по ПАО «Якутскэнерго»

14031,18

3391,7

2736,9

1545,1

21704,88

% износа

Факт.

37

34

18

44

34

--------------------------------

<*> - Общая протяженность ВЛ в габаритах 220 кВ, работающих на напряжении 110 кВ.

Примечание - фактический износ - технический износ по результатам проведенных обходов ВЛ;

Средний процент износа ЛЭП на балансе ПАО «Якутскэнерго» исходя из нормативного срока службы и фактического срока эксплуатации составляет свыше 60%. Фактический износ ЛЭП по результатам обследований специалистов ПАО «Якутскэнерго» с учетом выполненных ремонтных и восстановительных работ составляет 34%.

В таблице 2.12.2 приведена сводная информация по техническому состоянию ЛЭП, находящихся на балансе АО «ДРСК».

Таблица 2.12.2 - Протяженность и техническое

состояние ЛЭП филиала АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС»

(состояние на 01.01.2017)

АО «ДРСК»

«Южно-Якутские ЭС»

0,4-6-10 кВ

35 кВ

110 кВ

220 кВ

Всего

Протяженность, км

906,3

298,0

570,2

-

1774,5

% износа

Факт.

70

75,7

79,2

-

75,0

Из находящихся на балансе филиала АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС» 87,3% линий 110 кВ и 94,7% линий 35 кВ выполнены на деревянных опорах.

Процент износа ВЛ и ПС «Южно-Якутских электрических сетей» составляет:

линии электропередачи 110 кВ - 79,2%;

линии электропередачи 35 кВ - 75,7%.

Таким образом, наблюдается существенное старение и износ линий электропередачи на балансе АО «ДРСК», в первую очередь, деревянных опор. Более 70% линий эксплуатируются свыше 25 лет, имеет место массовое загнивание опор и их разрушение.

В таблице 2.12.3 приведена сводная информация по техническому состоянию ЛЭП, находящихся на балансе АО «ДВЭУК».

Таблица 2.12.3 - Протяженность и техническое состояние

ЛЭП АО «ДВЭУК» (состояние на 01.01.2017)

АО «ДВЭУК»

10 кВ

110 кВ

220 кВ

Всего

Протяженность, км

1,115

0,741

1813,791

1815,65

% износа

Факт.

н/д

н/д

н/д

н/д

Срок эксплуатации ВЛ, находящихся на балансе АО «ДВУЭК», составляет не более 8 лет, соответственно, фактический износ незначителен.

В таблице 2.12.4 приведена сводная информация по техническому состоянию ЛЭП, находящихся на балансе ПАО «ФСК ЕЭС» (приложение 2.21) (не приводится (не предоставлено)).

Таблица 2.12.4 - Протяженность и техническое состояние

ЛЭП ПАО «ФСК ЕЭС» (состояние на 01.01.2017)

ПАО «ФСК ЕЭС»

220 кВ

Всего

Протяженность, км

2004,07

2004,07

% износа

Факт.

н/д

н/д

Срок эксплуатации ВЛ, находящихся на балансе ПАО «ФСК ЕЭС», составляет не более 10 лет, соответственно, фактический износ незначителен.

В таблице 2.12.5 приведена сводная информация по техническому состоянию ЛЭП, находящихся на балансе ПАО «Транснефть».

Таблица 2.12.5 - Протяженность и техническое состояние

ЛЭП ПАО «Транснефть» (состояние на 01.01.2017)

ПАО «Транснефть»

220 кВ

Всего

Протяженность, км

260

260

% износа

Факт.

н/д

н/д

Ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Пеледуй - НПС-9 № 1 и № 2 протяженностью 260 км, находящихся на балансе ПАО «Транснефть», был осуществлен в 2017 году, соответственно, износ отсутствует.

В наихудшем состоянии в целом по энергосистеме находятся линии электропередачи в деревянном исполнении постройки 1960 - 1970 гг. Наибольший износ имеют:

- ВЛ 220 кВ Районная - Мирный (Л-212);

- Отпайка на ПС Драга-201 (ЛО-165);

- Отпайка на ПС Драга-202 (ЛО-163);

- ВЛ 110 кВ ГПП-6 - Удачная с отпайкой на ПС Карьер (Л-113) и ВЛ 110 кВ ГПП-6 - Удачная с отпайкой на ПС Карьер (Л-114);

- ВЛ 110 кВ Табага - Мохсоголлох с отпайками (Л-113);

- ВЛ 110 кВ Малый Нимныр - Большой Нимныр (Л-103);

- ВЛ 110 кВ Большой Нимныр - Юхта (Л-133а);

- ВЛ 110 кВ Юхта - Лебединый (Л-133);

- ВЛ 110 кВ Лебединый - Нижний Куранах с отпайками (Л-104);

- ВЛ 110 кВ Нижний Куранах - ТДЭС с отпайкой на ПС Нижнеякокитская (Л-104);

- ВЛ 110 кВ ТДЭС - 24 км (ВЛ 110 кВ ТДЭС - Безымянка (Л-112));

В связи с высоким износом ЛЭП в энергосистеме наблюдаются значительные проблемы в обеспечении электроэнергией потребителей:

- длительное время ремонтно-восстановительных работ;

- дополнительные затраты на ремонт и восстановление линий электропередачи;

- значительные объемы потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях (18,82% в электрических сетях ПАО «Якутскэнерго» в 2016 году).

Перечень подстанций 35-220 кВ энергосистемы Республики Саха (Якутия) с указанием сводных данных по ним приведен в приложении 2.20 (не приводится (не предоставлено)).

В таблице 2.12.6 приведена сводная информация по техническому состоянию подстанций, находящихся на балансе ПАО «Якутскэнерго».

Таблица 2.12.6 - Количество, трансформаторная мощность

и фактический износ ПС ПАО «Якутскэнерго» (состояние

на 01.01.2017)

ПАО «Якутскэнерго»

6(10)/

0,4 кВ

35 кВ

110 кВ

220 кВ

Всего

ЦЭС

мощность, МВА

846,84

237

732,9

1834,07

количество

2945

86

29

3011

% износа фактический

40

35

35

37

ЗЭС

мощность, МВА

438,12

272,0

1763

999,0

3464,45

количество

1449

46

40

5

1489

% износа фактический

45

40

35

40

38

Итого ЯЭ

мощность, МВА

1284,96

509

2495,9

999,0

5298,52

количество

4 394

132

69

5

4500

% износа фактический

40

38

35

40

38

Примечание - Фактический износ - технический износ по результатам проведенных обследований ПС

Подстанции и электрооборудование ПАО «Якутскэнерго» имеют высокий процент износа - около 40%.

В таблице 2.12.7 приведена сводная информация по техническому состоянию подстанций, находящихся на балансе филиала АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС».

Таблица 2.12.7 - Количество, трансформаторная мощность

и фактический износ ПС филиала АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС»

(состояние на 01.01.2017)

АО «ДРСК»

«Южно-Якутские ЭС»

6-10/0,4 кВ

35 кВ

110 кВ

220 кВ

Всего

мощность, МВА

127,6

118,1

554,4

-

800,1

количество

281

17

19

-

317

% износа фактический

38,5

62,8

76,6

-

59,3

На территории Южно-Якутского энергорайона (АО «ДРСК») износ подстанций составляет 59,3%.

В таблице 2.12.8 приведена сводная информация по техническому состоянию подстанций, находящихся на балансе АО «ДВЭУК».

Таблица 2.12.8 - Количество, трансформаторная мощность

и фактический износ ПС АО «ДВЭУК» (состояние на 01.01.2017)

АО «ДВУЭК»

220 кВ

Всего

мощность, МВА

508

508

количество

10

10

% износа фактический

н/д

н/д

Ввод в эксплуатацию подстанций АО «ДВЭУК» произведен в 2013 - 2014 годах, соответственно, износ незначителен.

В таблице 2.12.9 приведена сводная информация по техническому состоянию подстанций, находящихся на балансе ПАО «ФСК ЕЭС».

Таблица 2.12.9 - Количество, трансформаторная мощность

и фактический износ ПС ПАО «ФСК ЕЭС» (состояние

на 01.01.2017)

ПАО «ФСК ЕЭС»

220 кВ

110 кВ

35 кВ

Всего

мощность, МВА

702

32

20

754

количество

14

2

2

18

% износа фактический

н/д

н/д

н/д

н/д

Ввод в эксплуатацию большинства подстанций ПАО «ФСК ЕЭС» произведен в 2011 - 2014 годах, соответственно, износ незначителен.

В таблице 2.12.10 приведена сводная информация по техническому состоянию подстанций, находящихся на балансе ПАО «Транснефть».

Таблица 2.12.10 - Количество, трансформаторная мощность

и фактический износ ПС ПАО «Транснефть» (состояние

на 01.01.2017)

ПАО «Транснефть»

220 кВ

Всего

мощность, МВА

180

180

количество

6

6

% износа фактический

н/д

н/д

Ввод в эксплуатацию подстанций ПАО «Транснефть» выполнен в 2010 - 2014 годах, соответственно, износ незначителен.

Общая протяженность линий электропередачи 0,4-6-10 кВ и выше в централизованной зоне энергосистемы Республики Саха (Якутия) составляет 27559 км. Суммарная мощность трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ и выше составляет 7530,96 МВА. Сводные данные приведены в таблице 2.12.11.

Таблица 2.12.11 - Протяженность линий электропередачи

и трансформаторная мощность ПС по классам напряжения

(состояние на 01.01.2017)

Класс напряжения

Протяженность ВЛ и КЛ

(в одноцепном исполнении), км

Трансформаторная мощность ПС, МВА

0,4-6-10 кВ

14938,6

1412,56

35 кВ

3689,7

647,1

110 кВ

3307,84

3082,3

220 кВ

5622,95

2389

Вводы новых и расширение существующих электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше за последние 5 лет

Вводы новых и расширяемых электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше за период 2013 - 2017 годы с разбивкой по классам напряжений представлены в таблице 2.12.12.

Таблица 2.12.12 - Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной

мощности на ПС напряжением 35 кВ и выше

№ п/п

Класс напряжения

Объект

Принадлежность к компании

Год ввода

Протяженность / мощность

Западный энергорайон

1

220 кВ

ВЛ 220 кВ Районная - Городская - НПС-12

АО «ДВЭУК»

2013

2х265,5 км

2

220 кВ

ВЛ 220 кВ НПС-12 -

НПС-13

АО «ДВЭУК»

2013

167 км

3

110 кВ

ПС 110 кВ Северная Нюя

ПАО «Якутскэнерго»

2013

6,3 МВА

4

35 кВ

Замена силовых трансформаторов на

ПС 35 кВ Тосу

ПАО «Якутскэнерго»

2013

1 МВА

5

35 кВ

Замена силовых трансформаторов на

ПС 35 кВ Сунтар-2

ПАО «Якутскэнерго»

2013

4 МВА

6

220 кВ

ПС 220 кВ Пеледуй

ПС 220 кВ Городская

ВЛ 220 кВ Мирный - Городская - Пеледуй

АО «ДВЭУК»

2014

2х63 МВА

2х63 МВА

458 км

7

220 кВ

ПС 220 кВ НПС-11

с отп. от ВЛ 220 кВ Городская - Пеледуй

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

2х25 МВА

2х1,85 км

8

220 кВ

ПС 220 кВ НПС-15

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

2х25 МВА

9

220 кВ

ВЛ 220 кВ НПС-15 - Олекминск с отп. на

НПС-14 № 1 и № 2

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

2х100 км

10

110 кВ

Внешнее электроснабжение подземного рудника «Удачный»

2-ой этап: ПС 110/6 кВ ГПП-1

ВЛ 110 кВ ГПП-6 - ГПП-1

ПАО «Якутскэнерго»

2014

4х25 МВА

2х16 МВА

11

110 кВ

Замена силовых

трансформаторов на

ПС 110 кВ Нюрба

ПАО «Якутскэнерго»

2015

2х25 МВА

12

110 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 110 кВ Хатын-Урях

ПАО «Якутскэнерго»

2015

25 МВА

13

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на

ПС 220 кВ НПС-12

АО «ДВЭУК»

2017

2х63 МВА

14

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на

ПС 220 кВ НПС-13

АО «ДВЭУК»

2017

2х40 МВА

15

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на

ПС 220 кВ НПС-15

ПАО «ФСК ЕЭС»

2017

2х40 МВА

16

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на

ПС 220 кВ НПС-14

ПАО «Транснефть»

2017

2х40 МВА

17

220 кВ

ПС 220 кВ НПС-9

ПАО «Транснефть»

2017

2х40 МВА

220 кВ

ПС 220 кВ НПС-8

ПАО «Транснефть»

2017

2х40 МВА

18

220 кВ

ВЛ 220 кВ Пеледуй - НПС-9 № 1 и № 2

ПАО «Транснефть»

2017

2х260 км

19

220 кВ

ВЛ 220 кВ НПС-8 - НПС-9 № 1 и № 2

ПАО «Транснефть»

2017

2х96 км

20

110 кВ

ПС 110 кВ РНГ с отп. от ВЛ Заря - Таас-Юрях (Л-124)

АО «РНГ»

2017

2х25 МВА

Центральный энергорайон

21

110 кВ

ПС 110 кВ Нижний Бестях

ПАО «Якутскэнерго»

2013

2х25 МВА

22

110 кВ

ВЛ 110 кВ Майя - Нижний Бестях

ПАО «Якутскэнерго»

2013

2х28,4 км

23

35 кВ

ПС 35 кВ Ж/д станция Нижний Бестях

ПАО «Якутскэнерго»

2013

12,6 МВА

24

35 кВ

ПС 35 кВ Куохара

ПАО «Якутскэнерго»

2013

8 МВА

25

35 кВ

ВЛ 35 кВ Нижний Бестях - Ж/д станция

ПАО «Якутскэнерго»

2013

13,23 км

26

220 кВ

ПС 220 кВ Майя

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

2х125 МВА

2х16 МВА

27

110 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 110 кВ Чурапча

ПАО «Якутскэнерго»

2014

16 МВА

28

35 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 35 кВ Павловск

ПАО «Якутскэнерго»

2015

1 МВА

29

35 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 35 кВ Михайловка

ПАО «Якутскэнерго»

2015

1 МВА

30

110 кВ

ПС 110/10 кВ Намыв

ПАО «Якутскэнерго»

2017

2х25 МВА

31

110 кВ

Строительство участков с образованием ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС Новая - Радиоцентр с отпайками и ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС Новая - Кангалассы с отпайками

ПАО «Якутскэнерго»

2017

2х9,94 км

32

110 кВ

Строительство участка с образованием двухцепной ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС - Якутская ГРЭС Новая

ПАО «Якутскэнерго»

2017

2х5,63 км

33

110 кВ

Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС Табага (габ. 220) с образованием ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС Новая - Табага I и II цепь

ПАО «Якутскэнерго»

2017

2х31,72

34

110 кВ

Строительство участка от опоры № 46А до ПС Табага с образованием ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС - Табага

ПАО «Якутскэнерго»

2017

2х24,39

35

110 кВ

Строительство участка с образованием одноцепной ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС Новая - Бердигестях с отпайками

ПАО «Якутскэнерго»

2017

0,84

36

110 кВ

Переключение ПС 110 кВ Северная на ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС - Якутская ГРЭС Новая

ПАО «Якутскэнерго»

2017

Южно-Якутский энергорайон

37

220 кВ

ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - НПС-18 № 2

ПАО «ФСК ЕЭС»

2013

168,3 км

38

220 кВ

ВЛ 220 кВ НПС-18 - Нижний Куранах № 2 с отп. на НПС-17

ПАО «ФСК ЕЭС»

2013

113,4 км

39

220 кВ

ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15

с отп. на НПС-16 № 1 и № 2

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

263,16 км

262,86 км

40

220 кВ

ПС 220 кВ НПС-19

с отп. ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

2х25 МВА

2х4,3 км

41

35 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 35 кВ ЗИФ

АО «ДРСК»

2015

2,5 МВА

42

220 кВ

КВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Майя

ПАО «ФСК ЕЭС»

2016

482,1 км

43

110 кВ

ПС 110 кВ Инаглинская

АО «ДРСК»

2016

2х16 МВА

44

110 кВ

ответвление от ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ - Малый Нимныр с отпайкой на ПС Угольная до ПС 110 кВ Инаглинская

АО «ДРСК»

2016

7,5 км

45

110 кВ

ответвление от ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ - Хатыми с отпайкой на ПС Угольная до ПС 110 кВ Инаглинская

АО «ДРСК»

2016

7,5 км

46

110 кВ

замена силового трансформатора на

ПС 110 кВ Угольная

АО «ДРСК»

2016

16 МВА

47

110 кВ

ответвление от ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ - Малый Нимныр до ПС 110 кВ Угольная

АО «ДРСК»

2016

0,5 км

48

110 кВ

ответвление от ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ - Хатыми до ПС 110 кВ Угольная

АО «ДРСК»

2016

0,5 км

49

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на

ПС 220 кВ НПС-16

ПАО «ФСК ЕЭС»

2017

2х40 МВА

50

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на

ПС 220 кВ НПС-17

ПАО «ФСК ЕЭС»

2017

2х40 МВА

Основными проблемами, характерными для энергосистемы республики, являются:

отсутствие магистральных межрегиональных электрических сетей;

наличие большого количества энергоисточников (изолированных в рамках одной энергосистемы) и ДЭС малой мощности;

энергоснабжение отдаленных районов за счет строительства ЛЭП неэффективно, а строительство генерирующих мощностей не обеспечивается существующей потребностью в электроэнергии;

значительная часть оборудования введена в строй более 30-40 лет назад;

эксплуатация электрооборудования осуществляется в сложных климатических условиях, что ведет к ускоренному износу и дополнительным затратам на ремонт и восстановление;

наблюдаются значительные потери электроэнергии в распределительных электрических сетях (18,82% в электрических сетях ПАО «Якутскэнерго» в 2016 году);

неразвитость сетевой инфраструктуры, низкий территориальный охват.

2.13 Основные внешние электрические связи энергосистемы

Республики Саха (Якутия)

Республика Саха (Якутия) имеет внешние электрические связи с Амурской, Иркутской и Магаданской энергосистемами, а также с Чаун-Билибинским энергоузлом Чукотского автономного округа. Блок-схема внешних электрических связей Республики Саха (Якутия) приведена на рисунке 2.13.1.

┌─────────────────────────────────────────────┐      ┌───────────────┐

│                                  ┌──────────┤      │   Чукотская   │

│Республика Саха (Якутия)          │п. Черский├──────┤ энергосистема │

│                                  └──────────┤      └───────────────┘

│                 ┌─────────┐                 │      ВЛ 110 кВ Черский -

│                 │   ЦЭР   │                 │      Встречный (электроснабжение

│                 └─┬───────┘                 │      п. Черский от

│                   │           ┌─────────────┤      Чаун-Билибинского

├─────────┐         │           │ Оймяконский ├─────┐энергоузла)

│   ЗЭР   ├──────┐  │           │     улус    ├───┐ │

├──┬┬───┬┬┘      │  │           └─────────────┤   │ └┬───────────────┐

│  ││   │└──────┐│  │┌───────────┐ ┌─────────┐│   └──┤  Магаданская  │

│  ││   │  ┌────┴┴┐ ││ ПС 220 КВ │ │ПС 35 кВ ││      │ энергосистема │

│  ││   │  │ ЮЯЭР ├─┘│   Олекма  │ │  Хани   ││      └───────────────┘

└──┼┼───┼──┴────┬┬┴──┴─────────┬─┴─┴────┬────┴┘      ВЛ 220 кВ АрГРЭС - Усть-

   ││   │       │└────────────┐│        │            Нера (работает на напряжении

┌─┴┴───┴──────┐└─────────┐┌──┴┴────────┴┐           110 кВ)

│  Иркутская  │          └┤   Амурская  │           ВЛ 110 кВ АрГРЭС - Нера с

│энергосистема│           │энергосистема│           отпайками (электроснабжение

└─────────────┘           └─────────────┘           ряда населенных пунктов

ВЛ 110 кВ Пеледуй - Полюс   КВЛ 220 кВ               Оймяконского улуса от

ВЛ 220 кВ Пеледуй - НПС-9   Нерюнгринская ГРЭС -     Магаданской энергосистемы)

№ 1, 2 (электроснабжение    Тында I, II цепь с

золотодобывающих            отпайкой на ПС НПС-19

предприятий Бодайбинского

района и объектов ВСТО      ВЛ 220 кВ Юктали - Хани

(НПС-9, НПС-8 от ЗЭР        с отпайкой на ПС Олекма

Республики Саха (Якутия))   ВЛ 35 кВ Хани - Хани № 2

Рисунок 2.13.1 - Блок-схема внешних электрических связей

Республики Саха (Якутия)

Южно-Якутский энергорайон имеет связь с ОЭС Востока по КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында I, II цепь с отпайкой на ПС НПС-19 (Амурская энергосистема) протяженностью 192,06 км и 191,99 км соответственно. По данным КВЛ осуществляется передача части электрической мощности, вырабатываемой Нерюнгринской ГРЭС и Чульманской ТЭЦ (до 173 МВт по данным зимних контрольных замеров 2016 г. (28% от установленной мощности)) на оптовый рынок энергии и мощности Дальнего Востока, и передача мощности в Южно-Якутский энергорайон из энергосистемы Амурской области. Динамика поставок электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона в Амурскую энергосистему ОЭС Востока в рассматриваемый период приведена в таблице 2.13.1.

Кроме того, Республика Саха (Якутия) имеет электрическую связь с энергосистемой Амурской области по ВЛ 220 кВ Юктали - Хани с отпайкой на ПС 220 кВ Олекма и ВЛ 35 кВ Хани - Хани № 2. Географически указанные ВЛ частично проходят по территории Республики Саха (Якутия), технически ПС 220 кВ Хани, ПС 220 кВ Олекма, ПС 35 кВ Хани работают в энергосистеме Амурской области.

Таблица 2.13.1 - Динамика передачи электроэнергии

из Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия)

в Амурскую энергосистему ОЭС Востока

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Передача в ОЭС Востока, млн кВт ч

1488

1424

1332

1509

1366,1

1265,6

Прирост передачи, млн кВт ч

-24,9

-64

-92

177

-140

-100,5

Годовые темпы прироста, %

-1,6

-4,3

-6,5

13,3

-9,3

-7,3

С 2012 по 2014 г. ежегодно происходило незначительное снижение объемов поставок электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона в ОЭС Востока (в 2012 г. - на 1,6%, в 2013 г. - на 4,3%, в 2014 г. - на 6,5%). Прирост передачи в 2015 г. составил 177 млн кВт ч или 13,3%, таким образом, объемы поставок в 2015 г. вернулись на уровень 2011 г. В 2016 и 2017 годах вновь фиксируется снижение передачи.

В 2014 г. после завершения строительства ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 с отпайками на ПС НПС-14 № 1,2 и ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15 с отпайками на ПС НПС-16 № 1,2 выполнена электрическая связь Западного и Южно-Якутского энергорайонов. В настоящее время энергорайоны работают несинхронно, точка раздела выполнена у шин ПС 220 кВ НПС-15. Синхронная работа Западного и Южно-Якутского энергорайонов с включением Западного энергорайона в неценовую зону оптового рынка согласно протоколу совещания у заместителя Председателя Правительства РФ А.В. Дворковича от 13.02.2018 №АД-П9-14пр п. 1 предусмотрена с 01.01.2019 (приложение 4.3.7) (не приводится (не предоставлено)).

Центральный и Южно-Якутский энергорайоны имеют электрическую связь по КВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Майя, нормально отключенной на данный момент. После завершения строительства заходов ВЛ 35, 110 кВ на ПС 220 кВ Майя для присоединения к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» электроустановок ПАО «Якутскэнерго» (планируемый срок ввода заходов - IV квартал 2018 г.) намечается включение на параллельную работу Центрального и Южно-Якутского энергорайонов. Синхронная работа указанных энергорайонов с включением Центрального энергорайона в неценовую зону оптового рынка согласно протоколу совещания у заместителя Председателя Правительства РФ А.В. Дворковича от 13.02.2018 №АД-П9-14пр п. 1 предусмотрена с 01.01.2019 (приложение 4.3.7) (не приводится (не предоставлено)).

В марте 2016 г. осуществлен ввод в эксплуатацию ВЛ 110 кВ Пеледуй - Полюс. ВЛ 110 кВ Пеледуй - Полюс до площадки строительства ПС 220 кВ Сухой Лог выполнена в габаритах 220 кВ. В 2018 году планируется строительство второй ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог с ПС 220 кВ Сухой Лог, подключение ВЛ 110 кВ Пеледуй - Полюс на ПС 220 кВ Сухой Лог с переводом участка ВЛ 110 кВ Пеледуй - Полюс на проектное напряжение 220 кВ, строительство ВЛ 220 кВ Сухой Лог - Мамакан № 1, 2. После ввода в эксплуатацию вышеуказанного электросетевого комплекса завершится формирование восточной стороны кольца 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог - Таксимо - Мамакан - Усть-Кут - Пеледуй.

В 2017 году выполнено расширение ПС 220 кВ Пеледуй для подключения ВЛ 220 кВ Пеледуй - НПС-9, строительство ВЛ 220 кВ Пеледуй - НПС-9 с ПС 220 кВ НПС-9. Кроме того в 2017 году ПС 110 кВ НПС-8, расположенная на территории Иркутской области, которая ранее обеспечивалась электроэнергией от Талаканской ГТЭС по двум одноцепным ВЛ 110 кВ (в габаритах 220 кВ) Талаканская ГТЭС - НПС-8, переведена на проектное напряжение 220 кВ и подключена от ПС 220 кВ НПС-9 по ВЛ 220 кВ НПС-9 - НПС-8. Соответственно, со стороны ПС 220 кВ Пеледуй организован транзит: ПС 220 кВ Пеледуй - ПС 220 кВ НПС-9 - ПС 220 кВ НПС-8.

Со стороны ПС 500 кВ Усть-Кут осуществлен ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Усть-Кут - НПС-6 с ПС 220 кВ НПС-6 и ВЛ 220 кВ НПС-6 - НПС-7. Строительство участка от ПС 220 кВ НПС-7 до ПС 220 кВ НПС-8 осуществляется ПАО «ФСК ЕЭС» с вводом в 2018 году.

Таким образом, после ввода в эксплуатацию ВЛ 220 кВ НПС-7 - НПС-8 образуется новая связь энергосистемы Республики Саха (Якутия) с ОЭС Сибири с соответствующим замыканием кольца 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан - Таксимо - Усть-Кут - НПС-8 - Пеледуй с учетом строительства второй ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог с ПС 220 кВ Сухой Лог и ВЛ 220 кВ Сухой Лог - Мамакан № 1, 2.

Электроснабжение п. Черский на крайнем северо-востоке Республики Саха (Якутия) осуществляется от ПС 110 кВ Черский (110/6 кВ) по ВЛ 110 кВ Встречный - Черский протяженностью 224,7 км от Чаун-Билибинского энергоузла Чукотского автономного округа. Эксплуатацию вышеуказанных объектов осуществляет собственник объектов - АО «Чукотэнерго» (рисунок 2.13.1).

От энергосистемы Магаданской области по двум одноцепным ВЛ 110 кВ Аркагалинская ГРЭС - Усть-Нера протяженностью 187 км (одна из которых выполнена в габаритах 220 кВ) осуществляется электроснабжение потребителей Оймяконского улуса (района) Республики Саха (Якутия) (ПС 110 кВ Усть-Нера).

Обслуживание ПС 110 кВ Усть-Нера с ВЛ 110 кВ Аркагалинская ГРЭС - Усть-Нера осуществляется собственником объектов - ПАО «Магаданэнерго».

2.14 Топливный баланс электростанций и котельных

(состояние 2016 г.)

Суммарный объем потребления топлива электростанциями и котельными в 2016 г. составил около 4,9 млн т у.т., в том числе угля 2,2 млн т у.т., природного и попутного газа - около 2,2 млн т у.т. (таблица 2.14.1). В структуре потребления топлива 45,7% приходится на уголь, 44,6% - на природный газ.

Таблица 2.14.1 - Потребление топлива электростанциями

и котельными, тыс. т у.т. (состояние 2016 г.)

Топливо

Итого

в том числе:

ТЭС

котельные

Уголь

2236,1

1450

786,1

Нефть (включая газоконденсат) и нефтепродукты (кроме дизельного топлива)

291

45,2

245,8

Дизельное топливо

176,9

161,8

15,1

Природный и попутный газ

2183,1

1481,4

701,7

Древесина

6

0

6

Всего

4893,1

3138,4

1754,7

Источник: по данным формы Росстата 4-ТЭР за 2016 г.

На тепловых электростанциях в 2016 г. потреблено 3138,4 тыс. т у.т. топлива, из которых 47,2% приходится на газ (природный и попутный), 46,2% - на уголь. Нефть и нефтепродукты в структуре потребления топлива электростанциями занимают 6,6% (рисунок 2.14.1).

Рисунок 2.14.1 - Структура потребления топлива в 2016 г.

а) ТЭС, б) котельные, %

Рисунок не приводится.

В котельных в 2016 г. было потреблено 1754,7 тыс. т у.т. топлива, из которых 44,8% приходится на уголь, 40,0% - на газ, 15,2% - на нефтепродукты и прочие виды топлива.

2.15. Единый топливно-энергетический баланс

Республики Саха (Якутия) (ЕТЭБ) за 2012 - 2016 гг.

Добыча (производство) первичных энергоресурсов в республике за период 2012 - 2016 гг. увеличилась на 42,1% - с 23940 до 34027 тыс. т у.т. (рисунок 2.15.1) (не приводится). Значительный рост производства был обеспечен, в основном, за счет увеличения добычи нефти и угля в 1,5 и 1,45 раза соответственно.

За период 2012 - 2016 гг. структурные изменения происходят в сторону увеличения добычи угля с 45,0 до 45,9% и нефти с 40,7 до 42,9%. При этом доля природного газа снизилась с 12,6 до 10,0%. За счет этого в структуре добычи (производства) несколько снизилась доля гидроэнергии (0,33 процентного пункта). Важно отметить, что за данный период объемы выработки электроэнергии нетрадиционными возобновляемыми источниками энергии достигли почти 1 млн кВт ч.

Потребление первичных топливно-энергетических энергоресурсов (ТЭР) в республике за рассматриваемый период увеличилось на 5,7% - с 8007 до 8462 тыс. т у.т. Потребление угля за период вырос на 2,2%, средний темп роста - 0,6%. Потребление природного газа увеличилось на 12,7%, в основном за счет увеличения потребления природного и попутного нефтяного газов как котельно-печного топлива на электростанциях (рост составил 17,6%). Потребление нефтепродуктов сократилось на 8,8%, сырой нефти и газоконденсата - увеличилось на 17,1%, в структуре потребления данный рост составил 0,6 процентных пункта.

В таблицах 2.15.1 - 2.15.5 приведены годовые топливно-энергетические балансы республики по утвержденной форме ТЭБ <13>.

--------------------------------

<13> Приказ Министерства энергетики РФ от 14.12.2011 № 600 «Об утверждении порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований»

Таблица 2.15.1 - Топливно-энергетический баланс

Республики Саха (Якутия) в тыс. т у.т. за 2012 г.

Статья баланса

Уголь

Сырая нефть

Нефтепродукты

Природный газ

Прочее твердое топливо

Гидроэнергия и НВИЭ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

8

9

10

Производство энергетических ресурсов

1

10777

9735

3014

71

343

23940

Ввоз

2

69

1763

20

1851

Вывоз

3

-8071

-9309

-183

-17563

Изменение запасов

4

105

-6

123

0

0

0

0

0

221

Потребление первичной энергии

5

2670

433

1640

3014

71

343

-163

0

8007

Статистическое расхождение

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Производство электрической энергии

7

-988

-4

-133

-893

0

-343

1040

0

-1321

Производство тепловой энергии

8

-1151

-287

-15

-1066

-13

-85

2082

-534

Теплоэлектростанции

8.1.

-374

-3

-365

698

-44

Котельные

8.2.

-777

-287

-12

-701

-13

1311

-479

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

8.3.

-85

74

-11

Преобразование топлива

9

-126

63

-20

-83

Переработка нефти

9.1.

-126

43

-83

Переработка газа

9.2.

20

-20

0

Обогащение угля

9.3.

0

Собственные нужды

10

-38

-38

Потери при передаче

11

-232

-107

-425

-764

Прочие расходы на нетопливные нужды

12

-473

-473

Конечное потребление энергетических ресурсов

13

300

16

1555

561

58

0

646

1657

4794

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

2,1

0,0

6,7

4,0

1,7

0,0

3,8

6,9

25

Промышленность

15

229,9

0,6

696,9

118,6

2,8

0,0

381,0

476,1

1906

Строительство

16

4,2

0,0

45,7

7,2

0,0

0,0

13,4

35,0

106

Транспорт и связь

17

26,3

2,0

478,9

61,0

0,2

0,0

47,1

43,6

659

Сфера услуг и прочие виды деятельности

18

35,8

13,3

71,6

105,1

13,5

0,0

98,7

327,5

666

Население

19

1,8

0,0

255,6

265,1

39,5

0,0

102,5

768,2

1433

Таблица 2.15.2 - Топливно-энергетический баланс

Республики Саха (Якутия) в тыс. т у.т. за 2013 г.

Статья баланса

Уголь

Сырая нефть

Нефтепродукты

Природный газ

Прочее твердое топливо

Гидроэнергия и НВИЭ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

8

9

10

Производство энергетических ресурсов

1

10813

10937

3120

103

343

25316

Ввоз

2

60

1318

20

1398

Вывоз

3

-8179

-10512

-183

-18874

Изменение запасов

4

105

-15

-198

0

0

0

0

0

-108

Потребление первичной энергии

5

2589

440

1517

3120

103

343

-163

0

7948

Статистическое расхождение

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Производство электрической энергии

7

-979

-5

-149

-953

0

-343

1047

0

-1382

Производство тепловой энергии

8

-1171

-266

-16

-1046

-11

-83

2061

-532

Теплоэлектростанции

8.1.

-358

-1

-362

679

-41

Котельные

8.2.

-814

-266

-15

-684

-11

1310

-480

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

8.3.

-83

72

-11

Преобразование топлива

9

-134

75

-23

-82

Переработка нефти

9.1.

-134

52

-82

Переработка газа

9.2.

23

-23

0

Обогащение угля

9.3.

0

Собственные нужды

10

-67

-67

Потери при передаче

11

-141

-114

-436

-691

Прочие расходы на нетопливные нужды

12

-555

-555

Конечное потребление энергетических ресурсов

13

298

35

1427

542

92

0

620

1625

4639

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

2,3

0,0

7,8

3,4

1,0

0,0

3,7

6,6

25

Промышленность

15

224,2

0,6

641,4

156,8

1,2

0,0

340,6

448,4

1813

Строительство

16

4,5

0,2

41,6

7,2

0,0

0,0

10,9

23,6

88

Транспорт и связь

17

25,0

27,2

380,4

64,2

0,5

0,0

48,2

49,7

595

Сфера услуг и прочие виды деятельности

18

41,2

6,8

61,8

46,6

11,5

0,0

91,5

329,5

589

Население

19

0,6

0,0

294,2

263,8

77,6

0,0

124,6

767,6

1528

Таблица 2.15.3 - Топливно-энергетический баланс

Республики Саха (Якутия) в тыс. т у.т. за 2014 г.

Статья баланса

Уголь

Сырая нефть

Нефтепродукты

Природный газ

Прочее твердое топливо

Гидроэнергия и НВИЭ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

8

9

10

Производство энергетических ресурсов

1

10988

12623

3261

66

353

27290

Ввоз

2

73

1537

19

1630

Вывоз

3

-8655

-12170

-167

-20992

Изменение запасов

4

-152

5

106

0

-1

0

0

0

-42

Потребление первичной энергии

5

2558

449

1431

3261

66

353

-148

0

7970

Статистическое расхождение

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Производство электрической энергии

7

-946

-5

-152

-937

0

-353

1055

0

-1337

Производство тепловой энергии

8

-1152

-234

-18

-1068

-9

-78

2085

-473

Теплоэлектростанции

8.1.

-371

-2

-366

683

-57

Котельные

8.2.

-780

-234

-16

-702

-9

1335

-406

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

8.3.

-78

67

-10

Преобразование топлива

9

-158

105

-23

-76

Переработка нефти

9.1.

-158

82

-76

Переработка газа

9.2.

23

-23

0

Обогащение угля

9.3.

0

Собственные нужды

10

-74

-74

Потери при передаче

11

-175

-129

-476

-780

Прочие расходы на нетопливные нужды

12

-619

-619

Конечное потребление энергетических ресурсов

13

285

51

1366

614

57

0

627

1609

4610

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

2,1

0,0

7,6

3,2

0,9

0,0

3,7

6,4

24

Промышленность

15

221,2

0,0

568,6

225,5

1,1

0,0

361,8

326,8

1705

Строительство

16

3,9

0,2

42,6

1,4

0,0

0,0

11,1

24,8

84

Транспорт и связь

17

25,6

44,9

320,9

61,3

0,2

0,0

62,8

41,5

557

Сфера услуг и прочие виды деятельности

18

31,4

6,2

73,1

41,8

9,7

0,0

77,5

439,0

679

Население

19

1,0

0,0

353,2

280,8

45,2

0,0

110,6

770,1

1561

Таблица 2.15.4 - Топливно-энергетический баланс

Республики Саха (Якутия) в тыс. т у.т. за 2015 г.

Статья баланса

Уголь

Сырая нефть

Нефтепродукты

Природный газ

Прочее твердое топливо

Гидроэнергия и НВИЭ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

8

9

10

Производство энергетических ресурсов

1

13595

13661

3248

40

368

30911

Ввоз

2

81

1495

75

1651

Вывоз

3

-11033

-13192

-186

-24411

Изменение запасов

4

-28

13

50

0

-1

0

0

0

34

Потребление первичной энергии

5

2671

456

1445

3248

41

368

-111

0

8117

Статистическое расхождение

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Производство электрической энергии

7

-1029

-5

-171

-1037

0

-368

1108

0

-1502

Производство тепловой энергии

8

-1141

-242

-14

-1024

-8

-80

2036

-474

Теплоэлектростанции

8.1.

-355

-3

-356

659

-55

Котельные

8.2.

-785

-242

-11

-668

-8

1308

-408

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

8.3.

-80

70

-10

Преобразование топлива

9

-162

121

-26

-67

Переработка нефти

9.1.

-162

96

-67

Переработка газа

9.2.

25

-26

0

Обогащение угля

9.3.

0

Собственные нужды

10

-50

-50

Потери при передаче

11

-220

-123

-450

-793

Прочие расходы на нетопливные нужды

12

-592

-592

Конечное потребление энергетических ресурсов

13

281

46

1380

569

33

0

744

1586

4639

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

2,5

0,0

7,3

3,6

0,8

0,0

4,1

7,1

25

Промышленность

15

214,1

0,0

538,3

170,1

1,1

0,0

427,4

364,2

1715

Строительство

16

3,0

0,1

60,1

21,2

0,1

0,0

12,2

28,7

126

Транспорт и связь

17

30,2

37,9

331,7

67,3

0,5

0,0

77,7

59,6

605

Сфера услуг и прочие виды деятельности

18

30,4

7,8

105,7

41,0

10,2

0,0

111,5

352,3

659

Население

19

0,7

0,0

337,4

266,1

20,1

0,0

110,8

773,8

1509

Таблица 2.15.5 - Топливно-энергетический баланс

Республики Саха (Якутия) в тыс. т у.т. за 2016 г.

Статья баланса

Уголь

Сырая нефть

Нефтепродукты

Природный газ

Прочее твердое топливо

Гидроэнергия и НВИЭ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

8

9

10

Производство энергетических ресурсов

1

15604

14615

3397

37

374

34027

Ввоз

2

69

1563

97

1729

Вывоз

3

-12860

-14096

-175

-27131

Изменение запасов

4

85

11

68

0

-1

0

0

0

164

Потребление первичной энергии

5

2728

507

1495

3397

38

374

-78

0

8462

Статистическое расхождение

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Производство электрической энергии

7

-1085

-39

-167

-1118

0

-374

1147

0

-1635

Производство тепловой энергии

8

-1151

-242

-20

-1065

-6

-67

2053

-499

Теплоэлектростанции

8.1.

-365

-2

-364

669

-62

Котельные

8.2.

-786

-242

-18

-702

-6

1326

-429

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

8.3.

-67

59

-9

Преобразование топлива

9

-193

114

-12

-91

Переработка нефти

9.1.

-193

102

-91

Переработка газа

9.2.

12

-12

0

Обогащение угля

9.3.

0

Собственные нужды

10

-74

-74

Потери при передаче

11

-222

-123

-448

-792

Прочие расходы на нетопливные нужды

12

-655

-655

Конечное потребление энергетических ресурсов

13

270

33

1422

547

32

0

805

1606

4716

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

1,8

0,0

6,0

5,6

0,7

0,0

3,7

7,1

25

Промышленность

15

208,6

0,0

496,5

113,2

1,3

0,0

407,6

354,7

1582

Строительство

16

1,9

0,0

102,3

27,3

0,0

0,0

12,2

20,3

164

Транспорт и связь

17

33,7

26,9

353,8

58,9

0,5

0,0

152,2

60,6

687

Сфера услуг и прочие виды деятельности

18

23,5

6,2

132,4

47,1

11,2

0,0

116,1

370,8

707

Население

19

0,8

0,0

331,1

295,2

18,3

0,0

113,7

792,4

1551

Объем конечного потребления за период сократился на 1,6%. Преобладающими видами ТЭР в конечном потреблении являются теплоэнергия, нефтепродукты, и в меньшей мере, электроэнергия и природный газ. За период 2012 - 2016 гг. потребление электроэнергии выросло на 24,6%, ее рост в структуре конечного потребления составил с 13,5 до 17,1%.

Основную долю в структуре конечного потреблении по видам экономической деятельности занимают промышленное производство и потребление населением. Доля промышленности сократилась с 39,8 до 33,5%, а по другим видам, кроме сельского хозяйства, доля потребления увеличилась: строительства - с 2,2 до 3,5%; транспорта и связи - с 13,7 до 14,6%; сферы услуг и прочих видов деятельности - с 13,9 до 15,0% и населения - с 29,9 до 32,9%.

Потребление нефтепродуктов по видам экономической деятельности имеет следующую структуру. Основу потребления нефтепродуктов составляет промышленное производство, хотя за период его доля сократилась с 44,8 до 34,9% за счет роста доли потребления моторного топлива населением в 1,3 раза. Также растет доля строительства с 2,9 до 7,2% и социальной сферы и услуг - с 4,6 до 9,3%. По транспорту и связи, напротив, происходит снижение доли в потреблении нефтепродуктов с 30,8 до 24,9%.

