ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ НА 2016 - 2020 ГОДЫ



ГЛАВА РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ, ПРЕДСЕДАТЕЛЬ ПРАВИТЕЛЬСТВА РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ

УКАЗ

от 25 сентября 2015 года № 270-У

г. Горно-Алтайск

{Утратил силу:

Указ Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай от 23.06.2016 № 178-У; НГР:ru02000201600469}

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

РЕСПУБЛИКИ АЛТАЙ НА 2016 - 2020 ГОДЫ

На основании пункта 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823, постановляю:

1. Утвердить прилагаемую схему и программу развития электроэнергетики Республики Алтай на 2016 - 2020 годы.

2. Контроль за исполнением настоящего Указа возложить на Первого заместителя Председателя Правительства Республики Алтай Р.Р.Пальталлера.

Исполняющий обязанности

Главы Республики Алтай,

Председателя Правительства

Республики Алтай                                                               Р.Р.Пальталлер

Утверждена

Указом Главы Республики Алтай,

Председателя Правительства

Республики Алтай

от 25 сентября 2015 г. № 270-у

СХЕМА И ПРОГРАММА

развития электроэнергетики Республики Алтай

на 2016 - 2020 годы

Схема и программа развития электроэнергетики Республика Алтай на 2016 - 2020 годы разработана по заказу Министерства регионального развития Республики Алтай в соответствии с:

Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

Федеральным законом от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»;

постановлением Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года № 340 «О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности»;

постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» (в ред. постановлений Правительства Российской Федерации от 12 августа 2013 года № 691, от 17 февраля 2014 года № 116, от 23 января 2015 года № 47, от 16 февраля 2015 года № 132);

Законом Республики Алтай от 25 сентября 2008 года № 83-РЗ (ред. от 19 декабря 2014 года) «О Стратегии социально-экономического развития Республики Алтай на период до 2028 года».

В Программе используются следующие сокращения:

кВ - киловольт (электрическое напряжение);

кВт - киловатт (единица мощности);

МВт - мегаватт (единица мощности);

кВА - киловольтампер;

МВА - мегавольтампер;

Гкал - гигакалория (тепловая энергия);

ВРП - валовый региональный продукт;

МО - муниципальное образование;

МУП - муниципальное унитарное предприятие;

ЖКХ - жилищно-коммунальное хозяйство;

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

ОАО - открытое акционерное общество;

СО ЕЭС - системный оператор единой энергетической системы;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

«МРСК Сибири» - «ГАЭС» - филиал «Межрегиональной сетевой компании Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети»;

ОЭЗ - особая экономическая зона;

ВИЭ - возобновляемые источники энергии;

ДЭС - дизельная электростанция;

МГЭС - малая гидроэлектростанция;

ВЭС - ветровая электростанция;

ТЭС - когенерирующая тепловая электростанция;

ГТЭС - когенерирующая газотурбинная электростанция;

ТУ - технические условия;

ЦУС - центр управления сетями;

РЗА - релейная защита;

ПС - подстанция;

ВЛ - воздушная линия;

РТП - распределительная трансформаторная подстанция;

ТПС - трансформаторная подстанция;

ЛЭП - линии электропередачи;

КТП - комплектная трансформаторная подстанция;

СЭС - солнечная электростанция.

1. Общая характеристика Республики Алтай

Республика Алтай - субъект Российской Федерации, входит в состав Сибирского федерального округа, расположена в горах Алтая; граничит: на севере - с Кемеровской областью, на северо-востоке - с Республикой Хакасия, на востоке - с Республикой Тыва, на юго-востоке - с Монголией, на юге - с Китаем, на юго-западе - с Казахстаном, на северо-западе - с Алтайским краем.

Территория Республики Алтай - 92,9 тыс. квадратных километров.

Численность населения республики по данным Госкомстата России составляет 213703 чел. (на 1 января 2015 г.).

Территория Республики Алтай состоит из 11 муниципальных образований, объединяющих 90 сельских администраций, в составе которых 248 населенных пунктов, единственный город Горно-Алтайск - столица Республики Алтай. Муниципальные образования в Республике Алтай:

1. Город Горно-Алтайск

2. Майминский район

3. Чойский район

4. Турочакский район

5. Шебалинский район

6. Чемальский район

7. Усть-Канский район

8. Онгудайский район

9. Улаганский район

10. Усть-Коксинский район

11. Кош-Агачский район

Схема расположения административных районов представлена на рисунке 1.1.

Всю территорию республики с севера на юг до границы с Монголией пересекает федеральная автодорога «М-52» - «Чуйский тракт».

Территория в основном сельскохозяйственная. Основная отрасль сельского хозяйства - животноводство. Сельхозпредприятия занимаются разведением маралов, овец, коней, крупного рогатого скота мясного и молочного направлений. Во всех муниципальных образованиях развиваются предприятия по переработке сельхозпродукции и дикорастущих растений.

Имеются предприятия по добыче золота в МО «Чойский район» (Рудник Веселый) и МО «Турочакский район», в МО «Кош-Агачский район» действует предприятие по добыче полиметаллов.

Лесозаготовка и лесопереработка осуществляется практически во всех муниципальных образованиях.

В настоящее время основная доля электрической и тепловой энергии потребляется в сфере жилищно-коммунального хозяйства и на бытовые нужды в личных подворьях.

В последнее время, на основе богатых рекреационных ресурсов Республики Алтай и государственной поддержки развития инфраструктуры, в том числе в рамках развития ОЭЗ «Долина Алтая», все большее развитие получают предприятия туристической сферы.

Рис. 1.1. Схема расположения административных районов Республики Алтай

2. Анализ состояния электроэнергетики Республики Алтай

за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей

электроснабжение потребителей Республики Алтай

Территория Республики Алтай входит в энергосистему Алтайского края и Республики Алтай (далее - Алтайская энергосистема), которая является частью Объединенной энергосистемы Сибири (ОЭС Сибири). В данном документе все характеристики энергосистемы приводятся в части электросетевых объектов, которые присоединены к сетям Филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (далее – «ГАЭС»), в зону обслуживания которого входит вся территория Республики Алтай; обслуживание электроустановок потребителей восточной части Алтайского района Алтайского края, ранее осуществлявшееся «ГАЭС», со второго полугодия 2013 года передано филиалу ОАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго».

Также, в качестве территориальных сетевых организаций, осуществляющих централизованное электроснабжение потребителей Республики Алтай, представлены:

МУП «Горэлектросети» обслуживает электрохозяйство 10 - 0,4 кВ на территории МО «Город Горно-Алтайск»;

ООО «ХолидэйЭнергоТрейд» обслуживает электрохозяйство 10(6) - 0,4 кВ на части территорий МО «Чойский район» и МО «Кош-Агачский район» (сети находятся в аренде у филиала ОАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»);

ООО «Южносибирская энергетическая компания» («ЮСЭК») обслуживает одну подстанцию 110/6 кВ «Рудничная» (26 МВА) и участок ВЛ-110 кВ (15 км) на территории МО «Чойский район» (сети переданы в филиал ОАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»).

Горно-Алтайский филиал ОАО «Алтайэнергосбыт» является единственной энергосбытовой компанией и гарантирующим поставщиком электроэнергии на всей территории Республики Алтай.

На территории Республики Алтай отсутствуют блок-станции промышленных предприятий.

По состоянию на 31 декабря 2014 года суммарная протяженность электрических сетей всех представленных сетевых организаций в Республике Алтай (без учета объектов принадлежащим потребителям электроэнергии и «бесхозяйных») составляет для магистральных линий в одноцепном исчислении 7687 км, в том числе:

напряжением 110 кВ - 1529 км;

напряжением 35 кВ - 38 км;

напряжением 10 кВ - 3530 км;

напряжением 6 кВ - 72 км;

напряжением 0,4 кВ - 2518 км.

Суммарная установленная мощность трансформаторов на подстанциях 110 кВ - 381,3 МВА.