В структуре электропотребления по видам экономической деятельности значительную долю занимает промышленность, однако за период ее доля сократилась с 58,9 до 50,6%. Электропотребление транспорта и связи увеличилось в 3,2 раза, его доля - с 7,3 до 18,9%. Доли строительства, сферы услуг и населения в структуре конечного электропотребления сократились на 0,6, 0,9, 1,8 процентных пунктов соответственно и составили к концу периода 1,5, 14,4 и 14,1%.

Объем потребляемой теплоэнергии уменьшился за счет сокращения потребления промышленностью и строительством. Причиной уменьшения можно объяснить переходом промышленных предприятий на собственную генерацию, что отразилось на снижение доли промышленности в структуре конечного теплопотребления с 28,7 до 22,1%. Вследствие этого структурные изменения потребления произошли в транспорте и связи, сфере услуг и прочих видов деятельности, а также у населения в сторону увеличения.

Единый топливно-энергетический баланс, а также анализ изложены в приложении 2.22 (не приводится (не предоставлено)).

3. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)

3.1. Особенности функционирования энергосистемы

Республики Саха (Якутия)

Недостаток пропускной способности

электрических сетей 35 кВ и выше

В таблицы 3.1.1 - 3.1.3 включены крупные узлы нагрузки с одним силовым трансформатором (либо двумя силовыми трансформаторами при отключении одного из трансформаторов), в которых по результатам мониторинга фактической загрузки по результатам зимнего контрольного замера потокораспределения 2017 года выявлен перегруз силового трансформатора, который невозможно устранить резервированием с других центров питания, либо реализацией иных схемно-режимных мероприятий.

Таблица 3.1.1 - Перечень ПС Западного энергорайона

Муниципальное образование (улус)

Наименование ПС

Пропускная способность

с учетом критерия (№-1), МВА <**>

Загрузка в замерный день, МВА <*>

Сунтарский

ПС 220 кВ Сунтар

63

110,3

Мирнинский

ПС 220 кВ Фабрика № 3

16

29,9

Верхневилюйский

ПС 110 кВ Верхневилюйск

6,3

4,8

Вилюйский

ПС 110 кВ Вилюйск

6,3

8,1

Сунтарский

ПС 110 кВ Тойбохой

6,3

10

Верхневилюйский

ПС 35 кВ Далыр

1

1,31

Олекминский

ПС 35 кВ Каландарашвили

1

1,46

Сунтарский

ПС 35 кВ Крестях

1

1,11

Верхневилюйский

ПС 35 кВ Намцы

1

1,3

Нюрбинский

ПС 35 кВ НДЭС

2,5

3,3

Олекминский

ПС 35 кВ Нерюктяй

1,6

1,85

Сунтарский

ПС 35 кВ Сунтар-2

6,3

12,755

Вилюйский

ПС 35 кВ Тербяс

1

1,28

Сунтарский

ПС 35 кВ Усун-Кель

1,6

3,27

Верхневилюйский

ПС 35 кВ Хоро

1

1,88

--------------------------------

<*> в соответствии с данными, предоставленными ПАО «Якутскэнерго» (приложение 3.1) (не приводится (не предоставлено)). Замеры по ПС 110 кВ Верхневилюйск, ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Тойбохой, ПС 220 кВ Сунтар, ПС 220 кВ Фабрика № 3 - по данным СЭР ЯРДУ.

<**> без учета аварийно-допустимой и длительно-допустимой нагрузки оборудования, разрешенной по данным собственника.

Таблица 3.1.2 - Перечень ПС Центрального энергорайона

Муниципальное образование

(город, улус)

Наименование ПС

Пропускная способность

с учетом критерия (№-1), МВА <**>

Загрузка в замерный день, МВА <*>

г. Якутск

ПС 110 кВ Восточная

25

27,83

г. Якутск

ПС 110 кВ Хатын-Урях

41

41,7

г. Якутск

ПС 110 кВ Радиоцентр

10

14,5

г. Якутск

ПС 110 кВ Северная

16

18,9

Амгинский улус

ПС 110 кВ Сулгачи

6,3

9,5

Мегино-Кангаласский улус

ПС 35 кВ Майя

4

4,36

Мегино-Кангаласский улус

ПС 35 кВ Табага

1

1,17

г. Якутск

ПС 35 кВ Жатай

4

8,2

г. Якутск

ПС 35 кВ Марха

6,3

9,905

Амгинский улус

ПС 35 кВ Амга

2,5

5,64

Амгинский улус

ПС 35 кВ Бютейдях

1

1,29

Хангаласский улус

ПС 35 кВ Жемкон

1

1,33

Усть-Алданский улус

ПС 35 кВ Кептени

1

1,15

Томпонский район

ПС 35 кВ Крест-Хальджай

1

1,17

Намский улус

ПС 35 кВ Намцы

4

5,16

Мегино-Кангаласский улус

ПС 35 кВ Павловск

1

1,09

Мегино-Кангаласский улус

ПС 35 кВ Тюнгюлю

1,6

1,98

Намскй улус

ПС 35 кВ Хатырык

1

1,11

--------------------------------

<*> в соответствии с данными, предоставленными ПАО «Якутскэнерго» (приложение 3.1) (не приводится (не предоставлено)). Замеры ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Набережная, ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Хатын-Урях, ПС 110 кВ Радиоцентр, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Борогонцы, ПС 110 кВ Сулгачи - по данным СЭР ЯРДУ

<**> без учета аварийно-допустимой и длительно-допустимой нагрузкой оборудования, разрешенной по данным собственника

Таблица 3.1.3 - Перечень ПС Южно-Якутского энергорайона

Муниципальное образование

(улус)

Наименование ПС

Пропускная способность

с учетом критерия (№-1), МВА <**>

Загрузка в замерный день, МВА <*>

Алданский

ПС 110 кВ Алдан

16

18,699

Алданский

ПС 110 кВ Верхний Куранах

2,5

3,414

Алданский

ПС 35 кВ Восточная

6,3

7,096

--------------------------------

<*> в соответствии с данными, предоставленными АО «ДРСК».

<**> без учета аварийно-допустимой и длительно-допустимой нагрузкой оборудования, разрешенной по данным собственника

Несоответствие отключающей способности оборудования

расчетным токам короткого замыкания

Для определения соответствия отключающей способности оборудования расчетным токам короткого замыкания выполнено сравнение существующих величин ТКЗ в сети 110 кВ и выше и номинальных параметров выключателей. Результаты приведены в таблице 3.1.4.

Таблица 3.1.4 - Сравнение отключающей способности

выключателей токам короткого замыкания

№ п/п

Наименование подстанции

U_ном СШ, кВ

Значения токов трехфазного короткого замыкания, кА

Значения токов однофазного короткого замыкания, кА

Тип выключателя

Откл. способность выключателя, кА

Условие проверки

Западный энергорайон Республики Саха (Якутия)

1

ПС 220 кВ ГПП-6

220

1,899

2,433

У-220-2000-25 У1

25

2,433<25

2

ПС 220 кВ ГПП-6

110

1,624

0,377

МКП-110М-1000-20 У1

20

1,624<20

3

ПС 220 кВ Айхал

220

2,319

2,580

У-220-10

26,3

2,319<26,3

4

ПС 220 кВ Айхал

110

3,918

4,141

МКП-110М

20

4,141<20

4,141<25

ВМТ-110

25

5

Вилюйская ГЭС-1,2

220

8,891

11,374

ВВБ-220Б-31,5/2000 У1

31,5

11,374<31,5

11,374<40

ВВД-220Б

40

6

ПС 220 кВ

Чернышевская - 2

220

8,025

9,151

У-220-10

25

9,151<25

7

ПС 220 кВ Районная

220

5,281

5,601

HPL 245В1 ХЛ1

63

5,601<63

5,601<25

ВМТ-220Б-25/1250 УХЛ1

25

8

ПС 220 кВ Районная

110

2,106

2,431

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

2,431<25

9

Светлинская ГЭС

220

4,582

5,557

ELK SD 14

63

5,557<63

10

ПС 220 кВ Сунтар

220

1,528

1,581

НРL 245В1

63

1,581<63

11

ПС 220 кВ Сунтар

110

1,364

1,543

LTB 145 D1/B

40

1,543<40

12

ПС 220 кВ Олекминск

220

1,122

1,368

ВЭБ-220-II-50/2500 ХЛ1

50

1,368<50

13

ПС 220 кВ Городская

220

2,039

2,482

ВЭБ-220

50

2,482<50

14

ПС 220 кВ Городская

110

2,120

2,683

ВЭБ-110

40

2,683<40

15

ПС 220 кВ Пеледуй

220

1,222

1,450

ВЭБ-220-II-50/2500 УХЛ1

50

1,450<50

16

ПС 220 кВ Пеледуй

110

1,333

1,658

ВЭБ-110

40

1,658<40

17

ПС 220 кВ НПС-11

220

1,478

1,567

3AP1 DT-245

31,5

1,567<31,5

18

ПС 220 кВ НПС-12

220

1,910

2,392

ВЭБ-220-II-50/2500 УХЛ1

50

2,392<50

19

ПС 220 кВ НПС-13

220

1,231

1,523

ВЭБ-220-II-50/2500 ХЛ1

50

1,523<50

20

ПС 220 кВ НПС-14

220

0,990

1,102

ВГТ-220II-40/2500 ХЛ1

40

1,102<40

21

ПС 220 кВ НПС-15

220

1,014

1,195

3АР1 DT-245

25

1,195<25

22

ПС 220 кВ Мирный

220

4,967

5,165

У-220-10

26,3

5,165<26,3

23

ПС 220 кВ Мирный

110

5,453

6,527

МКП-110М-1000-20

18,4

6,527<18,4

МКП-110М-630-20 У1

18,4

24

ПС 110 кВ

Авангардная

110

2,921

4,082

Выключатели не установлены

-

25

ПС 110 кВ Сытыкан

110

2,716

3,230

Выключатели не установлены

-

26

ПС 110 кВ Аэропорт

110

2,434

2,561

Выключатели не установлены

-

27

ПС 110 кВ Насосная

110

2,488

2,815

МКП-110М-1000-20 У

20

2,815<20

28

ПС 110 кВ Пульпа

110

2,845

3,742

МКП-110М-1000-20 У

20

3,742<20

29

ПС 110 кВ Карьер

110

2,976

4,068

Выключатели не установлены

-

30

ПС 110 кВ Удачная

110

2,780

3,436

МКП-110М-1000-20 У

20

3,436<20

31

ПС 110 кВ

Электрокалорифер

110

н.д.

н.д.

ELK-CB0

31,5

32

ПС 110 кВ

Эл. котельная Фабрики-12

110

2,963

4,137

Выключатели не установлены

-

33

ПС 110 кВ Надежная

110

2,945

4,061

Выключатели не установлены

-

34

ПС 110 кВ Юбилейная

110

3,749

3,252

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

3,749<25

35

ПС 110 кВ Алмаз

110

3,444

2,870

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

3,444<25

36

ПС 110 кВ Тепловая

110

3,444

2,870

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

3,444<25

37

ПС 110 кВ

Хв. Хозяйство

110

3,768

3,437

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

3,768<25

38

ПС 110 кВ ЦЭК

110

3,791

3,906

МКП-110М

20

3,906<20

39

ПС 110 кВ Фабрика 8

110

3,863

4,039

Выключатели не установлены

-

40

ПС 110 кВ БСИ

110

3,808

3,953

Выключатели не установлены

-

41

ПС 110 кВ

Энергоблок

110

3,731

3,789

МКП-110М-1000-20 У1

20

3,789<20

42

ПС 110 кВ Ближняя

110

2,824

2,431

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

2,824<25

43

ПС 110 кВ Драга 201

110

2,447

1,479

Выключатели не установлены

-

44

ПС 110 кВ Драга 202

110

2,964

1,923

Выключатели не установлены

-

45

ПС 110 кВ Фабрика-3

110

4,540

5,176

МКП-110М-630-20 У1

18,4

5,176<18,4

46

ПС 110 кВ Заря

110

1,528

0,895

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

1,528<25

47

ПС 110 кВ Таас-Юрях

110

0,423

0,534

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

0,534<25

48

ПС 110 кВ Дорожная

110

0,899

0,807

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

0,899<25

49

ПС 110 кВ Мурья

110

1,603

1,569

Выключатели не установлены

-

50

ПС 110 кВ Ленск

110

2,100

2,616

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

2,616<25

2,616<20

МКП-110Б-1000-20 У1

20

51

ПС 110 кВ

Ярославская

110

н.д.

н.д.

МКП-110Б-630-20 У1

20

52

ПС 110 кВ Витим

110

1,068

1,199

ВГТ-110-40/2500 ХЛ1

40

1,199<40

53

ПС 110 кВ Северная

110

4,698

5,151

Выключатели не установлены

-

54

ПС 110 кВ Интернациональная

110

1,835

1,730

МКП-110М

20

1,835<20

55

Мирнинская ГРЭС

110

3,406

3,707

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

3,707<25

56

ПС 110 кВ Тойбохой

110

0,749

0,562

Выключатели не установлены

-

57

ПС 110 кВ Эльгяй

110

0,952

0,554

Выключатели не установлены

-

58

ПС 110 кВ Шея

110

0,727

0

Выключатели не установлены

-

59

ПС 110 кВ Кюндядя

110

0,568

0,634

Выключатели не установлены

-

60

ПС 110 кВ Нюрба

110

0,599

0,757

ВМТ-110Б

25

0,757<25

0,757<20

МКП-110Б

20

61

ПС 110 кВ Вилюйск

110

0,340

0,410

МКП-110-М-1000/630-20

20

0,410<20

62

ПС 110 кВ

Верхневилюйск

110

0,403

0,511

МКП-110-М-630-20У1

20

0,511<20

63

ПС 110 кВ Онхой

110

0,366

0,423

Выключатели не установлены

-

Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия)

64

Якутская ГРЭС

110

11,283

14,427

ММО-110

31,5

14,427<31,5

14,427<40

ВГТ-110

40

65

ПС 110 кВ Северная

110

11,201

14,223

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

14,223<25

66

ПС 110 кВ Восточная

110

10,038

11,439

МКП-110-1000

20

11,439<20

67

ПС 110 кВ

Центральная

110

7,708

7,103

Hypact 145

40

7,708<40

68

ПС 110 кВ Хатын-Урях

110

5,601

5,250

ВРС-110

31,5

5,601<31,5

69

ПС 110 кВ Радиоцентр

110

3,327

2,680

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

3,327<25

70

ПС 110 кВ Кангалассы

110

2,299

1,690

МКП-110-1000

20

2,299<20

71

ПС 110 кВ Дачная

110

7,391

5,479

ВМТ-110

25

7,391<25

72

ПС 110 кВ Магарассы

110

1,294

0,896

ВМТ-110Б

25

1,294<25

73

ПС 110 кВ

Бердигестях

110

0,654

0,599

МКП-110Б

20

0,654<20

74

ПС 110 кВ Южная

110

6,313

5,555

МКП-110М-630-20

20

6,313<20

75

ПС 110 кВ

Набережная

110

7,083

6,503

Hypact 145

40

7,083<40

76

ПС 110 кВ Табага

110

6,533

5,639

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

6,533<25

77

ПС 110 кВ

Птицефабрика (ПТФ)

110

6,209

5,469

МКП-110-1000

20

6,209<20

78

ПС 110 кВ Октемцы

110

3,327

2,242

Выключатели не установлены

-

79

ПС 110 кВ ДСК

110

6,593

5,878

МКП-110-1000

20

6,593<20

80

ПС 110 кВ Покровск

110

1,913

1,522

У-110

40

1,913<40

1,913<20

МКП-110-1000

20

81

ПС 110 кВ

Мохсоголлох

110

1,635

1,504

МКП-110

20

1,635<20

82

ПС 110 кВ Улахан-Ан

110

1,056

0,767

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

1,056<25

83

ПС 110 кВ Майя

110

3,610

2,244

МКП-110

20

3,610<20

84

ПС 110 кВ Н. Бестях

110

1,683

1,174

Hypact 145

40

1,683<40

85

ПС 110 кВ Борогонцы

110

0,869

0,849

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

0,869<25

86

ПС 110 кВ Чурапча

110

0,825

0,643

МКП-110-1000

20

0,825<20

87

ПС 110 кВ Сулгачи

110

0,597

0,489

ВЭБ-110

40

0,597<40

88

ПС 110 кВ Ытык-Кюель

110

0,660

0,618

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

0,660<25

89

ПС 110 кВ Новая

110

0,428

0,453

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1

25

0,453<25

90

ПС 110 кВ Хандыга

110

0,359

0,361

ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 (1 шт.)

25

0,361<25

91

ПС 110 кВ

Джебарики-Хая

110

0,351

0,354

ВГТ-110

40

0,354<40

92

ПС 110 кВ Усть-Майя

110

0,328

0,309

ВЭБ-110

40

0,328<40

93

ПС 110 кВ Солнечный

110

0,247

0,330

МКП-110-1000

20

0,330<20

94

ПС 110 кВ Эльдикан

110

0,348

0,233

ВЭБ-110

40

0,348<40

Южно-Якутский энергорайон Республики Саха (Якутия)

95

ПС 220 кВ Н. Куранах

220

1,807

2,176

3AP1DT-245

25

2,176<25

96

ПС 220 кВ Н. Куранах

110

2,62

3,269

У-110-2000-40

40

3,269<40

97

ПС 220 кВ НПС-16

220

1,138

1,293

3АР1 DT-245-25/1000

25

1,293<25

98

ПС 220 кВ НПС-18

220

2,417

2,805

3АР1DT-245

40

2,805<40

99

Нерюнгринская ГРЭС

220

5,774

7,013

У-220-1000/2000-25 У1

25

7,013<25

100

Нерюнгринская ГРЭС

110

13,044

16,749

У-110-2000-40У

40

16,749<40

101

ПС 110 кВ Алдан

110

-

0,528

МКП-110Б-1000-20 У1

20

0,528<20

102

ПС 110 кВ Рябиновая

110

1,505

1,557

ВГТ-110-40/2500 ХЛ1

40

1,557<40

103

ПС 110 кВ Лебединый

110

1,991

2,243

ВМТ-110 Б-25/1250

25

2,243<25

104

ПС 110 кВ Юхта

110

1,866

1,548

ВМТ-110Б-25/1250

25

1,866<25

105

ПС 110 кВ Б. Нимныр

110

1,904

1,441

ВМТ-110Б-25/1250

25

1,904<25

106

ПС 110 кВ М. Нимныр

110

2,373

1,554

LTB 145 D1/B

40

2,373<40

107

ПС 110 кВ Хатыми

110

2,342

1,550

LTB 145 D1/B

40

2,342<40

108

ПС 110 кВ Угольная

110

4,025

2,917

МКП-110М-1000

20

4,025<20

109

ПС 110 кВ

Инаглинская

110

3,896

2,793

ВРС-110 III-31,5/2500 УХЛ1

31,5

3,896<31,5

110

Чульманская ТЭЦ

110

7,376

6,653

МКП-110М-600

18,4

7,376<18,4

7,376<20

МКП-110М-1000

20

111

ПС 110 кВ

Денисовская

110

7,001

5,790

ВМТ-110Б-25/1250 ХЛ1

25

7,001<25

112

ПС 110 кВ

Дежневская

110

6,333

4,949

ВЭБ-110II-40/2500 УХЛ1

40

6,333<40

Расчетные значения токов короткого замыкания в сети 110 кВ и выше не превышают величину отключающей способности выключателей.

Превышение отключающей способности над величиной ТКЗ:

- менее 2 раз - 2 ПС (1,79%);

- от 2 до 5 раз - 25 ПС (22,32%);

- от 5 до 10 раз - 8 ПС (11,61%);

- более 10 раз - 79 ПС (64,28%).

3.2. Особенности текущего состояния электроэнергетики

на территории Республики Саха (Якутия)

В настоящем разделе на основании данных электросетевых и генерирующих организаций (ПАО «Якутскэнерго», АО «ДВЭУК», АО «ДРСК», АО «Вилюйская ГЭС-3», АО «Нерюнгринская ГРЭС») приведены сведения о наличии на территории Республики Саха (Якутия) устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, несоответствующих требованиям действующих нормативных документов и оборудования 110 кВ и выше, фактические условия эксплуатации которых не соответствуют требованиям нормативно-технической документации.

Несоответствие устройств релейной защиты и противоаварийной

автоматики требованиям действующих нормативных документов

Сведения о соответствии устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики требованиям действующих нормативных документов приведены в таблице 3.2.1.

В соответствии с данными электросетевых и генерирующих организаций на территории Республики Саха (Якутия) устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики, несоответствующие требованиям действующих нормативных документов, отсутствуют. В настоящее время для операционной зоны филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ выполнена работа по титулу: Технико-экономическое обоснование создания (реконструкции) системы релейной защиты и автоматики в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (ТЭО РЗА). В рамках ТЭО РЗА предусмотрена реконструкция системы релейной защиты и автоматики с выполнением ряда мероприятий по установке дополнительного оборудования, устройств ПА, устройств передачи аварийных сигналов и команд на ПС 110 кВ и выше Республики Саха (Якутия), перечень устройств приведен в разделе 4.4.2.1.

Таблица 3.2.1. Сведения о соответствии устройств релейной

защиты и противоаварийной автоматики требованиям

действующих нормативных документов

Наименование организации

Сведения о наличии устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, не соответствующих требованиям действующих нормативных документов

Реквизиты входящих писем.

АО «Вилюйская ГЭС-3»

Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики выполнены и полностью соответствуют проектной документации. Расчет уставок защит и автоматики производится и задается центральной службой РЗАИ ПАО «Якутскэнерго» в соответствии с требованиями энергосистемы. Несоответствия устройств РЗА и ПА в настоящее время отсутствуют

Письмо АО «ВГЭС-3» № 194/014 от 30.01.2018

АО «ДВЭУК»

Объекты АО «ДВЭУК» на территории Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) построены в соответствии с проектной документацией, прошедшей государственную экспертизу. Оборудование и устройства на объектах отвечают требованиям действующих документов и нормативно-технической документации

Письмо АО «ДВЭУК»

№ ДВЭУК -01-17-4918 от 15.12.2017

АО «Нерюнгринская ГРЭС»

Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики соответствуют требованиям нормативно-технической документации на момент ввода в эксплуатацию

Письмо АО «НГРЭС» № 2/513 от 27.02.2018

ПАО «Якутскэнерго»

Устройства РЗА в сетях 110 кВ и выше, несоответствующие требованиям действующих нормативным документам, отсутствуют

Письмо ПАО «Якутскэнерго» № 216/20999 от 19.12.2017

Несоответствие фактических условий эксплуатации оборудования

110 кВ и выше требованиям действующих нормативных документов

Сведения о соответствии фактических условий эксплуатации оборудования 110 кВ и выше требованиям нормативно-технической документации приведены в таблице 3.2.2.

Таблица 3.2.2. Сведения о соответствии фактических условий

эксплуатации оборудования 110 кВ и выше требованиям

нормативно-технической документации

Наименование организации

Сведения о наличии несоответствий фактических условий эксплуатации оборудования 110 кВ и выше требованиям нормативно-технической документации

Реквизиты входящих писем

АО «Вилюйская ГЭС-3»

Несоответствие фактических условий эксплуатации оборудования 110 кВ и выше требованиям нормативно-технической документации отсутствует

Письмо АО «ВГЭС-3» № 194/014 от 30.01.2018.

АО «ДВЭУК»

Объекты АО «ДВЭУК» на территории Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) построены в соответствии с проектной документацией, прошедшей государственную экспертизу. Оборудование и устройства на объектах отвечают требованиям действующих документов и нормативно-технической документации.

Письмо АО «ДВЭУК»

№ ДВЭУК-01-17-4918 от 15.12.2017.

АО «ДРСК»

Не соответствуют требованиям НТД

MB-110 кВ марки ВМТ-110 кВ ПС 110 кВ «СХК» (ЦСП-110кВ) (оборудование снято с производства, с истекшим сроком эксплуатаций, срок списания ВМТ-28 лет) (фактический срок эксплуатации с 1987 г.);

ПС 110 кВ № 16 Юхта, № 40 Обогатительная фабрика, № 42 Городская (эксплуатация силовых трансформаторов 35 лет и более);

ПС-45 «Серебряный Бор» (трансформаторы 2х ТДТН -16000/100 на 2х ТМН-6300/100; МВ-110 кВ марки ВМТ-110 кВ (2шт), КРУН- 6кВ на КРУ-6 кВ блочно-модульного типа с вакуумными выключателями, совмещенное с ОПУ (оборудование снято с производства, с истекшим сроком эксплуатации)

Письмо АО «ДРСК» № 11-02-21/6464 от 25.12.2017.

АО «Нерюнгринская ГРЭС»

Фактические условия эксплуатации оборудования 110 кВ и выше не в полной мере соответствуют требованиям действующих НТД:

В связи с превышением нормативного срока службы масляных выключателей типов У-110, У-220 вследствие физического износа выключатели не обеспечивают требуемой надежности эксплуатации (эксплуатируются с 1979 г., нормативный срок службы 25 лет).

В эксплуатации 14 масляных выключателей 110кВ, 8 масляных выключателей 220кВ.

Требуется замена на электрогазовые выключатели.

Инвестиционной программой АО «ДГК» замена не предусмотрена.

На ОРУ 220/110 установлены автотрансформаторы типа АТДЦТН 125 ст№№ 1АТ, 2АТ номинальной мощностью 125000 кВА. При выводе в ремонт одного из автотрансформаторов, оставшийся в работе не обеспечивает требуемого перетока мощности между шинами 220кВ и 110кВ, что ограничивает вырабатываемую мощность НГРЭС.

Требуется замена на автотрансформаторы номинальной мощностью 250000 кВА.

Инвестиционной программой АО «ДГК» замена не предусмотрена.

В связи с развитием энергосистемы, вводом новых энергообъектов и необходимостью обеспечения динамической устойчивости системы ОАО «Научно-Технический Центр Единой Энергетической Системы» (ОАО «НТЦ ЕЭС») было разработано Технико-экономическое обоснование создания (реконструкции) системы противоаварийной автоматики операционной зоны филиала ОАО «СО ЕЭС» Амурское РДУ на перспективу 2012 - 2015 годов, в котором было предусмотрено внедрение автоматики разгрузки при близких и затяжных коротких замыканиях АРБКЗ / АРЗКЗ НГРЭС на НГРЭС.

В 2017 г. разработан рабочий проект автоматики разгрузки при близких и затяжных коротких замыканиях АРБКЗ / АРЗКЗ НГРЭС на НГРЭС

Письмо АО «НГРЭС» № 2/513 от 27.02.2018

ПАО «Якутскэнерго»

На территории Центрального и Западного энергорайона РС(Я) эксплуатируются следующие ПС с устаревшим оборудованием (отделители и короткозамыкатели)

Письмо ПАО «Якутскэнерго» № 216/20999 от 19.12.2017

Оперативное наименование

Напряжение, кВ

Срок ввода в эксплуатацию

Отделители и короткозамыкатели

Тип

Кол-во

ЗЭС

ПС 220 кВ Фабрика 3

220/110/6

1971

ОД-220

2

КЗ-220

2

ПС 110 кВ

Северная

110/10

1970

ОД-110

2

1972

КЗ-110

2

1991

ОД-110

2

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Драга-201

110/6

1969,85

ОД-110

2

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Драга-202

110/6

1975

ОД-110

1

КЗ-110

1

ПС 110 кВ

Заря

110/6

1975

ОД-110

2

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Вилюй

110/35/6

1981

ОД-110

2

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Авангардная

110/10

1974

ОД-110

4

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Аэропорт

110/10

1984

ОД-110

4

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Карьер

110/6

1979

ОД-110

4

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Надежная

110/6

1971

ОД-110

2

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Сытыкан

110/6

1974

ОД-110

4

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

БСИ

110/6

1974

ОД-110

2

1975

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Фабрика 8

110/6

1970

ОД-110

2

1974

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Ленск

110/6

1966

ОД-110

3

1979

ПС 110 кВ

Пеледуй

110/35/10

1980

ОД-110

2

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Мурья

110/10

1982

ОД-110

1

КЗ-110

1

ПС 110 кВ

Эльгяй

110/10

1975

ОД-110

1

КЗ-110

1

ПС 110 кВ

Шея

110/10

1976

ОД-110

1

КЗ-110

1

ПС 110 кВ

Сунтар

110/35/6

1979

ОД-110

1

КЗ-110

1

ПС 110 кВ

Тойбохой

110/35/10

1972

ОД-110

1

КЗ-110

1

ПС 110 кВ

Кюндядя

110/10/6

1979

ОД-110

2

КЗ-110

2

ПС 110 кВ

Онхой

110/35/10

1982

ОД-110

2

КЗ-110

2

ЦЭС

ПС 110 кВ

Октемцы

ОД-110

1

КЗ-110

2

Согласно информации электросетевых и генерирующих организаций (ПАО «Якутскэнерго», АО «ДРСК», АО «Нерюнгринская ГРЭС») на территории Республики Саха (Якутия) эксплуатируются объекты электросетевого хозяйства 110 кВ и выше, фактические условия эксплуатации оборудования которых не соответствуют требованиям нормативно-технической документации.

3.3 Проблемы в энергоснабжении потребителей

децентрализованной зоны

Значительная часть территории Республики Саха (Якутия) находится вне зоны энергосистемы, в основном, это северные улусы, где электроэнергией потребители обеспечиваются от многочисленных автономных электростанций АО «Сахаэнерго».

Обширность обслуживаемой АО «Сахаэнерго» территории делает невозможным ее охват линиями электропередачи, а отсутствие крупных населенных пунктов и промышленных потребителей приводит к нецелесообразности строительства источников генерации большой мощности, вследствие чего энергообеспечение в целом носит социальный характер. Все дизельные электростанции работают на свои распределительные электросети, охватывающие территорию отдельного села или поселка.

В производственной деятельности АО «Сахаэнерго» «узкие места» обусловлены, также как и в энергосистеме, в основном, износом генерирующего оборудования, линий электропередачи и трансформаторных подстанций. Значительная часть оборудования введена в строй более 30-40 лет назад и выработала парковый ресурс.

Эксплуатация энергооборудования осуществляется в сложных климатических условиях, что ведет к большим расходам по содержанию электросетей, ускоренному износу и дополнительным затратам.

Генерирующее оборудование дизельных электростанций

На дизельных электростанциях АО «Сахаэнерго» установлены дизель-генераторы различных производителей: Ярославский моторный завод (ЯМЗ, ОАО «Автодизель»), Тутаевский моторный завод (ТМЗ), «Алтайдизель», «РУМО» (Русские моторы), ВДМ (Волжский завод им. Маминых), CUMMI№S (Великобритания), CATERPILLAR (США) и другие. Преимущество составляют дизель-генераторы CUMMI№S - 24% и крупнейших российских производителей ЯМЗ и ТМЗ - 28%.

На 2016 г. из общего количества генерирующего оборудования дизельных электростанций, состоящего из 675 единиц разных типов и модификаций, достаточно большое количество физически и морально устарело, имеют чрезмерно сложные, с низкой степенью надежности системы возбуждения.

Количество агрегатов, выработавших нормативный ресурс, составляет 268 шт. или 40%, в основном это дизель-генераторы ЯМЗ и ТМЗ.

Наибольший износ наблюдается у агрегатов, установленных в 70-80-х годах. Значительное количество таких агрегатов находится:

- в Зырянском РЭС: на ДЭС Зырянка из 9 установленных дизельных агрегатов 8 отработало более 70 тыс. часов, из пяти, прошедших капитальный ремонт, на 4 отработано от 44 до 87 тыс. часов; на ДЭС Угольное 6 из 7 агрегатов выработало ресурс;

- в Жиганском РЭС на ДЭС Жиганск дизельные агрегаты ДГ-72 имеют большой наработанный моторесур, два из которых уже после капитального ремонта наработали более 60 тыс. часов;

- в Кобяйских ЭС на ДЭС Сангар и Момском РЭС на ДЭС Мома более половины агрегатов имеет наработку больше 100 тыс. часов.

Большой наработанный ресурс практически всех агрегатов на ДЭС Усть-Куйга (Янские ЭС), Белая Гора (Белогорский РЭС), Верхоянск (Верхоянские ЭС), на них произведен капитальный ремонт.

Кроме того, агрегаты, отработавшие ресурс, имеются на ДЭС Оленек (Оленекский РЭС), Тикси, Найба, Таймылыр (Булунские ЭС), Кобяй, Чагда (Кобяйские ЭС), Сасыр (Мромский РЭС), Марха, Чапаево, Толон (Олекминский РЭС), Оймякон, Теплый Ключ (Оймяконский РЭС), Среднеколымск, Эбях (Среднеколымский РЭС), Чокурдах (Чокурдахский РЭС), Нижнеянск (Янские ЭС).

Линии электропередачи

Большая часть линий электропередачи, находящихся на балансе АО «Сахаэнерго», введена в эксплуатацию в 1960 - 1980 гг. и имеет довольно большой процент износа.

В 2016 г. выполнена реконструкция ВЛ протяженностью 61,5 км, в том числе:

- 49,5 км выполнены по ремонтной программе АО «Сахаэнерго»;

- 12,0 км выполнены по инвестиционной программе ПАО «Якутскэнерго».

На 31.12.2016 средний процент износа составил 57%.

Максимальный износ отмечается в Зырянском (89%), Момском (70%), Оймяконском (75%) РЭС, Янских ЭС (90%) и Производственном центре, где этот показатель превышает 75% общей протяженности ВЛ.

В Зырянском РЭС в сс. Усун - Кюель и Нелемное 100% линии электропередачи находятся в эксплуатации более 30 лет, в п. Зырянка и с. Утая такие линии составляют 86-90% от общей протяженности. В основном это линии напряжением 0,4 кВ.

В Оймяконском РЭС в с. Куйдусун ВЛ-2 напряжением 10 кВ находится в неудовлетворительном состоянии, ее протяженность 27,5 км составляет более 80% всех линий поселка. В с. Оймякон все ВЛ находятся в неудовлетворительном состоянии, в с. Развилка 96% таких линий, а оставшиеся эксплуатируются более 35 лет. В п. Теплый ключ 45% ВЛ функционируют 35-40 лет.

В Янских ЭС в 6 из 9 населенных пунктов имеются линии электропередачи в аварийном состоянии, наибольшая их протяженность в сс. Юкагир (100%), Нижнеянск (92%), Тумат (76%), Казачье (50%). В с. Усть-Куйга аварийные ВЛ отсутствуют, 53% отработали ресурс, при этом есть линии, которые эксплуатируются с 60-х годов прошлого столетия.

Следует отметить, что в РЭС, где относительно небольшой средний износ линий, в отдельных населенных пунктах имеются линии электропередачи в неудовлетворительном состоянии - Верхоянские ЭС (г. Верхоянск. п. Батагай, сс. Барылас, Метяки, Табалах), Олекминский РЭС (сс. Олом, Чапаево), Чокурдахский РЭС (п. Чокурдах и с. Чкалово), Эвено-Бытантайский РЭС (пп. Кустур, Саккырыр), причем в последнем - 38% протяженности линий.

Состояние опор линий электропередачи в Анабарском, Белогорском, Зырянском РЭС, Булунских, Верхоянских и Янских ЭС не везде соответствует нормативному.

Опоры, находящиеся в неудовлетворительном состоянии, имеются в пп. Саскылах и Юрюнг-Хая (Анабарский РЭС), с. Таймылыр (Булунские ЭС), сс. Оттох-Атах, Абый (Белогорский РЭС), сс. Сайды, Хайысардах, Осохтох (Верхоянские ЭС). Особенно много таких опор в сс. Табалах, Дулгалах (Верхоянские ЭС), сс. Мача, Токко (Олекминские РЭС).

Наряду с неудовлетворительным состоянием самих опор наблюдается их наклон выше нормативного в с. Усть-Оленек (Булунских ЭС), сс. Куберганя, Сыаганнах, Кенг-Кюель (Белогорский РЭС), г. Верхоянск (Верхоянские ЭС), при этом наибольшее количество - в пп. Усть-Куйга, Депутатский, Чокурдах, Нижнеянск (Янские ЭС), с. Черюмче, п. Батагай (Верхоянские ЭС).

В пп. Зырянка, Нелемное, (Зырянский РЭС), с. Тяня, с. Марха (Олекминский РЭС) при удовлетворительном состоянии опор значительное их количество имеют наклон выше нормы.

На балансе АО «Сахаэнерго» находится 135 км кабельных линий, в том числе: 10 кВ - 1,2 км, 6 кВ - 45,8 км, 0,4 кВ - 88 км. Состояние практически всех линий хорошее и удовлетворительное. В неудовлетворительном состоянии находятся только кабельные линии суммарной протяженностью 6,7 км:

- в п. Тикси (Булунские ЭС) протяженностью 2,2 км и с. Амга (Алданский РЭС) 0,05 км напряжением 0,4 кВ;

- в с. Жиганск (Жиганский РЭС) - 4,45 км, из них напряжением 6 кВ - 3,3 км, остальные 0,4 кВ.

- в Нижнеколымском РЭС - 0,04 км кабельных линий напряжением 6 кВ.

Трансформаторные подстанции

По состоянию на 2016 г. в среднем по РЭС АО «Сахаэнерго» износ общей установленной мощности трансформаторов составил 68%.

По различным РЭС этот показатель также существенно отличается. В Анабарском и Жиганском РЭС средний износ трансформаторов составляет около 40%. В восьми РЭС этот показатель превышает 70%. Наибольший износ наблюдается в Зырянском РЭС (95%), Булунских (97%) и Янских ЭС (95%).

В отдельных населенных пунктах трансформаторы находятся в неудовлетворительном состоянии: п. Саскылах (Анабарский РЭС), п. Сангар (Кобяйские ЭС), п. Жиганск (Жиганский РЭС), с. Табалах (Верхоянские ЭС).

В эксплуатации находятся трансформаторы, состояние которых оценено как «удовлетворительное», но отработавшие 40-50 лет и более при нормативе 25 лет. Наибольшее их количество расположено в п. Тикси (Булунские ЭС), с. Эбях (Среднеколымский РЭС), п. Зырянка (Зырянский РЭС), с. Оймякон (Оймяконский РЭС) и в п. Усть-Куйга (Янские ЭС), где все трансформаторы выработали свой ресурс.

Топливоснабжение

Проблемы в топливоснабжении электростанций децентрализованной зоны обусловлены:

- большой долей дизельного топлива - более 90% от общего потребления в условном исчислении;

- сложной транспортной схемой доставки с несколькими перевалками на различные виды транспорта (морской, речной, автомобильный);

- досрочным завозом топлива и материально-технических ресурсов, связанным с короткими сроками навигации и труднодоступностью малых рек;

- необходимостью создания депонационных запасов дизельного топлива и материально-технических ресурсов, что ведет к замораживанию оборотных средств на срок до полутора лет.

Все перечисленные проблемы приводят к высокой себестоимости вырабатываемой электроэнергии.

В связи с вышеперечисленными причинами возникают конкретные проблемы.

В период автозимника 2016 - 2017 гг. из-за аномально теплой погоды, обильного выпадения снега и недостаточного количества специализированной техники основным проблемным вопросом стала неготовность дорожных служб к пробитию и содержанию автозимников в плановые сроки в Нижнеколымском, Среднеколымском и Усть-Янском улусах. В целях исключения подобных ситуаций единственным выходом является увеличение количества дорожной техники в данных районах и создание минимум 2-х постоянно действующих дорожных участков на дорогах Черский - Андрюшкино - Среднеколымск и Усть-Куйга - Депутатский.

Из-за дефицита емкостного парка на Среднеколымской нефтебазе АО «Саханефтегазсбыт» в период навигации для нужд Среднеколымского РЭС и ДЭС в п. Андрюшкино Нижнеколымского РЭС дизельное топливо доставлено не в полном объеме. Оставшаяся часть топлива была передана на хранение на Нижнеколымскую нефтебазу с последующей доставкой до конечных пунктов назначения автомобильным транспортом в период действия автозимника. Для обеспечения приема дизельного топлива на Среднеколымской нефтебазе в полном объеме необходимо увеличить вместимость резервуарного парка минимально на 700 т.

В случае повторения сценария автозимника 2016 - 2017 гг. и длительным открытием автозимника «Черский-Андрюшкино» возникает риск несвоевременной доставки топлива для бесперебойной работы ДЭС в п. Андрюшкино. Исключение риска такого рода можно путем осуществления завоза топлива со Среднеколымской нефтебазы, т.к. автозимник «Среднеколымск - Андрюшкино» открывается раньше.

3.4 Анализ состояния систем теплоснабжения

Накопившиеся технические проблемы в значительной степени связаны с тем, что развитие теплоснабжения в республике, как и в стране, многие годы было ориентировано на упрощенные и наиболее дешевые решения: элеваторное присоединение отопительной нагрузки, открытый водозабор, тупиковые схемы тепловых сетей, ненадежные теплопроводы и арматура, неавтоматизированные котельные. Местное автоматическое регулирование в установках потребителей и измерение потребляемого в них тепла не осуществляется.

Современная ситуация в сфере теплоснабжения Республики Саха (Якутия) характеризуется серьезными проблемами, состоящими в изношенности оборудования, низкой эффективности и надежности, неудовлетворительном уровне комфорта в зданиях; низком техническом уровне и низкой экономической эффективности систем и объектов теплоснабжения; огромных непроизводительных потерях тепловой энергии.

Основные проблемы в сфере теплоснабжения и теплопотребления:

1. Неудовлетворительный технический уровень, обусловленный недостаточной оснащенностью автоматикой, системами учета и регулирования, износом основных фондов. Устаревшие технические решения не позволяют эффективно транспортировать и использовать тепловую энергию, что приводит к огромным перерасходам топлива и энергии; к неприемлемо низкому качеству теплоснабжения, низкой его надежности, частым тепловым авариям; к чрезмерно высоким издержкам в системах теплоснабжения.

2. Низкий уровень оснащенности централизованным теплоснабжением. В большинстве районов отсутствует возможность по предоставлению услуг централизованного теплоснабжения, водоснабжения и водоотведения, что негативно отражается на качестве жизни населения. В настоящее время оборудование жилого фонда составляет:

- централизованным теплоснабжением - 62,7%;

- горячим водоснабжением - 50,2%;

- водопроводом - 54,0%;

- канализацией - 54,1%.