Из-за большой протяженности, при относительно малом потреблении электрической энергии из расчета на душу населения, характерном для горных территорий, где население сосредоточено по территории крайне неравномерно (в основном в долинах и по берегам рек) фондоотдача электросетевого хозяйства остается крайне низкой. В натуральном исчислении фондоотдача сетей (как отношение отпуска в сеть к протяженности сетей) на 31 декабря 2014 года составила всего 71,2 тыс. кВт.ч/км в год (для сетей 110 кВ - 357,3 тыс. кВт.ч/км). Соответственно, с учетом недопустимо высокого уровня потерь в сетях, когда практически пятая часть электроэнергии, отпущенной в сеть на границах территории, не доходит до потребителя, себестоимость транспорта и распределения электрической энергии формируется непомерно высокой. В итоге более 2/3 затрат, составляющих конечные тарифы на электроэнергию для потребителей, приходятся на ее передачу, распределение и сбыт в пределах Республики Алтай.

Несмотря на то, что в период 60 - 90 годов прошлого века все муниципальные образования Республики Алтай были присоединены к единой энергосистеме, зона охвата централизованным электроснабжением в настоящее время не превышает 30% от общей площади территории.

В 2014 году присоединен к сети и в 2015 году выведен на рынок первый источник электроэнергии, присоединенный к энергосистеме, на территории Республики Алтай - СЭС с установленной мощностью 5 МВт в с. Кош-Агач.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в

Республике Алтай и структура электропотребления

Информация по динамике электропотребления Республики Алтай представлена в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1

Динамика изменения электропотребления Республики Алтай за

последние 5 лет по данным Филиала ОАО «СО ЕЭС»

Алтайское РДУ

Показатель

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2009 - 2014 гг.

Электропотребление, млн кВт.ч

509,8

536,8

535,8

561,4

554,5

564,1

Абсолютный прирост электропотребления, млн кВт.ч

-

27

-1

25,6

-6,9

9,6

54,3

Среднегодовые темпы прироста, %

-

5,3

-0,19

4,78

-1,23

1,73

10,65

Таблица 2.2

Динамика изменения электропотребления Республики Алтай за

последние 5 лет по данным филиала «МРСК Сибири» - «ГАЭС»

Показатель

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2009 - 2014 гг.

Электропотребление, млн кВт.ч

509,8

536,8

541,7

561,4

546,2

564,1

Абсолютный прирост электропотребления, млн кВт.ч

-

27

4,9

19,7

-15,2

17,9

54,3

Среднегодовые темпы прироста, %

-

5,30

0,91

3,64

-2,71

3,28

10,65

В целом динамика электропотребления Республики Алтай за период с 2009 по 2014 годы положительная, наблюдается устойчивый рост потребления электроэнергии. Снижение электропотребления в 2013 году по данным «ГАЭС» является следствием передачи потребителей и электросетевого хозяйства «ГАЭС», расположенных за пределами Республики Алтай, филиалу ОАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго».

Рисунок 2.1. Динамика изменения электропотребления Республики Алтай

Таблица 2.3

Структура электропотребления Республики Алтай по видам

экономической деятельности *)

Наименование

2012 г.

2013 г.

2014 г.

млн кВт.ч

%

млн кВт.ч

%

млн кВт.ч

%

Промышленное производство (обрабатывающие производства)

30,86

5

23,57

4

22,56

4

в том числе:

производство и распределение электроэнергии, газа, воды

42,84

8

33,85

6

строительство

9,41

2

11,23

2

16,92

3

транспорт и связь

16,04

3

18,34

3

16,92

3

сельское хозяйство

12,65

2

12,7

2

16,92

3

сфера услуг

2,11

1

5,64

1

бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)

155,05

28

193,92

35

214,36

38

потери в электрических сетях

142,75

25

134,46

24

112,82

20

собственные нужды электростанций

другие виды экономической деятельности

194,65

35

115,33

21

124,10

22

Всего

561,41

100

554,5

100

564,1

100

2.3. Перечень и характеристика основных крупных

потребителей электрической энергии в Республике Алтай

Таблица 2.4

Перечень основных потребителей электрической энергии

N п/п

Наименование потребителя

Вид деятельности

2010

2011

2012

2013

2014

Годовой объем электропотребления

Максимум нагрузки

Годовой объем электропотребления

Максимум нагрузки

Годовой объем электропотребления

Максимум нагрузки

Годовой объем электропотребления

Максимум нагрузки

Годовой объем электропотребления

Максимум нагрузки

млн кВт.ч

МВт

млн кВт.ч

МВт

млн кВт.ч

МВт

млн кВт.ч

МВт

млн кВт.ч

МВт

1.

ФБУ ИК-1 УФСИН РОССИИ ПО РА

государственное исправительное учреждение

3,52

0,9

3,84

0,9

4,25

1,1

4,56

1,2

4,98

1,2

2.

ОАО «Рудник Веселый»

промышленное производство

15,259

4,16

14,22

4,16

14,32

4,16

14,15

4,16

14,03

4,16

3.

ФГУП «РТРС»

связь

-

-

-

-

3,32

0,65

3,82

0,65

4,56

0,65

4.

ООО «Майма – Молоко»

промышленное производство

-

-

-

-

2,48

1,3

2,5

1,3

2,43

1,3

5.

ОАО «Ростелеком»

связь

-

-

-

-

1,85

0,73

1,75

0,73

1,72

0,73

6.

ОАО «Бирюзовая катунь»

туризм

-

-

-

-

2,18

3

2,26

3

2,34

3

7.

ООО «Соузгинский мясокомбинат»

промышленное производство

2,9

0,3

3

0,3

3,1

0,3

3,15

0,3

3,29

0,3

8.

ОАО «Водоканал»

ЖКХ

4,603

1,3

4,59

1,3

4,39

1,3

4,31

1,3

4,26

1,3

9.

ИП Ракшин

торговля

-

-

-

-

2,56

0,45

3,24

0,9

4,05

1,5

10.

ООО «УК Центральная»

управляющая компания

-

-

-

-

17,63

2,72

17,78

2,84

18,02

2,98

2.4. Перечень основных энергорайонов с указанием

потребления электрической энергии и мощности

за 5 отчетных лет

На территории Республики Алтай нет явно выраженных энергорайонов.

2.5. Динамика изменения максимумов нагрузки

Республики Алтай

Динамика изменения собственных максимума нагрузки Республики Алтай за последние 5 лет по данным ОАО «СО ЕЭС» и по данным филиала ОАО «МРСК Сибири» - ГАЭС приведена в таблицах 2.5 и 2.6.

Таблица 2.5

Динамика изменения собственного максимума нагрузки

Республики Алтай за последние 5 лет по данным

Филиала ОАО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ

Показатель

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Собственный максимум нагрузки, МВт

103

108

110

110

104

109

Абсолютный прирост максимум нагрузки, МВт

-

5

2

0

-6

5

Среднегодовые темпы прироста, %

-

4,85

1,85

0

-5,45

4,81

Таблица 2.6

Динамика изменения собственного максимума нагрузки

Республики Алтай за последние 5 лет по данным

филиала «МРСК Сибири» - «ГАЭС»

Показатель

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Собственный максимум нагрузки, МВт

103

108

108

116

104

106

Абсолютный прирост максимум нагрузки, МВт

-

4,85

0

7,41

-10,34

1,92

Среднегодовые темпы прироста, %

-

27

-1

25,6

-6,9

9,6

Динамика изменения собственного

максимум потребления Республики Алтай

Рисунок 2.2. Динамика изменения собственного максимума нагрузки Республики Алтай

Снижение максимума потребления в 2013 году связано с повышением средней температуры наружного воздуха в зимний период по сравнению с предшествующими периодами 2011 - 2012 годов, а также внедрением мероприятий, направленных на повышение энергоэффективности, на территории Республики Алтай.

Все крупные узлы нагрузки являются энергодефицитными в период прохождения максимума нагрузок в течение всех последних 5 лет, резервы мощности отсутствуют.

2.6. Структура установленной электрической мощности

на территории Республики Алтай

До 2015 года Республика Алтай не вырабатывала на своей территории электроэнергию, за исключением десяти небольших ДЭС и двух МГЭС общей мощностью 1,3 МВт, предназначенных для локального электроснабжения объектов в населенных пунктах в труднодоступных горных районах, и не подключенных к общей энергосистеме Республики Алтай. Выработка электроэнергии этими электростанциями составляет всего 0,6% от величины потребления электроэнергии Республикой Алтай. Поэтому, при расчете балансов потребления электроэнергии и мощности их можно не принимать в расчет.