3. Низкая эффективность котельных. Сверхнормативные расходы топлива (200-280 кг. у.т./Гкал) обусловлены низкой эффективностью работы котельных. При нормативном КПД угольных котельных 80%, их фактическое значение по данным обследования составляет 50-60%. Основными причинами низкой энергетической и экологической эффективности котельных являются: плохое техническое состояние и значительные конструктивные недостатки топок и котлов в целом; отсутствие режимных карт, систем автоматики и механизации топочных процессов; некачественное ведение процесса сжигания топлива; длительная эксплуатация котлов на низкой нагрузке (15-40% от номинальной). Некоторые из этих недостатков характерны и для мазутных котельных, КПД которых находится в пределах 70-84% вместо проектных 88-90%; КПД газовых котельных не превышает 80%.

4. Значительный износ оборудования и тепловых сетей в связи с несвоевременным их ремонтом и заменой. В настоящее время уровень износа коммунальной инфраструктуры превышает 50%, в отдельных системах он превышает 70%.

5. Большие потери тепловой энергии в трубопроводных сетях. Эффективность систем транспорта в республике в последние годы снижается, что связано с высоким износом тепловых сетей и нерациональными режимами их эксплуатации. Потери в тепловых сетях остаются высокими, в среднем по системам Республики Саха (Якутия) в 2016 г. они составили около 25%, в ряде районов Республики уровень потерь превышает 30% (Томпонский, Усть-Майский, Нерюнгринский, Момский, Амгинский, Чурапчинский, Алданский районы). Столь высокий уровень потерь связан со старением оборудования тепловых сетей (ухудшением качества тепловой изоляции и гидравлической плотности коммуникаций).

6. Высокая степень износа жилищного фонда. Удельный расход тепловой энергии на отопление жилых зданий характеризуется широким диапазоном значений от 0,15 Гкал/м2 в год в Мегино-Кангаласском улусе, до 0,85 Гкал/м2 в год в Аллаиховском улусе. Высокий уровень расхода тепловой энергии связан со значительным износом жилого фонда. Республика все еще входит в число регионов Российской Федерации с наибольшим удельным весом ветхого и аварийного жилья - 16,5%. Одной из причин высокой доли ветхого жилья является то, что больше половины жилищного фонда республики является деревянным (56,8% от общей площади) и только чуть более трети (41,4%) в каменном (кирпичном, панельном, блочном, монолитном) исполнении.

4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)

4.1 Прогноз потребления электроэнергии и мощности

4.1.1. Прогноз потребления электроэнергии

и мощности энергосистемы республики

Основными профилирующими производствами Западного энергорайона республики на период до 2022 г. останутся добыча и обработка алмазов, являющиеся традиционной специализацией региона, и нефтедобыча. Крупнейшими потребителями электроэнергии на территории энергорайона наряду с предприятиями АК «АЛРОСА» (ПАО) являются объекты ПАО «Транснефть» и ОАО «Сургутнефтегаз».

По территории Республики Саха (Якутия), в основном по Западному и Южно-Якутскому энергорайонам, проходит трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО). В соответствии с распоряжением Правительства РФ от 31.12.2004 № 1737-р ПАО «Транснефть» осуществляет реализацию проекта «Увеличение пропускной способности ВСТО до 80 млн тонн в год», включая строительство объектов внешнего электроснабжения трубопровода - нефтеперекачивающих станций (НПС). На территории Республики Саха (Якутия) введены в эксплуатацию нефтеперекачивающие станции (НПС) № 10-19. В связи с увеличением объемов передачи ВСТО в период до 2025 г. прогнозируется значительное увеличение потребления электроэнергии и мощности объектами ВСТО на территории Республики Саха (Якутия).

По имеющимся инвестиционным программам сетевых организаций, ОАО «Сургутнефтегаз» и «Схеме и программе развития Единой Энергетической системы России на 2017 - 2023 годы» присоединение Талаканской ГТЭС и сетей Талаканского месторождения к сетям ЕНЭС не планируется.

В рассматриваемый период на территории Западного энергорайона ведется освоение Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ООО «Газпром добыча Ноябрьск»), присоединение которого к электрическим сетям Западного энергорайона Республики Саха (Якутия) планируется в IV квартале 2022 года.

В рассматриваемой перспективе на территории Западного и Южно-Якутского энергорайонов планируется строительство газопровода «Сила Сибири», который станет общей газотранспортной системой для иркутского и якутского центров газодобычи. На первом этапе будет построен магистральный газопровод «Якутия - Хабаровск - Владивосток», на втором этапе иркутский центр газодобычи будет соединен газопроводом с якутским центром. На территории Республики Саха (Якутия) будут расположены компрессорные станции (КС) № 1-5, запланированный выход на полную мощность намечен в 2024 году.

Центральный энергорайон республики характеризуется наибольшей плотностью населения - в городе Якутске по состоянию на 01.01.2016 проживает 303,8 тыс. человек (53% городского населения республики), развитием обрабатывающих производств (пищевые продукты, строительные материалы, металлообработка, деревообработка). Структура потребления электрической энергии Центрального энергорайона характеризуется сравнительно низкой долей промышленности при более высокой доле домашних хозяйств и предприятий сферы услуг.

Южно-Якутский энергорайон обеспечивает электроэнергией Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы.

Таблица 4.1.1.1 - Прогноз потребности в электрической

мощности крупных потребителей республики, МВт

№ п/п

Потребитель <1>

Год

2017

отчет

2018

2019

2020

2021

2022

1

«АК «АЛРОСА» (ПАО)

167,3

172,9

190,0

184,9

186,3

2

ПАО «Транснефть» (ВСТО), в т.ч.:

108

178

258

322

322

322

3

НПС-8

7,5

10,8

14,3

18,4

20,0

19,7

4

НПС-9

1,0

5,9

10,4

13,7

15,7

15,2

5

НПС-10

14,5

18,5

24,1

28,6

26,2

26,0

6

НПС-11

7,3

12,9

19,2

24,1

22,9

23,4

7

НПС-12

7,8

16,8

25,8

32,8

32,8

32,8

8

НПС-13

11,3

17,0

26,4

33,5

33,5

33,5

9

НПС-14

8,8

17,3

23,0

27,9

27,9

27,9

10

НПС-15

10,6

17,1

24,2

30,0

30,0

30,0

11

НПС-16

11,7

17,5

24,2

29,4

29,4

29,4

12

НПС-17

12,3

16,5

20,9

24,8

24,8

24,8

13

НПС-18

8,0

14,8

23,8

30,6

30,6

30,6

14

НПС-19

6,9

12,8

21,5

28,5

28,5

28,5

15

ПАО «Газпром», в т.ч.:

0,2

2,0

35,5

49,5

53,2

67,2

16

Чаяндинское НГКМ (УКПГ) <2>

0,2

2,0

22,3

26,7

27,8

34,3

17

Чаяндинское НГКМ (УПН) <2>

8,6

10,011

9,9

9,9

18

ГТС «Сила Сибири», в т.ч:

4,54

12,8

15,6

23,0

19

КС-1

1,9

1,9

4,1

20

КС-2

2,3

2,3

5,0

5,6

21

КС-3

2,3

2,3

2,3

4,7

22

КС-4

4,5

4,5

4,5

23

КС-5

1,9

1,9

4,0

24

Индустриальный парк в п. Кангалассы

2,995

2,995

2,995

2,995

25

Реконструкция цементного завода

7,08

7,08

7,08

7,08

26

Жатайский судоремонтный судостроительный завод

8,5

8,5

8,5

Примечание:

<1> - перспективные нагрузки объектов приведены по данным компаний - см. приложения 2.1, 2.4, 2.9, 4.1, 4.3.6 (не приводятся (не предоставлены));

<2> - до 4 кв. 2022 г. работает изолированно от Западного энергорайона республики.

Продолжается развитие разработки Эльгинского месторождения (ООО «Эльгауголь») на юго-востоке Республики Саха (Якутия). Источником электроснабжения для месторождения будет являться энергосистема Амурской области.

Прогноз потребности в электрической энергии и мощности крупных существующих и перспективных потребителей приведен в таблицах 4.1.1.1 - 4.1.1.2.

Таблица 4.1.1.2 - Прогноз потребности в электрической

энергии крупных потребителей республики, млн кВт ч

№ п/п

Потребитель <1>

Год

2017

отчет

2018

2019

2020

2021

2022

1

ПАО «АК «АЛРОСА»

984,4

1017,6

1118,5

1087,7

1096,1

2

ПАО «Транснефть» (ВСТО), в т.ч.:

865,00

1455,21

2200,23

2572,54

2564,93

2575,47

3

НПС-8

60,6

87,6

121,0

158,6

166,9

170,9

4

НПС-9

2,9

47,8

89,0

117,6

127,9

132,3

5

НПС-10

116,7

149,5

206,0

228,5

209,4

207,5

6

НПС-11

59,2

104,4

163,0

187,3

178,1

182,5

7

НПС-12

62,6

135,9

219,8

257,8

258,2

258,1

8

НПС-13

91,0

137,2

225,0

263,7

264,1

264,0

9

НПС-14

71,4

139,7

197,5

223,7

223,9

223,9

10

НПС-15

87,1

141,8

207,2

238,8

239,0

239,0

11

НПС-16

96,0

145,5

206,9

235,9

236,0

236,0

12

НПС-17

95,7

137,5

179,5

200,6

200,8

200,8

13

НПС-18

65,2

122,6

202,3

239,5

239,8

239,8

14

НПС-19

56,6

105,8

183,1

220,5

220,9

220,8

15

ПАО «Газпром», в т.ч.:

136,6

282,9

291,3

340,0

16

Чаяндинское НГКМ (УКПГ) <2>

61,3

195,3

204,9

253,6

17

Чаяндинское НГКМ (УПН) <2>

75,3

87,7

86,5

86,5

18

ГТС «Сила Сибири», в т.ч:

39,8

106,7

109,1

116,3

19

КС-1

16,6

16,6

9,1

20

КС-2

19,9

19,9

22,3

44,2

21

КС-3

19,9

19,9

19,9

20,4

22

КС-4

33,7

33,7

33,7

23

КС-5

16,6

16,6

8,9

24

Индустриальный парк в п. Кангалассы

16

16

16

16

25

Реконструкция цементного завода

35

35

35

35

26

Жатайский судоремонтный судостроительный завод

43

43

43

Примечание:

<1> - перспективные нагрузки объектов приведены по данным компаний - см. приложения 2.1, 2.4, 2.9, 4.1, 4.3.6 (не приводятся (не предоставлены));

<2> - до 4 кв. 2022 г. работает изолированно от Западного энергорайона республики

Таблицы 4.1.1.1 и 4.1.1.2 показывают, что основной прирост потребления электроэнергии и мощности в рассматриваемый период до 2022 г. ожидается за счет увеличения нагрузок объектов нефтепровода ВСТО, начала освоения Чаяндинского НГКМ и строительства газопроводной системы «Сила Сибири».

Прогнозные уровни электропотребления и мощности Республики Саха (Якутия) по данным АО «СО ЕЭС» (приложение 2.11) (не приводится (не предоставлено)) приведены в таблице 4.1.1.3.

Таблица 4.1.1.3 - Прогнозные уровни электропотребления

и мощности республики

Показатель

Ед. измер.

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребление электрической энергии

млн кВт-час

1909

3733

7455

7637

7724

7871

Годовой темп прироста

%

-

95,55

99,71

2,44

1,14

1,90

Максимум нагрузки

МВт

316

945

1326

1338

1351

1373

Годовой темп прироста

%

-

199,05

40,32

0,90

0,97

1,63

Примечание: <*> - По данным АО «СО ЕЭС» предусмотрено подключение Западного энергорайона к Южно-Якутскому энергорайону с середины 2018 года, при этом фактическое объединение Западного, Центрального и Южно-Якутского энергорайонов Республики Саха Якутии с включением Западного и Центрального энергорайонов в неценовую зону оптового рынка согласно протоколу совещания у зам. председателя Правительства РФ А.В. Дворковича от 13.02.2018 № АД-П9-14пр п. 1 предусмотрено с 01.01.2019 (приложение 4.3.7) (не приводится (не предоставлено)).

Таблица 4.1.1.4 - Прогнозные уровни электропотребления

и мощности республики с детализацией по отдельным

энергорайонам

Показатель

Ед. измер.

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Западный энергорайон

Потребление электрической энергии

млн кВт-час

2950

3206

3467

3570

3610

3689

Годовой темп прироста

%

-

8,68

8,14

2,97

1,12

2,19

Максимум нагрузки

МВт

569

658

699

711

721

734

Годовой темп прироста

%

-

15,64

6,23

1,72

1,41

1,80

Центральный энергорайон

Потребление электрической энергии

млн кВт-час

1649

1735

1746

1756

1760

1767

Годовой темп прироста

%

-

5,22

0,63

0,57

0,23

0,40

Максимум нагрузки

МВт

308

336

337

337

340

340

Годовой темп прироста

%

-

9,09

0,30

0,00

0,89

0,00

Южно-Якутский энергорайон

Потребление электрической энергии

млн кВт-час

1909

2130

2242

2311

2354

2415

Годовой темп прироста

%

-

11,58

5,26

3,08

1,86

2,59

Максимум нагрузки

МВт

316

341,9

361,1

361,8

362,8

372,5

Годовой темп прироста

%

-

8,20

5,62

0,19

0,28

2,67

Прогнозные уровни электропотребления и мощности Республики Саха (Якутия) с детализацией по отдельным энергорайонам приведены в таблице 4.1.1.4.

Среднегодовые темпы роста электропотребления в энергосистеме

Республики Саха (Якутия) в период 2018 - 2022 годы оцениваются:

в Западном энергорайоне - 4,57% в год;

в Центральном энергорайоне - 1,39% в год;

в Южно-Якутском энергорайоне - 4,53% в год.

Наибольший прирост потребления электроэнергии и мощности в рассматриваемый период до 2022 г. ожидается в Западном энергорайоне за счет увеличения нагрузок объектов нефтепровода ВСТО, начала освоения Чаяндинского НГКМ, строительства газопроводной системы «Сила Сибири»; в Южно-Якутском энергорайоне за счет увеличения нагрузок объектов нефтепровода ВСТО, строительства газопроводной системы «Сила Сибири» и дальнейшего развития горнодобывающей промышленности.

Отклонения прогноза потребления электроэнергии и мощности по варианту Правительства Республики Саха (Якутия) от варианта АО «СО ЕЭС» не значительны, поэтому прогноз Правительства отдельно не приводится.

4.1.2. Оценка перспективной балансовой ситуации

по электроэнергии и мощности

Оценка перспективной балансовой ситуации выполнена для энергосистемы Республики Саха (Якутия) в целом и с детализацией для трех энергорайонов: Западного, Центрального и Южно-Якутского. Балансы электроэнергии и мощности приведены для зоны централизованного электроснабжения Республики Саха (Якутии) в соответствии с прогнозами электропотребления и максимума нагрузки по материалам АО «СО ЕЭС» (приложение 2.11) (не приводится (не предоставлено)).

Расчетный резерв мощности определен как:

- величина единичной установленной (максимальной) мощности наиболее крупного агрегата электростанции Западного и Центрального энергорайонов при изолированной работе энергорайонов;

- величина генерации, обеспечивающая переход к максимально допустимому перетоку мощности в контролируемых сечениях в ремонтной схеме после наиболее «тяжелого» нормативного возмущения в нормальной схеме после присоединения изолированных энергорайонов к ОЭС Востока, а также для Южно-Якутского энергорайона.

По результатам расчетов электроэнергетических режимов выявлено:

- Для ЗЭР наиболее «тяжелым» нормативным возмущением является отключение наиболее загруженного генератора Каскада Вилюйских ГЭС 1, 2 или Светлинской ГЭС (85 МВт).

- Для ЦЭР наиболее «тяжелым» нормативным возмущением является отключение наиболее загруженного генератора Якутской ГРЭС или Якутской ГРЭС Новая (55 МВт).

- Для РС(Я) (включая ЦЭР, ЗЭР, ЮЯЭР) наиболее «тяжелым» нормативным возмущением является отключение наиболее загруженного генератора Нерюнгринской ГРЭС (210 МВт).

В соответствии с этим расчетный резерв мощности по Республике Саха (Якутия) должен составлять:

- на 2018 год: 210 МВт, в т.ч. в ЗЭР не менее 85 МВт;

- на период 2019 - 2024 годов: 210 МВт, в т.ч. в ЗЭР - не менее 85 МВт, в ЦЭР - не менее 55 МВт.

В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 281, балансы электроэнергии Республики Саха (Якутия) разработаны для условий средневодного и маловодного года. Вилюйское водохранилище позволяет осуществлять сезонное и многолетнее регулирование стока, водохранилище Светлинской ГЭС осуществляет суточно-недельное подрегулирование стока, поступающего с Каскада Вилюйских ГЭС 1, 2. Режим работы Светлинской ГЭС во многом зависит от работы Каскада Вилюйских ГЭС 1, 2. Годовая выработка электроэнергии Каскада Вилюйских ГЭС 1, 2 и Светлинской ГЭС в условиях маловодного года снижается.

В 2016 году на Мирнинской ГРЭС был произведен демонтаж двух блоков ГТУ мощностью по 12 МВт, в 2017 году согласно приказу ПАО «Якутскэнерго» от 1 ноября 2017 г. № 1689 осуществлен вывод из эксплуатации оставшихся ГТУ № 5,6 Мирнинской ГРЭС (приложение 2.1) (не приводится (не предоставлено)).

Ввод первой очереди Якутской ГРЭС Новая установленной мощностью 193,5 МВт выполнен в ноябре 2017 г.

Баланс мощности Республики Саха (Якутия) приведен в таблице 4.2.5.

Таблица 4.2.5 - Баланс мощности объединенной энергосистемы

Республики Саха (Якутия), МВт

Республика Саха (Якутия) <*>

Год

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребность (собственный максимум)

316

945

1326

1338

1351

1373

Резерв

210

210

210

210

210

ИТОГО спрос на мощность

316

1155

1536

1548

1561

1583

Установленная мощность на конец года, в т.ч.:

618

1575,5

2114

2114

2114

2114

ГЭС

957,5

957,5

957,5

957,5

957,5

КВГЭС 1, 2

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

277,5

277,5

277,5

277,5

277,5

ТЭС

618

618

1156,5

1156,5

1156,5

1156,5

Якутская ГРЭС

333

333

333

333

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

193,5

193,5

193,5

193,5

Нерюнгринская ГРЭС

570

570

570

570

570

570

Чульманская ТЭЦ

48

48

48

48

48

48

Располагаемая мощность (на час прохождения максимума нагрузки), в т.ч.:

618

1505

2043,5

2043,5

2043,5

2043,5

ГЭС

887

887

887

887

887

КВГЭС 1, 2

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

207

207

207

207

207

ТЭС

618

618

1156,5

1156,5

1156,5

1156,5

Якутская ГРЭС

333

333

333

333

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

193,5

193,5

193,5

193,5

Нерюнгринская ГРЭС

570

570

570

570

570

570

Чульманская ТЭЦ

48

48

48

48

48

48

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

302,0

350,0

507,5

495,5

482,5

460,5

Примечание: <*> - По данным АО «СО ЕЭС» предусмотрено подключение Западного энергорайона к Южно-Якутскому энергорайону с середины 2018 года, при этом фактическое объединение Западного, Центрального и Южно-Якутского энергорайонов Республики Саха Якутии с включением Западного и Центрального энергорайонов в неценовую зону оптового рынка согласно протоколу совещания у заместителя Председателя Правительства РФ А.В. Дворковича от 13.02.2018 № АД-П9-14пр п. 1 предусмотрено с 01.01.2019 (приложение 4.3.7) (не приводится (не предоставлено)). Установленная мощность энергосистемы Республики Саха (Якутия) приведена без резервных ДЭС ЦЭР и ЗЭР, не участвующих в покрытии максимума.

Баланс мощности энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2022 года складывается избыточным. Величина избытка на 2022 год составляет 460 МВт.

Балансы электроэнергии энергосистемы Республики Саха (Якутия) для условий средневодного и маловодного года приведены в таблицах 4.2.6 и 4.2.7 соответственно.

Таблица 4.2.6 - Баланс электроэнергии объединенной

энергосистемы Республики Саха (Якутия) для условий

средневодного года, млн кВт.ч

Республика Саха (Якутия) <*>

Год

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребление электрической энергии (собственное)

1909

3733

7455

7637

7724

7871

ИТОГО потребность

1909

3733

7455

7637

7724

7871

Производство электрической энергии

3227

5358

10449

10449

10449

10449

ГЭС

1650

3300

3300

3300

3300

КВГЭС 1, 2

1103

2205

2205

2205

2205

Светлинская ГЭС

548

1095

1095

1095

1095

ТЭС

3229

3708

7149

7149

7149

7149

Якутская ГРЭС

2208

2208

2208

2208

Якутская ТЭЦ

72

72

72

72

Якутская ГРЭС Новая

1161

1161

1161

1161

Нерюнгринская ГРЭС

3420

3420

3420

3420

3420

Чульманская ТЭЦ

288

288

288

288

288

Число часов использования установленной мощности ТЭС

5225

6000

6000

6000

6000

6000

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

1318

1625

2994

2812

2725

2578

САЛЬДО перетоков электрической энергии <**>

-1292

-986

-927

-1010

-847

-765

Итого ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

26

639

2067

1802

1878

1813

Примечание: <*> - По данным АО «СО ЕЭС» предусмотрено подключение Западного энергорайона к Южно-Якутскому энергорайону с середины 2018 года, при этом фактическое объединение Западного, Центрального и Южно-Якутского энергорайонов Республики Саха (Якутия) с включением Западного и Центрального энергорайонов в неценовую зону оптового рынка согласно протоколу совещания у заместителя Председателя Правительства РФ А.В. Дворковича от 13.02.2018 № АД-П9-14пр п. 1 предусмотрено с 01.01.2019 (приложение 4.3.7) (не приводится (не предоставлено));

<**> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой (сальдо перетоков), в соответствии с прогнозом на электрическую энергию и мощность на период 2018 - 2022 гг. (проект СиПР ЕЭС на 2018 - 2024 годы)

Таблица 4.2.7 - Баланс электроэнергии объединенной

энергосистемы Республики Саха (Якутия) для условий

маловодного года, млн кВт.ч

Республика Саха (Якутия) <*>

Год

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребление электрической энергии (собственное)

1909

3733

7455

7637

7724

7871

ИТОГО потребность

1909

3733

7455

7637

7724

7871

Производство электрической энергии

3227

5183

10098

10098

10098

10098

ГЭС

1475

2949

2949

2949

2949

КВГЭС 1, 2

1045

2090

2090

2090

2090

Светлинская ГЭС

430

859

859

859

859

ТЭС

3227

3708

7149

7149

7149

7149

Якутская ГРЭС

2208

2208

2208

2208

Якутская ТЭЦ

72

72

72

72

Якутская ГРЭС Новая

1161

1161

1161

1161

Нерюнгринская ГРЭС

3420

3420

3420

3420

3420

Чульманская ТЭЦ

288

288

288

288

288

Число часов использования установленной мощности ТЭС

5222

6000

6000

6000

6000

6000

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

1318

1450

2643

2461

2374

2227

САЛЬДО перетоков электрической энергии <**>

-1292

-986

-927

-1010

-847

-765

Итого ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

26

464

1716

1451

1527

1462

Примечание: <*> - По данным АО «СО ЕЭС» предусмотрено подключение Западного энергорайона к Южно-Якутскому энергорайону с середины 2018 года, при этом фактическое объединение Западного, Центрального и Южно-Якутского энергорайонов Республики Саха (Якутия) с включением Западного и Центрального энергорайонов в неценовую зону оптового рынка согласно протоколу совещания у заместиеля Председателя Правительства РФ А.В. Дворковича от 13.02.2018 № АД-П9-14пр п. 1 предусмотрено с 01.01.2019 (приложение 4.3.7) (не приводится (не предоставлено));

<**> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой (сальдо перетоков), в соответствии с прогнозом на электрическую энергию и мощность на период 2018 - 2022 гг. (проект СиПР ЕЭС на 2018 - 2024 годы).

Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2022 года складывается избыточным, в том числе в условиях маловодного года. Величина избытка в средневодных условиях на 2022 год составляет 1813 млн кВт.ч, в маловодных условиях 1462 млн кВт.ч.

Баланс мощности Западного энергорайона приведен в таблице 4.2.8.

Таблица 4.2.8 - Баланс мощности Западного энергорайона, МВт

Западный энергорайон

Год

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребность <*>

564

658

699

711

721

734

Резерв мощности

232

85

85

85

85

85

ИТОГО спрос на мощность

796

743

784

796

806

819

Установленная мощность на конец года, в т.ч.:

957,5

957,5

957,5

957,5

957,5

957,5

ГЭС

957,5

957,5

957,5

957,5

957,5

957,5

КВГЭС 1, 2

680

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

277,5

277,5

277,5

277,5

277,5

277,5

Располагаемая мощность (на час прохождения максимума нагрузки), в т.ч.:

887

887

887

887

887

887

ГЭС

887

887

887

887

887

887

КВГЭС 1, 2

680

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

207

207

207

207

207

207

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

91

144

103

91

81

68

Баланс мощности Западного энергорайона в рассматриваемый период до 2022 года складывается избыточным. Величина избытка на 2022 год составляет 68 МВт.

Балансы электроэнергии Западного энергорайона для условий средневодного и маловодного года приведены в таблицах 4.2.9 и 4.2.10 соответственно.

Таблица 4.2.9 - Баланс электроэнергии Западного энергорайона

для условий средневодного года, млн кВт.ч

Западный энергорайон

Год

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребление электрической энергии

2950

3206

3467

3570

3610

3689

ИТОГО потребность

2950

3206

3467

3570

3610

3689

Производство электрической энергии

3003,6

3300

3300

3300

3300

3300

ГЭС

3001

3300

3300

3300

3300

3300

КВГЭС 1, 2

2269

2205

2205

2205

2205

2205

Светлинская ГЭС

732

1095

1095

1095

1095

1095

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

54

94

-167

-270

-310

-389

Таблица 4.2.10 - Баланс электроэнергии Западного

энергорайона для условий маловодного года, млн кВт.ч

Западный энергорайон

Год

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребление электрической энергии

2950

3206

3467

3570

3610

3689

ИТОГО потребность

2950

3206

3467

3570

3610

3689

Производство электрической энергии

3003,6

2949

2949

2949

2949

2949

ГЭС

3001

2949

2949

2949

2949

2949

КВГЭС 1, 2

2269

2090

2090

2090

2090

2090

Светлинская ГЭС

732

859

859

859

859

859

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

54

-257

-518

-621

-661

-740

Баланс электроэнергии Западного энергорайона для условий средневодного года в период до 2018 года складывается избыточным. В 2019 - 2022 годы наблюдается дефицит электроэнергии в размере 167-389 млн кВт.ч. В условиях маловодного года возникновение дефицита возможно уже в 2018 году в размере 257 млн кВт.ч., с увеличением к 2022 году до 740 млн кВт.ч. Для покрытия дефицита требуется передача электроэнергии из ЮЯЭР (ОЭС Востока) по сети 220 кВ, нового электросетевого строительства при этом не требуется.

Баланс мощности Центрального энергорайона приведен в таблице 4.2.11.

Таблица 4.2.11 - Баланс мощности

Центрального энергорайона, МВт

Центральный энергорайон

Год

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребность

308

336

337

337

340

340

Резерв мощности

213

55

55

55

55

55

ИТОГО спрос на мощность

521

391

392

392

395

395

Установленная мощность на конец года, в т.ч.:

573,5

573,5

538,5

538,5

538,5

538,5

ТЭС

573,5

573,5

538,5

538,5

538,5

538,5

Якутская ГРЭС

368

368

333

333

333

333

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

193,5

193,5

193,5

193,5

193,5

193,5

Располагаемая мощность (на час прохождения максимума нагрузки), в т.ч.:

575,0

573,5

538,5

538,5

538,5

538,5

ТЭС

575,0

573,5

538,5

538,5

538,5

538,5

Якутская ГРЭС

383,0

368,0

333,0

333,0

333,0

333,0

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

180,0

193,5

193,5

193,5

193,5

193,5

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

54,0

182,5

146,5

146,5

143,5

143,5

Баланс мощности Центрального энергорайона в рассматриваемый период до 2022 года складывается избыточным. Величина избытка на 2022 год составляет 140 МВт.

Баланс электроэнергии Центрального энергорайона приведен в таблице 4.2.12.

Таблица 4.2.12 - Баланс электроэнергии

Центрального энергорайона, млн кВт.ч

Центральный энергорайон

Год

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребление электрической энергии

1649

1735

1746

1756

1760

1767

ИТОГО потребность

1649

1735

1746

1756

1760

1767

Производство электрической энергии

1649

3441

3441

3441

3441

3441

ТЭС

1649

3441

3441

3441

3441

3441

Якутская ГРЭС

1512

2208

2208

2208

2208

2208

Якутская ТЭЦ

63

72

72

72

72

72

Якутская ГРЭС Новая

75

1161

1161

1161

1161

1161

Число часов использования установленной мощности ТЭС

2555

6000

6000

6000

6000

6000

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

0

1706

1695

1685

1681

1674

Баланс электроэнергии Центрального энергорайона в рассматриваемый период 2018 - 2022 годы складывается избыточным. Величина избытка на 2022 год составляет 1674 млн кВт.ч.

Баланс мощности Южно-Якутского энергорайона приведен в таблице 4.2.13.

Таблица 4.2.13 - Баланс мощности Южно-Якутского

энергорайона, МВт

Южно-Якутский энергорайон

Год

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребность

316,0

341,9

361,1

361,8

362,8

372,5

Резерв мощности

70

210

210

210

210

210

ИТОГО спрос на мощность

385,5

551,9

571,1

571,8

572,8

582,5

Установленная мощность на конец года, в т.ч.:

618,0

618,0

618,0

618,0

618,0

618,0

ТЭС

618,0

618,0

618,0

618,0

618,0

618,0

Нерюнгринская ГРЭС

570,0

570,0

570,0

570,0

570,0

570,0

Чульманская ТЭЦ

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

Располагаемая мощность (на час прохождения максимума нагрузки), в т.ч.:

618,0

618,0

618,0

618,0

618,0

618,0

ТЭС

618,0

618,0

618,0

618,0

618,0

618,0

Нерюнгринская ГРЭС

570,0

570,0

570,0

570,0

570,0

570,0

Чульманская ТЭЦ

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

232,5

66,1

46,9

46,2

45,2

35,5

Баланс мощности Южно-Якутского энергорайона в рассматриваемый период до 2022 года складывается избыточным. Величина избытка на 2022 год составляет 35,5 МВт.

Баланс электроэнергии Южно-Якутского энергорайона приведен в таблице 4.2.14.

Таблица 4.2.14 - Баланс электроэнергии Южно-Якутского

энергорайона, млн кВт.ч

Южно-Якутский энергорайон

Год

2017 отчет

2018

2019

2020

2021

2022

Потребление электрической энергии

1935

2130

2242

2311

2354

2415

ИТОГО потребность

1935

2130

2242

2311

2354

2415

Производство электрической энергии

1935

3708

3708

3708

3708

3708

ТЭС

1935

3708

3708

3708

3708

3708

Нерюнгринская ГРЭС

3420

3420

3420

3420

3420

Чульманская ТЭЦ

288

288

288

288

288

Число часов использования установленной мощности ТЭС

3131

6000

6000

6000

6000

6000

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

0

1578

1466

1397

1354

1293

Баланс электроэнергии Южно-Якутского энергорайона в рассматриваемый период до 2022 года складывается избыточным. Величина избытка на 2022 год составляет 1293 млн кВт.ч. Передача избытков электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона предусматривается в Западный и Центральный энергорайоны (в случае возникновения дефицита в указанных энергорайонах) и в ОЭС Востока.

Оценка перспективной балансовой ситуации показывает, что баланс мощности энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2022 года складывается избыточным. Величина избытка на 2022 год составляет 460,5 МВт. Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2022 года складывается избыточным, в том числе в условиях маловодного года. Величина избытка в средневодных условиях на 2022 год составляет 1813 млн кВт.ч, в маловодных условиях 1462 млн кВт.ч.

Балансы мощности каждого из трех энергорайонов в отдельности также складываются удовлетворительно. В Западном энергорайоне наблюдается дефицит электроэнергии с 2019 года в средневодных условиях, с 2018 года в маловодных условиях. Для исключения данного дефицита требуется передача электроэнергии из ЮЯЭР (ОЭС Востока) по сети 220 кВ, нового электросетевого строительства при этом не требуется.

4.1.3. Оценка перспективной балансовой ситуации

по электроэнергии и мощности по варианту

Правительства Республики Саха (Якутия)

Западный энергорайон

Нормативный резерв мощности в Западном энергорайоне принят в размере наиболее загруженного генератора энергосистемы.

Динамика установленной мощности электростанций Западного энергорайона приведена в таблице 4.1.3.1, прогнозная выработка электроэнергии для условий средневодного года в таблице 4.1.3.2, прогнозная выработка электроэнергии для условий маловодного года - в таблице 4.1.3.3.

Таблица 4.1.3.1 - Установленная мощность электростанций

Западного энергорайона, МВт (вариант Правительства

Республики Саха (Якутия)

Электростанция

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Установленная мощность (без учета ДЭС)

958

958

958

958

958

958

Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2

680

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

278

278

278

278

278

278

Располагаемая мощность

887

887

887

887

887

887

Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2

680

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

207

207

207

207

207

207

Таблица 4.1.3.2 - Прогнозная выработка электроэнергии

электростанциями Западного энергорайона в средневодные годы,

млн кВт ч (вариант Правительства Республики Саха (Якутия)

Электростанция

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2

2269

2857

2857

2857

2857

2857

Светлинская ГЭС

732

1112

1112

1112

1112

1112

Прочие электростанции

2

2

2

2

2

2

ИТОГО выработка

3003

3971

3971

3971

3971

3971

Таблица 4.1.3.3 - Прогнозная выработка электроэнергии

электростанциями Западного энергорайона в маловодные годы,

млн кВт ч (вариант Правительства Республики Саха (Якутия)

Электростанция

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2

2269

2183

2183

2183

2183

2183

Светлинская ГЭС

732

859

859

859

859

859

Прочие электростанции

2

2

2

2

2

2

ИТОГО выработка

3003

3044

3044

3044

3044

3044

Балансы мощности и электроэнергии Западного энергорайона разработаны для двух вариантов: без ввода кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан и с вводом кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан (описание см. в разделе 2.13).

Балансы мощности и электроэнергии Западного энергорайона для варианта без ввода кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан приведены в таблицах 4.1.3.4 - 4.1.3.6, для варианта с вводом кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан - в таблицах 4.1.3.7 - 4.1.3.9.

Таблица 4.1.3.4 - Баланс мощности Западного энергорайона,

МВт (вариант Правительства Республики Саха (Якутия)

(без ввода кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан)

Статья баланса

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

ПОТРЕБНОСТЬ

Максимум нагрузки

586

603

700

713

728

742

Расчетный резерв мощности

93

93

93

93

93

93

ИТОГО потребность

679

696

793

806

821

835

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность на конец года (без учета ДЭС)

958

958

958

958

958

958

ГЭС

958

958

958

958

958

958

Ограничения мощности на час нагрузки

134

71

71

71

71

71

ГЭС

134

71

71

71

71

71

Располагаемая мощность на час максимума нагрузки

824

887

887

887

887

887

ГЭС

824

887

887

887

887

887

ИЗБЫТОК (+) / ДЕФИЦИТ (-)

238

191

94

81

66

52

Таблица 4.1.3.5 - Баланс электроэнергии Западного

энергорайона в средневодные годы, млн кВт ч (вариант

Правительства Республики Саха (Якутия) (без ввода

кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан)

Статья баланса

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Электропотребление

3003

3190

3698

3776

3837

3905

Выработка электроэнергии

3003

3971

3971

3971

3971

3971

ГЭС

3001

3969

3969

3969

3969

3969

ТЭС

2

2

2

2

2

2

Дефицит(-) / Избыток(+)

-

781

273

195

134

66

Таблица 4.1.3.6 - Баланс электроэнергии Западного

энергорайона в маловодные годы, млн кВт ч (вариант

Правительства Республики Саха (Якутия) (без ввода

кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан)

Статья баланса

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Электропотребление

3003

3190

3698

3776

3837

3905

Выработка электроэнергии

3003

3044

3044

3044

3044

3044

ГЭС

3001

3042

3042

3042

3042

3042

ТЭС

2

2

2

2

2

2

Дефицит(-) / Избыток(+)

-

-146

-654

-732

-793

-861

Таблица 4.1.3.7 - Баланс мощности Западного энергорайона,

МВт (вариант Правительства Республики Саха (Якутия)

(с вводом кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан)

Статья баланса

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

ПОТРЕБНОСТЬ

Максимум нагрузки

586

603

615

627

640

653

Расчетный резерв мощности

93

93

93

93

93

93

ИТОГО потребность

679

696

708

720

733

746

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность на конец года (без учета ДЭС)

958

958

958

958

958

958

ГЭС

958

958

958

958

958

958

Ограничения мощности на час нагрузки

134

71

71

71

71

71

ГЭС

134

71

71

71

71

71

Располагаемая мощность на час максимума нагрузки

824

887

887

887

887

887

ГЭС

824

887

887

887

887

887

ИЗБЫТОК (+) / ДЕФИЦИТ(-)

238

191

179

167

154

141

Таблица 4.1.3.8 - Баланс электроэнергии Западного

энергорайона в средневодные годы, млн кВт ч (вариант

Правительства Республики Саха (Якутия) (с вводом

кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан)

Статья баланса

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Электропотребление

3004

3190

3253

3318

3385

3453

Выработка электроэнергии

3004

3971

3971

3971

3971

3971

ГЭС

3002

3969

3969

3969

3969

3969

ТЭС

2

2

2

2

2

2

Дефицит(-)/Избыток(+)

-

781

718

653

586

518

Таблица 4.1.3.9 - Баланс электроэнергии Западного

энергорайона в маловодные годы, млн кВт ч (вариант

Правительства Республики Саха (Якутия) (с вводом

кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан)

Статья баланса

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Электропотребление

3004

3190

3253

3318

3385

3453

Выработка электроэнергии

3004

3044

3044

3044

3044

3044

ГЭС

3002

3042

3042

3042

3042

3042

ТЭС

2

2

2

2

2

2

Дефицит(-) / Избыток(+)

-

-146

-209

-274

-341

-409

Баланс мощности и баланс электроэнергии для условий средневодных лет Западного энергорайона складываются удовлетворительно для того и другого варианта электросетевых объектов. Баланс электроэнергии для условий маловодных лет складывается с дефицитом в 2022 г. в варианте без ввода кольца Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан в размере 861 млн кВт ч, в варианте с вводом кольца - 409 млн кВт ч.

(2) Центральный энергорайон

В Центральном энергорайоне в рассматриваемый период в соответствии с намерениями собственника, согласованными Правительством Республики Саха (Якутия), производится постепенный вывод из эксплуатации газотурбинных установок Якутской ГРЭС: в 2018 г. блоки №№ 5, 6, 11 суммарной установленной мощностью 82 МВт, в 2019 г. блок № 1 установленной мощностью 45 МВт, в 2020 блоки №№ 9, 10, 12 суммарной мощностью 36 МВт.

В 2017 г. в эксплуатацию была введена первая очередь Якутской ГРЭС Новая установленной мощностью 193 МВт.

Нормативный резерв мощности Центрального энергорайона принят в размере нагрузки наиболее загруженного генератора энергосистемы.

Динамика установленной мощности электростанций Центрального энергорайона приведена в таблице 4.1.3.10, баланс мощности - в таблице 4.1.3.11, динамика выработки электроэнергии - в таблице 4.1.3.12.

Таблица 4.1.3.10 - Установленная мощность электростанций

Центрального энергорайона, МВт (вариант Правительства

Республики Саха (Якутия))

Электростанция

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Установленная мощность

573

491

446

410

410

410

Якутская ГРЭС

368

286

241

205

205

205

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

193

193

193

193

193

193

Располагаемая мощность

620

539

482

458

458

458

Якутская ГРЭС

428

334

277

253

253

253

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

180

193

193

193

193

193

Таблица 4.1.3.11 - Баланс мощности Центрального

энергорайона, МВт (вариант Правительства

Республики Саха (Якутия))

Статья баланса

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

ПОТРЕБНОСТЬ

Максимум нагрузки

308

323

329

342

345

349

Расчетный резерв мощности

57

57

57

57

57

57

ИТОГО потребность

365

380

386

399

402

406

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность на конец года

573

491

446

410

410

410

Располагаемая мощность на час максимума нагрузки

575

539

482

458

458

458

ИТОГО покрытие

575

539

482

458

458

458

ИЗБЫТОК (+) / ДЕФИЦИТ(-)

267

159

96

59

56

52

Таблица 4.1.3.12 - Прогнозная выработка электроэнергии

электростанциями Центрального энергорайона, млн кВт ч

(вариант Правительства Республики Саха (Якутия)

Электростанция

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Якутская ГРЭС

1512

979

1385

1265

1265

1265

Якутская ТЭЦ

54

50

60

60

60

60

Якутская ГРЭС Новая

75

695

965

965

965

965

Прочие электростанции

9

4

ИТОГО выработка

1650

1728

2410

2290

2290

2290

В 2018 - 2022 гг. баланс мощности Центрального энергорайона складывается удовлетворительно.

Баланс электроэнергии приведен в таблице 4.1.3.13. Баланс электроэнергии в 2018 - 2022 гг. в Центральном энергорайоне складывается удовлетворительно.

Таблица 4.1.3.13 - Баланс электроэнергии Центрального

энергорайона, млн кВт ч (вариант Правительства

Республики Саха (Якутия)

Статья баланса

Год

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Электропотребление

1650

1728

1760

1830

1850

1870

Выработка электроэнергии

1650

1728

2410

2290

2290

2290

ТЭС

1650

1728

2410

2290

2290

2290

Дефицит(-) / Избыток(+)

-

-

650

460

440

420

(3) Южно-Якутский энергорайон

Динамика установленной мощности электростанций Южно-Якутского энергорайона, баланс мощности, динамика выработки электроэнергии и баланс электроэнергии приведены в разделе 4.1.2.

4.1.4. Прогноз потребления тепловой энергии

В рассматриваемой перспективе с 2016 по 2022 годы в республике намечается прирост теплопотребления в связи с развитием и расширением существующих промышленных производств, а также освоением и разработкой новых крупных месторождений угля, нефти и газа. Прогноз потребления тепловой энергии крупными промышленными потребителями на период до 2022 г. представлен в таблице 4.1.4.1.

Основной прирост теплопотребления связан с вводом в эксплуатацию комплексов предприятий по освоению Талаканского НГКМ (ОАО «Сургутнефтегаз»), Чаяндинского НГКМ (ООО «Газпром добыча Ноябрьск») и ростом теплопотребления действующих предприятий: ООО «Таас Юрях нефтегазодобыча», ОАО «Золото Селигдара», АО «Алмазы Анабара», ОАО ПО «Якутцемент» и др.

Прогноз потребления тепловой энергии населением и коммунально-бытовым сектором выполнен с учетом прогноза численности населения и данным по перспективному вводу жилой площади в республике. В соответствии с Прогнозом социально-экономического развития Республики Саха (Якутия) на 2018 - 2020 гг. численность населения региона в 2020 г. увеличится на 1,5% по сравнению с уровнем 2016 г. Данные на последующие годы приняты в соответствии с Долгосрочным прогнозом социально-экономического развития Республики Саха (Якутия) на период до 2035 года, прирост численности населения Республики за период с 2016 по 2022 гг. составит 2,2%. Данные об изменении площади жилого фонда, а также темпы замены ветхого и аварийного жилья приняты согласно государственной программе Республики Саха (Якутия) «Обеспечение качественным жильем и повышение качества жилищно-коммунальных услуг на 2018 - 2022 гг.

Таблица 4.1.4.1 - Прогноз потребления тепловой энергии

крупными потребителями Республики Саха (Якутия) в период

до 2022 года, тыс. Гкал

Наименование предприятия

Год

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

ОАО «Нерюнгринский городской водоканал»

12,5

12,5

12,5

12,5

12,5

12,5

12,5

АО «ДСК»

67,6

67,6

67,6

67,6

67,6

67,6

67,6

АО «ХК Якутуголь»

207,4

207,4

207,4

207,4

207,4

207,4

207,4

АК «Алроса» (ПАО)

624,3

624,3

627,5

637,1

640,1

640,1

640,1

ОАО «Золото Селигдара»

16,3

28,4

28,4

28,4

28,4

28,4

28,4

АО «Алмазы Анабара»

12,4

17,2

17,2

17,2

17,2

17,2

17,2

ОАО ПО «Якутцемент»

108,9

110,2

111,2

111,2

111,2

111,2

111,2

ПАО «Транснефть»

50,0

52,0

52,0

52,0

52,0

52,0

52

ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (освоение Чаяндинского НГКМ)

409,6

281,7

281,7

281,7

ООО «Таас Юрях нефтегазодобыча» (освоение Центрального блока Средне-Ботуобинского НГКМ)

28,6

42,1

71,7

102,2

126,8

126,8

126,8

ОАО «Сургутнефтегаз»

242,2

239,5

257,5

257,5

257,5

257,5

257,5

ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания»

16,0

16,1

15,9

16,0

17,3

19,1

19,1

Освоение Эльгинского месторождения угля

7,3

7,3

7,3

15,0

20,0

25,0

25

АО «Полюс Алдан»

198,0

200,7

195,9

195,9

195,9

195,9

195,9

АО НК «Туймаада-нефть»

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

Источник: данные предприятий (приложения 2.4, 2.6, 2.9, 2.17, 4.2, 4.5, 4.6) (не приводятся (не предоставлены)).

По результатам выполненных прогнозных оценок доля ветхого и аварийного жилья за рассматриваемый период сократится на 4,7% и в 2022 г. составит 11,8% (Согласно Прогнозу социально-экономического развития Республики Саха (Якутия) на 2018 - 2020 гг.). Кроме того, за рассматриваемый период времени общая площадь жилого фонда в республике увеличится на 24,4%. Обеспеченность жильем в Республике Саха (Якутия) в период до 2021 г. увеличится на 4,8% и в 2022 г. составит 26,5 квадратных метра жилья на человека (таблица 4.1.4.2).

Таблица 4.1.4.2 - Исходные данные для прогнозирования

теплопотребления населением и коммунально-бытовым сектором

Показатель

Год

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Численность населения, тыс. чел.

961,2

964,1

967,8

971,9

975,9

978

982,1

Суммарный ввод жилья, тыс. м2

600

650

750

850

850

1000

1000

из них:

Ввод жилья взамен выведенного ветхого и аварийного жилья, тыс. м2

112,6

153,4

220

210

210

0

0

Ввод жилья, тыс. м2

487,4

496,6

530

640

640

1000

1000

Площадь ветхого и аварийного жилья, тыс. м2

3448,2

3294,8

3173,6

2995,4

2830,3

2957,7

3076

Доля ветхого и аварийного жилья, %

16,5%

15,3%

14%

12,9%

11,8%

11,8%

11,8%

Жилищный фонд, тыс. м2

20887,4

21537,4

22287,4

23137,4

23987,4

24987,4

25987,4

Обеспеченность жильем, м2/чел.

21,74

22,3

23

23,8

24,6

25,5

26,5

Источник: Государственная программа Республики Саха (Якутия) «Обеспечение качественным жильем и повышение качества жилищно-коммунальных услуг на 2018 - 2022 гг.», Прогноз социально-экономического развития Республики Саха (Якутия) на 2018 - 2020 гг., Долгосрочный прогноз социально-экономического развития Республики Саха (Якутия) на период до 2035 года, оценка авторов.

В соответствии с выполненным прогнозом потребление тепловой энергии в республике возрастет с 11,3 млн Гкал в 2016 г. до 12,6 млн. Гкал к 2022 г.: суммарный прирост теплопотребления составит 11,5%. В таблице 4.1.4.3 и на рисунке 4.1.4.1 представлена структура потребления тепловой энергии на период до 2022 г.

Таблица 4.1.4.3 - Структура потребления тепловой энергии

в Республике Саха (Якутия) в период до 2022 года, тыс. Гкал

Показатель

Год

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Теплопотребление, всего

11323,8

11090,2

11326,4

11632,9

11925,8

12190,5

12559,1

в том числе:

населением

5541,1

5449,0

5587,5

5694,1

5737,8

5862

6096,6

коммунально-бытовым сектором

2687,9

2488,9

2515,4

2561,3

2590,6

2698,6

2806,6

прочими отраслями, из них:

3094,8

3152,4

3223,6

3377,5

3597,4

3629,8

3655,8

промышленностью

2480,1

2531,6

2596,5

2744,2

2957,7

2983,7

3003,3

Основной прирост теплопотребления на период 2016 - 2022 гг. будет обеспечиваться за счет развития существующих и строительства новых промышленных производств. За рассматриваемый период увеличение потребления тепловой энергии промышленностью составит 21,1%. Прирост теплопотребления населением и коммунально-бытовым сектором за период 2016 - 2022 гг. составит 10,0 и 4,4% соответственно.

Рисунок 4.1.4.1 - Структура потребления тепловой энергии

в Республике Саха (Якутия) в период до 2022 года

Рисунок не приводится.

В соответствии с рис. 4.1.4.1 за рассматриваемый период до 2022 г. наблюдается равномерное увеличение теплопотребления населением, в то же время потребление тепловой энергии промышленными предприятиями увеличивается относительно более высокими темпами.

Суммарные уровни теплопотребления в республике на период до 2022 г. с указанием абсолютного годового и темпов прироста представлены в таблице 4.1.4.4

Таблица 4.1.4.4 - Суммарные уровни и темпы прироста

теплопотребления в Республике Саха (Якутия)

в период до 2022 года

Показатель

Год

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал

11323,8

11090,2

11326,4

11632,9

11925,8

12190,5

12559,1

Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал

-233,6

236,2

306,6

292,9

246,6

368,7

Среднегодовые темпы прироста, %

-2,1%

2,1%

2,7%

0,0252%

2,2%

3,0%

Как видно из таблицы 4.1.3.4 среднегодовые темпы прироста потребления тепловой энергии в целом по республике имеют положительную тенденцию на протяжении рассматриваемого перспективного периода. В начальные годы перспективного периода, после спада 2017 г., прирост теплопотребления предположительно составит 2,1 - 2,2%, в 2022 г. - 3,0%.

4.2. Расчеты и анализ режимов работы

энергосистемы республики

Для определения уровней напряжений в узлах электрической сети, загрузки элементов сети и соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности выполнен расчет электроэнергетических режимов.

Топология сети расчетной модели разработана на основе принципиальной схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше Якутской энергосистемы, представленной в приложении 4.3.1 (не приводится (не предоставлено)) с учетом реконструкции и ввода/вывода электросетевых объектов, объектов генерации и динамики изменения электрических нагрузок на перспективу 2018 - 2022 годы по годам.

Для каждого года расчет установившихся режимов выполнен для:

- режима зимних максимальных нагрузок рабочего дня;

- режима зимних минимальных нагрузок рабочего дня;

- режима летних максимальных нагрузок рабочего дня;

- режима летних минимальных нагрузок выходного дня.

Выполнены расчеты нормальных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов в нормальной и ремонтных схемах в соответствии с «Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем» и «Методическими указаниями по устойчивости энергосистем».

Развитие электросетевых объектов энергосистемы определяется решением следующих основных задач:

- выдачи мощности вновь вводимых электростанций;

- приведения параметров электросетевых объектов к нормативным требованиям по надежности электроснабжения потребителей;

- развития электрических связей со смежными энергосистемами для обеспечения балансовых и режимных перетоков мощности;

- минимизации ограничений на прием мощности в отдельных энергоузлах и энергорайонах;

- обеспечения присоединения новых потребителей.

В отчетном 2017 году от ЗЭР Республики Саха (Якутия) осуществлялось электроснабжение энергопринимающих устройств ЗАО «Витимэнергострой» по существующей ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс.

На рассматриваемый перспективный период, начиная с 2019 года, принята раздельная работа Республики Саха (Якутия) с ОЭС Сибири: в 4 квартале 2018 года предусмотрен ввод ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог, ВЛ 220 кВ Сухой Лог - Мамакан с замыканием кольца 220 кВ Усть-Кут - Пеледуй - Сухой Лог - Мамакан - Таксимо - Усть-Кут и работой ПС 220 кВ Пеледуй в составе ОЭС Сибири без параллельной работы ОЭС Сибири и ЗЭР Республики Саха (Якутия) (выключатели ВЛ 220 кВ Городская - Пеледуй № 1, 2 с отпайкой на ПС НПС-11 (Л-233, Л-234) отключены со стороны ПС 220 кВ Пеледуй).

Фактическое объединение Западного и Южного энергорайонов энергосистемы Республики осуществлено по двум одноцепных ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15 № 1, № 2 с отпайкой на ПС НПС-16, при этом в отчетных режимах выключатели ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 1, № 2 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-243, Л-244) отключены со стороны ПС 220 кВ НПС-15 для осуществления точки раздела между энергорайонами. Синхронная работа Западного и Южно-Якутского энергорайонов с включением Западного энергорайона в неценовую зону оптового рынка согласно протоколу совещания у заместителя Председателя Правительства РФ А.В. Дворковича от 13.02.2018 №АД-П9-14пр п. 1 предусмотрена с 01.01.2019 (приложение 4.3.7) (не приводится (не предоставлено)).

Центральный и Южно-Якутский энергорайоны имеют электрическую связь по КВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Майя, нормально отключенной в отчетных режимах. После завершения строительства заходов ВЛ 35, 110 кВ на ПС 220 кВ Майя для присоединения к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» электроустановок ПАО «Якутскэнерго (планируемый срок ввода заходов - IV квартал 2018 г.) намечается включение на параллельную работу Центрального и Южно-Якутского энергорайонов. Синхронная работа указанных энергорайонов с включением Центрального энергорайона в неценовую зону оптового рынка согласно протоколу совещания у заместителя Председателя Правительства РФ А.В. Дворковича от 13.02.2018 №АД-П9-14пр п. 1 предусмотрена с 01.01.2019 (приложение 4.3.7) (не приводится (не предоставлено)).

Расчет электроэнергетических режимов выполнен для отчетного 2017 года для выявления «узких мест», а также на 2022 год для проверки наличия выявленных ранее (в 2017 году) «узких мест». В период с 2018 - 2021 годы топология сети изменялась незначительно, в энергорайонах происходил прирост нагрузки согласно прогнозу, соответственно дальнейший расчет режимов был проведен для 2022 года с максимальной прогнозной нагрузкой. Для периода 2018 - 2021 годы приведены только нормальные режимы.

Перечень рассмотренных электроэнергетических режимов приведен в приложении 4.3.2 (не приводится (не предоставлено)).

Результаты расчетов электроэнергетических режимов в графической форме представлены в приложении 4.3.3 (не приводится (не предоставлено)).

4.2.1. Анализ отчетного потокораспределения основной

электрической сети 110 кВ и выше

На основании электрических расчетов в существующей схеме проведен анализ проблем и составлен перечень «узких мест» в электрической сети 110 кВ и выше, выполнен анализ необходимости сооружения дополнительных электросетевых объектов 110 кВ и выше, реконструкции существующих и установки средств компенсации реактивной мощности. Расчетные модели 2017 года согласованы филиалом АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (приложение 4.3.4) (не приводится (не предоставлено)).

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов на 2017 г. показал:

в послеаварийных режимах после отключения ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) на уровне зимних максимальных нагрузок (потребление Вилюйского энергорайона - 61 МВт) снижается уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар - Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 2) (не приводится (не предоставлено)). С учетом работы существующих устройств АОСН ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск с объемом отключаемой нагрузки 7,3 МВт уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар - Вилюйск поднимается выше аварийно допустимого уровня 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 3) (не приводится (не предоставлено));

в послеаварийных режимах после отключения 2СШ-220 кВ ПС 220 кВ Районная на уровне зимних максимальных нагрузок (потребление Вилюйского энергорайона - 61 МВт) снижается уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар - Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 4) (не приводится (не предоставлено)). Токовая загрузка ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201/Л-202) составляет 833 А, что превышает АДТН ТТ с IАДТН = 720 А, установленных на КВГЭС и ПС 220 кВ Районная в ячейках указанной ВЛ.

С учетом работы существующих устройств АОСН ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск с объемом отключаемой нагрузки 12 МВт уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар - Вилюйск поднимается выше аварийно допустимого уровня 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 5) (не приводится (не предоставлено)). Для обеспечения допустимой токовой нагрузки ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201/Л-202) дополнительно необходим ввод ГВО в объеме 45 МВт. Общий объем отключаемой нагрузки - 57 МВт (приложение 4.3.3, рис. 6) (не приводится (не предоставлено)).

Необходимо изменение коэффициента трансформации ТТ ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201, Л-202) со стороны Каскада Вилюйских ГЭС 1,2 для обеспечения номинального тока первичной обмотки не менее 1200 А.

Для исключения ввода ГВО для обеспечения допустимой токовой нагрузки ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201/ Л-202) необходимо восстановление проектной схемы выдачи мощности Светлинской ГЭС (приложение 4.3.3, рис. 7) (не приводится (не предоставлено));

В режиме ремонта ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-207) на уровне зимнего максимума нагрузок токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-206) составляет 457 А, что превышает ДДТН ТТ с IДДТН = 400 А, установленных на ПС 220 кВ Айхал в ячейках указанной ВЛ (приложение 4.3.3, рис. 8) (не приводится (не предоставлено)).

Требуется изменение коэффициента трансформации ТТ ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205, Л-206, Л-207) на ПС 220 кВ Айхал для обеспечения номинального током первичной обмотки не менее 600 А;

в послеаварийном режиме после отключения 2СШ-220 ПС 220 кВ Айхал на уровне зимних максимальных нагрузок, сопровождающегося в т.ч. односторонним отключением ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203, Л-208), снижается уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 9) (не приводится (не предоставлено)). Токовая загрузка ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-204) составляет 544 А, что превышает АДТН ТТ с IАДТН = 480 А, установленного на ПС 220 кВ Айхал в ячейке указанной ВЛ.

Необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объеме 32 МВт для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) и 43 МВт для обеспечения допустимой токовой нагрузки оставшейся в работе ВЛ 220 кВ (приложение 4.3.3, рис. 10, 11) (не приводится (не предоставлено)).

Для исключения снижения напряжения ниже АДН в послеаварийном режиме и минимизации объема ГВО необходима реализация мероприятий по созданию устройства АОСН, действующее на отключение нагрузки потребителей электрической энергии на ПС 220 кВ ГПП-6.

Для снижения объемов ГВО необходимо изменение коэффициента трансформации ТТ на ПС 220 кВ Айхал в ячейке ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203, Л-204, Л-208) для обеспечения номинального тока первичной обмотки не менее 600 А.

Для исключения данной схемно-режимной ситуации необходима установка выключателя 220 кВ на ПС 220 кВ Айхал для одновременной фиксации ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-208) на 1СШ-220 и 2СШ-220 указанной ПС;

в послеаварийном режиме после отключения 1С 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар на уровне зимних максимальных нагрузок, сопровождающегося отключением ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242), происходит отключение потребителей ПС 220 кВ Сунтар, ПС 110 кВ Тойбохой и ПС 110 кВ Вилюйского энергорайона (приложение 4.3.3, рис. 12) (не приводится (не предоставлено)). Для исключения данной схемно-режимной ситуации необходимо выполнить фиксацию ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242) на разные системы шин 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар;

в схеме ремонта 1АТ(2АТ) ПС 220 кВ Сунтар в период зимнего максимума нагрузок токовая нагрузка 2АТ(1АТ) ПС 220 кВ Сунтар составляет 246 А, что превышает ДДТН на 55,7%, требуется ввод ГВО в объеме 36 МВт (приложение 4.3.3, рис. 13, 14) (не приводится (не предоставлено)). Для исключения ввода ГВО при аварийном ремонте АТ необходима реализация технического решения по увеличению трансформаторной мощности ПС 220 кВ Сунтар (установка на ПС 220 кВ Сунтар 3АТ мощностью не менее 63 МВА, либо замена существующих АТ на АТ мощностью не менее 125 МВА);

в режиме после отключения ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231/Л-232) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) на уровне зимних максимальных нагрузок токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232/Л-231) составляет 544 А, что превышает АДТН ТТ с IАДТН = 450 А, установленного на ПС 220 кВ Районная в ячейке указанной ВЛ (приложение 4.3.3, рис. 15) (не приводится (не предоставлено)).

Требуется замена ТТ ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231) и ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232) со стороны ПС 220 кВ Районная на ТТ с током первичной обмотки не менее 600 А;

в режиме после отключения ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232) на уровне зимних максимальных нагрузок уровень напряжения на шинах ПС Ленско-Олекминского района и транзита Сунтар - Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ.

С учетом работы существующих устройств АОСН ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск с объемом отключаемой нагрузки 14 МВт уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар - Вилюйск поднимается выше аварийно допустимого уровня 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 15.1) (не приводится (не предоставлено)). Токовая загрузка ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) составляет 661 А, что превышает АДТН ТТ с IАДТН = 450 А, установленного на ПС 220 кВ Районная в ячейке указанной ВЛ.

Для обеспечения допустимой токовой нагрузки ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) дополнительно к АОСН необходим ввод ГВО в объеме 46 МВт. Общий объем отключаемой нагрузки - 60 МВт (приложение 4.3.3, рис. 15.2) (не приводится (не предоставлено)).

Для снижения объемов ГВО необходимо изменение коэффициента трансформации ТТ на ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) для обеспечения номинального первичного тока обмотки не менее 600 А.

В остальных рассмотренных режимах на уровне зимнего максимума и минимума, летнего максимума и минимума нагрузок 2017 г. в нормальных и ремонтных схемах уровни напряжений соответствуют допустимым значениям, допустимая токовая загрузка основного оборудования ПС и проводов ВЛ не превышена.

4.2.2. Электрические расчеты режимов основной электрической

сети 110 кВ и выше

Развитие электрической сети 110 кВ и выше принято в соответствии с разделом 4.3. Уровни нагрузки перспективных потребителей приняты на основании ТУ, а также согласно письмам ПАО «Газпром» и ПАО «Транснефть» (нагрузки КС и НПС, приложение 4.3.5) (не приводится (не предоставлено)).

Перечень рассмотренных электроэнергетических режимов приведен в приложении 4.3.2 (не приводится (не предоставлено)).

Результаты расчетов электроэнергетических режимов в графической форме представлены в приложении 4.3.3 (не приводится (не предоставлено)).

2018 - 2022 годы

Расчеты характерных нормативных возмущений в нормальных и ремонтных схемах выполнены для 2022 года. В связи с равнозначностью выводов по результатам расчета режимов отчетного 2017 года и перспективного 2022 года для 2017 - 2021 годов представлены расчеты нормальных режимов.

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов на 2022 г. показал:

в послеаварийных режимах после отключения ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) на уровне зимних максимальных нагрузок (потребление Вилюйского энергорайона - 61 МВт) снижается уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар - Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 36) (не приводится (не предоставлено)). С учетом работы существующих устройств АОСН ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск с объемом отключаемой нагрузки 8,9 МВт уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар - Вилюйск поднимается выше аварийно допустимого уровня 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 37) (не приводится (не предоставлено));

в послеаварийных режимах после отключения 2СШ-220 кВ ПС 220 кВ Районная на уровне зимних максимальных нагрузок (потребление Вилюйского энергорайона - 61 МВт) снижается уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар - Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 38) (не приводится (не предоставлено)). С учетом работы существующих устройств АОСН ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск с объемом отключаемой нагрузки 11,2 МВт уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар - Вилюйск поднимается выше аварийно допустимого уровня в 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 39) (не приводится (не предоставлено));

В режиме ремонта ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-207) токовая загрузка ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-206) составляет 537 А, что превышает ДДТН ТТ с IДДТН = 400 А, установленных на ПС 220 кВ Айхал в ячейках указанной ВЛ (приложение 4.3.3, рис. 40) (не приводится (не предоставлено)).

Требуется замена ТТ ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205, Л-206, Л-207) на ПС 220 кВ Айхал на ТТ с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А;

в послеаварийном режиме после отключения 2СШ-220 ПС 220 кВ Айхал на уровне зимних максимальных нагрузок, сопровождающегося в т.ч. односторонним отключением ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203, Л-208), снижается уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня 84,7 кВ (приложение 4.3.3, рис. 41) (не приводится (не предоставлено)). Токовая загрузка ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-204) составляет 566 А, что превышает АДТН ТТ с IАДТН = 480 А, установленного на ПС 220 кВ Айхал в ячейке указанной ВЛ.

Необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объеме 74 МВт для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) и 83 МВт для обеспечения допустимой токовой нагрузки оставшейся в работе ВЛ 220 кВ (приложение 4.3.3, рис. 42, 43) (не приводится (не предоставлено)).

Для исключения снижения напряжения ниже АДН в послеаварийном режиме и минимизации объема ГВО необходима реализация мероприятий по созданию устройства АОСН, действующее на отключение нагрузки потребителей электрической энергии на ПС 220 кВ ГПП-6.

Необходима установка выключателя 220 кВ на ПС 220 кВ Айхал для одновременной фиксации ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-208) на 1СШ-220 и 2СШ-220 указанной ПС;

в послеаварийном режиме после отключения 1С 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар на уровне зимних максимальных нагрузок, сопровождающегося отключением ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242), происходит отключение потребителей ПС 220 кВ Сунтар, ПС 110 кВ Тойбохой и ПС 110 кВ Вилюйского энергорайона (приложение 4.3.3, рис. 44) (не приводится (не предоставлено)). Для исключения данной схемно-режимной ситуации необходимо выполнить фиксацию ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242) на разные системы шин 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар;

в схеме ремонта 1АТ(2АТ) ПС 220 кВ Сунтар в период зимнего максимума нагрузок токовая нагрузка 2АТ(1АТ) ПС 220 кВ Сунтар составляет 294 А, что превышает ДДТН на 81%, требуется ввод ГВО в объеме 45 МВт (приложение 4.3.3, рис. 45, 46) (не приводится (не предоставлено)). Для исключения ввода ГВО при аварийном ремонте АТ необходима реализация технического решения по увеличению трансформаторной мощности ПС 220 кВ Сунтар (установка на ПС 220 кВ Сунтар 3АТ мощностью не менее 63 МВА, либо замена существующих АТ на АТ мощностью не менее 125 МВА);

в режиме после отключения ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231/Л-232) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) на уровне зимних максимальных нагрузок токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232/Л-231) составляет 471 А, что превышает АДТН ТТ с IАДТН = 450 А, установленного на ПС 220 кВ Районная в ячейке указанной ВЛ (приложение 4.3.3, рис. 47) (не приводится (не предоставлено)).

Требуется замена ТТ ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231) и ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232) со стороны ПС 220 кВ Районная на ТТ с током первичной обмотки не менее 600 А;

в режиме после отключения ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232) на уровне зимних максимальных нагрузок токовая загрузка ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) составляет 507 А, что превышает АДТН ТТ с IАДТН = 450 А, установленного на ПС 220 кВ Районная в ячейке указанной ВЛ (приложение 4.3.3, рис. 47.1) (не приводится (не предоставлено)).

Необходимо изменение коэффициента трансформации ТТ на ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) для обеспечения номинального первичного тока обмотки не менее 600 А.

В остальных рассмотренных режимах на уровне зимнего максимума и минимума, летнего максимума и минимума нагрузок 2022 г. в нормальных и ремонтных схемах уровни напряжений соответствуют допустимым значениям, допустимая токовая загрузка основного оборудования ПС и проводов ВЛ не превышена.

4.3. Развитие электросетевых объектов

4.3.1. Определение развития электрической сети

напряжением 110 кВ и выше

При составлении перечня вводимых и реконструируемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на территории Республики Саха (Якутия) в период 2018 - 2022 годы были учтены следующие документы:

Схема и программа развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы, утвержденная приказом Минэнерго России № 143 от 01.03.2017;

Проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2018 - 2024 годы;

Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям (ТУ на ТП) ПАО «Якутскэнерго», АО «ДРСК», ПАО «ФСК ЕЭС», АО «ДВЭУК».

Принципиальная схема с учетом существующих, проектируемых и намечаемых к сооружению электросетевых объектов в период 2018 - 2022 годы приведена в Приложении 4.3.1 (не приводится (не предоставлено)). Карта-схема существующих, проектируемых и намечаемых к сооружению электросетевых объектов на территории Республики Саха (Якутия) в период 2018 - 2022 годы приведена в приложении 4.7 (не приводится (не предоставлено)).

Таблица 4.3.1 - Перечень новых и реконструируемых

электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на период

2018 - 2022 годов, принятых в качестве исходных условий

для расчета электрических режимов

№ п/п

Наименование объекта

Параметры

Год ввода объекта

Обосновывающие материалы

Западный энергорайон

1

Реконструкция ПС 220 кВ Олекминск с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА, замена существующих трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА

2х40 МВА

2018

Проект СиПР ЕЭС России

2018 - 2024 годы

2

ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог № 1 (перевод участка ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс на напряжение 220 кВ с сооружением заходов на ПС 220 кВ Сухой Лог (2 км)

2 км

2018

3

Строительство ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог № 2 ориентировочной протяженностью 262 км

262 км

2018

4

Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Сухой Лог - Мамакан № 1, № 2 ориентировочной протяженностью 2х169,9 км

2х169,9 км

2018

5

Строительство ПС 220 кВ Сухой Лог трансформаторной мощностью 250 МВА

2х125 МВА

2018

2020

6

Расширение ПС 220 кВ Пеледуй (для технологического присоединения ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог № 1, № 2)

2 ячейки

220 кВ

2018

ТУ на ТП

7

Сооружение ПС 35 кВ КС-2 с двумя одноцепными ВЛ 35 кВ Олекминск - КС-2

2х24,6 км

2х10 МВА

2019

ТУ на ТП

8

Реконструкция ПС 220 кВ НПС-11 с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА

2х40 МВА

2019

Проект СиПР ЕЭС России

2018 - 2024 годы

9

Строительство ПС 220 кВ КС-1 трансформаторной мощностью 20 МВА (2х10 МВА)

2х10 МВА

2020

10

Строительство заходов от существующей ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 на ПС 220 кВ КС-1 ориентировочной протяженностью 2х6,2 км

2х6,2 км

11

Газопоршневая электростанция АО «РНГ» на 12,4 МВт

12,4 МВт

2020

ТУ на ТП

Центральный энергорайон

12

Реконструкция ПС 110 кВ Мохсоголлох (замена трансформатора 3Т)

25 МВА

2018

ТУ на ТП (приложение 4.3.6) (не приводится (не предоставлено))

13

Расширение ПС 220 кВ Майя и строительство заходов ЛЭП для присоединения к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» электроустановок ПАО «Якутскэнерго»

4 ячейки 35 кВ

6 ячеек 110 кВ

КВЛ 110 кВ

2х4.41 км

8,62 км

8,72 км

КВЛ 35 кВ

6,03 км

6,03 км

4,49 км

2,18 км

2018

ТУ на ТП

Южный энергорайон

14

ПС 110 Тимир (Таежный ГОК) с ВЛ 110 кВ Малый Нимныр - Тимир

16 МВА

6,176 км

2018

ТУ на ТП

15

Строительство ПС 220 кВ Томмот трансформаторной мощностью 126 МВА (2х63 МВА) и мощностью средств компенсации реактивной мощности 100 Мвар (1хУШР-100 Мвар)

2х63 МВА

2х16 МВА УШР 100 Мвар

2018

Проект СиПР ЕЭС России

2018 - 2024 годы

16

Сооружение ПС 110 кВ КС-4 с двумя ВЛ 110 кВ НПС-18 - КС-4

2х10 МВА

2х7 км

2018

17

Сооружение ПС 110 кВ Комсомольская. Сооружение двух одноцепных ответвительных ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Чульманская ТЭЦ с отпайками (Л-114, Л-115)

2х16 МВА

2018

18

Реконструкция ПС 110 кВ Дежневская с заменой двух трансформаторов мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора мощностью не менее 25 МВА каждый

2х25МВА

2019

ТУ на ТП (Приложение 4.3.6) (не приводится (не предоставлено))

19

Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь № 1 и № 2 ориентировочной протяженностью 544 км

(2х272 км)

2х272 км

100 Мвар

2018

2020

Проект СиПР ЕЭС России

2018 - 2024 годы

20

Строительство ПС 220 кВ Эльгауголь трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА) и мощностью средств компенсации реактивной мощности 150 Мвар (2хШР-25 Мвар, 4хБСК-25 Мвар)

2х125 МВА

2хШР 25 Мвар

4хБСК 25 Мвар

2018

2020

2022

21

Строительство ПП 220 кВ Амга

-

2019

22

Строительство заходов ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15 № 1 с отпайкой на ПС НПС-16 в РУ 220 кВ ПП 220 кВ Амга ориентировочной протяженностью 14 км (2х7 км)

2х7 км

23

Строительство ПС 220 кВ КС-3 трансформаторной мощностью

20 МВА (2х10 МВА)

2х10 МВА

2019

24

Строительство двух шинопроводов до ПП 220 кВ Амга ориентировочной протяженностью 0,6 км

(2х0,3 км)

2х0,3 км

25

Реконструкция ПС 220 кВ НПС-19 с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА

2х40 МВА

2019

26

Строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - НПС-19 - Томмот (№ 3) ориентировочной протяженностью 337 км

337 км

2019

27

Реконструкция ПС 220 кВ Нижний Куранах с заменой двух трансформаторов 35/6 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора мощностью 16 МВА (увеличение трансформаторной мощности на 12 МВА)

2х16 МВА

2019

28

Строительство ПП 220 кВ Нагорный

-

2020

29

Строительство заходов КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында II цепь в ПП 220 кВ Нагорный протяженностью 17,6 км (2х8,8 км)

2х8,8 км

30

Строительство ПС 220 кВ КС-5 трансформаторной мощностью

20 МВА (2х10 МВА)

2х10 МВА

31

Строительство двух шинопроводов до ПП 220 кВ Нагорный ориентировочной протяженностью 0,1 км (2х0,05 км)

2х0,05

Основное развитие электросетевого комплекса Республики Саха (Якутия) связано с вводом объектов ГТС «Сила Сибири» и с увеличением мощности нагрузки объектами ВСТО.

4.3.2. Определение и уточнение перечня «узких мест»

в электрической сети

В соответствии с выполненными расчетами электроэнергетических режимов и по информации, предоставленной филиалом АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ, ПАО «Якутскэнерго» и АО «ДРСК» в таблицу 4.3.2.1 сведен перечень «узких мест» с указанием необходимых для их устранения мероприятий.

В таблице 4.3.2.2 представлен перечень мероприятий, предусмотренных Технико-экономическим обоснованием создания (реконструкции) системы релейной защиты и автоматики в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (ТЭО РЗА).

Выполнение всех приведенных в таблицах мероприятий необходимо предусмотреть в период 2018 - 2022 годов.

Таблица 4.3.2.1 - Перечень «узких мест» с указанием

необходимых для их устранения мероприятий

№

п/п

Наименование объекта

Наименование мероприятия

Срок реализации <1>

Обоснование

1

ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - Районная (вторая ВЛ)

Восстановление проектной схемы выдачи мощности Светлинской ГЭС

2018

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ отключение 2СШ-220 ПС 220 кВ Районная в нормальной схеме, сопровождающееся односторонним отключением ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - Районная (Л-222) и ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202) и ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241), приводит к превышению АДТН ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201). Необходим ввод ГВО в объеме до 89 МВт дополнительно к объему нагрузки, отключенной действием существующей АОСН на ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск. Необходимо восстановление проектной схемы выдачи мощности Светлинской ГЭС (по двум ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - Районная)

2

ПС 220 кВ Айхал

Установка выключателя 220 кВ на ПС 220 кВ Айхал для одновременной фиксации ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л 208) на 1СШ-220 и 2СШ-220 указанной ПС

2018

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ в нормальной и ремонтных схемах в послеаварийных режимах, приводящих к электроснабжению Айхало-Удачнинского энергорайона по одной ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал, ей токовая нагрузка превышает АДТН (480 А) и напряжение на шинах 110 кВ ПС Айхало-Удачнинского энергорайона снижается ниже АДН (84,7 кВ). Необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объеме до 61 МВт для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) и 64 МВт для обеспечения допустимой токовой нагрузки оставшейся в работе ВЛ 220 кВ. Необходима установка выключателя 220 кВ на ПС 220 кВ Айхал для одновременной фиксации ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л 208) на 1СШ-220 и 2СШ-220 указанной ПС

Изменение коэффициента трансформации трансформатора тока (ТТ) ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205, Л-206, Л-207) для обеспечения номинального тока первичной обмотки не менее 600 А

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ в единичной ремонтной схеме одной из ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205, Л-206, Л-207) наблюдается превышение ДДТН (400 А) оставшейся в работе ВЛ 220 Айхал - ГПП-6. Необходим ввод ГВО на ПС 220 кВ ГПП-6 в объеме до 10 МВт для обеспечения отсутствия превышения ДДТН.

Необходимо изменение коэффициента трансформации трансформатора тока (ТТ) ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205, Л-206, Л-207) для обеспечения номинального тока первичной обмотки не менее 600 А

Изменение коэффициента трансформации трансформатора тока (ТТ) ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203, Л-204, Л-208) для обеспечения номинального тока первичной обмотки не менее 600 А

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ в единичной ремонтной схеме одной из ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203, Л-204, Л-208) в послеаварийных режимах, после отключения одной из оставшихся в работе ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал, напряжение на шинах 110 кВ ПС Айхало-Удачнинского энергорайона снижается ниже АДН (84,7 кВ), наблюдается превышение АДТН (480 А) оставшейся в работе ВЛ 220 КВГЭС - Айхал. Необходим ввод ГВО в объеме 63 МВт для обеспечения напряжения выше АДН и 69 МВт для обеспечения отсутствия превышения АДТН.

Необходима установка устройства АОСН, действующего на отключение нагрузки потребителей электрической энергии на ПС 220 кВ ГПП-6, а также изменение коэффициента трансформации трансформатора тока (ТТ) ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203, Л-204, Л-208) для обеспечения номинального тока первичной обмотки не менее 600 А

3

ПС 220 кВ

ГПП-6

Установка устройства АОСН, действующего на отключение нагрузки потребителей электрической энергии на ПС 220 кВ ГПП-6

2018

4

ПС 220 кВ Сунтар

Увеличение трансформаторной мощности ПС 220 кВ Сунтар

2018

В единичной ремонтной схеме 1АТ(2АТ) ПС 220 кВ Сунтар в период зимнего максимума нагрузок токовая нагрузка 2АТ(1АТ) ПС 220 кВ Сунтар составляет 287 А, превышение ДДТН на 81%, требуется ввод ГВО в объеме до 40 МВт. Для исключения ввода ГВО при аварийном ремонте АТ необходима реализация технического решения по увеличению трансформаторной мощности ПС 220 кВ Сунтар (установка на ПС 220 кВ Сунтар 3АТ мощностью не менее 63 МВА, либо замена существующих АТ на АТ мощностью не менее 125 МВА).

В качестве комплексного развития Нюрбинского и Верхневилюйского энергорайонов в разделе 4.7.1 настоящей работы представлено предварительное технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения потребителей данных районов.

5

ПС 220 кВ Сунтар

Фиксация присоединений ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242) на разные секции шин 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар

2018

В нормальной схеме в режиме зимнего максимума нагрузок в послеаварийном режиме после отключения 1СШ-220 ПС 220 кВ Сунтар происходит отключение потребителей, получающих электроснабжение от шин 110 кВ ПС 220 кВ Сунтар (на 1СШ-220 ПС 220 кВ Сунтар скоммутированы ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242)). Необходима фиксация присоединений ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242) на разные системы шин 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар.

6

Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2

Изменение коэффициента трансформации ТТ ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная 1,2 с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201, Л-202) со стороны КВГЭС для обеспечения номинального первичного тока не менее 1200 А. Изменение должно сопровождаться модернизацией ДЗШ СШ 220 кВ КВГЭС

2018

В режиме зимних максимальных нагрузок при температуре ОЗМ отключение 2СШ-220 ПС 220 кВ Районная в нормальной схеме, сопровождающееся односторонним отключением ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - Районная (Л-222) и ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202) и ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241), приводит к превышению АДТН ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201). Необходим ввод ГВО в объеме до 89 МВт дополнительно к объему нагрузки, отключенной действием существующей АОСН на ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск. Необходимо изменение коэффициента трансформации ТТ ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная 1, 2 с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201, Л-202) со стороны Каскада Вилюйских ГЭС 1, 2 и ПС 220 кВ Районная для обеспечения номинального тока первичной обмотки не менее 1200 А

7

ПС 220 кВ Районная

Изменение коэффициента трансформации ТТ ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная 1,2 с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201, Л-202) со стороны ПС 220 кВ Районная для обеспечения номинального первичного тока не менее 1200 А.

2018

Замена трансформаторов тока (ТТ) ВЛ 220 Районная - Городская (Л-231, Л-232) со стороны ПС 220 кВ Районная на трансформаторы тока с током первичной обмотки не менее 600 А

2018

В режиме зимнего максимума нагрузок при температуре ОЗМ в послеаварийном режиме после отключения ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231) / ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232) в единичной ремонтной схеме ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) с учетом работы сущ. устройств АОСН ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск токовая нагрузка оставшейся в работе линии превышает АДТН (450 А) на 35% (608 А). АДТН ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231, Л 232) определяется ТТ, установленными со стороны ПС 220 кВ Районная (450 А в течение 20 минут). Необходим ввод ГВО в объеме до 55 МВт дополнительно к объему нагрузки потребителей, отключенных действием АОСН. Требуется замена ТТ ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231 и Л-232) со стороны ПС 220 кВ Районная на ТТ с током первичной обмотки не менее 600 А

Изменение коэффициента трансформации трансформатора тока (ТТ) ВЛ 220 Районная - Сунтар (Л-241) со стороны ПС 220 кВ Районная для обеспечения тока первичной обмотки не менее 600 А

2018

В режиме зимнего максимума нагрузок при температуре ОЗМ в послеаварийном режиме после отключения ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231) в единичной ремонтной схеме ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232) с учетом работы существующих устройств АОСН ПС 110 кВ Вилюйск, ПС 110 кВ Верхневилюйск токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) превышает АДТН (450 А) на 41% (633 А). Необходим ввод ГВО в объеме до 47 МВт дополнительно к объему нагрузки потребителей, отключенных АОСН. Требуется изменение коэффициента трансформации ТТ ВЛ 220 Районная - Сунтар (Л-241) со стороны ПС 220 кВ Районная для обеспечения первичного тока не менее 600 А

--------------------------------

<1> - Сроком реализации определен 2018 год в связи с тем, что узкие места - это энергоузлы, недопустимое изменение параметров электроэнергетического режима в которых определено при текущих расчетных условиях, и реализация мероприятий по недопущению выхода параметров из области допустимых значений необходима уже сейчас. Фактический срок реализации может отличаться от требуемого в связи с необходимостью проведения проектных работ.