В 2015 году выведен на рынок первый источник электроэнергии, присоединенный к энергосистеме, на территории Республики Алтай - СЭС с установленной мощностью 5 МВт в с. Кош-Агач.

2.7. Состав существующих электростанций

На территории Республики Алтай не существует действующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

Первая Кош-Агачская солнечная электростанция с установленной мощностью 5 МВт выведена на оптовый рынок электроэнергии только с 1 апреля 2015 года и в отчетный период не включена. Собственник данной электростанции ООО «Авелар Солар Технолоджи».

2.8. Техническое состояние оборудования электростанций

На начало 2016 года на территории Республики Алтай предполагается наличие двух Кош-Агачских, вновь введенных в работу в 2015 году, солнечных электростанций, присоединенных к электрическим сетям, мощностью по 5 МВт каждая, износ оборудования у которых практически отсутствует.

2.9. Структура выработки электроэнергии

В предыдущие годы на территории Республики Алтай отсутствовали электростанции мощностью более 5 МВт. Данные о годовой выработке электроэнергии Кош-Агачскими СЭС на текущий момент не сформированы.

2.10. Характеристика балансов электрической

энергии и мощности

Так как на территории Республики Алтай отсутствуют объекты генерации, работающие параллельно с энергосистемой, кроме Кош-Агачской СЭС (5 МВт), балансы электрической энергии и мощности региональной энергосистемы являются дефицитными.

Дефицит покрывается за счет перетоков по внешним связям с Бийским энергорайоном Алтайской энергосистемы.

За последние 5 лет наблюдается ежегодный рост нагрузки в зимний период. Основной причиной роста годового максимума нагрузки является присоединение новых потребителей, в основном льготной категории, мощностью 150 кВт и менее - юридические лица и 15 кВт - физические лица. Снижение максимума потребления в 2013 году связано с повышением средней температуры наружного воздуха в зимний период по сравнению с предшествующими периодами 2011 - 2012 годов.

Таблица 2.7

Балансы мощности за последние 5 лет *)

Показатель

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Потребление, МВт

103 (103)

108 (108)

110 (108)

110 (116)

104 (104)

109 (106)

Установленная мощность объектов генерации, МВт

0

0

0

0

0

0

Располагаемая мощность

0

0

0

0

0

0

Избыток (+), дефицит (-)

-103 (-103)

-108 (-108)

-110 (-108)

-110 (-116)

-104 (-104)

-109 (-106)

*) В таблице приведены данные Филиала ОАО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ, в скобках - данные филиала «МРСК Сибири» - «ГАЭС».

Таблица 2.8

Балансы электрической энергии за последние 5 лет *)

Показатель

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Потребление, млн кВт.ч

509,8 (509,8)

536,8 (536,8)

535,8 (541,7)

561,4 (561,4)

554,5 (546,2)

564,1 (564,1)

Выработка, млн кВт.ч

0

0

0

0

Избыток (+), дефицит (-)

-509,8 (-509,8)

-536,8 (-536,8)

-535,8 (-541,7)

-561,4 (-561,4)

-554,5 (-546,2)

-564,1 (-564,1)

*) В таблице приведены данные Филиала ОАО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ, в скобках - данные филиала «МРСК Сибири» - «ГАЭС».

2.11. Динамика основных показателей электроэффективности

по Республике Алтай

Таблица 2.9

Основные показатели электроэффективности Республики Алтай

N п/п

Наименование показателя

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

1.

Электроемкость ВРП, кВтч/тыс. руб.

23,97

20,24

22,7

21,4

20,7

2.

Потребление электроэнергии на душу населения, кВтч/чел. в год

2548

2543

2664

2632

2677,3

3.

Электровооруженность труда в экономике, кВтч/чел. в год

5672

5843

6256

5366

5622,3

2.12. Основные характеристики электросетевого хозяйства

на территории Республики Алтай

На территории Республики Алтай нет объектов, относимых к Единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) и обслуживаемых ОАО «ФСК ЕЭС».

Электросетевое хозяйство представлено электрическими сетями и подстанциями с уровнем напряжения до 110 кВ.

Таблица 2.10

Протяженность ВЛ и КЛ и трансформаторная мощность ПС по

классам напряжения 110 кВ и выше на конец отчетного периода

Класс напряжения

Протяженность ВЛ и КЛ (в одноцепном исполнении), км

Трансформаторная мощность ПС, МВА

110 кВ

1529

381,3

Возраст практически всего основного электросетевого оборудования напряжением 110 кВ на территории РА - свыше 25 лет.

Основной объем распределительных сетей принадлежит ОАО «МРСК Сибири» и обслуживается его филиалом – «Горно-Алтайские электрические сети». В том числе, «ГАЭС» обслуживают электрические сети 0,4 - 110 кВ на территории всех муниципальных образований в Республике Алтай. Площадь обслуживаемой территории - 93 тыс. квадратных километров, протяженность с запада на восток - 465 км, с севера на юг - 360 км, удаленность от центра управления до дальнего РЭС - 465 км.

Таблица 2.11

Краткая характеристика филиала ОАО «МРСК Сибири» -

«Горно-Алтайские электрические сети» и география

присутствия

Наименование РЭС филиала ОАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»

Зона обслуживания, тыс. кв. км

Население территориального округа, тыс. чел.

«Майминский РЭС»

1,29

36,755

«Шебалинский РЭС»

6,81

24,709

«Онгудайский РЭС»

11,75

15,415

«Усть-Канский РЭС»

6,24

15,103

«Усть-Коксинский РЭС»

12,96

17,524

«Турочакский РЭС»

15,55

12,610

«Улаганский РЭС»

38,25

30,692

Филиал ОАО «МРСК Сибири» - ГАЭС»

92,85

152,808

Таблица 2.12

На балансе районов электрических сетей, подведомственных филиалу ОАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС», по состоянию на 01.01.2015 находятся ВЛ 0,4 - 110 кВ в следующем объеме.

Наименование РЭС филиала ОАО «МРСК Сибири»- «ГАЭС»

Протяженность ВЛ

ВЛ 110 кВ

ВЛ 35 кВ

ВЛ 10 кВ

ВЛ 0,4 кВ

Всего

трассе

цепям

трассе

цепям

трассе

цепям

трассе

цепям

трассе

цепям

Майминский РЭС

176,9

205,7

0

0

284,24

284,24

312,04

312,04

773,18

801,98

Шебалинский РЭС

184,6

324,6

0

0

779,25

779,25

421,37

421,37

1385,22

1525,22

Онгудайский РЭС

180,4

196,8

0

0

487,6

487,6

255,64

255,64

923,64

940,04

Усть-Канский РЭС

129,1

143

0

0

600,59

600,59

256,08

256,08

985,77

999,67

Усть-Коксинский РЭС

59,6

59,6

0

0

510,2

510,2

392,25

392,25

962,05

962,05

Турочакский РЭС

116,2

119

18,9

37,8

283,38

283,38

236,93

236,93

655,41

677,11

Улаганский РЭС

240

480

0

0

384,08

384,08

255,32

255,32

879,4

1119,4

Филиал ОАО «МРСК Сибири»- «ГАЭС»

1086,8

1528,7

18,9

37,8

3329,34

3329,34

2129,63

2129,63

6564,67

7025,47

Таблица 2.13

Количество понизительных подстанций 35 кВ и выше, мощность

силовых трансформаторов всех классов напряжения на ПС,

данные об автоматизации и резервировании подстанций, в

разрезе подразделений филиала ОАО «МРСК Сибири»- «ГАЭС»

Наименование подразделения филиала ОАО «МРСК Сибири»- «ГАЭС»

ПС 110 кВ

ПС 35 кВ

ТП 10/0,4 кВ

Кол-во, шт.

Руст, МВА

Кол-во, шт.

Руст, МВА

Кол-во, шт.