Таблица 4.3.2.2 - Перечень мероприятий, предусмотренных

Технико-экономическим обоснованием создания (реконструкции)

системы релейной защиты и автоматики в операционной зоне

Филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (ТЭО РЗА)

№

п/п

Наименование мероприятия (оборудования), устройств ПА, устройств передачи аварийных сигналов и команд

Функции устройства

Планируемый год реализации

по ТЭО РЗА ЯРДУ,

этап ТЭО РЗА

Предложения

АО «СО ЕЭС»

по сроку реализации <1>

ПС 220 кВ Олекминск (АО «ДВЭУК»)

Сетевое оборудование

1

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 1 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-243)

-

2017,

I этап ТЭО

2018

2

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 2 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-244)

-

2017,

I этап ТЭО

2018

3

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245)

-

2017,

I этап ТЭО

2018

4

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242)

-

2017,

I этап ТЭО

2018

Противоаварийная и режимная автоматика

5

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 1, 2 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-243, Л-244))

АРПМ

2017,

I этап ТЭО

2018

6

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245) и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

АРПМ

2017,

I этап ТЭО

2018

7

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 1 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-243))

АЛАР

2017,

I этап ТЭО

2018

8

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 2 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-244))

АЛАР

2017,

I этап ТЭО

2018

9

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

АЛАР

2017,

I этап ТЭО

2018

10

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

АЛАР

2017,

I этап ТЭО

2018

11

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

12

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

13

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ПРД/ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2018

14

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ПРД/ПРМ

2017,

I этап ТЭО

15

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

16

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

17

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Олекминск)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Сунтар (ПАО «Якутскэнерго»)

Противоаварийная и режимная автоматика

18

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

АЛАР

2017,

I этап ТЭО

2019

19

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2019

20

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар)

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2019

21

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

22

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

23

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ПРД/ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2019

24

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2019

25

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

26

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

27

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Сунтар)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ НПС-13 (АО «ДВЭУК»)

Сетевое оборудование

28

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245)

-

2017,

I этап ТЭО

2018

29

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246)

-

2017,

I этап ТЭО

2018

Противоаварийная и режимная автоматика

30

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

АЛАР

2017,

I этап ТЭО

2018

31

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246))

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2018

32

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2018

33

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

34

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-13)

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

35

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ПРД/ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2018

36

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246))

ПРД/ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2018

37

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2018

38

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2018

39

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ НПС-13)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2 (ПАО «Якутскэнерго»)

Сетевое оборудование

40

Замена ТТ с первичным током не менее 1000 А ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201)

-

2017,

I этап ТЭО

2019

41

Замена ТТ с первичным током не менее 1000 А ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202)

-

2017,

I этап ТЭО

2019

Противоаварийная и режимная автоматика

42

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2)

АОПЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

43

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2)

УОГ

2017,

I этап ТЭО

2019

44

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (ВЛ - 201))

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2019

45

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (ВЛ - 202))

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2019

46

Система мониторинга переходных процессов (шины 220 кВ)

СМПР

2019,

II этап ТЭО

2020

47

Изменение уставок АЧВР на Каскаде Вилюйских ГЭС 1, 2

АЧВР

2019,

II этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

48

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203))

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2019

49

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-208))

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2019

50

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

51

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-208))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

52

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВОЛС КВГЭС - Районная)

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

53

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201))

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Айхал (ПАО «Якутскэнерго»)

Противоаварийная и режимная автоматика

54

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (шины 220 кВ)

УОН

2017,

I этап ТЭО

2019

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

55

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203))

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2019

56

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-208))

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2019

57

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205))

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2019

58

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-207))

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2019

59

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

60

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-208))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

61

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

62

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-207))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

ПС 220 кВ ГПП-6 (ПАО «Якутскэнерго»)

Противоаварийная и режимная автоматика

63

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (шины 220 кВ)

УОН

2017,

I этап ТЭО

2019

64

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики

АОСН

2017,

I этап ТЭО

2019

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

65

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205))

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2019

66

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-207))

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2019

67

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

68

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-207))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

ПС 220 кВ Городская (АО «ДВЭУК»)

Противоаварийная и режимная автоматика

69

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2018

70

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2018

71

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

72

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

73

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики

(ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

74

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

75

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2018

76

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

77

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2018

78

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

79

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2018

80

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

ВЧ

2019,

II этап ТЭО

2020

81

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2018

82

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ВЧ

2019,

II этап ТЭО

2020

83

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Городская)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ НПС-12 (АО «ДВЭУК»)

Противоаварийная и режимная автоматика

84

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ НПС-12 - КС-1)

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

85

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

86

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

87

Преобразователь измерительный активной и реактивной мощности (ВЛ 220 кВ НПС-12 - КС-1)

ДМ

2019,

II этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

88

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246))

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2018

89

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2018

90

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ПРД

2019,

II этап ТЭО

2020

91

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2018

92

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2018

93

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

ВЧ

2019,

II этап ТЭО

2020

94

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ НПС-12)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Районная (АО «Вилюйская ГЭС-3»)

Сетевое оборудование

95

Замена ТТ с первичным током не менее 1000 А ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201)

-

2017,

I этап ТЭО

2019

96

Замена ТТ с первичным током не менее 1000 А ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202)

-

2017,

I этап ТЭО

2019

Противоаварийная и режимная автоматика

97

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ПС 220 кВ Районная)

АПНУ

2019,

II этап ТЭО

2020

98

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

99

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

100

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

101

Преобразователь измерительный активной и реактивной мощности

(ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ДМ

2019,

II этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

102

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2019

103

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2019

104

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ВЧ

2019,

II этап ТЭО

2020

105

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

106

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

107

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ВЧ

2019,

II этап ТЭО

2020

108

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВОЛС КВГЭС - Районная)

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

109

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201))

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

110

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Районная)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ КС-1 (АО «ДВЭУК»)

Противоаварийная и режимная автоматика

111

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-13)

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

112

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-12)

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

113

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-13)

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

114

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-12)

ПРД

2019,

II этап ТЭО

2020

115

Организация канала связи по ВЧ

(ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-12)

ВЧ

2019,

II этап ТЭО

2020

116

Организация канала связи по ВЧ

(ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-13)

ВЧ

2019,

II этап ТЭО

2020

117

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ КС-1)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

Светлинская ГЭС (АО «Вилюйская ГЭС-3»)

Противоаварийная и режимная автоматика

118

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Светлинская ГЭС)

АЧВР

2019,

II этап ТЭО

2020

Якутская ГРЭС Новая (АО «Якутская ГРЭС-2»)

Противоаварийная и режимная автоматика

119

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Якутская ГРЭС Новая)

УОГ

2019,

II этап ТЭО

2020

120

Система мониторинга переходных процессов (Якутская ГРЭС Новая)

СМПР

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 110 кВ Табага (ПАО «Якутскэнерго»)

Противоаварийная и режимная автоматика

121

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 110 кВ Майя - Табага 1 цепь)

АОПО

2019,

II этап ТЭО

2020

122

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 110 кВ Майя - Табага 2 цепь)

АОПО

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Нижний Куранах (ПАО «ФСК ЕЭС»)

Противоаварийная и режимная автоматика

123

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Амга с отпайкой на НПС-16)

АЛАР

2019,

II этап ТЭО

2020

124

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15 № 2 с отпайкой на ПС НПС-16)

АЛАР

2019,

II этап ТЭО

2020

125

Замена ТТ ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15 № 1, 2 с отпайкой на ПС НПС-16 на ТТ с номинальным первичным током не менее 600 А

-

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Майя (ПАО «ФСК ЕЭС»)

Противоаварийная и режимная автоматика

126

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Томмот - Майя № 1)

АЛАР

2019,

II этап ТЭО

2020

127

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Томмот - Майя № 2)

АЛАР

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Томмот (ПАО «ФСК ЕЭС»)

Противоаварийная и режимная автоматика

128

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Томмот - Майя № 1)

АЛАР

2019,

II этап ТЭО

2020

129

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Томмот - Майя № 2)

АЛАР

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Тында (ПАО «ФСК ЕЭС»)

Противоаварийная и режимная автоматика

130

Система мониторинга переходных процессов (шины 220 кВ)

СМПР

2019,

II этап ТЭО

2020

Нерюнгринская ГРЭС (АО «ДГК» Нерюнгринская ГРЭС)

Противоаварийная и режимная автоматика

131

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында № 1)

АЛАР

2019,

II этап ТЭО

2020

132

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нагорный)

АЛАР

2019,

II этап ТЭО

2020

133

Система мониторинга переходных процессов (шины 220 кВ)

СМПР

2019,

II этап ТЭО

2020

4.4. Развитие генерирующих объектов

4.4.1 Энергоисточники централизованной зоны электроснабжения

В рассматриваемой перспективе 2018 - 2022 годы ввод в эксплуатацию, изменение установленной мощности и вывод из эксплуатации генерирующих мощностей для базового варианта СиПР (вариант АО «СО ЕЭС») отсутствует.

При этом согласно данным собственника генерирующих мощностей (ПАО «Якутскэнерго»), согласованным с Правительством Республики Саха (Якутия), предусмотрен вывод генераторов Якутской ГРЭС. Данные приведены в таблице 4.4.1.

Таблица 4.4.1 - Перечень вводов и выводов генерирующих

мощностей на электростанциях по данным собственника

генерирующих мощностей (ПАО «Якутскэнерго»)

Электростанция

Номер блока, тип оборудования

Ввод/

вывод

Мощность, МВт

Год

Обоснование

Якутская ГРЭС

№ 5, ГТ-35-770-2

Вывод

35

2018

Предельная наработка

№ 6, ГТ-35-770-2

35

№ 11, ГТГ-12В

12

№ 1, ГТЭ-45-3

45

2019

№ 9, ГТГ-12В

12

2020

№ 10, ГТГ-12В

12

№ 12, ГТГ-12В

12

Баланс мощности ЦЭР с учетом данных собственника генерирующих мощностей (ПАО «Якутскэнерго») по выводу приведен в разделе 4.1.3.

В рассматриваемый период строительство крупных котельных в зоне централизованного электроснабжения, альтернативными вариантами которых могли бы выступить ГТУ-ТЭЦ, не намечается. Данный фактор обусловлен отсутствием новых промышленных потребителей в газифицированной зоне и малыми тепловыми и электрическими нагрузками сельских населенных пунктов. Возможные направления развития когенерации на базе газотурбинных электростанций могут возникнуть, при реализации Восточной газовой программы, с газификацией прилегающих территорий, в экономически перспективных районах южной и западной Якутии.

Для покрытия дефицита тепловой мощности, в связи с предполагаемым приростом нагрузки и выводом мощностей Якутской ГРЭС, к 2019 г. необходим ввод дополнительной тепловой мощности в объеме 300 Гкал/ч в узле Якутской ГРЭС (пиковой котельной). В 2018 году запланировано закрытие котельной 106 кв. г. Якутска.

4.4.2 Энергоисточники децентрализованной

зоны электроснабжения

В рассматриваемой перспективе зона автономного электроснабжения сохранится в силу больших расстояний между населенными пунктами и слабой транспортной инфраструктуры, что не позволяют существенно расширять централизацию электроснабжения. Потребители будут обеспечиваться электроэнергией от локальных энергоисточников малой мощности, в основном, дизельных электростанций. Отсутствие крупных потребителей на этой территории обуславливает нецелесообразность строительства энергоисточников большой установленной мощности. Исключение составляют крупные потребители при разработке перспективных месторождений, такие как ОАО «Сургутнефтегаз».

Для обеспечения потребности в электроэнергии этих потребителей необходимо сооружение собственных энергоисточников. С этой целью, исходя из наличия топливных ресурсов на разрабатываемых месторождениях, планируется строительство ГТУ в п. Кысыл-Сыр, ГТУ-ТЭЦ на Среднеботуобинском НГКМ и Чаяндинском НГКМ. Вводы мощности этих энергоисточников приведены в таблице 4.4.2.

В рассматриваемый период до 2022 г. в зоне децентрализованного электроснабжения планируется строительство двух электростанций ООО «Газпром добыча Ноябрьск» установленной мощностью 17,5 и 72 МВт для питания потребителей Чаяндинского НГКМ. Потребители первоочередных объектов Чаяндинского НГКМ подключаются к сторонним источникам электроснабжения: УКПГ - к энергокомплексу ПАЭС-2500 ООО «Бурэнерго», площадки ПСП - к ЗРУ НПС-11 ВСТО (см. приложение 4.2) (не приводится (не предоставлено)).

Таблица 4.4.2 - Вводы мощности энергоисточников крупных

потребителей децентрализованной зоны, МВт

Потребитель

Год

Всего за период

2017

2018

2019

2020

2021

ГТУ-ТЭЦ всего, в том числе:

-

85,5

72

-

157,5

Объекты обустройства Чаяндинского НГКМ

-

-

17,5

72

-

89,5

Освоение центрального блока Среднеботуобинского НГКМ

-

60

-

-

60

Объекты ОАО «ЯТЭК» в п. Кысыл-Сыр

-

-

8

-

-

8

Примечание - мощности энергоисточников приведены ориентировочно с учетом резерва и должны уточняться при проведении проектных работ.

ООО «Таас-Юрях нефтегазодобыча» в 2019 г. планирует ввести в эксплуатацию энергоисточники суммарной установленной мощности от 60 до 90 МВт, покрывающие нагрузку в 50 МВт.

В соответствии с инвестиционной программой АО «Сахаэнерго» в период с 2018 по 2022 гг. планируется ввод нового генерирующего оборудования на дизельных электростанциях взамен старых агрегатов суммарной мощностью более 12,2 МВт (таблица 4.4.3). Наибольший ввод предусматривается в 2020 г. - 5 МВт. По районам значительные вводы намечаются в Оленекском, Нижнеколымском и Анабарском улусах.

Таблица 4.4.3 - Ввод мощностей на электростанциях

АО «Сахаэнерго», кВт

Наименование объекта

Улус

Год

2018

2019

2020

2021

2022

АДЭС в с. Саскылах

Анабарский

1000

-

-

-

-

АДЭС в с. Сыаганнах

Абыйский

450

-

-

-

-

АДЭС в с. Тяня

Олекминский

168

-

-

-

-

АДЭС в с. Орто-Балаган

Оймяконский

658

-

-

-

-

АДЭС в с. Себян-Кюель

Кобяйский

686

-

-

-

-

АДЭС в с. Бясь-Кюель

Олекминский

142

-

-

-

-

АДЭС в с. Березовка

Среднеколымский

-

240

-

-

-

АДЭС в с. Тобуя

Верхневилюйский

-

140

-

-

-

АДЭС в с. Урицкое

Олекминский

-

140

-

-

-

АДЭС в с. Нычалах

Аллаиховский

-

168

-

-

-

АДЭС в с. Андрюшкина

Нижнеколымский

-

1000

-

-

-

АДЭС в с. Оленек

Оленекский

-

-

4700

-

-

АДЭС в с. Усть-Янск

Усть-Янский

-

-

240

-

-

АДЭС в с. Токума

Верхоянский

-

-

72

-

-

АДЭС в с. Алысардах

Верхоянский

-

-

72

-

-

АДЭС в с. Мача

Олекминский

-

-

-

168

-

АДЭС в с. Иннях

Олекминский

-

-

-

72

-

АДЭС в с. Малыкан

Олекминский

-

-

-

72

-

АДЭС в с. Чкалово

Аллаиховский

-

-

-

168

-

АДЭС в с. Сайды (Кулун-Елбют)

Момский

-

-

-

-

168

АДЭС в с. Чапаево

Олекминский

-

-

-

-

390

АДЭС в с. Куду-Кюель

Олекминский

-

-

-

-

168

АДЭС в с. Эйик

Оленекский

-

-

-

-

300

АДЭС в с. Оттох-Аттах (Деску)

Абыйский

-

-

-

-

72

АДЭС в с. Турукта

Ленский

-

-

-

-

84

АДЭС в с. Толон

Ленский

-

-

-

-

90

АДЭС в с. Марха

Олекминский

-

-

-

-

84

АДЭС в с. Ойусардах

Среднеколымский

-

-

-

-

-

АДЭС в с. с. Чагда

Алданского

-

-

-

-

-

Всего ДЭС

3104

1688

5084

480

1356

Всего за период

12228

Из крупных дизельных электростанций к перечисленным в таблице следует добавить строительство АДЭС в п. Черский (4800 кВт) Нижнеколымского улуса и в п. Тикси (6000 кВт) Булунского улуса.

В Верхнеколымском улусе ведется строительство Зырянской мини-ТЭЦ электрической мощностью 12 МВт, тепловой - 63 Гкал/ч для энергоснабжения близ расположенных населенных пунктов. В качестве топлива предполагается использовать угли Зырянского месторождения. По состоянию на 01.01.2017 строительная готовность объекта составляет 76%. В настоящее время из-за недостатка финансирования для завершения строительства решается вопрос о консервации смонтированного оборудования.

Демонтаж мощности за этот же период составит порядка 16,6 МВт, из них около 5,7 МВт - в 2020 г. (таблица 4.4.4). Наибольший демонтаж планируются в Оленекском, Олекминском и Нижнеколымском улусах.

Таблица 4.4.4 - Демонтаж мощностей электростанций

АО «Сахаэнерго», кВт

Наименование объекта

Улус

Год

2018

2019

2020

2021

2022

АДЭС в с. Сыаганнах

Абыйский

660

-

-

-

-

АДЭС в с. Тяня

Олекминский

400

-

-

-

-

АДЭС в с. Орто-Балаган

Оймяконский

600

-

-

-

-

АДЭС в с. Себян-Кюель

Кобяйский

600

-

-

-

-

АДЭС в с. Бясь-Кюель

Олекминский

190

-

-

-

-

АДЭС в с. Березовка

Среднеколымский

-

660

-

-

-

АДЭС в с. Тубуя

Верхневилюйский

-

310

-

-

-

АДЭС в с. Урицкое

Олекминский

-

260

-

-

-

АДЭС в с. Нычалах

Аллаиховский

-

330

-

-

-

АДЭС в с. Андрюшкина

Нижнеколымский

-

1305

-

-

-

АДЭС в с. Оленек

Оленекский

-

-

4869

-

-

АДЭС в с. Усть-Янск

Усть-Янский

-

-

600

-

-

АДЭС в с. Токума

Верхоянский

-

-

120

-

-

АДЭС в с. Алысардах

Верхоянский

-

-

72

-

-

АДЭС в с. Мача

Олекминский

-

-

-

260

-

АДЭС в с. Иннях

Олекминский

-

-

-

190

-

АДЭС в с. Малыкан

Олекминский

-

-

-

210

-

АДЭС в с. Чкалово

Аллаиховский

-

-

-

450

-

АДЭС в Сайды (Кулун-Елбют)

Момский

-

-

-

-

350

АДЭС в С. Чапаево

Олекминский

-

-

-

-

1630

АДЭС в с. Куду-Кюель

Олекминский

-

-

-

-

270

АДЭС в с. Эйик

Оленекский

-

-

-

-

440

АДЭС в с. Оттох-Аттах (Деску)

Абыйский

-

-

-

-

136

АДЭС в с. Турукта

Ленский

-

-

-

-

190

АДЭС в с. Толон

Ленский

-

-

-

-

220

АДЭС в с. Марха

Олекминский

-

-

-

-

150

АДЭС в с. Ойусардах

Среднеколымский

-

-

-

-

-

АДЭС в с. с. Чагда

Алданского

-

-

-

-

-

Всего ДЭС

2450

2865

5661

1110

3386

Всего за период

16642

Вводы мощности возобновляемых источников энергии подробно представлены в параграфе 4.5.

4.5 Прогноз развития энергетики на основе возобновляемых

источников энергии и местных видов топлива

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) в силу их высокой капиталоемкости на современном этапе и в ближайшей перспективе могут эффективно использоваться только в зоне децентрализованного электроснабжения.

Основная цель применения ВИЭ - сокращение расхода дизельного топлива, снижение затрат на его завоз и использование. Республика Саха (Якутия) обладает значительным потенциалом возобновляемых природных энергоресурсов, позволяющим эффективно применять их на объектах локальной энергетики. В этой связи применение возобновляемых источников энергии является крайне актуальным.

На 2017 г. в республике функционировало 21 возобновляемый энергоисточник суммарной мощностью 1654 кВт, из них: 20 солнечных электростанций (СЭС) суммарной мощностью 1614 кВт и 1 ветроэлектростанция (ВЭС) мощностью 40 кВт (таблица 4.5.1).

Таблица 4.5.1 - Существующие возобновляемые энергоисточники

(состояние 2017 г.)

Тип ВИЭ, улус

Населенный пункт

Установленная мощность, кВт

Год ввода

Солнечные электростанции, всего,

в том числе:

1614

Алданский

Верхняя Амга

36

2016

Улуу

20

2015

Абыйский

Куберганя

20

2014

Верхоянский

Томтор (Дулгалах)

20

2013

Батагай

1000

2015

Бетенкес

40

2015

Юнкюр

40

2015

Столбы

10

2015

Жиганский

Кыстатыам

40

2017

Кобяйский

Батамай

60

2011

Себян-Кюель

50

2017

Оймяконский

Ючюгей

30

2012

Орто-Балаган

50

2017

Олекминский

Куду-Кюель

20

2013

Иннях

20

2016

Дельгей

80

2016

Оленекский

Эйик

40

2014

Хангаласский

Тойон-Ары

20

2014

Верхневилюйский

Юрэн

3

н.д.

Эвено-Бытантайский

Джаргалах

15

2014

Ветроэлектростанции, всего

40

Булунский

Быков Мыс

40

2015

ИТОГО

1654

Выработка электроэнергии возобновляемыми источниками в 2017 г. составила 1067 тыс. кВт ч. За рассматриваемый период выработка электроэнергии увеличилась в 11 раз за счет интенсивного ввода солнечных электростанций в 2015 г. суммарной мощностью 1,1 МВт (таблица 4.5.2).

Таблица 4.5.2 - Динамика выработки электроэнергии

возобновляемыми источниками энергии

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Выработка электроэнергии, тыс. кВт ч

100,2

140,4

134,4 <*>

183,1 <*>

950,8

1066,9

Примечание - <*> выработка электроэнергии СЭС в с. Тойон-Ары и с. Юрэн учтена с 2016 г. после передачи их на баланс АО «Сахаэнерго».

По Программе развития возобновляемой энергетики ПАО «РАО ЭС Востока» в период до 2021 г. на территории республики планирует установить возобновляемых источников энергии суммарной мощностью 27,4 МВт, из них 25,1 МВт солнечных электростанций и 2,3 МВт ветроэлектростанций (приложение 4.8) (не приводится (не предоставлено)).

Прогноз развития энергетики на основе возобновляемых источников энергии в настоящей Схеме базируется на данных утвержденной «Программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности АО «Сахаэнерго» на 2017 - 2022 годы». Кроме того в перечень вводимых ВИЭ включен проект ПАО «РАО ЭС Востока» строительства ВЭС в п. Тикси с вводом первой очереди 900 кВт в 2019 г. и возможным расширением до 1925 кВт. Итоговый ввод мощностей ВИЭ за рассматриваемый период составит 1,8 МВт (таблица 4.5.3). Строительство мини-ГЭС на территории республики в период до 2022 г. не предусматривается.

Таблица 4.5.3 - Суммарные вводы мощности возобновляемых

источников энергии, кВт

Тип ВИЭ

Год

Всего за период

2018

2019

2020

2021

2022

ВИЭ, всего, в том числе:

220

1095

130

190

210

1845

ветроэлектростанции

-

900

-

-

-

900

солнечные электростанции

220

195

130

190

210

945

В рассматриваемый период планируется ввести 1 ветроэнергетическую станцию мощностью около 900 кВт и 26 солнечных электростанций суммарной мощностью 945 кВт.

Наибольший ввод мощности планируется в 2019 г. за счет ввода ВЭС в п. Тикси (таблица 4.5.4).

Единичная мощность СЭС варьируется в небольших пределах: от 15 до 90 кВт. Все возобновляемые источники энергии предполагается разместить в улусах, электроснабжение которых осуществляют подразделения АО «Сахаэнерго» (рисунок 4.5.1) (не приводится).

Таблица 4.5.4 - Вводы мощности возобновляемых

энергоисточников, кВт

Тип ВИЭ, улус

Населенный

пункт

Год

Всего за период

2018

2019

2020

2021

2022

ВИЭ, всего, в том числе:

220

1095

130

190

210

1845

ветроэлектростанции

-

900

-

-

-

900

Булунский

п. Тикси

-

900

-

-

-

900

солнечные

электростанции

220

195

130

190

210

945

Алданский

с. Кутана

-

-

-

45

45

Усть-Майский

с. Белькачи

-

-

-

15

15

с. Усть-Миль

-

-

-

15

15

Абыйский

с Абый

-

30

-

-

30

Жиганский

с. Баханай

25

-

-

-

25

с. Бестях

20

-

-

-

20

Булунский

с. Намы

-

-

40

-

40

с. Сиктях

-

-

20

-

20

Оймяконский

с. Оймякон

-

-

-

-

60

60

Олекминский

с. Марха

-

-

20

-

20

с. Мача

-

-

25

-

25

с. Натора

-

-

25

-

25

с. Чапаево

-

-

-

55

55

Оленекский

с. Жилинда

-

-

-

60

60

Среднеколымский

с. Хатыннах

25

-

-

-

25

с. Эбях

60

-

-

-

60

с. Алеко-Кюель

-

60

-

-

60

с. Аргахтах

-

30

-

-

30

с. Сватай

-

25

-

-

25

Хангаласский

с. Исит

-

25

-

-

25

с. Кытыл-Дюра

-

25

-

-

25

Эвено-Бытантайский

с. Саккырыр

90

-

-

-

90

Момский

с. Кулун-Елбют

-

-

-

-

20

20

с. Сасыр

-

-

-

-

60

60

с. Тюбелях

-

-

-

-

20

20

Томпонский

с. Тополиное

-

-

-

-

50

50

Структура ввода мощности по типам возобновляемых энергоисточников на конец периода приведена на рисунке 4.5.2. Несмотря на значительно меньшее количество вводимых ветроэлектростанций, их доля в структуре вводимой мощности составляет 47%.

К концу периода реализации программы суммарная установленная мощность ВИЭ с учетом существующих источников возрастет в 2,1 раза и составит 3,5 МВт (таблица 4.5.5).

Выработка электроэнергии ВИЭ в соответствие с намеченными вводами мощности в 2022 г. оценивается в 4,15 млн кВт ч (таблица 4.5.6).

Рисунок 4.5.2 - Структура вводов мощности возобновляемых

источников энергии (на период до 2022 г.)

Рисунок не приводится.

Таблица 4.5.5 - Перспективная динамика суммарной

установленной мощности возобновляемых источников энергии,

кВт

Тип ВИЭ

Год

2017 (факт)

2018

2019

2020

2021

2022

ВИЭ, всего, в том числе:

1654

1874

2969

3099

3289

3499

ветроэлектростанции

40

40

940

940

940

940

солнечные электростанции

1614

1834

2029

2159

2349

2559

Таблица 4.5.6 - Перспективная динамика выработки

электроэнергии возобновляемыми источниками энергии,

млн кВт ч

Тип ВИЭ

Год

2018

2019

2020

2021

2022

ВИЭ, всего, в том числе:

1,97

3,68

3,81

4,03

4,15

ветроэлектростанции

0,07

1,56

1,56

1,56

1,56

солнечные электростанции

1,90

2,12

2,25

2,45

2,59

В начале периода большая доля выработки электроэнергии приходится на солнечные электростанции за счет существующих источников. К 2022 г. немногим более трети энергии будет вырабатываться на ветроэлектростанциях.

Наибольшие темпы прироста, как установленной мощности, так и выработки электроэнергии возобновляемыми источниками энергии, намечаются в 2019 г. (таблица 4.5.7).

Таблица 4.5.7 - Темпы прироста установленной мощности

и выработки электроэнергии возобновляемыми источниками

энергии

Показатель

Год

2018

2019

2020

2021

2022

Установленная мощность, кВт

1874

2969

3099

3289

3499

Темпы прироста, %

13,3

58,4

4,4

39,2

6,4

Выработка электроэнергии, млн кВт ч

1,97

3,68

3,81

4,03

4,15

Темпы прироста, %

13,1

85,3

4,7

49,2

3,0

4.6 Развитие систем электроснабжения

арктической зоны республики

К арктической зоне Республики Саха (Якутия) относятся 5 прибрежных улусов, имеющих непосредственный выход к Северному Ледовитому океану: Аллаиховский, Анабарский, Булунский, Нижнеколымский, Усть-Янский, а также 8 улусов, имеющих большую схожесть характерных особенностей и климатических условий с этой зоной.

Численность населения арктической зоны по данным статистического ежегодника на 1 января 2017 г. - 68,5 тыс. чел., что составляет 7,1% от населения республики. Наибольшее количество проживает в Булунском, Верхоянском, Среднеколымском и Усть-Янском улусах, в них же расположены наиболее крупные населенные пункты (таблица 4.6.1, рисунок 4.6.1 карта с населением).

Таблица 4.6.1 - Численность населения на 01.01.2017

и принадлежность улусов арктической зоны

к подразделениям АО «Сахаэнерго»

Улус

Численность населения, тыс. чел. <*>

Подразделение

АО «Сахаэнерго»

Абыйский

4,1

Белогорский РЭС

Аллаиховский

2,7

Чокурдахский РЭС

Анабарский

3,5

Анабарский РЭС

Булунский

8,4

Булунские ЭС

Верхнеколымский

4,2

Зырянский РЭС

Верхоянский

11,4

Верхоянские ЭС

Жиганский

4,2

Жиганский РЭС

Момский

4,1

Момский РЭС

Нижнеколымский

4,4

Нижнеколымский РЭС

Оленекский

4,0

Оленекский РЭС

Среднеколымский

7,5

Среднеколымский РЭС

Усть-Янский

7,2

Янские ЭС

Эвено-Бытантайский

2,8

Эвено-Бытантайский РЭС

Итого по арктической зоне

68,5

Источник: Статистический ежегодник Республика Саха (Якутия) / Территориальный орган федеральной службы государственной статистики по Республике Саха (Якутия). Якутск. 2017 г. 698 с.

Электроснабжение коммунально-бытовых потребителей всех арктических улусов находится в ведении подразделений АО «Сахаэнерго» (см. таблицу 4.6.1).

Рисунок 4.6.1 (карта с населением)

Рисунок не приводится.

4.6.1 Анализ состояния генерирующих и электросетевых

объектов арктической зоны республики (находящихся

в ведении АО «Сахаэнерго»)

Установленная мощность электростанций

Генерирующие мощности арктической зоны представлены различными типами энергоисточников: мини-ТЭЦ - единственной станцией п. Депутатский, ДЭС и возобновляемыми энергоисточниками (солнечными и ветроэлектростанциями). Наибольшая доля (94%) установленной мощности приходится на дизельные электростанции (рисунок 4.6.2).

Рисунок 4.6.2 - Структура установленной электрической

мощности электростанций в арктической зоне

Рисунок не приводится.

Суммарная установленная электрическая мощность энергоисточников арктической зоны на конец 2016 г. составила 157,6 МВт, из них 7,5 МВт - Депутатская мини-ТЭЦ, 1,2 МВт - возобновляемые источники энергии (рисунок 4.6.3 карта энергоисточники). Доля энергоисточников арктической зоны в структуре установленной мощности АО «Сахаэнерго» - 79%.

В таблице 4.6.2 представлена ретроспектива динамики установленной электрической мощности по 13 структурным подразделениям АО «Сахаэнерго», осуществляющим свою деятельность в арктической зоне республики. За период 2012 - 2016 гг. суммарная установленная мощность практически не изменилась и составляла порядка 157 МВт. Наибольшее снижение мощности за рассматриваемый период произошло в Момском РЭС и Янских ЭС. В то же время в Среднеколымском РЭС, Булунских и Верхоянских ЭС отмечается увеличение мощности относительно 2012 г.

Рисунок 4.6.3 (карта энергоисточники)

Рисунок не приводится.

Таблица 4.6.2 - Динамика установленной мощности

электростанций АО «Сахаэнерго» арктической зоны, МВт

Тип электростанции, подразделение АО «Сахаэнерго»

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Арктическая зона, всего

157,4

156,8

156,4

157,6

157,6

в том числе по РЭС:

Булунские ЭС

18,2

20,9

21,3

20,9

20,7

Янские ЭС <**>

37,6

32,6

32

32,3

31,5

Верхоянские ЭС

19,2

19,4

19,5

19,7

20

Эвено-Бытантайский РЭС

3,5

3,3

4

4

4,1

Среднеколымский РЭС

10,3

11,6

11,6

11,6

11,8

Нижнеколымский РЭС

9,4

9,6

9,6

9,6

9,6

Оленекский РЭС

5,3

5,8

5,9

6

6,4

Белогорский РЭС

7,4

7,3

7,4

7,5

7,6

Анабарский РЭС

5,1

5,6

5,6

5,6

5,6

Чокурдахский РЭС

9,9

9,3

9,3

9,3

9,3

Жиганский РЭС

8,6

8,6

8,8

8,9

8,8

Момский РЭС

7,4

7,3

5,8

5,8

5,8

Зырянский РЭС

15,2

15,2

15,2

15,2

15,2

в том числе по типам:

ВИЭ, всего

0,25

0,27

0,35

1,23

1,23

в том числе: СЭС <*>

-

0,02

0,1

1,19

1,19

ВЭС

0,25

0,25

0,25

0,04

0,04

Мини-ТЭЦ

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

ДЭС, всего

149,6

149

148,5

148,9

147,9

Примечания - <*> с учетом солнечной электростанции в п. Батагай (проект ПАО «РусГидро»);

<**> с учетом Депутатской мини-ТЭЦ.

Источник: отчетные данные АО «Сахаэнерго», формы Росстата 6-ТП за 2012 - 2016 гг.

Выработка электроэнергии

На территории арктической зоны республики всеми типами электростанций АО «Сахаэнерго» в 2016 г. выработано 223,1 млн кВт ч. Структура выработки электроэнергии, как и установленной мощности, характеризуется преобладающей долей ДЭС.

По сравнению с предыдущим годом в 2016 г. суммарное производство электроэнергии уменьшилась на 2%. По РЭС произошли незначительные изменения: снижение выработки наблюдается в Янских и Верхоянских ЭС, Зырянском РЭС, небольшая тенденция роста выработки - в Эвено-Бытантайском, Нижнеколымском, Анабарском и Жиганском РЭС (таблица 4.6.3).

Выработка электроэнергии возобновляемыми источниками энергии составляет незначительную долю от общей выработки. В 2016 г. наблюдается увеличение выработки по сравнению с 2015 г. за счет ввода новых мощностей и полногодичного функционирования СЭС в п. Батагай.

Источниками тепловой энергии в арктической зоне являются мини-ТЭЦ и котельная в п. Депутатский, а также утилизационные установки на дизельных электростанциях. По состоянию на 2016 г. суммарная установленная тепловая мощность в арктической зоне составила 97,9 Гкал/ч, из них 68,9 Гкал/ч - ТЭЦ в п. Депутатский (таблица 4.6.4).

Таблица 4.6.3 - Динамика выработки электроэнергии

по подразделениям АО «Сахаэнерго» арктической

зоны, млн кВт ч

Тип электростанции, подразделение АО «Сахаэнерго»

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Арктическая зона, всего

217,3

223,9

228,4

227,8

223,1

в том числе по типам:

ВИЭ, всего

0,07

0,08

0,07

0,1

0,8

СЭС <*>

-

0,02

0,03

0,1

0,8

ВЭС

0,07

0,06

0,04

-

-

ДЭС, мини-ТЭЦ всего

217,2

223,8

228,3

227,7

222,3

в том числе по РЭС:

Булунские ЭС

30,4

33,9

37,9

36,9

36,1

Янские ЭС <**>

37,7

38,8

35,2

34,6

32,4

Верхоянские ЭС

34,2

34,1

34,5

33,8

33,1

Эвено-Бытантайский РЭС

4,5

4,7

4,9

4,9

5,3

Среднеколымский РЭС

16,7

16,9

19,4

19,9

19,1

Нижнеколымский РЭС

4,1

4,5

4,3

5,3

5,4

Оленекский РЭС

10

10,5

10,7

10,6

10,5

Белогорский РЭС

11

11,4

11,2

11,9

11,9

Анабарский РЭС

9,6

10,3

10,5

10,8

11,0

Чокурдахский РЭС

10,8

10,2

10,5

10,8

10,0

Жиганский РЭС

13,3

14,1

14,6

14,4

14,9

Момский РЭС

11

10,8

11,2

11,3

11,2

Зырянский РЭС

23,9

23,6

23,4

22,5

21,4

Примечание - <*> с учетом солнечной электростанции в п. Батагай (проект ПАО «РусГидро»);

<**> с учетом Депутатской мини-ТЭЦ.

Источник: отчетные данные АО «Сахаэнерго», формы Росстата 6-ТП за 2012 - 2016 гг.

Таблица 4.6.4 - Тепловая мощность энергоисточников

АО «Сахаэнерго» арктической зоны, Гкал/ч

Тип теплоисточника,

подразделение АО «Сахаэнерго»

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч

Теплоутилизационные установки ДЭС, всего

27,8

в том числе:

Анабарский РЭС

1,6

Белогорский РЭС

3,3

Булунские ЭС

2,1

Верхоянские ЭС

5,8

Жиганский РЭС

2,6

Зырянский РЭС

0,3

Момский РЭС

1,3

Нижнеколымский РЭС

1,0

Оленекский РЭС

1,9

Среднеколымский РЭС

3,2

Чокурдахский РЭС

0,9

Эвено-Бытантайский РЭС

2,3

Янские ЭС

1,5

Мини-ТЭЦ

68,9

Котельная «Северное сияние» п. Депутатский

1,2

ВСЕГО

97,9

Несмотря на то, что во всех подразделениях АО «Сахаэнерго» на ДЭС имеются утилизационные установки, отпуск тепла производится только на 6 из них. В 2016 г. суммарный отпуск тепла составил 81,7 тыс. Гкал (таблица 4.6.5), в том числе 63,2 тыс. Гкал - мини-ТЭЦ, около 1 тыс. Гкал - котельная «Северное сияние», остальное тепло отпускается утилизационными установками.

Таблица 4.6.5 - Отпуск тепловой энергии по подразделениям

АО «Сахаэнерго» арктической зоны (состояние 2016 г.)

Подразделение АО «Сахаэнерго»

Отпуск тепла, тыс. Гкал

Белогорский РЭС

4,9

Момский РЭС

5,4

Нижнеколымский РЭС

0,7

Среднеколымский РЭС

3,7

Чокурдахский РЭС

2,8

Янские ЭС

64,2

Итого

81,7

Расход электроэнергии на собственные нужды

Доля расхода на собственные нужды в выработке электроэнергии в 2016 г. по сравнению с 2015 г. в большинстве подразделений снизилась, увеличение произошло лишь по четырем подразделениям: Чокурдахский, Зырянский, Эвено-Бытантайский РЭС и Янские ЭС. Динамика изменения данного показателя по структурным подразделениям за период 2012 - 2016 гг. приведена в таблице 4.6.6.

Таблица 4.6.6 - Динамика расхода электроэнергии

на собственные нужды, % от выработки

Подразделение

АО «Сахаэнерго»

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Белогорский РЭС

3,14

2,81

2,89

2,74

2,64

Чокурдахский РЭС

2,51

2,87

2,81

2,83

3,07

Анабарский РЭС

3,36

4,02

4,62

4,53

4,26

Булунские ЭС

4,47

4,24

4,45

5,10

4,93

Зырянский РЭС

2,69

2,63

2,45

2,47

2,72

Верхоянские ЭС

1,41

1,57

3,52

3,42

3,26

Жиганский РЭС

3,43

2,44

2,33

2,73

2,44

Момский РЭС

2,32

2,42

2,78

2,92

2,90

Нижнеколымский РЭС

6,49

6,45

6,39

6,11

5,75

Оленекский РЭС

3,32

2,43

3,24

2,98

2,96

Среднеколымский РЭС

2,73

3,12

2,91

2,88

2,35

Эвено-Бытантайский РЭС

3,02

2,92

2,57

2,45

2,53

Янские ЭС

3,00

2,89

2,29

2,08

2,22

Источник: Производственно-технические отчеты АО «Сахаэнерго» за 2012 - 2016 гг. (Приложение 2.3) (не приводится (не предоставлено)).

Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды в 2016 г. от факта прошлого года обусловлено снижением числа часов работы вспомогательного оборудования при увеличении объемов выработки электроэнергии.

Электросетевое хозяйство

В арктической зоне в ведении АО «Сахаэнерго» находятся линии электропередачи различных классов напряжения суммарной протяженностью 1313,5 км, в том числе: 10 кВ - 145,5 км, 6 кВ - 424,9 км и 0,4 кВ - 743,4 км (таблица 4.6.7). Электрические сети напряжением 35 кВ в арктической зоне не эксплуатируются. Все линии выполнены в одноцепном исполнении на деревянных опорах.

Линии напряжением 6-10 кВ в основном небольшой протяженности: от нескольких сот метров до нескольких километров. Однако в Нижнеколымском и Зырянском РЭС, Верхоянских и Янских ЭС эксплуатируются линии протяженностью 10-20 км напряжением 6 кВ, в Момском и Среднеколымском РЭС - протяженностью более 20 км напряжением 10 кВ.

Вместе с тем из 135 км кабельных линий, находящихся на балансе АО «Сахаэнерго», в арктических районах проложено 125,4 км или 93%, в том числе: напряжением 10 кВ - 1,2 км, 6 кВ - 43,7 км, 0,4 кВ - 80,5 км. Из них 60,4 км (49%) - Булунские ЭС, 54,8 км - в п. Тикси.

Таблица 4.6.7 - Протяженность линий электропередачи

по подразделениям АО «Сахаэнерго» арктической зоны

(состояние 2017 г.)

Подразделение АО «Сахаэнерго»

Протяженность, км

Всего

0,4 кВ

6 кВ

10 кВ

Анабарский РЭС

18,8

-

9,1

27,9

Белогорский РЭС

56,9

0,7

16,0

73,6

Булунские ЭС

35,0

47,8

2,4

85,2

Верхоянские ЭС

171,7

67,7

12,1

251,5

Жиганский РЭС

45,2

19,8

-

65

Зырянский РЭС

44,1

67,1

-

111,2

Момский РЭС

88,7

16,7

45,4

150,8

Нижнеколымский РЭС

25,3

20,2

2,2

47,7

Оленекский РЭС

39,2

-

11,1

50,3

Среднеколымский РЭС

75,8

1,4

41,7

118,9

Чокурдахский РЭС

17,5

6,3

0,3

24,1

Эвено-Бытантайский РЭС

37,6

-

5,2

42,8

Янские ЭС

87,6

177,2

-

264,8

Итого по арктической зоне

743,4

424,9

145,5

1313,8

Источник: данные АО «Сахаэнерго» за 2017 г. (приложение 2.3) (не приводится (не предоставлено)).

Потребление топлива

В арктической зоне на нужды энергетики, кроме дизельного топлива, потребляется нефть и каменный уголь. Уголь сжигается только на мини-ТЭЦ в п. Депутатский.

Суммарная потребность в топливе оценивается в 85 тыс. т у.т. в год. Из них большая доля (96%) приходится на дизельное топливо (рисунок 4.6.4).

Рисунок 4.6.4 - Структура потребления топлива

в арктической зоне

Рисунок не приводится.

В соответствии с выработкой электрической и тепловой энергии наибольшие объемы потребления топлива приходятся на Булунские, Янские, Верхоянские ЭС и Зырянский РЭС (таблица 4.6.8).

Таблица 4.6.8 - Потребность в топливе по подразделениям

АО «Сахаэнерго» арктической зоны (состояние 2016 г.)

Подразделение АО «Сахаэнерго»

Потребность в топливе, тыс. т у. т.

Анабарский РЭС

4,0

Белогорский РЭС

4,6

Булунские ЭС

12,9

из него нефть

1,1

Верхоянские ЭС

13,4

Жиганский РЭС

5,5

из него нефть

0,3

Зырянский РЭС

7,9

Момский РЭС

4,6

Нижнеколымский РЭС

3,0

Оленекский РЭС

4,2

Среднеколымский РЭС

7,4

Чокурдахский РЭС

3,7

Эвено-Бытантайский РЭС

2,0

Янские ЭС

12,1

из него уголь

2,0

Итого по арктической зоне,

в том числе:

85,3

дизельное топливо

81,9

уголь

2,0

нефть

1,4

Возобновляемые источники энергии

Всего на территории арктической зоны на конец 2016 г. функционировало 9 возобновляемых энергоисточников суммарной установленной мощностью 1,225 МВт или 81% от суммарной установленной мощности всех возобновляемых источников республики, из них 1 ветроэлектростанция мощностью 40 кВт. Изменение мощности возобновляемых энергоисточников за период 2012 - 2016 гг. обусловлено выходом из строя в результате аварии ВЭС в п. Тикси, строительством солнечных электростанций и ВЭС в п. Быков Мыс. В 2016 г. в арктической зоне возобновляемые энергоисточники не строились. В соответствие с «Программой энергосбережения и повышения энергетической эффективности АО «Сахаэнерго» на 2017 - 2022 гг.» в 2017 г. введена солнечная электростанция, расположенная в арктической зоне в с. Кыстатыам (Жиганский улус) - 40 кВт. В результате суммарная мощность ВИЭ в настоящее время составляет 1265 кВт (таблица 4.6.9).