Руст, МВА

Майминский РЭС

4

158,0

211

42,2

Шебалинский РЭС

4

35,2

279

33,3

Онгудайский РЭС

4

35,2

200

24,2

Усть-Канский РЭС

2

17,6

202

21,2

Усть-Коксинский РЭС

2

17,6

275

38,3

Турочакский РЭС

5

65,1

1

5,0

130

20,8

Улаганский РЭС

3

52,6

131

23,9

Филиал ОАО «МРСК Сибири»- «ГАЭС»

24

381,3

1

5,0

1428

203,8

Таблица 2.14

Общий физический износ оборудования «ГАЭС»

Тип оборудования

2011, (%)

2012, (%)

2013, (%)

Трансформаторное оборудование

70

70

69,50

Коммутационные аппараты

80

68

67,00

Общий

69,3

69

68,40

ВЛ 35-110 кВ

47

47

47,00

ВЛ 0,4-20 кВ

65

65

65

КЛ 35-110 кВ

0

0,0

0

КЛ 0,4-20 кВ

0

0,0

15,70

Общий

61,7

61,7

62,00

Кроме ОАО «МРСК Сибири», на территории Республики Алтай представлено еще 3 организации, обслуживающие электрохозяйство: МУП «Горэлектросети», ООО «ХолидэйЭнергоТрейд» (сети находятся в аренде у филиала ОАО «МРСК Сибири»- «ГАЭС»), ООО «Южносибирская энергетическая компания» («ЮСЭК») передала электроустановки 110 кВ в филиал ОАО «МРСК Сибири»- «ГАЭС», учтены в объемах ГАЭС).

Таблица 2.15

Наименование организации

Обслуживаемые электроустановки

Район присутствия

ТП 110/6 кВ, МВА

ТП и КТП 10/0,4 и 6/0,4 кВ, шт./МВА

ВЛ - 110 кВ, км

ВЛ - 10 кВ, км

КЛ - 10 кВ, км

ВЛ - 6 кВ, км

ВЛ - 0,4 кВ, км

КЛ - 0,4 кВ, км

МУП «Горэлектросети»

188/83

-

121

50

-

236

40

г. Горно-Алтайск

ООО «ХолидэйЭнергоТрейд»

14

-

27

-

72

123

-

Кош-Агачский, Чойский районы

«Южносибирская энергетическая компания» («ЮСЭК»)

26

-

15

-

-

-

-

-

Чойский район

Карта-схема электрических сетей энергосистемы Республики Алтай приведена в приложении № 1.

2.13. Основные внешние электрические связи энергосистемы

Республики Алтай

Электроснабжение потребителей Республики Алтай осуществляется от электрических сетей Бийского энергоузла Алтайской энергосистемы, который работает в составе объединенной энергосистемы Сибири, по четырем воздушным ЛЭП - 110 кВ: ВЛ 110 кВ ОПП - Майминская (ВЛ ОМ-139), ВЛ 110 кВ Быстрянка - Майминская (ВЛ БМ-85), ВЛ 110 кВ Дмитриевская - Ленинская (ВЛ ДН-86), ВЛ 110 кВ Предгорная - Чергинская (ВЛ ПЧ-3).

Таблица 2.16

Внешние электрические связи энергосистемы Республики Алтай

N п/п

Класс напряжения

Наименование объекта

Протяженность, км

С энергосистемой Алтайского края (с Бийским энергорайоном)

1.

110 кВ

ВЛ 110 кВ ОПП - Майминская (ВЛ ОМ-139)

42,0

2.

110 кВ

ВЛ 110 кВ Быстрянка - Майминская (ВЛ БМ-85)

42,0

3.

110 кВ

ВЛ 110 кВ Дмитриевская - Ненинская (ВЛ ДН-86)

65,9

4.

110 кВ

ВЛ 110 кВ Предгорная - Чергинская (ВЛ ПЧ-3)

51,8

5.

110 кВ

ВЛ 110 кВ Солонешенская - Совхозная I цепь с отпайкой на ПС Черно-Ануйская (ВЛ СС-179)

24,6

6.

110 кВ

ВЛ 110 кВ Солонешенская - Совхозная II цепь с отпайкой на ПС Черно-Ануйская (ВЛ СС-178)

24,6

              6 ВЛ 110 кВ

*) Территория Республики Алтай входит в энергосистему Алтайского края и Республики Алтай (Алтайская энергосистема).

Рисунок 2.3. Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Республики Алтай

3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на

территории Республики Алтай

Республика Алтай находится на грани дефицита электроэнергии, особенно в зимние месяцы максимума потребления электроэнергии. Пропускная способность по четырем питающим ВЛ - 110 кВ исчерпана полностью, пик мощности в 2012 году превысил 116 МВт (по данным филиала ОАО «МРСК Сибири» - «ГАЭС»). В 2014 году по данным зимнего контрольного замера переток мощности в республику составил 109 МВт. За первое полугодие 2015 года максимальное значение перетока зафиксировано на уровне 110 МВт. Это приводит к ограничениям подключения новых потребителей электроэнергии и сдерживает развитие экономики региона (результаты расчетов электрических режимов приведены на листах 1 - 10 приложения № 4). Безотлагательно требуется решить вопрос усиления связи с единой энергосистемой и обеспечить генерацию электроэнергии на территории Республики Алтай.

Отличительной особенностью энергосистемы Республики Алтай является крайне неравномерный график потребления электроэнергии и мощности по сезонам года, летний минимум составляет только одну четвертую часть зимнего максимума. Это является следствием того, что значительная часть электроэнергии расходуется на отопление. В результате, в «перегруженных электрических сетях, при прохождении зимнего максимума, складываются недопустимо высокие технические потери электроэнергии и недопустимо высокий уровень потерь напряжения, особенно в сетях 0,4 кВ. В режиме летнего «недогруза», на концах холостых протяженных линий 110 кВ фиксируется недопустимо высокий уровень напряжения, как в переходных так и в установившихся режимах работы сетей. Установившееся напряжение свыше 125 кВ, в целом ряде центров питания 110 кВ, обычное дело, что определяет тяжелые режимы работы изоляции высоковольтного оборудования.

Радиальная конфигурация сети 110 кВ и большие протяженности ЛЭП (максимальная протяженность сети 110 кВ от ПС 220 кВ Бийская, расположенной в городе Бийске, до самой удаленной ПС 110 кВ «Кош-Агачская» более 600 км), многие из которых одноцепные, определяют низкий уровень надежности электроснабжения, особенно при ремонтных схемах и в послеаварийных режимах.

Суммарная протяженность распределительных сетей напряжением 10 и 0,4 кВ более 6 тыс. км. Их основная часть построена в шестидесятых - восьмидесятых годах прошлого века. Для линий 10 кВ был использован сталеалюминиевый провод сечением 35 - 70 квадратных мм, а для линий 0,4 кВ - алюминиевый провод сечением 16 - 35 кв. мм. При этом максимальные протяженности ВЛ 10 кВ достигают 100 км, а длина фидеров - 0,4 кВ, зачастую более 2 км. Большая часть электрических сетей эксплуатируется за пределами нормативного срока службы. Конфигурация сети 10/0,4 кВ также морально устарела и не соответствует требованиям надежности и качества электроснабжения.

Протяженность значительной части линий 0,4 кВ превышает допустимую, по условиям потерь напряжения и чувствительности защиты от коротких замыканий.

В распределительных сетях сохраняется недопустимо высокий уровень технических и коммерческих потерь электроэнергии. Практически пятая часть отпущенной в сеть электроэнергии, теряется при ее передаче и распределении и не доходит до потребителя.

В большинстве случаев на дизельных электростанциях, предназначенных для электроснабжения населенных пунктов, расположенных в труднодоступных горных районах, эксплуатируется физически изношенное энергетическое оборудование, что обусловливает низкие технико-экономические показатели работы дизельных электростанций, низкие качество и надежность электроснабжения потребителей. Удельные расходы топлива на большинстве дизельных электростанций достигают 457 г условного топлива/кВт.ч, что в 1,5 раза превышает средний нормативный расход топлива.

Низкие технико-экономические показатели большинства дизельных электростанций, высокие цены на дизельное топливо и высокие транспортные тарифы (что особенно сказывается в отдаленных районах) приводят к высокой себестоимости производства электроэнергии на дизельных электростанциях.

Таблица 3.1 *)

Перечень энергодефицитных районов субъекта Республики Алтай

N п/п

Наименование

Географическое расположение

Энергодефицит МВт, тыс. кВт.ч

1.

Вся территория

Республика Алтай

109 МВт *),

564,146 тыс. кВт.ч *)

*) По данным за 2014 год.

4. Основные направления развития электроэнергетики

Республики Алтай

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики

Республики Алтай

Основной целью развития электроэнергетики Республики Алтай является обеспечение развития эффективной многоотраслевой экономики на основе ликвидации дефицита в энергоресурсах и обеспечения их доступной цены и высокого качества на всей территории субъекта. Одним из возможных вариантов реализации поставленной цели является создание на основе имеющихся на территории, возобновляемых, прежде всего, гидро- и гелеоэнергетических ресурсов.

Основные задачи развития электроэнергетики региона:

- развитие энергетической инфраструктуры, инженерных электросетевых коммуникаций Республики Алтай, повышение энергоэффективности и снижение потерь при передаче и распределении электроэнергии, усиление внешних связей с единой энергосистемой;

- создание эффективных генерирующих мощностей на основе строительства источников тепловой и электрической энергии с максимальным использованием природных возобновляемых ресурсов и когенерации.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии мощности

на 5-летний период

Прогноз потребления электроэнергии

В настоящей Программе принято два варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности (таблица 4.1):

прогноз потребления электроэнергии и максимума нагрузки Республики Алтай, разработанный Филиалом ОАО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ (вариант 1 - базовый);

прогноз потребления электроэнергии и максимума нагрузки Республики Алтай, разработанный на основе данных, предоставленных Правительством Республики Алтай (вариант 2 - оптимистический).

Таблица 4.1

Прогноз потребления электроэнергии

Показатель

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

Вариант 1 - базовый

Электропотребление, млн кВт.ч

567

569

570

571

573

577

Абсолютный прирост электропотребления, млн кВт.ч

-

6

6

5

5

4

Среднегодовые темпы прироста, %

-

1,09

1,08

0,89

0,88

0,7

Вариант 2 - оптимистический

Прогноз потребления электроэнергии

604

683

702

707

712

717

Абсолютный прирост электропотребления, млн кВт.ч

-

79

19

5

5

5

Среднегодовые темпы прироста, %

-

13,08

2,78

0,71

0,71

0,7

Прогноз электропотребления

Рисунок 4.1. Прогноз электропотребления Республики Алтай

Основной прирост электропотребления ожидается за счет строящихся и планируемых потенциальных потребителей электрической энергии, а это сегодня: объекты туристско-рекреационного типа, в том числе входящие в Особую экономическую зону «Долина Алтая», всесезонный горнолыжный спортивно-оздоровительный, санаторно-туристический комплекс «Манжерок», предприятия горнорудной и лесной промышленности, строительной индустрии, переработки мясомолочной продукции и лекарственно-технического сырья, объекты социальной сферы, жилищно-коммунального хозяйства и прочие потребители.

Таблица 4.2

Заявки потребителей на присоединение к

электрической сети *)

N п/п

Наименование потребителя

Место расположения

Год ввода

Номинальная нагрузка (увеличение нагрузки), МВт

Годовое потребление электроэнергии, млн кВт.ч

1.

Прочие заявители до 100 кВт

Усть-Коксинский район

2015

0,03

0,159

2.

Прочие заявители до 100 кВт

Улаганский район

2015

0,03

0,159

3.

МАУ «ТЕЛЕСЕТЬ»

Турочакский район

2015

0,10

0,531

4.

ООО «Авелар Солар Технолоджи» («Ининская СЭС»)

Онгудайский район

2019

25 (генерация)

5.

Прочие заявители до 100 кВт

Кош-Агачский район

2015

0,92

4,883

6.

ООО «Кош-Агачская СЭС-2»

с. Кош-Агач

2015

5 (генерация)

7.

Прочие заявители до 100 кВт

Майминский район

2015

0,43

2,282

8.

ООО «Жемчужины Алтая» (административное здание)

Майминский район

2015

0,10

0,531

9.

ООО «Жемчужины Алтая» (административное здание)

Майминский район

2015

0,10

0,531

10.

Министерство регионального развития РА (ОЭЗ «Долина Алтая»)

Майминский район

2015

2,80

14,862

11.

Министерство регионального развития РА (ОЭЗ «Долина Алтая»)

Майминский район

2016

3,60

17,775

12.

Министерство регионального развития РА (ОЭЗ «Долина Алтая»)

Майминский район

2017

3,60

17,100

13.

МВД по Республике Алтай (центр кинологической службы)

Майминский район

2016

0,36

1,787

14.

ООО «Горно-Строй» (застройка жилых домов)

Майминский район

2015

1,20

6,369

15.

Администрация МО «Майминский район» (микрорайон «Хмельники»)

Майминский район

2016

0,32

1,580

16.

ООО «Чуйское»

(производственный комплекс)

Майминский район

2016

0,60

2,963

17.

Прочие заявители до 100 кВт

Майминский район

2015

0,10

0,531

18.

ГУКП «УКС РА» (расчистка и углубление оз. «Манжерокское»)

Майминский район

2015

0,46

2,447

19.

ЗАО «Горнолыжный комплекс «Манжерок» (санаторно-туристический комплекс)

Майминский район

2015

2,90

15,392

ЗАО «Горнолыжный комплекс «Манжерок» (санаторно-туристический комплекс)

Майминский район

2016

2,37

1,827

20.

Прочие заявители до 100 кВт

Майминский район

2015

0,16

0,823

21.

ООО «Алтай Резорт» (комплекс)

Майминский район

2015

0,19

1,008

22.

ДНТ «Алтай»

Майминский район

2015

0,35

1,858

23.

Прочие заявители до 100 кВт

Онгудайский район

2015

0,85

4,512

24.

ООО «Авелар Солар Технолоджи» («Онгудайская СЭС»)

Онгудайский район

2018

5 (генерация)

25.

Прочие заявители до 100 кВт

Турочакский район

2015

0,43

2,282

26.

Прочие заявители до 100 кВт

Улаганский район

2015

0,11

0,584

27.

Администрация МО «Улаганский район» (микрорайон «Кубадринский»)

Улаганский район

2016

0,22

1,086

28.

Администрация МО «Улаганский район» (микрорайон «Мандилу»)

Улаганский район

2016

2,75

13,578

29.

Прочие заявители до 100 кВт

Усть-Канский район

2015

0,10

0,531

30.

Администрация МО «Усть-Канский район» (микрорайон «Озерный»)

Усть-Канский район

2016

1,59

7,851

31.

ООО «Авелар Солар Технолоджи» («Усть-Канская СЭС»)

Усть-Канский район

2015

5 (генерация)

32.

Прочие заявители до 100 кВт

Усть-Коксинский район

2015

0,40

2,123

33.

Администрация МО «Усть-Коксинский район» (микрорайон «Башталинка»)

Усть-Коксинский район

2016

2,77

13,677

34.

Администрация МО «Чемальский район» (микрорайон «Верх-Барангол»)

Чемальский район

2016

0,40

1,975

35.

Прочие заявители до 100 кВт

Шебалинский район

2015

0,70

3,715

36.

Администрация МО «Шебалинский район» (микрорайон «Покатайка»)

Шебалинский район

2016

2,23

11,011

37.

Прочие заявители до 100 кВт

Чемальский район

2015

0,24

1,274

38.

Администрация МО «Чемальский район» (микрорайон «Аэродром»)

Чемальский район

2016

0,40

1,975

39.

ООО «Баррион»

Чемальский район

2015

0,15

0,796

40.

ООО «Баррион»

Чемальский район

2015

0,30

1,592

41.

ООО «Баррит - Северо-Запад»

Чемальский район

2015

0,30

1,592

Итого

нагрузка

32,658

генерация

40

*) По данным «ГАЭС».