Таблица 4.6.9 - Возобновляемые энергоисточники

арктической зоны (состояние 2017 г.)

Тип электростанции, улус

Населенный пункт

Мощность,

кВт

Год ввода

Солнечные электростанции, всего, в том числе:

1225

Верхоянский

Томтор (Дулгалах)

20

2013

Оленекский

Эйик

40

2014

Абыйский

Куберганя

20

2014

Эвено-Бытантайский

Джаргалах

15

2014

Верхоянский

Батагай

1000

2015

Бетенкес

40

2015

Юнкюр

40

2015

Столбы

10

2015

Жиганский

Кыстатыам

40

2017

Ветроэлектростанции, всего

40

Булунский

Быков Мыс

40

2015

ИТОГО

1265

4.6.2 Прогноз потребления электроэнергии и мощности

по районам арктической зоны республики

Прогноз потребления электроэнергии (таблица 4.6.10) и совмещенного максимума нагрузки по арктическим улусам (таблица 4.6.11) сформированы на основе данных АО «Сахаэнерго». В большинстве улусов наблюдается стагнация либо негативная динамика численности населения, при этом рост потребления электроэнергии связан с планами по улучшению уровня жизни, отраженными мероприятиями по строительству водоочистных и канализационно-очистных сооружений, новых социальных объектов (школ и детских садов), а также новых котельных с подключением значительной части частного сектора.

Прирост потребления электроэнергии по арктическим улусам к концу рассматриваемого периода ожидается на уровне 19% относительно уровня 2016 г. Наибольшие приросты ожидаются в Эвено-Бытантайском (45), Анабарском (42%), Момском (41%), Оленекском (28%), Верхоянском (26%), Нижнеколымском (22%), Жиганском (19%), Абыйском (18%) и Среднеколымском (18%) улусах.

Из крупных промышленных предприятий и хозяйствующих субъектов, имеющих собственные генерирующие мощности, информацию предоставили АО «Алмазы Анабара» до 2021 г. (таблица 4.6.12).

Таблица 4.6.10 - Прогноз потребления электроэнергии

по арктическим улусам в зоне обслуживания

АО «Сахаэнерго», млн кВт ч

Улус

Год

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Абыйский

9,3

9,67

9,97

10,33

10,61

10,8

11,01

Аллаиховский

8,9

9,13

9,35

9,52

9,63

9,73

9,83

Анабарский

8,8

11,25

11,54

11,75

12,08

12,4

12,53

Булунский

29,0

30,21

30,45

30,87

31,07

31,47

31,8

Верхнеколымский

19,05

19,37

19,51

19,55

19,7

19,8

19,9

Верхоянский

28,2

29,48

30,48

31,6

33,09

34,33

35,53

Жиганский

12,4

12,77

13,13

13,65

14,01

14,38

14,74

Момский

9,8

11,13

11,74

12,21

13,22

13,53

13,85

Нижнеколымский

14,21

14,55

14,88

15,34

15,96

16,46

17,28

Оленекский

9,4

9,87

10,34

10,74

11,17

11,6

12,05

Среднеколымский

16,99

17,63

18,12

18,58

19,19

19,61

20,05

Усть-Янский

21,4

21,71

22,24

22,82

23,19

23,91

24,38

Эвено-Бытантайский

4,1

4,72

5,11

5,27

5,53

5,79

5,94

Всего, по арктическим улусам

191,55

201,49

206,86

212,23

218,45

223,81

228,89

Среднегодовые темпы прироста

5,19

2,67

2,6

2,93

2,45

2,27

Таблица 4.6.11 - Прогноз совмещенного максимума нагрузки

по арктическим улусам в зоне обслуживания АО «Сахаэнерго»,

МВт

Улус

Год

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Абыйский

2,22

2,31

2,39

2,5

2,57

2,6

2,64

Аллаиховский

1,96

2,02

2,06

2,1

2,12

2,13

2,15

Анабарский

2,09

2,26

2,31

2,35

2,41

2,46

2,48

Булунский

6,71

6,76

7,09

7,19

7,23

7,29

7,36

Верхнеколымский

3,88

3,93

3,96

3,97

4,0

4,01

4,03

Верхоянский

6,69

6,97

7,15

7,36

7,59

7,77

7,97

Жиганский

3,02

3,08

3,14

3,24

3,3

3,36

3,42

Момский

2,2

2,36

2,49

2,59

2,8

2,87

2,94

Нижнеколымский

5,61

5,67

5,75

5,89

5,98

6,12

6,2

Оленекский

2,08

2,15

2,23

2,29

2,36

2,43

2,51

Среднеколымский

4,2

4,34

4,44

4,53

4,68

4,75

4,82

Усть-Янский

8,45

8,5

8,58

8,7

8,76

8,89

8,97

Эвено-Бытантайский

1,17

1,27

1,36

1,39

1,43

1,48

1,5

Всего, по арктическим улусам

50,28

51,62

52,95

54,1

55,23

56,16

56,99

Таблица 4.6.12 - Прогноз производства электроэнергии

по производственным объектам АО «Алмазы Анабара»,

расположенным в арктических улусах, млн кВт ч

Улус

Год

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Анабарский

23,08

13,25

12,70

12,70

15,59

15,16

Оленекский

1,29

8,28

8,78

8,78

8,14

8,14

Булунский

9,73

9,51

9,51

9,51

9,51

9,51

Источник: сведения АО «Алмазы Анабара» (Приложение 4.5) (не приводится (не предоставлено)).

4.6.3 Перечень «узких мест» в электроэнергетике

арктической зоны республики

В электроэнергетике арктической зоны, как и всей республики, «узкие места» в основном, связаны с техническим состоянием генерирующего оборудования и электросетевого хозяйства - это физическое и моральное старение, что обуславливает не только увеличение расхода топлива, но и повышение риска аварийных ситуаций. Кроме того, в арктических улусах в силу их удаленности и труднодоступности наиболее остро стоит проблема транспорта топлива.

Техническое состояние электростанций

Наибольший износ генерирующего оборудования на ДЭС наблюдается у агрегатов, установленных в 70-80-х годах. Значительное количество таких агрегатов находится:

- в Зырянском РЭС: на ДЭС Зырянка из 9 установленных дизельных агрегатов 8 отработало более 70 тыс. час., из пяти, прошедших капитальный ремонт, на 4 отработано от 44 до 87 тыс. час.; на ДЭС Угольное 6 из 7 агрегатов выработало ресурс.

- в Жиганском РЭС на ДЭС Жиганск дизельные агрегаты ДГ-72 имеют большой наработанный моторесурс, два из них уже после капитального ремонта наработали более 60 тыс. час.

Большой наработанный ресурс практически всех агрегатов на ДЭС Усть-Куйга (Янские ЭС), Белая Гора (Белогорский РЭС), Верхоянск (Верхоянские ЭС), однако на них произведен капитальный ремонт.

Кроме того, агрегаты, отработавшие ресурс, имеются на ДЭС Куберганя, Кенг-Кюель, Сутуруоха, Оттох-Атах (Деску) (Белогорский РЭС), Тикси, Найба, Таймылыр (Булунские ЭС), Арылах, Борулах, Суордах, Табалах, Токума, Хайысардах (Верхоянские ЭС), Нелемное (Зырянский РЭС), Мома, Кулун-Елбют, Тебюлях, Сасыр (Момский РЭС), Оленек, Эйик (Оленекский РЭС), Среднеколымск, Ойусардах, Алеко-Кюель, Эбях (Среднеколымский РЭС), Чокурдах (Чокурдахский РЭС), Усть-Янск, Нижнеянск (Янские ЭС), Кустур (Эвено-Бытантайский РЭС).

Техническое состояние электрических сетей

Состояние линий по подразделениям существенно различается: процентный износ составляет от 29 до 90% их суммарной протяженности (таблица 4.6.13). Все кабельные линии находятся в удовлетворительном состоянии.

Таблица 4.6.13 - Протяженность и износ линий электропередачи

по подразделениям АО «Сахаэнерго» арктической зоны

(состояние на 01.12.2017)

Подразделение

АО «Сахаэнерго»

Протяженность, км

Износ, %

Белогорский РЭС

73,6

52

Чокурдахский РЭС

24,1

52

Анабарский РЭС

27,9

45

Булунские ЭС

85,2

33

Зырянский РЭС

111,2

89

Верхоянские ЭС

251,5

54

Жиганский РЭС

65

29

Момский РЭС

150,8

70

Нижнеколымский РЭС

47,7

41

Оленекский РЭС

50,3

65

Среднеколымский РЭС

118,9

59

Эвено-Бытантайский РЭС

42,8

68

Янские ЭС

264,8

90

Итого по арктической зоне

1313,8

Источник: Производственно-технический отчет АО «Сахаэнерго» за 2017 гг.

Большая часть линий введена в эксплуатацию в 1960 - 1980 гг. Протяженность линий, имеющих процент износа более 70%, составляет около 706 км или более 53% от общей протяженности, что характеризует высокую вероятность аварийных ситуаций в суровых климатических условиях.

Максимальный износ отмечается в Зырянском (89%), Момском (70%) РЭС и Янских ЭС (90%).

В Зырянском РЭС в сс. Усун-Кюель и Нелемное 100% линии электропередачи находятся в эксплуатации более 30 лет, в п. Зырянка такие линии составляют почти 100% от общей протяженности. В основном это линии напряжением 0,4 кВ.

В Янских ЭС в 6 из 9 населенных пунктах имеются линии электропередачи в аварийном состоянии, наибольшая их протяженность в сс. Юкагир (100%), Нижнеянск (91%), Тумат (76%), Казачье (53%). В с. Усть-Куйга, несмотря на то, что аварийные ВЛ отсутствуют, 96,5% отработали ресурс, при этом есть линии, которые эксплуатируются с 60-х годов прошлого столетия.

Следует отметить, что в РЭС, где относительно небольшой средний износ линий, в отдельных населенных пунктах имеются линии электропередачи в неудовлетворительном состоянии - Анабарский РЭС (с. Саскылах), Верхоянские ЭС (г. Верхоянск, п. Батагай, сс. Юнкюр, Метяки, Улахан-Кюель), Чокурдахский РЭС (п. Чокурдах и с. Чкалов), Эвено-Бытантайский РЭС (сс. Кустур, Саккырыр), причем в последнем - 38% протяженности линий.

Состояние опор линий электропередачи в большинстве населенных пунктов не соответствует нормативному.

Опоры, находящиеся в неудовлетворительном состоянии, имеются в сс. Саскылах, Юрюнг-Хая (Анабарский РЭС), п. Белая Гора, сс. Сутуруоха, Оттох-Атах (Деску), Куберганя, Сыаганнах, Абый (Белогорский РЭС), с. Таймылыр (Булунские ЭС), г. Верхоянск, п. Батагай, сс. Сайды, Хайысардах, Осохтох, Черюмче (Верхоянские ЭС), с. Жиганск (Жиганский РЭС), п. Зырянка (Зырянский РЭС), п. Черский (Нижнеколымский РЭС), г. Среднеколымск и с. Аргахтах (Среднеколымский РЭС), п. Чокурдах и с. Чкалов (Чокурдахский РЭС), с. Кустур (Эвено-Бытантайский РЭС), пп. Депутатск, Нижнеянск, Усть-Куйга, сс. Казачье, Сайылык, Тумат, Юкагир (Янские ЭС), п. Белая Гора, сс. Оттох-Атах (Деску), Сутуруоха, Абый (Белогорский РЭС). Особенно много таких опор в сс. Улахан-Кюель, Томтор (Верхоянские ЭС).

Наклон опор выше нормативного наблюдается в п. Белая Гора, сс. Куберганя, Сыаганнах, Кенг-Кюель (Белогорский РЭС), с. Усть-Оленек (Булунские ЭС), г. Верхоянск (Верхоянские ЭС), сс. Жиганск и Кыстатыам (Жиганский РЭС), п. Зырянка, сс. Нелемное, Угольное (Зырянский РЭС), п. Черский и с. Андрюшкино (Нижнеколымский РЭС), г. Среднеколымск и с. Березовка (Среднеколымский РЭС), с. Чкалов (Чокурдахский РЭС), сс. Кустур и Саккырыр (Батагай-Алыта) (Эвено-Бытантайский РЭС), сс. Казачье, Сайылык, Тумат, Юкагир (Янские ЭС), при этом наибольшее количество - в пп. Усть-Куйга, Депутатский, Нижнеянск (Янские ЭС), п. Чокурдах (Чокурдахский РЭС), с. Черюмче и п. Батагай (Верхоянские ЭС).

Большинство кабельных линий находятся в хорошем и удовлетворительном состоянии. Неудовлетворительное состояние имеет кабельные линии суммарной протяженностью 6,87 км:

- в п. Тикси (Булунские ЭС) протяженностью 2,38 км напряжением 0,4 кВ;

- в с. Баханы - 0,08 км напряжением 0,4 кВ, в с. Бестях - 0,12 км напряжением 0,4 кВ, в с. Жиганск (все Жиганский РЭС) - 4,25 км, из них напряжением 6 кВ - 3,2 км, остальные 0,4 кВ;

- в Нижнеколымском РЭС - 0,04 км кабельных линий напряжением 6 кВ.

Трансформаторные подстанции

По состоянию на 2016 г. в арктической зоне на баланс АО «Сахаэнерго» находится 622 подстанции суммарной мощностью 216498 тыс. кВА. В среднем по РЭС АО «Сахаэнерго» арктической зоны износ общей установленной мощности трансформаторов составил 73%. По различным РЭС этот показатель существенно отличается. В Анабарском и Жиганском РЭС средний износ трансформаторов составляет около 42%. В пяти РЭС этот показатель превышает 70%. Наибольший износ наблюдается в Зырянском РЭС (95%), Булунских (97%) и Янских ЭС (95%) (таблица 4.6.14).

В отдельных населенных пунктах трансформаторы находятся в неудовлетворительном состоянии: с. Саскылах (Анабарский РЭС), с. Жиганск (Жиганский РЭС), п. Зырянка (Зырянский РЭС), с. Оленек (Оленекский РЭС), с. Улахан-Кюель (Верхоянские ЭС).

Кроме того, в эксплуатации находятся трансформаторы, состояние которых оценено как «удовлетворительное», но отработавшие 40-50 лет и более при нормативе 25 лет. Наибольшее их количество расположено в п. Тикси (Булунские ЭС), в пп. Усть-Куйга, Нижнеянск (Янские ЭС), где все или практически все трансформаторы выработали свой ресурс.

Важной проблемой являются потери в сетях, приводящие к необходимости увеличения выработки энергии и, соответственно, перерасходу топлива.

Таблица 4.6.14 - Характеристика трансформаторных подстанций

по подразделениям АО «Сахаэнерго» арктической зоны

(состояние на 01.12.2017)

Подразделение

АО «Сахаэнерго»

Количество, шт.

Мощность,

тыс. кВА

Износ, %

Анабарский РЭС

21

11250

39

Белогорский РЭС

34

13443

67

Булунские ЭС

57

29299

97

ВерхоянскиеЭС

84

25196

51

Жиганский РЭС

34

10840

44

Зырянский РЭС

47

17860

95

Момский РЭС

36

10273

73

Нижнеколымский РЭС

44

15129

61

Оленекский РЭС

29

10821

56

Среднеколымский РЭС

62

13109

71

Чокурдахский РЭС

35

8985

66

Эвено-Бытантайский РЭС

15

4526

67

Янские ЭС

124

45767

95

Итого по арктической зоне

622

216498

Источник: Производственно-технический отчет АО «Сахаэнерго» за 2017 г.

Потери электроэнергии в линиях электропередачи в среднем по РЭС составляют 13-15% (таблица 4.6.15). Значительно превышают нормативные значения потери в Нижнеколымском РЭС (23,9%), хотя в 2016 г. они снижены на 0,9% по сравнению с 2015 г. В большинстве подразделений произошло снижение потерь относительно 2015 г. на 0,3-0,5%, что обусловлено проведением мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях АО «Сахаэнерго» за 2016 г.

Таблица 4.6.15 - Потери электроэнергии в сетях

Подразделение

АО «Сахаэнерго»

Потери в электрических сетях, %

2015

2016

Белогорский РЭС

14,3

14,0

Чокурдахский РЭС

13,1

13,1

Анабарский РЭС

14,0

13,7

Булунские ЭС

15,1

15,5

Зырянский РЭС

15,0

15,3

Верхоянские ЭС

13,4

13,9

Жиганский РЭС

12,7

13,3

Момский РЭС

13,3

13,3

Нижнеколымский РЭС

24,8

23,9

Оленекский РЭС

13,1

12,7

Среднеколымский РЭС

12,6

11,8

Эвено-Бытантайский РЭС

12,8

12,9

Янские ЭС

16,5

15,1

Топливоснабжение

Проблемы в топливоснабжении электростанций арктической зоны обусловлены такими же факторами, что и для всей децентрализованной зоны:

- большой долей дизельного топлива - более 96% от общего потребления в условном исчислении;

- сложной транспортной схемой доставки с несколькими перевалками на различные виды транспорта (морской, речной, автомобильный);

- досрочным завозом топлива и материально-технических ресурсов, связанным с короткими сроками навигации и труднодоступностью малых рек;

- необходимостью создания депонационных запасов дизельного топлива и материально-технических ресурсов, что ведет к замораживанию оборотных средств на срок до полутора лет.

Все перечисленные проблемы приводят к значительным количественным и качественным потерям при перевозках топлива, особенно угля, и к высокой себестоимости вырабатываемой электроэнергии.

Однако эти факторы для арктических районов усугубляются меньшей транспортной доступностью и более суровыми климатическими условиями.

В связи с вышеперечисленными причинами возникают конкретные проблемы, обозначенные в главе 3.3.

4.6.4 Перечень планируемых к строительству и выводу

из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях

арктической зоны республики

В перспективный период до 2022 г. согласно данным АО «Сахаэнерго» в арктических улусах намечается ввод 13 автоматизированных дизельных электростанций установленной мощностью 8,65 МВт (таблица 4.6.18) и вывод из эксплуатации 12 дизельных электростанций установленной мощностью 10 МВт (таблица 4.6.19). Максимальный ввод планируется в 2020 г. - 5,1 МВт, вывод в 2020 г. - 5,7 МВт.

Таблица 4.6.18 - Вводы мощности электростанций

на органическом топливе в арктической зоне, кВт

Наименование объекта

Улус

Год

2018

2019

2020

2021

2022

АДЭС в с. Саскылах

Анабарский

1000

-

-

-

-

АДЭС в с. Сыаганнах

Абыйский

450

-

-

-

-

АДЭС в с. Березовка

Среднеколымский

-

240

-

-

-

АДЭС в с. Нычалах

Аллаиховский

-

168

-

-

-

АДЭС в с. Андрюшкино

Нижнеколымский

-

1000

-

-

-

АДЭС в с. Усть-Янск

Усть-Янский

-

-

240

-

-

АДЭС в с. Оленек

Оленекский

-

-

4700

-

-

АДЭС в с. Токума

Верхоянский

-

-

72

-

-

АДЭС в с. Алысардах

Верхоянский

-

-

72

-

-

АДЭС в с. Чкалово

Аллаиховский

-

-

-

168

-

АДЭС в с. Эйик

Оленекский

-

-

-

-

300

АДЭС в с. Сайды (Кулун-Елбют)

Момский

-

-

-

-

168

АДЭС в с. Оттох-Атах (Деску)

Абыйский

-

-

-

-

72

Всего ДЭС

1450

1408

5084

168

540

Всего за период

8650

Источник: По данным АО «Сахаэнерго» (Приложение 2.3) (не приводится (не предоставлено)).

Таблица 4.6.19 - Выводы мощности электростанций

на органическом топливе в арктической зоне, кВт

Наименование объекта

Улус

Год

2018

2019

2020

2021

2022

АДЭС в с. Сыаганнах

Абыйский

660

-

-

-

-

АДЭС в с. Березовка

Среднеколымский

-

660

-

-

-

АДЭС в с. Нычалах

Аллаиховский

-

330

-

-

-

АДЭС в с. Андрюшкино

Нижнеколымский

-

1305

-

-

-

АДЭС в с. Усть-Янск

Усть-Янский

-

-

600

-

-

АДЭС в с. Оленек

Оленекский

-

-

4869

-

-

АДЭС в с. Токума

Верхоянский

-

-

120

-

-

АДЭС в с. Алысардах

Верхоянский

-

-

72

-

-

АДЭС в с. Чкалово

Аллаиховский

-

-

-

450

-

АДЭС в с. Эйик

Оленекский

-

-

-

-

440

АДЭС в с. Сайды (Кулун-Елбют)

Момский

-

-

-

-

350

АДЭС в с. Оттох-Атах (Деску)

Абыйский

-

-

-

-

136

Всего ДЭС

660

2295

5661

450

926

Всего за период

9992

Источник: По данным АО «Сахаэнерго» (Приложение 2.3) (не приводится (не предоставлено)).

В п. Черский Нижнеколымского улуса планируется к строительству АДЭС мощностью 4800 кВт. В ИПР АО «Сахаэнерго» на 2019 - 2023 гг. включена разработка проектно-сметной документации строительства АДЭС-4800 кВт в п. Черский в 2019 г. Дальнейшая реализация проекта будет определена при разработке проектно-сметной документации совместно с Правительством РС(Я), ПАО «РусГидро», ПАО «Якутскэнерго», АО «Сахаэнерго». На данный момент источник финансирования дальнейшей реализации проекта не определен.

В Верхнеколымском улусе начато строительство Зырянской мини-ТЭЦ электрической мощностью 12 МВт, тепловой - 63 Гкал/ч для энергоснабжения близ расположенных населенных пунктов. В качестве топлива предполагается использовать угли Зырянского месторождения. По состоянию на 01.01.2017 строительная готовность объекта составляет 76%. В настоящее время из-за недостатка финансирования для завершения строительства принято решение о консервации смонтированного в 2009 г. оборудования. По Инвестиционной программе РС(Я) на 2018 и 2019 годы средства на строительство объекта не предусмотрены.

Суммарный ввод возобновляемых источников энергии в арктической зоне республики за период 2018 - 2022 г. предполагается порядка 1,5 МВт, из них 0,9 МВт - ветроэнергетическая станция и 15 солнечных электростанций (таблица 4.6.20).

Таблица 4.6.20 - Вводы мощности возобновляемых

энергоисточников, кВт

Тип ВИЭ, улус

Населенный

Год

Всего за период

пункт

2018

2019

2020

2021

2022

ВИЭ, всего, в том числе:

220

1045

60

60

100

1485

ветроэлектростанции

900

900

Булунский

п. Тикси

-

900

-

-

-

900

солнечные

электростанции

220

145

60

60

100

585

Абыйский

с Абый

-

30

-

-

30

Жиганский

с. Баханай

25

-

-

-

25

с. Бестях

20

-

-

-

20

Булунский

с. Намы

-

-

40

-

40

с. Сиктях

-

-

20

-

20

Оленекский

с. Жилинда

-

-

-

60

60

Среднеколымский

с. Хатыннах

25

-

-

-

25

с. Эбях

60

-

-

-

60

с. Алеко-Кюель

-

60

-

-

60

с. Аргахтах

-

30

-

-

30

с. Сватай

-

25

-

-

25

Эвено-Бытантайский

с. Саккырыр

90

-

-

-

90

Момский

с. Кулун-Елбют

-

-

-

-

20

20

с. Сасыр

-

-

-

-

60

60

с. Тюбелях (Чумпу-Кытыл)

-

-

-

-

20

20

Суммарный ввод генерирующих мощностей в арктических улусах за период 2018 - 2022 гг. оценивается в 14,6 МВт. Размещение по территории вводимых энергоисточников представлено на рисунке 4.6.5 (не приводится).

4.6.5 Предварительные предложения в виде перечня по вводам

электросетевых объектов напряжением 6 кВ и выше

в арктической зоне республики

В соответствии с Инвестиционной программой АО «Сахаэнерго» в 2018 г. намечено строительство следующих электросетевых объектов:

- ВЛЗ 6 кВ для замены КЛ-6 кВ п. Тикси Булунского улуса - 4 км;

- ВЛЗ 35 кВ в Тикси - Тикси-3 Булунского улуса - 9,33 км (с установкой трансформаторной подстанции - 2 ед.).

Планируется реконструкция:

- реконструкция воздушного перехода ВЛ 6 кВ протяженностью 420 м через р. Яна п. Нижнеянский Усть-Янского улуса с заменой металлических опор до 2021 г.;

- реконструкция воздушного перехода ВЛ 6 кВ протяженностью 800 м через р. Индигирка ф. «Хонуу-Буор-Сысы» Момского улуса до 2019 г.;

- реконструкция воздушного перехода ВЛ 6 кВ протяженностью 900 м через р. Мома ф. «Хонуу-Соболоох» Момского улуса до 2020 г.;

- реконструкция ВЛ 6 кВ протяженностью 13,5 км ф. «Депутатск-Уянди» Усть-Янского улуса до 2019 г.;

- реконструкция ВЛ 6-10 кВ протяженностью 11,5 км п. Депутатский Усть-Янского улуса до 2021 г.;

- реконструкция ОРУ 6 кВ установка пункта регулирования напряжения РУ Вл 6 кВ ф. «Депутатск-Уянди» Усть-Янского улуса 1 ед. до 2018 г.

Кроме того необходима поэтапная замена трансформаторных агрегатов суммарной мощностью порядка 100 тыс. кВА и линий электропередачи протяженностью более 350 км (68 км напряжением 10 кВ и 283 км напряжением 6 кВ), имеющих высокий процент износа.

4.7 Мероприятия для обеспечения централизованного

электроснабжения потребителей

Предложенные схемы электроснабжения потребителей Накынского, Амгинского, Намского, Оймяконского и Момского районов Республики Саха (Якутия) являются предварительными и должны быть уточнены в рамках процедуры технологического присоединения новых потребителей.

4.7.1 Варианты электроснабжения Нюрбинского района

В настоящее время электроснабжение Нюрбинского и Верхневилюйского районов Республики Саха (Якутия) осуществляется по одноцепному транзиту Сунтар - Вилюйск протяженность 397,1 км. Транзит Сунтар - Вилюйск выполнен на деревянных опорах и введен в эксплуатацию в 1971 г. Техническое состояние деревянных опор транзита Сунтар - Вилюйск приведено в таблице 4.7.1.1. Существующая принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше Нюрбинского и Верхневилюйского районов приведена на рисунке 4.7.1.1.

Рисунок 4.7.1.1 - Принципиальная схема электрических сетей

Нюрбинского и Верхневилюйского районов

Рисунок не приводится.

Таблица 4.7.1.1. Техническое состояние деревянных опор

ВЛ 110 кВ транзита Сунтар - Вилюйск

Диспетчерское наименование

Состояние деревянных опор, шт.

Отл.

Хор.

Норм.

Неуд.

Всего

Л-104 ВЛ 110кВ «Сунтар - Нюрба - Вилюйск»

1215

568

359

702

2844

Тоже в %

42,72

19,97

12,62

24,68

К транзиту Сунтар - Вилюйск подключены семь ПС 110 кВ: ПС 110 кВ Эльгяй, ПС 110 кВ Шея, ПС 110 кВ Кюндядя, ПС 110 кВ Нюрба, ПС 110 кВ Онхой, ПС 110 кВ Верхневилюйск, ПС 110 кВ Вилюйск. Срок службы, мощность и количество трансформаторов приведено в таблице 4.7.1.2.

Таблица 4.7.1.2. Перечень ПС 110, подключенных к транзиту

Сунтар - Вилюйск

Наименование

подстанции

Класс напряжения, кВ

Мощность установленных трансформаторов, МВА

Срок эксплуатации ПС на 01.01.2018, лет

ПС 110 кВ Эльгяй

110/10

1х6,3

25

ПС 110 кВ Шея

110/10

1х6,3

42

ПС 110 кВ Кюндядя

110/10

2х6,3

39

ПС 110 кВ Нюрба

110/35/10

2х25

43

ПС 110 кВ Онхой

110/35/10

2х6,3

36

ПС 110 кВ Верхневилюйск

110/35/10

2х6,3

35

ПС 110 кВ Вилюйск

110/35/6

1х6,3;

1х10

31

Загрузка основных элементов электрической сети по данным контрольных замеров и расчетов электрических режимов приведена на рисунке 4.7.1.2.

Рисунок 4.7.1.2 - Загрузка основных элементов

электрической сети

Рисунок не приводится.

В рамках выполнения СиПР выполнено предварительное технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения потребителей Нюрбинского и Верхневилюйского районов Республики Саха (Якутия).

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Сунтар - Нюрба - Вилюйск с проводом АС-95 составляет 288 А, что превышает экономическую плотность тока для провода АС-95 более чем в 3 раза, при этом согласно ПУЭ (п. 1.3.27), допускается только двукратное превышение нормативных значений плотности тока. Токовая загрузка приближается к длительно допустимой токовой загрузке провода (425,7 А) 67,65%. Потери мощности в зимний максимум нагрузки составят 13,63 МВт.

Вариант 1

В рамках варианта 1 предусмотрено выполнение следующих мероприятий:

1. Реконструкция существующей ВЛ 110 кВ Сунтар - Нюрба (опоры ВЛ 110 кВ, находящиеся в неудовлетворительном состоянии).

2. Строительство ВЛ 110 кВ Сунтар - РП Нюрба протяженностью 155 км.

3. Реконструкция ПС 220 кВ Сунтар с установкой дополнительного выключателя 110 кВ, заменой трансформаторов 2х63 МВА 220/110/35 кВ на ПС 220 кВ Сунтар на трансформаторы мощностью 2х125 МВА.

4. Строительство РП 110 кВ Нюрба с установкой БСК 20 Мвар.

ПС 110 кВ Нюрба введена в эксплуатацию более 40 лет назад. Расширение ПС 110 кВ Нюрба с истекшим сроком эксплуатаций потребует выполнение комплексной реконструкции ПС с приведением ПС к требованиям действующих нормативных документов. Соответственно для подключения новой ВЛ 110 кВ Сунтар - Нюрба предусмотрено сооружение нового РП 110 кВ Нюрба с заходом существующей ВЛ 110 кВ Сунтар - Нюрба.

Рисунок 4.7.1.3 - Принципиальная схема электрических сетей

Нюрбинского и Верхневилюйского районов (вариант 1)

Рисунок не приводится.

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше Нюрбинского и Верхневилюйского районов для варианта 1 приведена на рисунке 4.7.1.3.

Расчеты нормального режима и режима с отключением ВЛ 110 кВ Сунтар - Нюрба приведены на рисунках 4.7.1.4 и 4.7.1.5 соответственно.

Рисунок 4.7.1.4 - Нормальный режим. Зимний максимум

(вариант 1)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.1.5 - Схема отключения ВЛ 110 кВ Сунтар - РП

Нюрба. Зимний максимум (вариант 1)

Рисунок не приводится.

Потери мощности в зимний максимум нагрузки составят 5,94 МВт.

В соответствии с расчетами электрических режимов с учетом критерия (№-1) уровни напряжения соответствуют допустимым значениям, длительно-допустимая токовая загрузка основного оборудования ВЛ и ПС не превышена.

Капитальные затраты на реализацию варианта 1 приведены в таблице 4.7.1.3.

Таблица 4.7.1.3 - Капитальные затраты на реализацию

варианта 1

Наименование

Общая стоимость без НДС, млн. рублей

Стоимость с НДС, млн. рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены (2018 г.)

Реконструкция существующей ВЛ 110 кВ Сунтар - Нюрба

551,53

734,09

866,23

Строительство ВЛ 110 кВ Сунтар - РП Нюрба

2234,74

2974,44

3509,85

Реконструкция ПС 220 кВ Сунтар

219,88

292,66

345,34

Строительство РП 110 кВ Нюрба

382,20

503,83

594,52

Итого без НДС

4505,03

5315,93

Капитальные затраты на реализацию варианта 1 составляют 5315,93 млн. рублей.

Вариант 2

В рамках варианта 2 предусмотрено выполнение следующих мероприятий:

1. Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба протяженностью 155 км;

2. Реконструкция ПС 220 кВ Сунтар с установкой дополнительных 2 ячеек линейных выключателей 220 кВ;

3. Строительство ПС 220 кВ Нюрба с установкой 2 автотрансформаторов 220/110/35 мощностью 63 МВА каждый.

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше Нюрбинского и Верхневилюйского районов для варианта 2 приведена на рисунке 4.7.1.6.

Рисунок 4.7.1.6 - Принципиальная схема электрических сетей

Нюрбинского и Верхневилюйского районов (вариант 2)

Рисунок не приводится.

Расчеты нормального режима и режима с отключением ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба приведены на рисунках 4.7.1.7 и 4.7.1.8 соответственно.

Рисунок 4.7.1.7 - Нормальный режим. Зимний максимум

(вариант 2)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.1.8 - Схема отключения ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба.

Зимний максимум (вариант 2)

Рисунок не приводится.

Потери мощности в зимний максимум нагрузки составят 2,44 МВт.

В соответствии с расчетом электрических режимов с учетом критерия (№-1) уровни напряжения соответствуют допустимым значениям, длительно-допустимая токовая загрузка основного оборудования ВЛ и ПС не превышена.

Капитальные затраты на реализацию варианта 2 приведены в таблице 4.7.1.4.

Таблица 4.7.1.4 - Капитальные затраты

на реализацию варианта 2

Наименование

Общая стоимость без НДС, млн. рублей

Стоимость с НДС, млн. рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены (2018 г.)

Реконструкция ПС 220 кВ Сунтар

61,98

82,49

97,34

Строительство ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба

3454,37

4597,77

5425,37

Строительство ПС 220 кВ Нюрба

693,81

898,05

1059,70

Итого без НДС

5578,32

6582,41

Капитальные затраты на реализацию варианта 2 составляют 6582,41 млн рублей.

Сводные показатели стоимостей вариантов и дисконтированные затраты по рассматриваемым вариантам приведены в таблице 4.7.1.5.

Таблица 4.7.1.5 - Сводные показатели стоимостей вариантов

электроснабжения Нюрбинского и Верхневилюйского районов

(без НДС)

№ п/п

Наименование

Единицы измерения

Вариант 1

Вариант 2

1

Капитальные затраты

млн рублей

4505,03

5578,32

2

Разница в потерях мощности

МВт

5,94

2,44

3

Стоимость потерь электроэнергии <*>

млн рублей в год

172,91

71,03

4

Издержки на ремонт и обслуживание электрооборудования и РУ, млн рублей в год

млн рублей в год

54,31

68,27

5

Издержки на ремонт и обслуживание ВЛ и КЛ, млн рублей в год

млн рублей в год

35,01

43,40

6

Приведенные капитальные и эксплуатационные затраты в соответствии с нормативным сроком эксплуатации ВЛ 25 лет

млн рублей в год

442,43

405,83

%

109,02

100,00

Примечание: <*> тариф 5,68 руб/кВтч, число часов использования максимума нагрузки 5125 часов

Согласно результатам таблицы 4.7.1.5 к дальнейшей реализации рекомендуется вариант 2 электроснабжения Нюрбинского и Верхневилюйского районов с сооружением ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба. Сооружение ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба позволит осуществить подключение новых перспективных потребителей, в том числе ГОК Накын, обеспечит дальнейшее развитие рассматриваемых районов, позволит вывести из эксплуатации аварийные ДЭС с соответствующей ежегодной экономией топлива.

4.7.2 Варианты электроснабжения Амгинского района

В настоящее время электроснабжение потребителей Амгинского района осуществляется по ВЛ 35 кВ Сулгачи - Амга (Л-41) и ВЛ 35 кВ Амга - Покровка - Бологур (Л-42) суммарной протяженностью 147,04 км. На ПС 110 кВ Сулгачи установлены два трансформатора по 6300 кВА каждый. ВЛ 35 кВ Сулгачи - Амга - Покровка - Бологур введена в 1979 году и выполнена на деревянных опорах. К транзиту 35 кВ Сулгачи - Бологур подключены ПС 35 кВ Михайловка (1000 кВА), ПС 35 кВ Абага (1000 кВА), ПС 35 кВ Бетюнь (1000 кВА), ПС 35 кВ ДЭС Амга (2х4000+1600 кВА), ПС 35 кВ Амга (2500+4000 кВА, ПС 35 кВ Бологур (2х1000 кВА), ПС 35 кВ Покровка (630 кВА).

Существующая принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района приведена на рисунке 4.7.2.1.

Рисунок 4.7.2.1 - Принципиальная схема электрических сетей

Амгинского района

Рисунок не приводится.

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района приведена на рисунке 4.7.2.2.

Рисунок 4.7.2.2 - Карта-схема электрических сетей

Амгинского района

Рисунок не приводится.

В настоящее время параметры сети Амгинского раойна не обеспечивают надежность электроснабжения, при которой питание потребителей должно осуществляться без ограничения нагрузки при нормальной схеме. При отключении одного трансформатора на ПС 110 кВ Сулгачи загрузка оставшегося составляет 151% от номинала, на ПС 35 кВ Амга - 157% от номинала.

Расчет нормального электрического режима сети 35 кВ и выше Амгинского района для зимнего максимума 2016 года приведен на рисунке 4.7.2.3.

Рисунок 4.7.2.3 - Нормальный режим зимнего максимума 2016 г.

Рисунок не приводится.

Учитывая вышеперечисленные проблемы в электроснабжении потребителей Амгинского района в рамках настоящей работы рассмотрены наиболее вероятные варианты перспективного развития электрических сетей 35 кВ и выше с учетом осуществления надежного электроснабжения существующих потребителей.

Вариант 1

В рамках варианта 1 предусмотрено выполнение следующих мероприятий:

1. Строительство ВЛ 110 кВ Бютейдях - Амга протяженностью 190 км;

2. Реконструкция ПС 35 кВ Амга с переводом на напряжение 110 кВ, строительство РУ 110 кВ по схеме 110-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» с установкой 2 трансформаторов мощностью 10 МВА каждый;

3. Приведение РУ 35 кВ ПС 110 кВ Амга к схеме 35-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин» с установкой 4 выключателей 35 кВ: 1 линейный, СВ, 2 выключателя ИРМ;

4. Замена трансформаторов 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Сулгачи на трансформаторы мощностью 2х16 МВА;

5. Установка ИРМ 35 кВ на ПС 110 кВ Амга.

Рисунок 4.7.2.4 - Принципиальная схема электрических сетей

Амгинского района (вариант 1)

Рисунок не приводится.

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района для варианта 1 приведена на рисунке 4.7.2.4.

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района для варианта 1 приведена на рисунке 4.7.2.5.

Рисунок 4.7.2.5 - Карта-схема электрических сетей

Амгинского района (вариант 1)

Рисунок не приводится.

Расчеты нормального режима и режима с отключением ВЛ 110 кВ Бютейдях - Амга приведены на рисунках 4.7.2.6 и 4.7.2.7 соответственно.

Рисунок 4.7.2.6 - Нормальный режим.

Зимний максимум (вариант 1)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.2.7 - Схема отключения ВЛ 110 кВ

Бютейдях - Амга. Зимний максимум (вариант 1)

Рисунок не приводится.

В соответствии с расчетами электрических режимов с учетом критерия (№-1) уровни напряжения соответствуют допустимым значениям, длительно-допустимая токовая загрузка основного оборудования ВЛ и ПС не превышена.

Капитальные затраты на реализацию варианта 1 приведены в таблице 4.7.2.1.

Таблица 4.7.2.1 - Капитальные затраты

на реализацию варианта 1

Наименование

Общая стоимость без НДС, млн. рублей

Стоимость с НДС, млн. рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены (2018 г.)

Одноцепная ВЛ 110 кВ Бютейдях - Амга

2630,93

3501,77

4132,09

Реконструкция ПС 35 кВ Амга с переводом на

напряжение 110 кВ

303,41

403,83

476,52

Замена трансформаторов на ПС 110 кВ Сулгачи

225,73

300,44

354,52

Итого без НДС

4206,04

4963,13

Вариант 2

В рамках варианта 2 предусмотрено выполнение следующих мероприятий:

1. Реконструкция ПС 35 кВ Амга с переводом на напряжение 110 кВ, строительство РУ 110 кВ по схеме 110-5АН «Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов» с установкой 2 трансформаторов мощностью 10 МВА каждый.

2. Приведение РУ 35 кВ ПС 110 кВ Амга к схеме 35-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин» с установкой 2 выключателей 35 кВ: 1 линейный, СВ.

3. Строительство ВЛ 110 кВ Сулгачи - Амга протяженностью 92 км.

4. Строительство ВЛ 110 кВ Бютейдях - Амга протяженностью 190 км.

5. Расширение РУ 110 кВ ПС 110 кВ Сулгачи на 3 линейные ячейки с приведением к типовой схеме 110-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района для варианта 2 приведена на рисунке 4.7.2.8.

Рисунок 4.7.2.8 - Принципиальная схема электрических сетей

Амгинского района (вариант 2)

Рисунок не приводится.

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района для варианта 2 приведена на рисунке 4.7.2.9.

Рисунок 4.7.2.9 - Карта-схема электрических сетей

Амгинского района (вариант 2)

Рисунок не приводится.

Расчеты нормального режима и режима с отключением ВЛ 110 кВ Бютейдях - Амга приведены на рисунках 4.7.2.10 и 4.7.2.11 соответственно.

Рисунок 4.7.2.10 - Нормальный режим. Зимний максимум

(вариант 2)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.2.11 - Схема отключения ВЛ 110 кВ

Бютейдях - Амга. Зимний максимум (вариант 2)

Рисунок не приводится.

В соответствии с расчетом электрических режимов с учетом критерия (№-1) уровни напряжения соответствуют допустимым значениям, длительно-допустимая токовая загрузка основного оборудования ВЛ и ПС не превышена.

Капитальные затраты на реализацию варианта 2 приведены в таблице 4.7.2.2.

Сводные показатели стоимостей вариантов и дисконтированные затраты по рассматриваемым вариантам приведены в таблице 4.7.2.4.

Таблица 4.7.2.2 - Капитальные затраты на реализацию

варианта 2

Наименование

Общая стоимость без НДС, млн. рублей

Стоимость с НДС, млн. рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены (2018 г.)