Прогноз максимума нагрузки

Таблица 4.3

Прогноз максимума нагрузки Республики Алтай

Показатель

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

Вариант 1 - базовый

Максимум нагрузки, МВт

110

114

115

116

117

118

Среднегодовые темпы прироста, %

-

3,64

0,88

0,87

0,86

0,85

Вариант 2 - оптимистический

Максимум нагрузки, МВт

123

139

143

144

145

146

Среднегодовые темпы прироста, %

-

13,01

2,88

0,7

0,69

0,69

Рисунок 4.2. Прогноз максимума нагрузки Республики Алтай

В соответствии с перечнем заявок потребителей на техприсоединение к электрическим сетям, предоставленным филиалом ОАО «МРСК Сибири»- «ГАЭС», по Республике Алтай можно ожидать увеличения присоединенных мощностей потребителей к 2020 году на 32,65 МВт (для оптимистического варианта развития).

4.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по

отдельным частям энергосистемы Республики Алтай

На территории Республики Алтай нет явно выраженных энергорайонов.

4.4. Перечень планируемых к строительству и выводу из

эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях

Республики Алтай

В настоящее время в Республике Алтай отсутствуют электростанции, связанные с региональной энергосистемой.

В 2015 году выведен на рынок первый источник электроэнергии, присоединенный к энергосистеме, на территории Республики Алтай - СЭС-1 с установленной мощностью 5 МВт в с. Кош-Агач.

В соответствии со Схемой и Программой развития ЕЭС России на 2015 - 2021 годы (далее - СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы) перечень генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации, ввод которых предусмотрен на территории Республики Алтай, приведен в таблице 4.4.

Таблица 4.4

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид топлива

Тип ввода

Мощность

Год ввода

Кош-Агачская СЭС-2 (солнечные агрегаты)

ООО «Авелар Солар Техно лоджии»

нет топлива

новое строительство

5,0

2015

Ввод объектов электросетевого хозяйства влияющих на энергосистему Республики Алтай в рассматриваемом периоде (2016 - 2020 годы), СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы не предусматривается.

В рамках дополнительного оптимистического варианта предусматривается развитие собственных генерирующих источников электроэнергии, не вошедших в СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы.

В соответствии с информацией, представленной Министерством регионального развития Республики Алтай, в период с 2016 по 2020 годы планируется проектирование, строительство и ввод объектов генерации, указанных в таблицах 4.5 и 4.6. В данный перечень вошли как электростанции, использующие возобновляемые ресурсы, так и электростанции на газовом топливе, которые устанавливаются в непосредственной близости от потребителей тепла и используют принцип когенерации.

Реализация данных проектов позволит:

полностью удовлетворить спрос регионального рынка энергии и мощности Республики Алтай в летние месяцы;

поэтапно сокращать дефицит электрических мощностей в зимний период максимального спроса;

снизить потери в сетях и повысить эффективность электрических сетей.

Таблица 4.5

Перечень новых и расширяемых электростанций

Республики Алтай на 5-летний период

N п/п

Наименование электростанции

Принадлежность к компании

Год ввода

Вид топлива (для ТЭС)

Обоснование необходимости ввода

Вводимая мощность, МВт, Гкал/ч

Место расположения

Площадь резервирования земель, га

Номер блока, тип оборудования

1.

Солнечная электростанция в с. Кош-Агач I этап

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2015 *

Системный источник генерации

5,0

с. Кош-Агач

20 га

2.

Солнечная электростанция в с. Кош-Агач II этап

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2015 *

Системный источник генерации

5,0

с. Кош-Агач

20 га

3.

Солнечная электростанция в с. Усть-Кан

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2016

Системный источник генерации

5,0

с. Усть-Кан

20 га

4.

Солнечная электростанция в с. Онгудай

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2018

Системный источник генерации

5,0

с. Онгудай

20 га

5.

Солнечная электростанция в с. Иня МО «Онгудайский район»

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2019

Системный источник генерации

25,0

с. Иня МО «Онгудайский район»

100 га

6.

Газопоршневая тепловая электростанция (ГПТЭС) в с. Майма

ООО «Сетьстрой сервис»

2020

Природный газ

Системный гарантированный источник генерации

20,0

с. Майма

Определяется проектом

7.

МГЭС Мульта-1 (3 x 12 МВт) *

ЗАО «Алтайская генерирующая компания»

2020

Источник базисной мощности

36,0

Усть-Коксинский район

Определяется проектом

8.

Каскад МГЭС на реке Чуя, в т.ч. МГЭС «Чибит» (24 МВт)

ЗАО «Алтайская генерирующая компания»

2020

Источник базисной мощности

24,0

Улаганский район

Определяется проектом

9.

МГЭС «Уймень»

инвестор

2020

Источник базисной мощности

10,0

Чойский район

Определяется проектом

10.

Солнечная электростанция в с. Майма МО Майминский район

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2021 **

Системный источник генерации

25,0

МО Майминский район

115 га

11.

ТЭС ОЭЗ ТРТ «Долина Алтая»

ОЭЗ ТРТ «Долина Алтая»

2021 **

Природный газ

Системный гарантированный источник генерации

25,0

МО Майминский район

0,6

12.

ГТЭС в с. Майма

Не определен

2021 **

Природный газ

Системный гарантированный источник генерации

96,0

МО Майминский район

Определяется проектом

* В базовом варианте развития, в соответствии с СиПР ЕЭС России, учтен только ввод двух солнечных электростанций в с. Кош-Агач в 2015 году, с суммарной мощностью 10 МВт.

** Срок ввода - определен предварительно и в настоящей работе не учитываются.

4.5. Прогноз возможных объемов развития энергетики

Республики Алтай на основе ВИЭ и местных видов топлива

Республика Алтай - один из немногих регионов Российской Федерации, на территории которого до вывода на рынок СЭС-1 в с. Кош-Агач (с установленной мощностью 5 МВт) не было источников электроэнергии мощностью более 5 МВт.

Производство электроэнергии ограничивалось небольшими дизельными электростанциями в труднодоступных горных населенных пунктах и малыми гидроэлектростанциями: «Кайру» мощностью 400 кВт и «Джазатор» мощностью 630 кВт, которые работают на выделенную нагрузку без возможности присоединения к единой сети энергосистемы.

В настоящее время в удаленных от электрических сетей населенных пунктах вводятся в работу комплексные энергоустановки небольшой единичной мощности (до 300 кВт), объединяющие источники бесперебойного питания с дизельгенераторами и электростанциями на основе возобновляемых ресурсов: ветра, воды, солнца. В качестве примера можно привести следующие проекты: Малая ГЭС в с. Аргут мощностью 60 кВт, солнечно-дизельная электростанция в селе Яйлю (100 кВт), солнечно-дизельные электростанции в селе Суранаш (30 кВт), Курмач-Байгол (100 кВт), ветряная электростанция в селе Балыкча (300 кВт), гидроветроэлектростанция в селе Коо (100 кВт), гидросолнечная энергетическая установка в селе Язула (100 + 100 кВт) и т.д. На начало 2016 года предполагается работа двух СЭС в с. Кош-Агач, общей мощностью 10 МВт.

Для обеспечения электроэнергией предприятий электрометаллургии, сельского хозяйства, объектов туризма и рекреации, а также объектов социального назначения южных районов республики предполагается дальнейшее развитие генерирующего комплекса на базе возобновляемых источников энергии. Базовой частью генерирующего комплекса предполагается каскад малых ГЭС в среднем течении реки Чуя.

Для горячего водоснабжения потребителей с минимизацией расходов на топливо и электроэнергию (энергосбережение) предусматривается использование комплексов горячего водоснабжения на базе солнечных коллекторов.

Потенциал развития использования возобновляемых ресурсов на территории Республики Алтай очень значителен и, безусловно, превышает внутренние потребности региона в электроэнергии. Перечень электростанций мощностью 5 МВт и выше, использующих возобновляемые ресурсы, включаемых в данную Программу по предложению Министерства регионального развития Республики Алтай, приведен в таблице 4.6.

Строительство электростанций, использующих местные виды топлива, в рассматриваемый пятилетний период не предполагается.

Таблица 4.6

N п/п

Наименование электростанции

Принадлежность к компании

Год ввода

Вид ВИЭ

Вводимая мощность, МВт, Гкал/ч

Гарантированная мощность в максимум нагрузки

Место расположения

Удельные капиталовложения, тыс. руб./кВт

Номер блока, тип оборудования

1.

Солнечная электростанция в с. Кош-Агач N 1

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2015 *

Солнечная энергия

5,0

0

с. Кош-Агач

115

2.

Солнечная электростанция в с. Кош-Агач N 2

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2015 *

Солнечная энергия

5,0

0

с. Кош-Агач

115

3.

Солнечная электростанция в с. Усть-Кан

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2016

Солнечная энергия

5,0

0

с. Усть-Кан

115

4.

Солнечная электростанция в с. Онгудай

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2018

Солнечная энергия

5,0

0

с. Онгудай

115

5.

Солнечная электростанция в с. Иня МО «Онгудайский район»

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2019

Солнечная энергия

25,0

0

с. Иня МО «Онгудайский район»

115

6.

МГЭС Мульта-1 (3 x 12 МВт)

ЗАО «Алтайская генерирующая компания»

2020

Гидроресурсы

36,0

9,0

Усть-Коксинский район

150

7.

Каскад МГЭС на реке Чуя, в т.ч. МГЭС «Чибит» (24 МВт)

ЗАО «Алтайская генерирующая компания»

2020

Гидроресурсы

24,0

6,0

Улаганский район

140

8.

МГЭС «Уймень»

инвестор не определен

2020

Гидроресурсы

10,0

2,5

Чойский район

150

9.

Солнечная электростанция в с. Майма МО Майминский район

ООО «АвеларСоларТехнолоджи»

2021

Солнечная энергия

25,0

0

Майминский район

115

* В соответствии с СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы.

** Срок ввода - определен предварительно и в настоящей работе не учитывается.

4.6. Общая оценка балансовой ситуации

(по электроэнергии и мощности) на 5-летний период

Оценка перспективной балансовой ситуации для каждого варианта прогноза потребления выполнена на основе балансов электроэнергии и мощности.

Балансы мощности разработаны на час зимнего и летнего максимумов нагрузок каждого года рассматриваемого периода.

Формирование балансов выполнено с учетом следующего: располагаемая мощность СЭС в зимние периоды максимумов принята равной 0, т.к. час максимума нагрузок приходится на темное время суток, в летний период располагаемая мощность СЭС принята равной установленной (5 МВт);

располагаемая мощность МГЭС в зимние периоды в виду ледовых ограничений на реках и сокращением водотока принята в объеме 25%. В летние периоды располагаемая мощность МГЭС принята равной установленной;

объекты генерации в балансах электроэнергии и мощности учитываются с года следующего за годом ввода.

Объекты генерации установленной мощностью 5 МВт и более, не включенные в СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 гг., учтены в оптимистическом варианте. Объекты ввод, которых планируется после 2020 года, в прогнозных балансах не учитываются.

Таблица 4.7

Балансы мощности на час зимнего максимума нагрузок

для варианта 1

Показатель

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

Потребление, МВт

110

114

115

116

117

118

Установленная мощность объектов генерации, МВт

10

10

10

10

10

10

Кош-Агачские СЭС

10

10

10

10

10

10

Располагаемая мощность, МВт

0

0

0

0

0

0

Кош-Агачские СЭС

0

0

0

0

0

0

Избыток (+), дефицит (-), МВт

-110

-114

-115

-116

-117

-118

Таблица 4.8

Балансы мощности на час летнего максимума нагрузок

для варианта 1

Показатель

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

Потребление, МВт

66

68

69

70

70

71

Установленная мощность объектов генерации, МВт

10

10

10

10

10

10

Кош-Агачские СЭС

10

10

10

10

10

10

Располагаемая мощность, МВт

10

10

10

10

10

10

Кош-Агачские СЭС

10

10

10

10

10

10

Избыток (+), дефицит (-), МВт

-56

-58

-59

-60

-60

-61

Таблица 4.9

Балансы мощности на час зимнего максимума нагрузок

для варианта 2

Показатель

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Потребление, МВт

123

139

143

144

145

146

146

Установленная мощность объектов генерации, МВт

10

10

15

15

20

20

135

Кош-Агачские СЭС

10

10

10

10

10

10

10

СЭС в с. Усть-Кан

5

5

5

5

5

СЭС в с. Онгудай

5

5

5

СЭС в с. Иня

25

ТЭС на газе в с. Майма

20

МГЭС Мульта-1

36

МГЭС "Чибит"

24

МГЭС Уймень

10

Располагаемая мощность, МВт

0

0

0

0

0

0

37

Кош-Агачские СЭС

0

0

0

0

0

0

0

СЭС в с. Усть-Кан

0

0

0

0

0

0

СЭС в с. Онгудай

0

0

0

0

СЭС в с. Иня

0

0

0

ТЭС на газе в с. Майма

20

МГЭС Мульта-1

9

МГЭС "Чибит"

6

МГЭС Уймень

2

Избыток (+), дефицит (-), МВт

-123

-139

-143

-144

-145

-146

-109

Таблица 4.10

Балансы мощности на час летнего максимума нагрузок

для варианта 2

Показатель

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Потребление, МВт

74

83

86

86

87

88

88

Установленная мощность объектов генерации, МВт

5

15

15

20

20

45

135

Кош-Агачские СЭС

5

10

10

10

10

10

10

СЭС в с. Усть-Кан

5

5

5

5

5

5

СЭС в с. Онгудай

5

5

5

5

СЭС в с. Иня

25

25

ТЭС на газе в с. Майма

20

МГЭС Мульта-1

36

МГЭС "Чибит"

24

МГЭС Уймень

10

Располагаемая мощность, МВт

5

15

15

20

20

45

120

Кош-Агачские СЭС

5

10

10

10

10

10

10

СЭС в с. Усть-Кан

5

5

5

5

5

5

СЭС в с. Онгудай

5

5

5

5

СЭС в с. Иня

25

25

ТЭС на газе в с. Майма

5

МГЭС Мульта-1

36

МГЭС "Чибит"

24

МГЭС Уймень

10

Избыток (+), дефицит (-), МВт

-69

-68

-71

-66

-67

-43

32

Таблица 4.11

Балансы электрической энергии для варианта 1

Показатель

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

Потребление, млн кВт.ч

551

557

563

568

573

577

Выработка всего, млн кВт.ч, в т.ч.:

1,95

3,6

3,6

3,6

3,6

3,6

Кош-Агачские СЭС

1,95

3,6

3,6

3,6

3,6

3,6

Получение электроэнергии из Бийского энергорайона, млн кВт.ч

549,05

553,4

559,4

564,4

569,4

573,4

Число часов использования установленной мощности электростанций

Кош-Агачские СЭС

390

720

720

720

720

720

Таблица 4.12

Балансы электрической энергии для варианта 2

Показатель

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Потребление, млн кВт/ч

604

683

702

707

712

717

717

Выработка всего, млн кВт/ч, в т.ч.:

1,95

3,6

5,4

5,4

7,2

16,2

474,06

Кош-Агачские СЭС

1,95

3,6

3,6

3,6

3,6

3,6

13,46

СЭС в с. Усть-Кан

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

СЭС в с. Онгудай

1,8

1,8

1,8

СЭС в с. Иня

9

9

ТЭС на газе в с. Майма

160

МГЭС Мульта-1

150

МГЭС "Чибит"

100

МГЭС Уймень

38

Получение электроэнергии из Бийского энергорайона, млн кВт.ч

602,05

679,4

696,6

701,6

704,8

700,8

242,94

Число часов использования установленной мощности электростанций

Кош-Агачские СЭС

390

720

720

720

720

720

720

СЭС в с. Усть-Кан

720

720

720

720

720

СЭС в с. Онгудай

720

720

720

СЭС в с. Пня

720

720

ТЭС на газе в с. Майма

8000

МГЭС Мульта-1

4167

МГЭС "Чибит"

4167

МГЭС Уймень

3800

Балансы мощности на час зимнего и летнего максимумов нагрузки в период 2016 - 2020 годов в Республике Алтай для варианта 1 (базового) складываются дефицитными.