Одноцепная ВЛ 110 кВ Сулгачи - Амга

1287,72

1713,96

2022,47

Одноцепная ВЛ 110 кВ Бютейдях - Амга

2630,93

3501,77

4132,09

Расширение ПС 35 кВ Амга с переводом на напряжение 110 кВ

284,36

378,48

446,61

Расширение РУ 110 кВ ПС 110 кВ Сулгачи

174,45

232,20

273,99

Итого без НДС

5826,41

6875,16

Вариант 3

Срок действия договора ТП ВЛ 110 кВ Майя - Бютейдях с ПС 110 кВ Бютейдях истек. Кроме того, проектная документация на строительство ВЛ 110 кВ Майя - Бютейдях с ПС 110 кВ Бютейдях выполнена в 2013 г. и требует корректировки. В связи с этим в рамках варианта 3 предусмотрено выполнение следующих мероприятий:

1. Строительство ВЛ 110 кВ Сулгачи - Амга протяженностью 92 км.

2. Реконструкция ПС 35 кВ Амга с переводом на напряжение 110 кВ, строительство РУ 110 кВ по схеме 110-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» с установкой 2 трансформаторов мощностью 10 МВА каждый.

3. Приведение РУ 35 кВ ПС 110 кВ Амга к схеме 35-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин» с установкой 4 выключателей 35 кВ: 1 линейный, СВ, 2 выключателя ИРМ.

4. Установка ИРМ 35 кВ на ПС 110 кВ Амга.

5. Замена трансформаторов 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Сулгачи на трансформаторы мощностью 2х16 МВА.

6. Расширение РУ 110 кВ ПС 110 кВ Сулгачи на 3 линейные ячейки с приведением к типовой схеме 110-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района для варианта 3 приведена на рисунке 4.7.2.12, карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района - на рисунке 4.7.2.13.

Рисунок 4.7.2.12 - Принципиальная схема электрических сетей

Амгинского района (вариант 3)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.2.13 - Карта-схема электрических сетей

Амгинского района (вариант 3)

Рисунок не приводится.

Расчеты нормального режима и режима с отключением ВЛ 110 кВ Сулгачи - Амга приведены на рисунках 4.7.2.14 и 4.7.2.15 соответственно.

Рисунок 4.7.2.14 - Нормальный режим. Зимний максимум

(вариант 3)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.2.15 - Схема отключения ВЛ 110 кВ

Сулгачи - Амга. Зимний максимум (вариант 3)

Рисунок не приводится.

В соответствии с расчетами электрических режимов с учетом критерия (№-1) уровни напряжения соответствуют допустимым значениям, длительно-допустимая токовая загрузка основного оборудования ВЛ и ПС не превышена.

Капитальные затраты на реализацию варианта 3 приведены в таблице 4.7.2.3.

Таблица 4.7.2.3 - Капитальные затраты на реализацию

варианта 3

Наименование

Общая стоимость без НДС, млн. рублей

Стоимость с НДС, млн. рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены (2018 г.)

Одноцепная ВЛ 110 кВ Сулгачи - Амга

1287,72

1712,96

2022,47

Реконструкция ПС 35 кВ Амга с переводом на

напряжение 110 кВ

303,41

403,83

476,52

Замена трансформаторов на ПС 110 кВ Сулгачи

225,73

300,44

354,52

Расширение РУ 110 кВ ПС 110 кВ Сулгачи

174,45

232,20

273,99

Итого без НДС

2650,43

3127,51

Таблица 4.7.2.4 - Сводные показатели стоимостей вариантов

электроснабжения Амгинского района

№ п/п

Наименование

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

млн рублей

1

Капитальные затраты, млн рублей

4963,13

6875,16

3127,51

2

Разница в потерях мощности, МВт

0,03

0,30

0,00

3

Стоимость разницы потерь электроэнергии,

млн рублей в год

0,87

8,73

0,00

4

Издержки на ремонт и обслуживание электрооборудования и РУ, млн рублей в год

49,03

42,52

65,20

5

Издержки на ремонт и обслуживание ВЛ и КЛ, млн рублей в год

33,06

49,24

16,18

6

Амортизационные отчисления, млн рублей в год

119,21

154,80

89,07

7

Приведенные годовые затраты

797,75

1080,31

545,75

8

Приведенные годовые затраты, %

146,17

197,95

100,00

По критерию минимальных приведенных затрат рекомендован вариант 3 электроснабжения Амгинского района.

4.7.3 Развитие электрических сетей 35 и 110 кВ

для электроснабжения Намского района

В настоявшее время электроснабжение потребителей Намского района осуществляется по ВЛ 35 кВ Намцы - Хатырык (Л-32) протяженностью 32,68 км, ВЛ 35 кВ Радиоцентр - Намцы с отпайкой на ПС 35 кВ Хомустах (Л-37) протяженностью 60,07 км, ВЛ 35 кВ Кангалассы - Намцы с отпайкой на ПС 35 кВ Хомустах (Л-39) протяженностью 75,72 км. На ПС 110 кВ Радиоцентр и ПС 110 кВ Кангалассы установлены трансформаторы мощностью по 2х10 МВА. Мощность ПС 35 кВ составляет: ПС 35 кВ Хатырык - 2х1 МВА, ПС 35 кВ Хомустах - 2х4 МВА, ПС 35 кВ Намцы - 2х4 МВА.

Существующая принципиальная схема приведена на рисунке 4.7.3.1.

Рисунок 4.7.3.1 - Принципиальная схема электрических сетей

Намского района

Рисунок не приводится.

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Намского района приведена на рисунке 4.7.3.2.

Рисунок 4.7.3.2 - Карта-схема электрических сетей

Намского района

Рисунок не приводится.

В настоящее время параметры сети Намского района не обеспечивают надежность электроснабжения, при которой питание потребителей должно осуществляться без ограничения нагрузки при нормальной схеме. При отключении одного трансформатора на на ПС 110 кВ Радиоцентр загрузка оставшегося составляет 145% от номинала, на ПС 35 кВ Намцы - 129% от номинала, на ПС 35 кВ Хатырык - 111%.

Расчет нормального электрического режима сети 35 кВ и выше Намского района для зимнего максимума 2016 года приведен на рисунке 4.7.3.3.

Рисунок 4.7.3.3 - Нормальный режим зимнего максимума 2016 г.

Рисунок не приводится.

Учитывая вышеперечисленные проблемы в электроснабжении потребителей Намского района в рамках настоящей работы рассмотрены наиболее вероятные варианты перспективного развития электрических сетей 35 кВ и выше для возможности подключения новых потребителей и осуществления надежного электроснабжения существующих потребителей.

Вариант 1

В рамках варианта 1 предусмотрено выполнение следующих мероприятий:

1. Замена трансформаторов 2х10 ПС 110 кВ Радиоцентр на трансформаторы 2х25 МВА.

2. Замена трансформаторов 2х4 ПС 35 кВ Намцы на трансформаторы мощностью 2х10 МВА.

3. Замена трансформаторов 2х1 ПС 35 кВ Хатырык на трансформаторы мощностью 2х2,5 МВА.

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше Намского района для варианта 1 приведена на рисунке 4.7.3.4

Рисунок 4.7.3.4 - Принципиальная схема электрических сетей

Намского района (вариант 1)

Рисунок не приводится.

Расчеты нормального режима и режима с отключением ВЛ 35 кВ Радиоцентр - Кангалассы и ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС Новая - Кангалассы приведены на рисунках 4.7.3.5, 4.7.3.6 и 4.7.3.7 соответственно.

Рисунок 4.7.3.5 - Нормальный режим. Зимний максимум

(вариант 1)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.3.6 - Схема отключения ВЛ 35 кВ

Радиоцентр - Кангалассы. Зимний максимум (вариант 1)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.3.7 - Схема отключения ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС

Новая - Кангалассы. Зимний максимум (вариант 1)

Рисунок не приводится.

В соответствии с расчетом электрических режимов с учетом критерия (№-1) уровни напряжения соответствуют допустимым значениям, длительно-допустимая токовая загрузка основного оборудования ВЛ и ПС не превышена.

Капитальные затраты на реализацию варианта 1 приведены в таблице 4.7.3.1.

Таблица 4.7.3.1 - Капитальные затраты на реализацию

варианта 1

Наименование

Общая стоимость без НДС, млн. рублей

Стоимость с НДС, млн. рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены (2018 г.)

Замена трансформаторов на ПС 110 кВ Радиоцентр

239,91

319,31

376,79

Замена трансформаторов на ПС 35 кВ Намцы

88,89

118,32

139,62

Замена трансформаторов на ПС 35 кВ Хатырык

76,82

102,25

120,66

Итого без НДС

539,88

637,06

Вариант 2

В рамках варианта 2 предусмотрено выполнение следующих мероприятий:

1. Реконструкция ПС 35 кВ Намцы с переводом на напряжение 110 кВ, строительство РУ 110 кВ по схеме 110-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» с установкой двух трансформаторов мощностью 2х10 МВА.

2. Строительство ВЛ 110 кВ Радиоцентр - Намцы протяженностью 60 км;

3. Расширение РУ 110 кВ ПС 110 кВ Радиоцентр до схемы 110-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин» с установкой 4 выключателей 110 кВ: 3 линейных, СВ.

4. Приведение РУ 35 кВ ПС 110 кВ Намцы к схеме 35-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин» с установкой 5 выключателей 35 кВ: 2 линейных, 2 выключателя ИРМ, СВ.

5. Установка ИРМ 35 кВ на ПС 110 кВ Намцы.

Принципиальная схема электрических сетей 35 кВ и выше Намского района для варианта 2 приведена на рисунке 4.7.3.8.

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Намского района для варианта 2 приведена на рисунке 4.7.3.9.

Рисунок 4.7.3.8 - Принципиальная схема электрических сетей

Намского района (вариант 2)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.3.9 - Карта-схема электрических сетей

Намского района (вариант 2)

Рисунок не приводится.

Расчет нормального режима приведен на рисунке 4.7.3.10. Режимы с отключением ВЛ 35 кВ Радиоцентр - Кангалассы, ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС Новая - Кангалассы и ВЛ 110 кВ Радиоцентр - Намцы приведены на рисунках 4.7.3.11, 4.7.3.12 и 4.7.3.13 соответственно.

Рисунок 4.7.3.10 - Нормальный режим. Зимний максимум

(вариант 2)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.3.11 - Схема отключения ВЛ 35 кВ

Радиоцентр - Кангалассы. Зимний максимум (вариант 2)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.3.12 - Схема отключения ВЛ 110 кВ

Радиоцентр - Намцы. Зимний максимум (вариант 2)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.7.3.13 - Схема отключения ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС

Новая - Кангалассы. Зимний максимум (вариант 2)

Рисунок не приводится.

В соответствии с расчетом электрических режимов с учетом критерия (№-1) уровни напряжения соответствуют допустимым значениям, длительно-допустимая токовая загрузка основного оборудования ВЛ и ПС не превышена.

Капитальные затраты на реализацию варианта 2 приведены в таблице 4.7.3.2.

Таблица 4.7.3.2 - Капитальные затраты

на реализацию варианта 2

Наименование

Общая стоимость без НДС, млн. рублей

Стоимость с НДС, млн. рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены (2018 г.)

Одноцепная ВЛ 110 кВ Радиоцентр-Намцы

792,78

1055,19

1245,12

Реконструкция ПС 35 кВ Намцы с переводом на

напряжение 110 кВ

308,81

411,03

485,01

Расширение РУ 110 кВ ПС 110 кВ Радиоцентр

193,11

257,02

303,29

Итого без НДС

1723,24

2033,42

Сводные показатели стоимостей вариантов и дисконтированные затраты по рассматриваемым вариантам приведены в таблице 4.7.3.3.

Таблица 4.7.3.3 - Сводные показатели стоимостей вариантов

электроснабжения Намского района

№ п/п

Наименование

Вариант 1

Вариант 2

млн рублей

1

Капитальные затраты, млн рублей

637,06

2033,42

2

Разница в потерях мощности, МВт

0,46

0,00

3

Стоимость разницы потерь электроэнергии,

млн рублей в год

13,39

0,00

4

Издержки на ремонт и обслуживание электрооборудования и РУ, млн рублей в год

37,59

46,51

5

Издержки на ремонт и обслуживание ВЛ и КЛ, млн рублей в год

0,00

9,96

6

Амортизационные отчисления, млн рублей в год

28,03

59,59

7

Приведенные годовые затраты

158,64

370,24

8

Приведенные годовые затраты, %

100,00

233,38

По критерию минимальных приведенных затрат рекомендован вариант 1 электроснабжения Намского района.

4.7.4 Развитие электрических сетей 35 и 110 кВ

для электроснабжения перспективных потребителей

в Оймяконском и Момском районах от Западных

электрических сетей ПАО «Магаданэнерго»

Оймяконский район - один из крупных промышленных районов в Республике Саха (Якутия), расположен на севере-востоке республики в пределах географических координат 64° с.ш. и 144° в.д. площадь - 92.2 тыс. кв. км. По величине территория занимает 14-е место в республике. С восточной стороны граничит с Магаданской областью, с южной - с Хабаровским краем, с западной стороны граничит с Томпонским улусом и с северной стороны - с Момским улусом. Через территорию улуса проходят горные массивы Черского и Верхоянского хребтов, на которых находится самая высокая точка в европейской части России - пик Муус-Хайа (высота 3011 метров). Рельеф горный. Вся территория улуса находится в бассейне реки Индигирка. Оймяконский улус состоит из нескольких поселков, разбросанных на площади 92.2 тыс. кв. км. С 2007 года в состав района входят 7 муниципальных образований (два городских и пять сельских поселений). Расстояние от районного центра п. Усть-Нера до других населенных пунктов от 130 км до 518 км, каждый из которых имеет свою социальную сферу и автономные системы тепло- и водоснабжения.

В настоящее время электроснабжение ряда населенных пунктов Оймяконского района осуществляется по ВЛ 220 кВ АрГРЭС - Усть-Нера (работает на напряжении 110 кВ) и ВЛ 110 кВ АрГРЭС - Нера с отпайками. Кроме того сельские населенные пункты юга Оймяконского района: Куйдусун, Оймякон, Орто-Балаган, Ючюгей подключены от собственных источников электроснабжения, дизельных электростанций. Кроме социально-бытовых нагрузок на территории Оймяконского района ведется добыча золота на месторождении «Дражное» (АО «ТЗРК») Тарынского рудного поля. Потребители месторождения «Дражное» (АО «ТЗРК») подключены к сетям 6 и 35 кВ от электрических сетей ПАО «Магаданэнерго» (приложение 4.9) (не приводится (не предоставлено)).

Обзорная карта Оймяконского района приведена на рисунке 4.7.4.1.

Рисунок 4.7.4.1 - Обзорная карта Оймяконского района

Рисунок не приводится.

Учитывая, что на территории Оймяконского района планируется дальнейшее развитие золотодобывающих предприятий с соответственным ростом электрических нагрузок требуется развитие электрических сетей. Уровни нагрузок перспективных потребителей в соответствии с информацией ПАО «Магаданэнерго» приведены в таблице 4.7.4.1.

Таблица 4.7.4.1 - Уровни нагрузок перспективных

потребителей Оймяконского района

Наименование потребителей

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

ПОТРЕБНОСТЬ, МВт

Рудник «Бадран» (ЗАО «ГРК» «Западное»)

3,5

3,5

6,5

6,5

ООО «Богуславец»

1,0

1,0

1,0

1,0

ООО «Горная компания «Тал»

4,0

4,0

4,0

4,0

Тарынская ЗРК

4,0

8,0

8,0

8,0

Населенные пункты с существующими ДЭС

1,4

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

Итого новые потребители Оймяконского улуса

1,4

1,5

14

18

21

21

Итого с учетом коэффициентов спроса (0,6) и совмещение максимумов нагрузки (0,7) <*>

0,588

0,63

5,88

7,56

8,82

8,82

--------------------------------

<*> - Приказ Министерства энергетики РФ от 6 мая 2014 г. № 250 «Об утверждении Методических указаний по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов»

Электроснабжение поселков Оймяконского улуса осуществляется от ДЭС. Данные по установленной мощности ДЭС в поселках приведены в таблице 4.7.4.2.

Таблица 4.7.4.2 - Нагрузки поселков и мощность

установленных ДЭС

Наименование н/п

Максимальная электрическая нагрузка потребителей, кВт

Установленная мощность ДЭС, кВт

Кундусун

735

2045

Оймякон

318

1395

Орто-Балаган

322

580

Ючюгей

181

430

Итого

1556

4450

В соответствии с приведенными в таблице 4.7.4.2 данными установленная мощность ДЭС поселков Оймяконского улуса значительно превышает максимум нагрузки потребителей.

Для электроснабжения поселков юга Оймяконского района и подключения перспективных потребителей в соответствии с работой по титулу «Разработка предварительного технико-экономического обоснования вариантов схемы внешнего электроснабжения месторождений Тарынского рудного поля и населенных пунктов юга Оймяконского района Республики Саха (Якутия)», выполненной в 2016 году в соответствии с Протоколом рабочего совещания по вопросам обеспечения внешней инфраструктурой месторождений золота Тарынского рудного поля в Республике Саха (Якутия) № ПР-76-П2 от 29.03.2016 потребуется выполнение следующих мероприятий:

- строительство РП 110 кВ Артык с подключением отпайкой от ВЛ 110 кВ АрГРЭС - Нера;

- строительство ВЛ 110 кВ РП Артык - Дражное протяженностью 102 км с ПС 110 кВ Дражное (2х40 МВА, 2х10 Мвар);

- строительство ВЛ 35 кВ Дражное - Оймякон протяженностью 90 км с ПС 35 Оймякон (1х1 МВА);

- строительство ВЛ 35 кВ Оймякон - Куйдусун протяженностью 36 км с ПС 35 кВ Куйдусун (1х1 МВА), ВЛ 35 кВ Оймякон - Орто-Балаган протяженностью 73 км с ПС 35 кВ Орто-Балаган (1х1 МВА) и ВЛ 35 кВ Оймякон - Ючюгей протяженностью 46 км с ПС 35 Ючюгей (1х1 МВА).

Карта-схема рекомендованного варианта электроснабжения перспективных потребителей Оймяконского района Республики Саха (Якутия) приведена на рисунке 4.7.4.2.

Рисунок 4.7.4.2 - Карта-схема рекомендованного варианта

электроснабжения перспективных потребителей Оймяконского

района Республики Саха (Якутия)

Рисунок не приводится.

Расчет электрического режима для зимнего максимума нагрузки приведен на рисунке 4.7.4.3.

Рисунок 4.7.4.3 - Расчет электрического режима

для рекомендованного варианта электроснабжения перспективных

потребителей Оймяконского района Республики Саха (Якутия)

Рисунок не приводится.

Уровни напряжения соответствуют допустимым значениям, длительно-допустимая токовая загрузка основного оборудования ВЛ и ПС не превышена.

Капитальные затраты на реализацию рекомендованного варианта электроснабжения перспективных потребителей Оймяконского района Республики Саха (Якутия) приведены в таблице 4.7.4.3.

Таблица 4.7.4.3 - Капитальные затраты на реализацию

рекомендованного варианта электроснабжения перспективных

потребителей Оймяконского района Республики Саха (Якутия)

Наименование

Общая стоимость без НДС, млн рублей

Стоимость с НДС, млн рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены (2018 г.)

Строительство РП 110 кВ Артык

98,18

130,67

154,19

Строительство ВЛ 110 кВ РП Артык - Дражное

1412,39

1802,51

2126,96

ПС 110 кВ Дражное

371,17

494,03

582,95

ПС 35 Оймякон

79,38

105,65

124,67

ВЛ 35 кВ Дражное - Оймякон

1084,53

1658,73

1957,30

ПС 35 кВ Куйдусун

79,38

105,65

124,67

ВЛ 35 кВ Оймякон - Куйдусун

433,81

663,49

782,92

ПС 35 кВ Орто-Балаган

79,38

105,65

124,67

ВЛ 35 кВ Оймякон - Орто-Балаган

879,67

1345,42

1587,59

ПС 35 Ючюгей

79,38

105,65

124,67

ВЛ 35 кВ Оймякон - Ючюгей

554,31

847,80

1000,40

Итого

5151,57

7365,25

8691,00

4.8 Прогноз потребности электростанций и котельных в топливе

Основными видами топлива на тепловых электростанциях является природный газ средневилюйского месторождения (Центральный энергорайон) и каменный уголь южно-якутского угольного бассейна (Южно-Якутский энергорайон). Текущее потребление природного газа на ТЭС оценивается на уровне 1010 тыс. т.у.т., каменного угля - 1514 тыс. т.у.т. <14> Прогноз потребления топлива составлен на базе прогнозов выработки электрической и тепловой энергии электростанциями с учетом пиковых котельных в их составе, предоставленных гененирующими компаниями, а также при условиях максимальной загрузки генерирующих мощностей <15>. Ожидаемый объем потребления каменного угля на электростанциях оценивается на уровне 1,4 - 1,5 млн т.у.т. в год, максимальное потребление оценивается на уровне 1,7 млн т.у.т (рис. 4.8.1). В прогнозируемом периоде ожидается рост потребления природного газа, обусловленное ростом тепловых нагрузок и расширением зоны обслуживания тепловых сетей электростанций в г. Якутске. Объем потребления природного газа к 2022 г. по данным генерирующих компаний достигнет 1,3 млн.т.у.т., при условиях максимальной загрузки генерирующих мощностей - более 1,7 млнт.у.т. (рис. 4.8.2).

--------------------------------

<14> По оценке ИФТПС СО РАН

<15> На основе балансов электроэнергии параграфа 4.1.2

        тыс. т.у.т.

2000,00┌──────────────────────────────────────────────────────────

       │

1800,00├──────────────────────────────────────────────────────────

       │             ┌──┐      ┌──┐      ┌──┐      ┌──┐      ┌──┐

1600,00├─────────────┤  ├──────┤  ├──────┤  ├──────┤  ├──────┤  ├─

       │  ┌──┐    ┌──┤  │   ┌──┤  │   ┌──┤  │   ┌──┤  │   ┌──┤  │

1400,00├──┤  ├────┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │  │  │    │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

1200,00├──┤  ├────┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │  │  │    │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

1000,00├──┤  ├────┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │  │  │    │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

800,00├──┤  ├────┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │  │  │    │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

600,00├──┤  ├────┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │  │  │    │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

400,00├──┤  ├────┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │  │  │    │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

200,00├──┤  ├────┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │  │* │    │* │**│   │* │**│   │* │**│   │* │**│   │* │**│

   0,00└──┴──┴────┴──┴──┴───┴──┴──┴───┴──┴──┴───┴──┴──┴───┴──┴──┴─

          2017     2018      2019      2020      2021      2022

          факт

                     * Ожидаемое по прогнозу энергокомпаний

                    ** При максимальной выработке электроэнергии

Рисунок 4.8.1 - Прогноз ожидаемого и максимального

потребления каменного угля на электростанциях

энергосистемы Республики Саха (Якутия)

2000,00┌────────────────────────────────────────────────────────

       │

1800,00├────────────────────────────────────────────────────────

       │                                         ┌──┐      ┌──┐

       │                               ┌──┐      │  │      │  │

1600,00├─────────────────────┬──┬──────┤  ├──────┤  ├──────┤  ├─

       │                     │  │      │  │      │  │      │  │

1400,00├───────────┬──┬──────┤  ├──────┤  ├──────┤  ├──────┤  ├─

       │           │  │      │  │   ┌──┤  │   ┌──┤  │   ┌──┤  │

1200,00├───────────┤  ├───┬──┤  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │           │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

1000,00├─┬──┬──────┤  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │ │  │   ┌──┤  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

800,00├─┤  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │ │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

600,00├─┤  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │ │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

400,00├─┤  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │ │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │   │  │  │

200,00├─┤  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├───┤  │  ├─

       │ │* │   │* │**│   │* │**│   │* │**│   │* │**│   │* │**│

   0,00└─┴──┴───┴──┴──┴───┴──┴──┴───┴──┴──┴───┴──┴──┴───┴──┴──┴─

         2017    2018      2019      2020      2021      2022

                 * Ожидаемые по прогнозу энергокомпаний

                ** При максимальной выработке электроэнергии

Рисунок 4.8.2 - Прогноз ожидаемого и максимального

потребления природного газа на электростанциях

энергосистемы Республики Саха (Якутия)

Среди автономных источников энергии крупными потребителями природного газа являются мощности ОАО «Сургутнефтегаз», АО «ЯТЭК» и планируемые к строительству ГТУ-ТЭЦ на Чаяндинском месторождении (ООО «Газпром Добыча Ноябрьск»). Крупными потребителями дизельного топлива являются АО «Сахаэнерго», ОАО «Эльгауголь», АК «АЛРОСА» (ПАО), АО «Алмазы Анабара».

Рисунок 4.8.3 - Прогноз потребления топлива автономными

тепловыми электростанциями крупных предприятий

Рисунок не приводится.

Суммарное потребление топливных ресурсов на автономных тепловых электростанциях республики к концу периода ожидается на уровне 900 тыс. т.у.т. Основной прирост обусловлен вводом двух ГТУ-ТЭЦ при разработке Чаяндинского НГКМ.

4.9. Оценка прогнозных объемов капитальных вложений

в сооружение генерирующих объектов, объектов

электросетевого хозяйства 35 кВ и выше

Перечень объектов электросетевого хозяйства 35 кВ и выше разработан на основе:

- Проекта Схемы и Программы развития ЕЭС России на 2018 - 2024 годы;

- Технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «Якутскэнерго», АО «ДРСК», ПАО «ФСК ЕЭС»;

- расчетов режимов работы основной электрической сети, выполненных в разделе 4.3 настоящей СиПР;

- перечня электросетевых объектов, направленных на устранение «узких мест», приведенного в разделе 4.4 настоящей СиПР.

Оценка прогнозных объемов капитальных вложений в сооружение объектов электросетевого хозяйства выполнена с разбивкой по собственникам. Показатели стоимости объектов электросетевого хозяйства приняты в соответствии с «Укрупненными нормативами цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства», утвержденными приказом Минэнерго России от 08.02.2016 № 75. Перевод в цены 2018 г. осуществлен с применением индекса 1,331 в соответствии с приказом Минэнерго России от 05.05.2016 № 380. Объемы капитальных вложений приведены в таблице 4.9.1.

Таблица 4.9.1 - Объемы инвестиций в сооружение объектов

электросетевого хозяйства в соответствии с мероприятиями,

предусмотренными Проектом Схемы и Программы развития ЕЭС

России на 2018-2022 годы и ТУ на ТП

№ п/п

Наименование объекта

Технические характеристики

Год реализации

Инвестиции, млн руб.

2018

2019

2020

2021

2022

Итого

ПАО «Якутскэнерго»

1

Реконструкция ПС 110 кВ Мохсоголлох (замена трансформатора 3Т)

25 МВА

2018

109,26

109,26

2

Строительство заходов ЛЭП для присоединения к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» электроустановок ПАО «Якутскэнерго»

КВЛ 110 кВ 2х4,41 км 8,62 км 8,72 км КВЛ 35 кВ 6,03 км 6,03 км 4,49 км 2,18 км

2018

332,56

332,56

Итого ПАО «Якутскэнерго»

441,82

0,00

0,00

0,00

0,00

441,82

АО «ДРСК»

3

Две ответвлительные ВЛ от ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Чульманская ТЭЦ с отпайками (Л-114, Л-115) до ПС 110 кВ Комсомольская Сооружение ПС 110 кВ Комсомольская

2х16

2018

1316,98

1316,98

4

Сооружение ПС 110 кВ КС-4 с двумя ВЛ 110 кВ НПС-18 - КС-4

2х10 МВА 2х7 км

2018

543,81

543,81

5

Строительство ПС 220 кВ КС-3 трансформаторной мощностью 20 МВА (2х10 МВА)

2х10 МВА

2019

206,70

264,40

471,10

6

Строительство двух шинопроводов до ПП 220 кВ Амга ориентировочной протяженностью 0,6 км (2х0,3 км)

2х0,3 км

7

Строительство ПС 220 кВ КС-5 трансформаторной мощностью 20 МВА (2х10 МВА)

2х10 МВА

2020

14,23

233,74

239,13

487,10

8

Строительство двух шинопроводов до ПП 220 кВ Нагорный ориентировочной протяженностью 0,1 км (2х0,05 км)

2х0,05 км

Итого АО «ДРСК»

2081,72

498,14

239,13

0,00

0,00

2818,99

ПАО «ФСК ЕЭС»

9

Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь № 1 и № 2 ориентировочной протяженностью 544 км (2х272 км)

2х272 км 100 Мвар

2018 2020

16155,07

352,24

16507,31

10

Строительство ПС 220 кВ Эльгауголь трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА) и мощностью средств компенсации реактивной мощности 150 Мвар (2хШР-25 Мвар, 4хБСК-25 Мвар)

2х125 МВА 40 МВА 2хШР-25 Мвар 4хБСК-25 Мвар

2018 2020 2022

1452,80

67,60

86,33

1606,73

11

Расширение ПС 220 кВ Майя

4 ячейки 35 кВ 6 ячеек 110 кВ

2018

370,00

370,00

12

Строительство ПС 220 кВ Томмот трансформаторной мощностью 126 МВА (2х63 МВА) и мощностью средств компенсации реактивной мощности 100 Мвар (1хУШР-100 Мвар)

2х63 МВА 2х16 МВА УШР 100 Мвар

2018

1639,35

1639,35

13

ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог № 1 (перевод участка ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс на напряжение 220 кВ с сооружением заходов на ПС 220 кВ Сухой Лог (2 км)

2 км

2018

70,26

70,26

14

ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог № 2

262 км

2018

7780,57

7780,57

15

Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Сухой Лог-Мамакан № 1, № 2 ориентировочной протяженностью 2х169,9 км

2х169,9 км

2018

10179,28

10179,28

16

Строительство ПС 220 кВ Сухой Лог трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)

2х125 МВА

2018 2020

1440,27

1440,27

17

Строительство заходов ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15 № 1 с отпайкой на ПС НПС-16 в РУ 220 кВ ПП 220 кВ Амга ориентировочной протяженностью 14 км (2х7 км), строительство ПП 220 кВ Амга

2х7 км

2019

630,00

113,21

743,21

18

Строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - НПС-19 - Томмот(№ 3) ориентировочной протяженностью 337 км

337 км

2019

5635,67

3671,78

9307,45

19

Реконструкция ПС 220 кВ НПС-11 с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА

2х40 МВА

2019

241,52

53,41

294,93

20

Реконструкция ПС 220 кВ НПС-19 с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА

2х40 МВА

2019

203,80

61,20

265,00

21

Реконструкция ПС 220 кВ Нижний Куранах с заменой двух трансформаторов 35/6 кВ мощностью 10 МВА на два трансформатора мощностью 16 МВА (увеличение трансформаторной мощности на 12 МВА)

2х16 МВА

2019

47,00

36,03

83,03

22

Строительство заходов КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында II цепь в ПП 220 кВ Нагорный протяженностью 17,6 км (2х8,8 км), строительство ПП 220 кВ Нагорный

2х8,8 км

2020

82,80

710,72

169,30

962,82

Итого ПАО «ФСК ЕЭС»

45928,39

4646,35

589,14

0,00

86,33

51250,21

АО «ДВЭУК»

23

Реконструкция ПС 220 кВ Олекминск с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА, замена существующих трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА

2х40 МВА

2018

478,40

478,40

24

Расширение ПС 220 кВ Пеледуй (для технологического присоединения ВЛ 220 кВ Пеледуй-Сухой Лог № 1, № 2)

2 ячейки 220 кВ

2018

257,29

257,29

25

Сооружение ПС 35 кВ КС-2 с двумя одноцепными ВЛ 35 кВ Олекминск - КС-2

2х10 МВА 2х24,6 км

2019

1247,89

1247,89

26

Строительство ПС 220 кВ КС-1 трансформаторной мощностью 20 МВА (2х10 МВА)

2х10 МВА

2020

452,87

754,79

309,12

1516,78

27

Строительство заходов от существующей ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 ориентировочной протяженностью 2х6,2 км

2х6,2 км

2020

Итого АО «ДВЭУК»

1188,56

2002,68

309,12

0,00

0,00

3500,36

АО «РНГ»

28

Газопоршневая электростанция АО «РНГ» на 12,4 МВт

12,4 МВт 2х24,6 км

2020

946,91

946,91

Итого АО «РНГ»

0,00

0,00

946,91

0,00

0,00

946,91

АО «Горно-обогатительный комплекс «Денисовский»

29

Реконструкция ПС 110 кВ Дежневская с заменой двух трансформаторов мощностью 16 МВА каждый на два трансформатора мощностью не менее 25 МВА каждый

2х25

2019

82,14

82,14

Итого АО «Горно-обогатительный комплекс «Денисовский»

0,00

82,14

0,00

0,00

0,00

82,14

ОАО ГМК «Тимир»

30

ПС 110 Тимир (Таежный ГОК) с ВЛ 110 кВ Малый Нимныр - Тимир

16 МВА 6,176 км

2018

389,81

389,81

Итого ОАО ГМК «Тимир»

389,81

0,00

0,00

0,00

0,00

389,81

ИТОГО по Республике Саха (Якутия)

50030,30

7229,31

2084,30

0,00

86,33

59430,24

Таблица 4.9.2 - Объемы инвестиций в сооружение объектов

электросетевого хозяйства в соответствии с мероприятиями,

формируемыми на основании перечня «узких мест»

№

п/п

Наименование объекта

Технические характеристики

Срок выполнения работ <1>

Инвестиции, млн руб.

2018

2019

2020

2021

2022

Итого

ПАО «Якутскэнерго»

1

Установка устройств автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН) с действием на отключение нагрузки потребителей на объектах электроэнергетики Айхало-Удачинского энергорайона

2018

4,72

4,72

2

Модернизация ДЗШ СШ 220 кВ Каскада Вилюйских ГЭС 1, 2

2018 - 2025

0,00

3

Установка выключателя 220 кВ на ПС 220 кВ Айхал для одновременной фиксации ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л 208) на 1СШ-220 и 2СШ-220 указанной ПС

2018 - 2025

0,00

Итого ПАО «Якутскэнерго»

4,72

0,00

0,00

0,00

0,00

4,72

МИЗО РС(Я)

4

Фиксация присоединений ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241) и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242) на разные секции шин 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар

2018 - 2022

0,66

0,66

Итого МИЗО РС(Я)

0,66

0,00

0,00

0,00

0,00

0,66

АО «ДВЭУК»

5

Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба

2х155 км 2х63 МВА

2018 - 2022

6582,41

6582,41

Итого АО «ДВЭУК»

0,00

0,00

0,00

0,00

6582,41

6582,41

АО «Вилюйская ГЭС-3»

6

Восстановление проектной схемы выдачи мощности Светлинской ГЭС.

2018

645,7

645,70

7

Замена трансформаторов тока (ТТ) ВЛ 220 Районная - Городская (Л-231, Л-232) со стороны ПС 220 кВ Районная на трансформаторы тока с током первичной обмотки не менее 600 А

2018

27,68

27,68

Итого АО «Вилюйская ГЭС-3»

673,38

0,00

0,00

0,00

0,00

673,38

ИТОГО по Республике Саха (Якутия)

678,76

0,00

0,00

0,00

6582,41

7261,17

--------------------------------

<1> - Сроком реализации определен 2018 год в связи с тем, что узкие места - это энергоузлы, недопустимое изменение параметров электроэнергетического режима в которых определено при текущих расчетных условиях, и реализация мероприятий по недопущению выхода параметров из области допустимых значений необходима уже сейчас. Фактический срок реализации может отличаться от требуемого в связи с необходимостью проведения проектных работ.

Таблица 4.9.3 - Объемы инвестиций в сооружение объектов

электросетевого хозяйства в соответствии с перечнем

мероприятий, предусмотренных Технико-экономическим

обоснованием создания (реконструкции) системы релейной

защиты и автоматики в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС»

Якутское РДУ (ТЭО РЗА)

№ п/п

Наименование объекта

Технические характеристики

Срок выполнения работ <1>

Инвестиции, млн руб.

2018

2019

2020

2021

2022

Итого

ПАО «Якутскэнерго»

1

Проектирование и установка устройств противоаварийной автоматики с функцией отключения нагрузки (ОН) на ПС 220 кВ Айхал

АОСН

2018

0,000

2

Замена ТТ с первичным током не менее 1000 А ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201)

-

2018

Хоз. способ

0,000

3

Замена ТТ с первичным током не менее 1000 А ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202)

-

2018

Хоз. способ

0,000

4

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2)

АОПЧ

2018 - 2019

1,08

7,090

8,170

5

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2)

УОГ

2019 - 2022

10,810

36,08

35,55

16,81

99,250

6

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (ВЛ - 201, ВЛ-202))

АПВ УС

2018 - 2019

1,08

7,090

8,170

7

Проектирование и установка устройств противоаварийной автоматики с функцией отключения нагрузки (ОН) на ПС 220 кВ Айхал

УОН

2019 - 2020

0,180

2,42

2,600

8

Проектирование и установка устройств противоаварийной автоматики с функцией отключения нагрузки (ОН) на ПС 220 кВ ГПП-6

УОН

2019

0,723

0,723

9

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203))

ПРД

2019 - 2025

0,000

10

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-208))

ПРД

2019 - 2025

0,000

11

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203))

ВЧ

2019 - 2025

0,000

12

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-208))

ВЧ

2019 - 2025

0,000

13

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203))

ПРМ

2019 - 2025

0,000

14

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-208))

ПРМ

2019 - 2025

0,000

15

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205))

ПРД

2019 - 2025

0,000

16

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-207))

ПРД

2019 - 2025

0,000

17

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-203))

ВЧ

2019 - 2025

0,000

18

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (Л-208))

ВЧ

2019 - 2025

0,000

19

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205))

ВЧ

2019 - 2025

0,000

20

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-207))

ВЧ

2019 - 2025

0,000

21

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205))

ПРМ

2019 - 2025

0,000

22

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-207))

ПРМ

2019 - 2025

0,000

23

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-205))

ВЧ

2019 - 2025

0,000

24

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал - ГПП-6 (Л-207))

ВЧ

2019 - 2025

0,000

25

Система мониторинга переходных процессов (шины 220 кВ)

СМПР

2020 - 2025

0,000

26

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВОЛС КВГЭС - Районная)

ПРД/ПРМ

2020 - 2025

0,000

27

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201))

ПРД/ПРМ

2020 - 2025

0,000

28

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 110 кВ Майя -Табага 1 цепь)

АОПО

2020

2,562

2,562

29

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 110 кВ Майя -Табага 2 цепь)

АОПО

2020

2,562

2,562

Итого ПАО «Якутскэнерго»

2,16

25,89

43,62

35,55

16,81

124,04

МИЗО РС(Я)

30

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

АЛАР

2019

2,562

2,562

31

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

АПВ УС

2019

0,057

0,057

32

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Районная-Сунтар)

АПВ УС

2019

0,057

0,057

33

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ПРД/ПРМ

2019

4,168

4,168

34

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ПРД

2019

2,451

2,451

35

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ВЧ

2019

9,860

9,860

36

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ВЧ

2019

9,860

9,860

37

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

38

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

39

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Сунтар)

УТМ

2020

4,970

4,970

Итого МИЗО РС(Я)

0,00

29,02

12,88

0,00

0,00

41,89

АО «ДВЭУК»

40

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 1 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-243)

-

2018

13,84

13,840

41

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 2 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-244)

-

2018

13,84

13,840

42

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245)

-

2018

13,84

13,840

43

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242)

-

2018

13,84

13,840

44

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 1, 2 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-243, Л-244))

АРПМ

2018

3,953

3,953

45

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245) и ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

АРПМ

2018

3,953

3,953

46

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 1 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-243))

АЛАР

2018

2,562

2,562

47

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-15 № 2 с отпайкой на ПС НПС-14 (Л-244))

АЛАР

2018

2,562

2,562

48

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

АЛАР

2018

2,562

2,562

49

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

АЛАР

2018

2,562

2,562

50

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ПРД/ПРМ

2018

4,168

4,168

51

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ПРД/ПРМ

2018

4,168

4,168

52

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ВЧ

2018

9,86

9,86

53

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ВЧ

2018

9,86

9,86

54

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245)

-

2018

13,84

13,840

55

Замена ТТ с первичным током не менее 600 А ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246)

-

2018

13,84

13,840

56

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

АЛАР

2018

2,562

2,562

57

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246))

АПВ УС

2018

0,057

0,057

58

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

АПВ УС

2018

0,057

0,057

59

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ПРД/ПРМ

2018

4,168

4,168

60

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246))

ПРД/ПРМ

2018

4,168

4,168

61

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ВЧ

2018

9,86

9,860

62

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246))

ВЧ

2018

9,86

9,860

63

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

АПВ УС

2018

0,057

0,057

64

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

АПВ УС

2018

0,057

0,057

65

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ПРМ

2018

2,64

2,640

66

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ПРД

2018

2,45

2,450

67

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ВЧ

2018

9,86

9,860

68

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ВЧ

2018

9,86

9,860

69

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246))

ПРМ

2018

2,64

2,640

70

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ПРД

2018

2,46

2,460

71

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ НПС-12 - НПС-13 (Л-246))

ВЧ

2018

9,86

9,860

72

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ВЧ

2018

9,86

9,860

73

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск (Л-242))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

74

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

75

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Олекминск)

УТМ

2020

4,970

4,970

76

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Олекминск - НПС-13 (Л-245))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

77

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-13)

ФОЛ

2020

3,953

3,953

78

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ НПС-13)

УТМ

2020

4,970

4,970

79

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

80

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

81

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

82

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

83

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

ПРМ

2020

2,640

2,640

84

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ПРМ

2020

2,450

2,450

85

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

ВЧ

2020

9,860

9,860

86

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ВЧ

2020

9,860

9,860

87

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Городская)

УТМ

2020

4,970

4,970

88

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ НПС-12 - КС-1)

ФОЛ

2020

3,953

3,953

89

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

90

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

91

Преобразователь измерительный активной и реактивной мощности (ВЛ 220 кВ НПС-12 - КС-1)

ДМ

2020

0,057

0,057

92

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-247))

ПРД

2020

2,460

2,460

93

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Городская - НПС-12 (Л-248))

ВЧ

2020

9,860

9,860

94

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ НПС-12)

УТМ

2020

4,970

4,970

95

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-13)

ФОЛ

2020

3,953

3,953

96

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-12)

ФОЛ

2020

3,953

3,953

97

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-13)

ПРД/ПРМ

2020

4,168

4,168

98

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-12)

ПРД

2020

2,451

2,451

99

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-12)

ВЧ

2020

9,860

9,860

100

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КС-1 - НПС-13)

ВЧ

2020

9,860

9,860

101

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ КС-1)

УТМ

2020

4,970

4,970

Итого АО «ДВЭУК»

209,73

0,00

139,77

0,00

0,00

349,491

АО «Вилюйская ГЭС-3»

102

Замена ТТ с первичным током не менее 1000 А ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201)

-

2019

13,84

13,840

103

Замена ТТ с первичным током не менее 1000 А ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202)

-

2019

13,84

13,840

104

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ПРМ

2019

2,64

2,640

105

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ПРМ

2019

2,64

2,640

106

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ВЧ

2019

9,86

9,860

107

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ВЧ

2019

9,86

9,860

108

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ПС 220 кВ Районная)

АПНУ

2020

7,906

7,906

109

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-231))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

110

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

111

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ФОЛ

2020

3,953

3,953

112

Преобразователь измерительный активной и реактивной мощности (ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (Л-241))

ДМ

2020

0,057

0,057

113

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ПРМ

2020

2,640

2,640

114

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Районная - Городская (Л-232))

ВЧ

2020

9,860

9,860

115

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВОЛС КВГЭС - Районная)

ПРД/ПРМ

2020

4,168

4,168

116

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-201))

ПРД/ПРМ

2020

4,168

4,168

117

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Районная)

УТМ

2020

4,970

4,970

118

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Светлинская ГЭС)

АЧВР

2020

0,723

0,723

Итого АО «Вилюйская ГЭС-3»

0,00

52,68

46,35

0,00

0,00

99,031

АО «Якутская ГРЭС-2»

119

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Якутская ГРЭС Новая)

УОГ

2020

0,723

0,723

120

Система мониторинга переходных процессов (Якутская ГРЭС Новая)

СМПР

2020

0,057

0,057

Итого АО «Якутская ГРЭС-2»

0,000

0,000

0,780

0,000

0,000

0,780

ПАО «ФСК ЕЭС»

121

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Амга с отпайкой на НПС-16)

АЛАР

2020

2,562

2,562

122

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-15 № 2 с отпайкой на ПС НПС-16)

АЛАР

2020

2,562

2,562

123

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Томмот - Майя № 1)

АЛАР

2020

2,562

2,562

124

икропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Томмот - Майя № 2)

АЛАР

2020

2,562

2,562

125

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Томмот - Майя № 1)

АЛАР

2020

2,562

2,562

126

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Томмот - Майя № 2)

АЛАР

2020

2,562

2,562

127

Система мониторинга переходных процессов (шины 220 кВ)

СМПР

2020

0,057

0,057

Итого ПАО «ФСК ЕЭС»

0,00

0,00

15,429

0,00

0,00

15,43

АО «ДГК» Нерюнгринская ГРЭС

128

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында № 1)

АЛАР

2020

2,562

2,562

129

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нагорный)

АЛАР

2020

2,562

2,562

130

Система мониторинга переходных процессов (шины 220 кВ)

СМПР

2020

0,057

0,057

Итого АО «ДГК» Нерюнгринская ГРЭС

0,000

0,000

5,181

0,000

0,000

5,181

ИТОГО по Республике Саха (Якутия)

211,89

107,59

264,01

35,55

16,81

635,84

--------------------------------

<1> - В соответствии с п. 6.9, утвержденным заместителем Председателя Правительства РФ А.В. Дворковичем 26.10.2017 Планом мероприятий (дорожной картой) по обеспечению синхронизации работы отдельных энергорайонов РС(Я) с ЕЭС России согласованием АО «СО ЕЭС» 1, 2 этапов ТЭО РЗА подтверждается необходимость реализации указанных в ТЭО мероприятий в сроки, определенные ТЭО РЗА

Таблица 4.9.4 - Объемы инвестиций в сооружение объектов

35 кВ и выше электросетевого хозяйства в соответствии

с перечнем мероприятий, предусмотренных

инвестиционными проектами

№

п/п

Наименование объекта

Технические характеристики

Год реализации

Инвестиции, млн руб.

Обоснование необходимости реализации проекта

2018

2019

2020

2021

2022

Итого

ПАО «Якутскэнерго»

Объекты 35 кВ

1

Реконструкция подстанции 35/6 кВ Сунтар-2, (монтаж ячейки 35 кВ, воздушной линии 35 кВ - 0,06 км)

1 ячейка 35 кВ 0,06 км

2019

20,98

20,98

Физический и моральный износ оборудования. Акт обследования технического состояния от 12.06.2016. Приложение 4.8 (не приводится (не предоставлено))

2

Реконструкция перехода линии - 35-1К Хандыга-Крест-Хальджай через р. Томпо (установка повышенной металлической опоры на новом месте из-за изменения русла реки)

1,2 км

2019

23,50

23,50

Замена временного перехода через реку Томпо в пролете между опорами № 241 и № 243 на переход по постоянной схеме. Акты технического освидетельствования ОАО АК «Якутскэнерго»: № 34 от 16.10.2004; № 122 от 05.08.2009; № 40 от 22.05.2010. Приложение 4.9 (не приводится (не предоставлено))

3

Разработка проектной документации и строительство подстанции 35/6 кВ «Сунтар-3» с воздушной линией-35 кВ

32 МВА 10,6 км

2020

144,69

144,69

Улучшение существующей схемы, увеличение мощности, снижение потерь, повышение надежности, приведение к требованиям НТД, увеличение ропускной способности. Для разгрузки существующей ПС 35/6 кВ Сунтар-2 и питания новых потребителей. Акт технического состояния оборудования ПС Сунтар-2 от 12.06.2016. Приложение 4.10 (не приводится (не предоставлено))

4

Реконструкция подстанции 35/6 кВ Бриндакит (замена трансформатора)

1 МВА

2020

3,48

21,74

31,81

57,03

Программа замены силовых трансформаторов ЦЭС на период 2012 - 2020 гг. (Истечение срока службы и неудовлетворительное состояние, не возможность обеспечения качественной и надежной электроэнергией потребителей и золотодобывающих предприятий п. Бриндакит Усть-Майского улуса.). Акт об оценке технического состояния от 16.01.2017. Приложение 4.11 (не приводится (не предоставлено))

5

Разработка проектной документации и строительство подстанции 35/10 кВ Южная Нюя с воздушной линией 10 кВ (1,6 МВА; 2,0 км)

1,6 МВА 2 км

2020

92,26

92,26

Увеличение мощности, снижение потерь, обеспечение бесперебойности, приведение к требованиям НТД, увеличение пропускной способности. Протокол № 4 технического совещания по вопросу строительства ПС 35/10 кВ «Южная Нюя». Приложение 4.12 (не приводится (не предоставлено))

6

Реконструкция подстанции 35/10 кВ «Усунь-Кель» (замена трансформатора)

1 МВА

2021

15,34

15,34

Программа замены силовых трансформаторов ЦЭС на период 2012 - 2020 гг. (Истечение срока службы и неудовлетворительное состояние, не возможность обеспечения качественной и надежной электроэнергией потребителей). Акт о результатах проверки технического состояния оборудования ПС 35/10 кВ «Усун-Кель» от 15.09.2014. Приложение 4.13 (не приводится (не предоставлено))

7

Реконструкция комплектной трансформаторной постанции блочной-6300 кВА-35/6 кВ в п. Хандыга

6,3 МВА

2021

35,92

35,92

Инвестиционным проектом осуществляются мероприятия по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, предусмотренные утвержденной программой в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности и обеспечивающие достижение утвержденных целевых показателей энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Акт об оценке технического состояния от 16.01.2018. Приложение 4.14 (не приводится (не предоставлено))

Итого по 35 кВ

3,48

66,22

268,76

51,26

0,00

389,72

Объекты 110 кВ

8

Реконструкция перехода воздушной линии-110 кВ Л-118 «Хандыга-Джебарики-Хая» через р. Тыры (1,27 км)

1,27 км

2018

16,06

16,06

Повышение надежности и бесперебойности электроснабжения п. Крест-Халджай Томпонского улуса. Отчет об оценке технического состояния от 16.01.2018. Приложение 4.15 (не приводится (не предоставлено))

9

Реконструкция подстанции 110/10 кв Мурья (ОРУ 35 кВ, в т.ч. ячейки с коммутационной аппаратурой) (6,30 МВА)

6,3 МВА

2018

37,92

37,92

Обновление электрической сети, мероприятия направленные на снижение эксплуатационных затрат оказания услуг в сфере электроэнергетики. Акт технического состояния электрооборудования ПС 110/35/10 кВ «Мурья» от 23.09.2013 Приложение 4.16 (не приводится (не предоставлено))

10

Модернизация оборудования подстанции-110/35/10кВ, Нижний Бестях (в объеме замены токоограничивающего реактора на 35 кВ)

-

2018

18,39

18,39

Физический износ оборудования. Отчет об оценке технического состояния от 16.01.2018. Приложение 4.17 (не приводится (не предоставлено))

11

Реконструкция ПС 110/6 кВ Восточная ЗРУ 6 кВ (монтаж 2-х шкафов КРУ)

2018

1,45

1,45

Обновление электрической сети, мероприятия направленные на снижение эксплуатационных затрат оказания услуг в сфере электроэнергетики. Акт осмотра от 06.07.2016 Приложение 4.18

12

Реконструкция ВЛ 110 кВ ЛО-165 (1,16 км) с выносом за пределы пос. Алмазный (демонтаж 110 кВ - 1,16 км)

1,16 км

2018

0,00

Отчет об оценке технического состояния от 27.12.2017. Приложение 4.19 (не приводится (не предоставлено))

13

Реконструкция с заменой трансформатора на подстанции 110/35/6 кВ Бердигестях (10 МВА)

10 МВА

2019

19,81

19,81

Физический и моральный износ оборудования. Акт № 1 технического освидетельствования от 14.09.2012. Отчет об оценке технического состояния от 16.01.2018. Приложение 4.20 (не приводится (не предоставлено))

14

Реконструкция подстанции 110/35/10 кВ «Тойбохой», 2 этап (замена оборудования открытого распределительного устройства 35 кВ)

2020

77,13

77,13

Физический и моральный износ оборудования. Акт технического состояния электрооборудования ПС Тойбохой. Приложение 4.21 (не приводится (не предоставлено))

15

Строительство ПС 110/10 кВ «Марха» (32 МВА)

32 МВА

2020

329,84

329,84

Технические условия для присоединения к электрическим сетям ПАО «Якутскэнерго» (приложение № 1 к договору № 1704 от 01.08.2017, приложение № 1 к договору № 1498 от 20.12.2016). Служебная записка № 215/2186, Анализ по заключенным договорам ТП по ПС Марха. Приложение 4.22 (не приводится (не предоставлено))

16

Реконструкция маслонаполненных вводов ГБМЛП-100 на высоковольтные ввода типа ГКЛП на Якутской ГРЭС (замена 7 компл.)

2020

5,18

5,12

10,30

Моральный износ оборудования. Акт технического освидетельствования маслонаполненных вводов № 1214 от 04.08.2015. Приложение 4.23 (не приводится (не предоставлено))

17

Реконструкция масляных выключателей MMO и HLD на элегазовые ВГТ-110 на Якутской ГРЭС (замена 9 шт.)

2021

7,77

8,14

17,42

33,33

Физический и моральный износ оборудования. Акт-заключение № 2 по результатам технического освидетельствования электрооборудования от 27.08.2015. Приложение 4.24 (не приводится (не предоставлено))

18

Модернизация оборудования подстанции-110/35/10кВ, Табага (Замена выключателей ВМТ на вакуумные) (8 шт.)

8 шт

2022

35,46

35,46

Физический и моральный износ оборудования. Акт осмотра от 06.06.2016. Приложение 4.25 (не приводится (не предоставлено))

19

Реконструкция воздушной линии-110 кВ Л-120 «Эльдикан-Солнечный» (40,8 км)// Усть-Майский район РС(Я)

40,8 км

2023

0,00

Физический и моральный износ оборудования. Отчет об оценке технического состояния от 16.01.2018. Приложение 4.26 (не приводится (не предоставлено))

Итого по 110 кВ

73,82

32,76

420,23

17,42

35,46

579,69

Объекты 220 кВ

20

Реконструкция подстанции 220/6 кВ «Фабрика-3» (1-ый этап) с переводом на напряжение 110 кВ (замена трансформатора 16 МВА, строительство воздушной линии 110 кВ - 5,12 км)

5,12 км

2020

39,81

39,81

Физический и моральный износ оборудования. Акт технического состояния оборудования п/ст Фабрика № 3 от 07.09.2013. Акт технического освидетельствования электрооборудования ОРУ-220 кВ ПС «Фабрика-3» Присоединений: трансформатор 1АТ, трансформатор 2АТ от 14.09.2013. Отчеты об оценке технического состояния от 27.12.2017. Приложение 4.27 (не приводится (не предоставлено))

21

Реконструкция ПС 220/110/10 кВ Мирный, 1-й этап (замена фундаментов сооружений ОРУ 220 кВ, замена оборудования ОРУ 220 кВ)

2021

240,98

240,98

Физический и моральный износ оборудования. Акт обследования технического состояния от 07.08.2013. Приложение 4.28 (не приводится (не предоставлено))

22

Мероприятия по групповому регулированию реактивной мощности (УШР и БСК) Л-203, Л-204, Л-205, Л-206, Л-207, Л-208

2023

0,00

Необходимость устойчивого, бесперебойного энергоснабжения потребителей Западного энергорайона Республики Саха (Якутия), в том числе потребителей 1 категории алмазодобывающей отрасли, включение, как минимум, двух большой протяженности (354 км) параллельных ВЛ-220 кВ при малых нагрузках в летний период и как следствие повышение уровней напряжения до предельно допустимых значений на шинах ПС 220 кВ; при максимальных нагрузках в зимний период, наоборот, снижение уровней напряжения до минимальных предельно допустимых значений на шинах ПС 220 кВ. Приказ ПАО «Якутскэнерго» от 16.11.2016 № 1307 «Об утверждении проекта «Мероприятия по групповому регулированию реактивной мощности Л-203, Л-204, Л-205, Л-206, Л-207, Л-208». Приложение 4.29 (не приводится (не предоставлено))

23

Реконструкция ВЛ 220 кВ КВГЭС-Айхал-Удачный, 4-й этап (99,3 км)

99,3 км

2023

781,17

781,17

Физический и моральный износ оборудования. Отчет об оценке технического состояния от 27.12.2017. Приложение 4.30 (не приводится (не предоставлено))

Итого по 220 кВ

781,17

0,00

39,81

240,98

0,00

1061,96

Итого ПАО «Якутскэнерго»

858,47

98,98

728,80

309,66

35,46

2031,37

АО «ДРСК»

24

Реконструкция ВЛ 35 кВ Томмот - Алексеевск и ВЛ 35 кВ Томмот - Н.Якокитская, в том числе ПИР (ОАО «Золото Селигдара»)

2018

12,58

12,58

Исполнение обязательств по договорам на технологическое присоединение потребителей к электрическим сетям. Договор № 2016/Ю 206 на технологическое присоединение к электрической сети от 20.04.2016. Приложение 4.31 (не приводится (не предоставлено))

25

Строительство ПС 35/10 кВ Промзона с трансформаторной мощностью 20 МВА

20 МВА

2019

139,61

107,05

246,66

Обеспечение энергоснабжением существующей инфраструктуры Томмотского энергоузла после ввода в эксплуатацию ПС 220 кВ Томмот, выполнение ТУ ПАО «ФСК ЕЭС». Снижение эксплуатационных затрат, снижение потерь. Договор № 418/163/ТП-МЗ об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств суммарной присоединяемой мощностью превыщающей 750 кВА от 08.11.2012. Приложение 4.32 (не приводится (не предоставлено))

26

Реконструкция ВЛ-35 кВ Алексеевск - Укулан (Л-18) в части захода на ПС Промзона, протяженность 0,184 км

0,184 км

2019

7,27

7,27

Договор № 418/163/ТП-МЗ об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств суммарной присоединяемой мощностью превыщающей 750 кВА от 08.11.2012. Приложение 4.32 (не приводится (не предоставлено))

27

Строительство 2-х цепной ВЛ 35 кВ в габарите 110 кВ ПС 220 кВ Томмот - ПС 35 кВ Промзона, протяженность 5.07 км

5,07 км

2020

67,68

67,68

Договор № 418/163/ТП-МЗ об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств суммарной присоединяемой мощностью превыщающей 750 кВА от 08.11.2012. Приложение 4.32 (не приводится (не предоставлено))

28

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ 24 км с установкой трансформаторов собственных нужд 35/0,4 кВ - 2 шт., демонтажем силовых трансформаторов ТМТ-6300/110 - 2 шт., демонтажем оборудования и металлоконструкций ОРУ-110 кВ, КРУН-10 кВ и оборудования ПС 110/35/6 кВ ТДЭС

-

2021

0,64

30,59

31,23

Дата ввода ПС - 1967 г. Износ оборудования составляет 100%. В связи с изменением конфигурации сети после ввода ПС 220 кВ Томмот и ухода от напряжения 110 кВ в заданном энергоузле, требуется реконструкция ПС 110 кВ с переводом в РП 35 кВ, демонтажем оборудования 10-110 кВ

29

Реконструкция ВЛ-35 кВ Промзона - Левобережная (Л-25) в двухцепную, протяженность 3,297 км

3,297 км

2021

0,03

0,03

0,03

54,29

54,38

Договор № 418/163/ТП-МЗ об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств суммарной присоединяемой мощностью превыщающей 750 кВА от 08.11.2012. Приложение 4.32 (не приводится (не предоставлено))

30

Реконструкция ВЛ 110 кВ ТДЭС - 24 км с установкой РП 35 кВ - 1 шт., устройством захода на ОРУ 35 кВ ПС 110/35/10 кВ 24 км протяженностью 0,05 км, демонтажем участков ВЛ 110 кВ от ПС 110/35/6 ТДЭС до опоры № 32 протяженностью 3,2 км и отпайки от ВЛ 220 кВ Л-205 - ТДЭС протяженностью 9,6 км

0,05 км

2021

0,57

4,39

4,96

В связи с изменением конфигурации сети после ввода ПС 220 кВ Томмот предусматривается перевод нагрузки Томмосткого энергоузла на ПС 220 кВ Томмот, демонтаж ПС 110 кВ ТДЭС, реконструкция ПС 110 кВ 24 км с переводом в РП 35 кВ, перевод ВЛ 110 кВ ТДЭС-24 км на напряжение 35 кВ

31

Реконструкция ВЛ 35 кВ Алексеевск - Укулан с установкой реклоузера 35 кВ

-

2021

0,15

4,31

4,46

Договор № 418/163/ТП-МЗ об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств суммарной присоединяемой мощностью превыщающей 750 кВА от 08.11.2012. Приложение 4.32 (не приводится (не предоставлено))

32

Реконструкция ВЛ 35 кВ 24 км- Алексеевск с переустройством захода на ОРУ 35 кВ ПС 110/35/10 кВ 24 км протяженностью 0,05 км и демонтажем ВЛ 35 кВ Алексеевск - ТДЭС протяженностью 1,2 км

0,05 км

2021

0,03

0,77

0,80

В связи с изменением конфигурации сети после ввода ПС 220 кВ Томмот предусматривается перевод нагрузки Томмотсткого энергоузла на ПС 220 кВ Томмот, демонтаж ПС 110 кВ ТДЭС, реконструкция ПС 110 кВ 24 км с переводом в РП 35 кВ, перевод ВЛ 110 кВ ТДЭС-24 км на напряжение 35 кВ

33

Реконструкция ПС 35/6 кВ МПС с заменой КРУН 6 кВ на 12 ячеек

2021

48,19

48,19

Физический и моральный износ оборудования. Акт № 4 Обследование технического состояния объекта ПС 35 кВ МПС. Приложение к указанию от 16.06.2017 № 40. Приложение 4.33 (не приводится (не предоставлено))

34

Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Алдан с заменой силовых трансформаторов 2*16 МВА на 2*25 МВА, заменой выключателей 110 кВ - 2 шт. и установкой дополнительного выключателя 110 кВ-1 шт., заменой выключателей 35 кВ - 3 шт., заменой КРУ-6 кВ на 26 ячеек

-

2023

7,00

13,55

211,91

232,46

Физический и моральный износ оборудования. Акт № 5 Обследование технического состояния объекта ПС 110 кВ Алдан. Приложение к указанию от 16.06.2017 № 40. Приложение 4.34 (не приводится (не предоставлено))

35

Реконструкция ВЛ-110 кВ М.Нимныр - Б.Нимныр № 103, устройство заходов на ПС НПС-18, протяженность 2,9 км

2,9 км

2023

0,87

0,87

Улучшение технико-экономических показателей существующей сети 110 кВ за счет оптимизации распределения нагрузок и режимов работы сети 110-220 кВ, повышение качества электроснабжения потребителей. Акт от 06.07.2016 № 1 По анализу и структуре потерь в сетях филиала. Приложение 4.35 (не приводится (не предоставлено))

36

Реконструкция ВЛ 35 кВ Восточная - В.Куранах с заменой провода на аналогичное сечение и деревянных опор на металлические, монтажом грозотроса со встроенным оптическим кабелем, протяженность 14,7 км.

14,7 км

2024

7,61

7,61

Физический и моральный износ оборудования. Пояснительная записка по обоснованию инвестиционного проекта. Приложение 4.36 (не приводится (не предоставлено))

Итого АО «ДРСК»

160,61

114,35

107,77

116,90

219,52

719,15

АО «Вилюйская ГЭС-3»

37

Реконструкция ВЛ 220 кВ КВГЭС-Айхал-Удачный,

3-й этап (33 км)

33 км

2019

510,49

854,51

1365,00

Физический и моральный износ оборудования. Отчет об оценке технического состояния от 27.12.2017. Приложение 4.30 (не приводится (не предоставлено))

Итого АО «Вилюйская ГЭС-3»

510,49

854,51

0,00

0,00

0,00

1365,00

ИТОГО по Республике Саха (Якутия)

1529,57

1067,84

836,57

426,56

254,98

4115,52

4.10 Анализ наличия схем теплоснабжения

муниципальных образований

Схема теплоснабжения объекта, согласно статье 2 Федерального закона «О теплоснабжении», это документ, содержащий предпроектные материалы по обоснованию эффективного и безопасного функционирования системы теплоснабжения, ее развития с учетом правового регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

Необходимость разработки схем теплоснабжения городов (поселений) определена Федеральным законом от 27.07.2010 (в ред. от 01.05.2016) № 190-ФЗ «О теплоснабжении». Развитие систем теплоснабжения поселения или городского округа осуществляется на основании схемы теплоснабжения. Порядок их разработки и утверждения, а также требования к схемам теплоснабжения утверждены постановлением Правительства РФ от 22.02.2012 № 154.

По состоянию на 25 февраля 2018 г. схемы теплоснабжений городских округов и поселений муниципальных образований Республики Саха (Якутия) разработаны и утверждены.

Наиболее крупной системой теплоснабжения республики, по которой разработана схема теплоснабжения, является схема теплоснабжения г. Якутска. С учетом строительства объектов Якутской ГРЭС-2 и продолжения эксплуатации существующих источников теплоснабжения котельных МУП «Теплоэнергия», АО «ДСК», группы компаний ООО «Прометей», МУП «ЖКХ Тулагино» основная часть мероприятий в схеме теплоснабжения направлена на оптимизацию и модернизацию сетевых сооружений путем строительства ЦТП с ликвидацией убыточных котельных.

Схемой теплоснабжения городского округа «город Якутск» до 2032 года, утвержденной постановлением окружной администрации города Якутска от 03.03.2014 № 34п (в ред. от 14.04.2017 № 102п), учитывается по базовому варианту:

- строительство ЯГРЭС-2, 2016 - 2017 гг.;

- строительство ПВК на ЯГРЭС-1, 2018 г.;

- реконструкция котельной «Лермонтова 200» и строительство соединительных сетей в период с 2017 по 2022 гг.;

- реконструкция котельной «Покровский тракт, 4 км» с закрытием 3-х котельных и строительством соединительных сетей, 2019 - 2022 гг.;

- реконструкция котельной «Чернышевского, 60» с закрытием 1-й котельной и строительство соединительных сетей, 2016 - 2019 гг.;

- строительство блочно-модульной котельной «ДЭУ», 2018 - 2020 гг.;

- строительство соединительных сетей тепловодоснабжения с ЦТП Северная до котельной Заречная, 2017 г;

- строительство блочно-модульной котельной «Холбос», 2017 - 2018 гг.;

- строительство блочно-модульной котельной «Школа-интернат», 2020 - 2021 гг.;

- строительство блочно-модульной котельной «Абырал», 2017 г.;

- строительство котельной «Деткомбинат», 2018 - 2019 гг.;

- строительство блочно-модульной котельной КРС, 2017 г.;

- реконструкция котельной «Центральная» с. Тулагино, 2016 - 2017 гг.;

- реконструкция котельной «Радиостанция», 2016 - 2018 гг.

С учетом строительства Якутской ГРЭС-2 и продолжения эксплуатации существующих источников теплоснабжения основная часть мероприятий направлена на оптимизацию и модернизацию сетевых сооружений путем строительства центральных тепловых пунктов и ликвидацией убыточных котельных с целью рационального использования свободных мощностей существующих (строящихся) источников теплоснабжения. Переоборудование котельных в источники комбинированной выработки не предусматривается.

Осуществляется мониторинг схем для приведения и корректировок схем теплоснабжений в соответствии федеральным законодательством. Проводится работа по актуализации схем теплоснабжения разработанных в 2014 - 2015 годах в соответствии с данными генпланов и планов территориального развития.

4.11 Предложения по модернизации систем

централизованного теплоснабжения муниципальных

образований Республики Саха (Якутия)

Для обеспечения перспективной потребности в тепловой энергии в республике в рассматриваемый период производство тепла возрастет с 14,3 млн Гкал в 2016 г. до 16,0 млн Гкал в 2022 г. Увеличение производства тепловой энергии в 2022 г. составит 11,1% по сравнению с уровнем 2016 г. Уровень потерь тепловой энергии при этом незначительно вырастет с 21,1% в 2016 г. до 21,5% в 2022 г., что свидетельствует о необходимости энергоснабжающим предприятиям при разработке и актуализации программ модернизации оборудования увеличивать темпы замены изношенных тепловых сетей.

Структура производства тепловой энергии в республике на период до 2022 г. по типам источников приведена в таблице 4.11.1.

Таблица 4.11.1 - Прогноз производства тепловой энергии

в республике, млн Гкал

Показатель

Год

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Производство тепловой энергии, всего, в том числе:

14,36

14,04

14,07

14,34

14,91

15,43

16,00

электростанции

4,51

4,32

4,72

5,01

5,46

5,62

5,73

котельные

9,36

9,20

8,83

8,81

8,92

9,28

9,74

электробойлерные

0,41

0,45

0,46

0,46

0,46

0,46

0,46

ТУУ и прочие

0,07

0,07

0,07

0,07

0,07

0,07

0,07

Источник: данные компаний - см. приложение к разделу 4.11 (не приводится (не предоставлено)); оценки авторов.

За рассматриваемый период в структуре производства тепловой энергии в республике предполагаются некоторые изменения. Производство тепла электростанциями региона в рассматриваемой перспективе увеличится на 28,9%, при этом доля тепловой энергии, производимой путем когенерации, увеличится с 31,6% в 2016 г. до 38,8% в 2022 г. Динамика производства тепла котельными в перспективе различна: в середине периода наблюдается некоторое сокращение объемов производства, в дальнейшем - увеличение до уровня 2016 г.

При этом доля производства тепловой энергии котельными незначительно увеличится с 65,5% в 2016 г. до 65,9% в 2022 г. Объемы производства тепловой энергии за рассматриваемый период практически не изменятся, при этом доли электробойлерных, теплоутилизационных установок и прочих источников энергии в общей структуре производства составят 3,1% и 0,5% соответственно.

Структура производства тепловой энергии в республике на период до 2022 г. представлена на рисунке 4.11.1.

Для рассмотрения предложений по модернизации крупных систем теплоснабжения муниципальных образований республики в таблице 4.11.2 представлен более детальный прогноз на период до 2022 г. производства тепловой энергии электростанциями крупных генерирующих компаний.

Основным мероприятием по модернизации системы централизованного теплоснабжения г. Якутска является вывод мощностей на Якутской ГРЭС, ввод в эксплуатацию Якутской ГРЭС-2 и пиковой водогрейной котельной новой станции, суммарной установленной мощностью 469 Гкал/ч. По варианту Правительства РС(Я) предполагается вывод мощностей Якутской ГРЭС начать в 2018 г., в итоге к концу рассматриваемого периода установленная тепловая мощность станции составит 361 Гкал/ч.

Кроме того в 2018 г. предполагается закрытие котельной 106 кв., установленная тепловая мощность которой 60 Гкал/ч. Ввод в эксплуатацию первой очереди Якутской ГРЭС-2 и пиковой водогрейной котельной на площадке Якутской ГРЭС планируется в 2019 г., что позволит покрыть возможный дефицит мощности в связи с закрытием теплоисточников. Кроме того переключение тепловой нагрузки потребителей потребует значительной перестройки и модернизации тепловых сетей, основная часть мероприятий направлена на оптимизацию и модернизацию сетевых сооружений, путем строительства центральных тепловых пунктов и ликвидации убыточных котельных, с целью рационального использования свободных мощностей существующих (строящихся) источников теплоснабжения. Переоборудование котельных в источники комбинированной выработки не предусматривается.

Рисунок 4.11.1 - Структура производства тепловой энергии

в Республике Саха (Якутия) в период до 2022 г.

Рисунок не приводится.

Таблица 4.11.2 - Прогноз производства тепловой энергии

на электростанциях крупных генерирующих компаний республики,

тыс. Гкал

Показатель

Год

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Производство тепловой энергии электростанциями, всего

4514

4316,6

4719,6

5008,4

5458,5

5624,8

5733,2

в том числе:

ПАО «Якутскэнерго»

2335,6

2284,3

2531,4

2820,2

3270,3

3436,6

3545,0

ЯТЭЦ

915,8

951,1

925,1

968,2

1048,3

1064,6

1068,0

ЯГРЭС

1419,8

1240,4

1040,8

1103,0

1303,0

1383

1488,0

Якутская ГРЭС Новая

0

92,8

565,5

749,0

919,0

989,0

989,0

АО «Сахаэнерго»

63,2

57,4

62,4

62,4

62,4

62,4

62,4

ОАО «ДГК»

2115,2

1975,0

2125,8

2125,8

2125,8

2125,8

2125,8

Нерюнгринская ГРЭС

1800,2

1696,6

1820,6

1820,6

1820,6

1820,6

1820,6

Чульманская ТЭЦ

315

278,4

305,3

305,3

305,3

305,3

305,3

Источник: данные компаний, оценка авторов.

Вышеописанная модернизация систем теплоснабжения муниципальных образований республики влечет за собой изменения установленной тепловой мощности источников республики. В таблице 4.11.3 и 4.11.4 представлены вводы и выводы тепловой мощности на энергоисточниках республики в период до 2022 г. по вариантам СО ЕЭС и Правительства РС(Я).

Таблица 4.11.3 - Ввод/вывод тепловой мощности

на энергоисточниках республики, вариант СО ЕЭС

Показатель

Год

2018

2019

2020

2021

2022

Ввод/вывод тепловой мощности, всего, Гкал/ч

-60

300

Электростанции

ЯГРЭС

Котельные

Котельная 106 кв.

-60

ПВК Якутской ГРЭС-1

300

Таблица 4.11.4 - Ввод/вывод тепловой мощности

на энергоисточниках республики, вариант Правительства РС(Я)

Показатель

Год

2018

2019

2020

2021

2022

Ввод/вывод тепловой мощности, всего, Гкал/ч

-160

213

Электростанции

ЯГРЭС

-100

-87

Котельные

Котельная 106 кв.

-60

ПВК Якутской ГРЭС-1

300

4.12. Прогноз развития теплосетевого хозяйства

муниципальных образований республики

Протяженность тепловых сетей в Республике в 2016 г. составила 4,04 тыс. км, причем 81,9% из них распределительные сети диаметром до 200 мм. Согласно статистическим данным (формы Росстата 1-ТЕП) износ тепловых сетей в 2016 г. не превысил 17%, в действительности фактический уровень износа значительно выше.

Основная доля эксплуатируемых тепловых сетей (свыше 40%) принадлежит ГУП «ЖКХ РС(Я)» при этом износ тепловых сетей предприятия превышает 50%.

Данные по протяженности тепловых сетей различной ведомственной принадлежности представлены в таблице 4.12.1.

Таблица 4.12.1 - Протяженность тепловых сетей

(состояние 2016 г.)

Предприятие, ведомство

Протяженность тепловых сетей, км

Всего

из них:

магистральные

внутриквартальные

ПАО «Якутскэнерго»

429,7

205,1

224,6

АО «Сахаэнерго»

22,4

6,6

15,7

ОАО «ДГК»

252,2

140,0

112,2

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

1698,5

141,7

1556,8

АО «Теплоэнергосервис»

485,5

36,3

449,2

МУП «Теплоэнергия»

266,0

75,7

190,4

АК «АЛРОСА» (ПАО)

150,7

20,6

130,2

ООО ПТВС

544,9

94,3

450,6

ООО Ленское ПТЭС

198,0

32,5

165,5

АО «ДСК»

14,0

4,4

9,6

Прочие ведомства

126,8

11,7

130,7

Всего (данные ГКС)

4038

748,3

3305,3

Источник: данные предприятий (приложения к разделу 2) (не приводится (не предоставлено))

Прокладка тепловых трасс во многих районах Республики надземная, тепловая изоляция трубопроводов выполнена минватой, теплоизоляционными полотнами ПСХТ. Изоляция на некоторых участках находится в неудовлетворительном состоянии, что приводит к дополнительным тепловым потерям в сетях. Деревянные короба, в которые уложены некоторые трубопроводы с изоляцией из древесной стружки, подвергаются воздействию атмосферных осадков, что является негативным фактором.

Все это свидетельствует о том, что теплосетевое хозяйство Республики требует особого внимания и значительных капиталовложений в модернизацию существующих тепловых сетей и в строительство новых теплотрасс от новых источников теплоснабжения.

Объемы перекладки тепловых сетей, необходимые для поддержания нормального их функционирования представлены в таблице 4.12.2.

Увеличение протяженности тепловых сетей к 2022 г. составит порядка 1%, однако данные приведены без учета их строительства для новых источниках теплоснабжения промышленных предприятий. В связи с отсутствием достоверной информации о размещении источников теплоснабжения на промплощадках остается невозможным оценить примерную протяженность тепловых сетей. По предоставленной информации компаниями собственниками тепловых сетей (ПАО «Якутскэнерго, АО «Теплоэнергосервис», ГУП «ЖКХ РС(Я)», МУП «Теплоэнергия», ООО Ленское ПТЭС и др.) в период с 2016 по 2022 гг. строительство новых тепловых сетей составит 26,9 км, модернизация существующих тепловых сетей - 70,7 км. В соответствии с представленной динамикой замены тепловых сетей уровень износа возрастет до 22,9%.

Таблица 4.12.2 - Прогноз развития теплосетевого

хозяйства на 5-летний период

Показатель

Год

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Протяженность тепловых сетей, км, всего

4038

4033,8

4030,4

4036,5

4040,8

4037,2

4040,7

Строительство новых тепловых сетей, км

0,79

1,64

9,07

7,31

0,37

3,47

4,34

в том числе:

ПАО «Якутскэнерго»

0,79

0,88

2,8

0,57

0,37

3,47

2,61

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

41,96

11,9

МУП «Теплоэнергия»

1,027

2,4

1,07

0,02

6,2

ООО Ленское ПТЭС

0,87

ООО Таас-Юрях Нефтегазодобыча

5,8

5,2

2,8

АО «Теплоэнергосервис»

0,76

6,27

6,74

1,73

Модернизация существующих тепловых сетей, км

35

26,07

9,67

в том числе:

МУП «Теплоэнергия»

1,4

1,23

9,67

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

33,6

24,84

ООО Ленское ПТЭС

5,95

Износ тепловых сетей, %

17,0

19,5

18,2

17,6

20,3

22,5

22,9

Источник: данные предприятий (Приложения к разделу 2) (не приводятся (не предоставлены))

В связи с этим необходимо рекомендовать энергоснабжающим предприятиям при разработке и актуализации программ модернизации оборудования увеличивать темпы замены изношенных тепловых сетей.

4.13 Рекомендации по выполнению дополнительных исследований,

проектных работ в части перспективного развития

электроэнергетики республики

В настоящем разделе рассмотрены проблемные вопросы в развитии электрических сетей 110 кВ и выше, балансовой ситуации по электрической мощности и электрической энергии. Для решения проблемных вопросов необходимо выполнение дополнительных, детальных обосновывающих работы и реализация выполненных.

Присоединение Талаканской ГТЭС к электрическим

сетям 220 кВ ЕНЭС России

В настоящее время Талаканская ГТЭС используется на покрытие собственных нужд Талаканского НГКМ и электроснабжение потребителей НПС-10. Фактически максимум нагрузок составляет 81,9 МВт, соответственно, избыток 53,1 МВт. Неиспользуемый избыток мощности Талаканской ГТЭС в 2022 г. составит 48,9 МВт.

Баланс мощности Талаканской ГТЭС на 2017 - 2022 годы приведен в таблице 4.13.1.

Таблица 4.13.1 - Балансы мощности Талаканского НГКМ, МВт

Республика Саха (Якутия)

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Талаканская ГТЭС <*>

135

135

135

135

135

135

Потребность (собственный максимум), в т.ч.:

81,9

86,1

86,1

86,1

86,1

86,1

Талаканское НГКМ <**>

59,2

64,5

63,5

63,5

63,5

63,5

Сторонние потребители

22,7

21,6

22,6

22,6

22,6

22,6

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

53,1

48,9

48,9

48,9

48,9

48,9

--------------------------------

<*> - с учетом нагрузки собственных нужд станции;

<**> - без учета прочих генерирующих мощностей Талаканского НГКМ.

Для подключения Талаканской ГТЭС необходимо строительство ПС 220/110 кВ (рекомендуемое наименование ПС 220 кВ Талаканская) в районе ГТЭС с присоединением отпайками протяженностью 1-2 км к ВЛ 220 кВ НПС-9 - Пеледуй.

На ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Талаканская выполнить заход обеих цепей ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - НПС-10.

Предполагаемая схема подключение Талаканской ГТЭС к сетям ЕНЭС РФ приведена на рисунке 4.13.1.

Рисунок 4.13.1 - Схема подключения Талаканской ГТЭС

Рисунок не приводится.

Для обоснования целесообразности и эффективности присоединения Талаканской ГТЭС к электрическим сетям необходима разработка технико-экономического обоснования строительства ПС 220 кВ Талаканская с детальной проработкой схем подключения с учетом тарифных составляющих и режимных условий.

Развитие сетей 110-220 кВ в направлении

Майя - Хандыга - Джебарики-Хая с дальнейшим

объединением с Магаданской энергосистемой

В настоящее время электроснабжение потребителей в направлении ПС 110 кВ Джебарики-Хая, Солнечный осуществляется по одноцепной ВЛ 110 кВ протяженностью около 600 км, при нормативе не более 150 км при двухстороннем питании. К указанным ВЛ подключено 9 ПС 110 кВ. Энергоснабжение указанного энергоузла является ненадежным. Питание подстанций 110 кВ по тупиковым одноцепным ВЛ 110 кВ не допускается в соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.06.03 № 281.

Для обеспечения надежного электроснабжения указанного энергоузла в утвержденной приказом Минэнерго России от 9 сентября 2015 г. № 627 СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы предусматривалось строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга протяженностью около 350 км и ПС 220 кВ Хандыга мощностью 2х63 МВА с вводом в 2021 г. На настоящее время строительство ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга с ПС 220 кВ Хандыга, исключено из утвержденной Схемы и программы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы и не предусмотрено в Проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы (находится на утверждении в Министерстве энергетики РФ).

Кроме того участок ВЛ 220 кВ является стратегически важным начальным звеном для объединения Якутской и Магаданской энергосистем и присоединения Магаданской энергосистемы на параллельную работу с ЕЭС России.

На основании вышеперечисленного, актуальным является выполнение предпроектной работы по схеме развития электрических сетей 110-220 кВ данного узла с учетом дальнейшей перспективы на 10 лет с рассмотрением целесообразности соединения Якутской и Магаданской энергосистем, имеющей две ГЭС со значительными холостыми сбросами в связи с отсутствия потребителей.

Развитие электрической сети 110-220 кВ в узле

Сунтар - Нюрба - Вилюйск - Якутск

В настоящее время электроснабжение потребителей в направлении ПС 110 кВ Вилюйск осуществляется по одноцепной ВЛ 110 кВ протяженностью около 400 км. К указанным ВЛ подключено 7 ПС 110 кВ. Энергоснабжение указанного энергоузла является ненадежным, что подтверждено результатами расчетов электрических режимов.

Для обеспечения надежного электроснабжения указанного энергоузла в утвержденной приказом Минэнерго России от 9 сентября 2015 г. № 627 СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы предусматривалось строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба протяженностью около 160 км и ПС 220 кВ Нюрба мощностью 2х63 МВА с вводом в 2017 г. На настоящее время строительство ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба с ПС 220 кВ Сунтар - Нюрба, исключено из утвержденной Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы и не предусмотрено в Проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2018 - 2024 годы (находится на утверждении в Министерстве энергетики РФ). Проектирование ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба выполнено ООО «Премьер-Энерго» в 2012 году, имеется положительное заключение государственной экспертизы.

Учитывая, что строительство одноцепных ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба и ПС 220 кВ Сунтар - Нюрба необходимо для надежного электроснабжения существующих потребителей и осуществления подключения перспективных потребителей рекомендуется добавить данный объект в СиПР ЕЭС России со сроком ввода в 2022 году.

Кроме неудовлетворительной надежности электроснабжения потребителей указанного района в аналогичном положении находятся потребители ПС 110 кВ Магарассы, ПС 110 кВ Бердигестях ЦЭР. Учитывая перспективную привлекательность соединения по ВЛ 220-110 кВ ЗЭР и ЦЭР по Северному направлению Сунтар - Нюрба - Вилюйск - Бердигестях - Якутск, в том числе для решения социальных задач, требуется разработка комплексной программы развития электрических сетей 110-220 кВ Северной части Якутской энергосистемы для объединения ЗЭР и ЦЭР с перспективой на 10-15 лет. Кроме того в предлагаемой работе следует рассмотреть целесообразность сооружения малой электростанции на газе в районе Вилюйска. Эта электростанция является актуальной в связи с появляющимся дефицитом электроэнергии в ЗЭР к 2018 г. с учетом расчетной маловодности.