Балансы мощности на час зимнего максимума нагрузки в период 2016 - 2020 годы в Республике Алтай для варианта 2 (оптимистического) также складываются дефицитными в рассматриваемом периоде 2016 - 2020 годов.

Это связано с сезонным снижением нагрузок МГЭС и СЭС.

Начиная с 2021 года, в час летнего максимума нагрузки балансы мощности годы во втором варианте (оптимистического) балансы мощности на час летнего максимума нагрузки балансы мощности прогнозируются избыточными.

По данным СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы прогнозные балансы электроэнергии и мощности в ОЭС Сибири до 2020 года - избыточны. В этой связи, поскольку стоимость электроэнергии, производимой на СЭС, ТЭС, МГЭС «Чибит», МГЭС «Мульта», МГЭС «Уймень», с учетом их неравномерного характера работы в течение суток или года, а также стоимости строительства объектов электросетевого хозяйства и реализации мероприятий, обеспечивающих выдачу мощности станций, может сложиться недопустимо высокой, принятие решения о строительстве каждого из указанных объектов генерации, должно приниматься на основании дополнительных технико-экономических обоснований.

4.7. Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше

При составлении программы развития электрических сетей на территории Республики Алтай были учтены:

СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы;

предложения Филиала ОАО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ;

предложения Правительства Республики Алтай.

Для обеспечения прогнозного потребления Республики Алтай по основному варианту 1 и повышения надежности электроснабжения существующих потребителей на территории Республики Алтай, а также создания возможности технологического присоединения новых, в первую очередь необходимо выполнить усиление внешних связей с Бийским энергорайоном Алтайской энергосистемы:

требуется дополнительное строительство объектов электросетевого хозяйства 110 кВ. Ниже приведен объем строительства по годам:

2016 год:

- строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 «Сибирская монета» до ПС 110/10 кВ «Манжерокская»;

- реконструкция ПС 110 кВ Манжерокская с установкой секционного выключателя 110 кВ.

2017 год:

- строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 «Сибирская монета» до ПС 110/10 кВ «Алтайская долина».

Такая последовательность ввода объектов позволит обеспечить присоединение дополнительной нагрузки потребителей (ОЭЗ ТРТ «Долина Алтая», ГЛК «Манжерок»). Это даст возможность использования участка (3,8 км) существующей ВЛ 110 кВ Сигнал - Манжерокская (ВЛ СМ-1413) между опорами № 59 - № 75 при строительстве ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 «Сибирская монета» до ПС 110/10 кВ «Алтайская долина», а также облегчит организацию строительства указанной ВЛ.

Выдача мощности Кош-Агачских СЭС осуществляется на напряжении 10 кВ через ЛЭП 10 кВ на шины 10 кВ ПС 110 кВ Кош-Агачская и дополнительного строительства (реконструкции) в сети 110 кВ не требует.

Для подтверждения достаточности предложенных мероприятий выполнены расчеты режимов на час зимнего и летнего максимумов нагрузок 2016 - 2020 годов.

Результаты расчетов режимов в графическом виде приведены в приложении № 4 к настоящей Программе.

В работе принято, что зимний максимум потребления наблюдается в декабре прогнозного года.

Анализ результатов расчетов электрических режимов показал, что предложенный объем развития сетей 110 кВ достаточен для обеспечения прогнозного потребления в нормальных схемах во всех рассматриваемых годах.

Стоит отметить, что в связи с повышением уровней напряжения в летние периоды необходимо обеспечить работу Кош-Агачских СЭС в режиме потребления реактивной мощности, а также постоянную работу шунтирующего реактора на ПС 110 кВ Кош-Агачская.

В настоящей работе разработаны мероприятия по развитию сетей 110 кВ, обеспечивающие покрытие потребления Республики Алтай по варианту 2 (оптимистическому), а также обеспечивающие выдачу мощности объектов генерации.

Дополнительно к мероприятиям для варианта 1 (базового) требуется развитие электрической сети напряжением 110 кВ на территории Республики Алтай, связанное со следующими основными факторами: обеспечение выдачи мощности объектов генерации, обеспечение присоединения новых потребителей.

К схемам выдачи мощности предъявляются следующие основные требования:

должна быть обеспечена выдача всей располагаемой мощности станции, в том числе и с учетом принципа №-1 (например, отключение одной из отходящих ВЛ). Методические рекомендации по проектированию развитием энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России № 281 от 30 июня 2003 года;

при проектировании энергосистем при возмущении группы I в сети 110 кВ в нормальной схеме должна быть обеспечена устойчивость без применения противоаварийной автоматики. Методические указания по устойчивости энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России № 277 от 30 июня 2003 года.

Ниже приведены предварительные варианты схем выдачи мощности каждого из объектов генерации.

Присоединение всех заявленных СЭС планируется к шинам 10 кВ ближайших ПС 110 кВ.

На ПС 110 кВ Ининская установлены силовые трансформаторы 110/10 кВ мощностью по 2,5 МВА каждый. Для обеспечения выдачи мощности присоединяемой к шинам 10 кВ Ининская СЭС (25 МВт) потребуется реконструкция данной ПС, с заменой трансформаторов (Т-1, Т-2) на трансформаторы мощностью 25 МВА.

Присоединение ТЭС на газе в с. Майма к энергосистеме планируется к шинам 10 кВ ПС 110 кВ Майминская путем строительства четырех ЛЭП 10 кВ.

Точное количество и параметры ЛЭП 10 кВ, а также необходимость дополнительных мероприятий по обеспечению выдачи мощности генерирующих объектов должны быть определены на этапе проектирования.

Для обеспечения выдачи мощности МГЭС Чибит потребуется строительство ПС 110 кВ Чибитская с заходом существующей двухцепной ВЛ 110 кВ Ининская - Акташская с образованием четырех новых ВЛ 110 кВ. Также потребуется дополнительное усиление сети 110 кВ от ПС 110 кВ Ининская в сторону ПС 110 кВ Чергинская, т.к. аварийное отключение участка транзита 110 кВ ПС Чергинская - ПС Ининская приводит к ограничению выдачи мощности МГЭС Чибит.

Для обеспечения выдачи мощности МГЭС Мульта-1 требуется строительство ПС 110 кВ Мультинская со строительством ВЛ 110 кВ Усть-Коксинская - Мультинская и ВЛ 110 кВ Мультинская - Ининская.

Строительство ВЛ 110 кВ Усть-Коксинская - Мультинская и ВЛ 110 кВ Ининская - Мультинская, кроме обеспечения выдачи мощности МГЭС Мульта-1, позволит повысить надежность электроснабжения потребителей указанных районов. Так аварийное отключение участка транзита 110 кВ ПС Чергинская - ПС Ининская приводит к полному погашению Шабалинского, Онгудайского, Улаганского, Кош-Агачского районов, а транзита 110 кВ ПС Чергинская - ПС Усть-Коксинская к полному погашению Усть-Коксинского и Усть-Канского районов, даже с учетом работы МГЭС Чибит на выделенный район нагрузки.

В случае реализации всех перечисленных в таблицах 4.5 и 4.6 проектов, для обеспечения выдачи максимальной мощности потребуется установка дополнительных средств компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ для регулирования уровней напряжения (сезонного, суточного). Альтернативой этих мероприятий может быть создание объектов с потреблением электрической мощности порядка 50 МВт, на территории МО «Кош-Агачский раон», МО «Улаганский район», МО «Усть-Коксинский район».

Присоединение МГЭС Уймень к энергосистеме планируется к шинам 10 кВ ПС 110 кВ Рудничная путем строительства четырех ЛЭП 10 кВ.

С учетом фактической загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ и прогнозируемых приростов нагрузки в соответствии с информацией предоставленной Правительством Республики Алтай потребуется как мероприятия по строительству новых сетевых объектов 110 кВ, так и реконструкция существующих.

2016 год:

- реконструкция ПС 110 кВ Шебалинская с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 (2 x 10 МВА);

- реконструкция ПС 110 кВ Горно-Алтайская с заменой трансформатора Т-1 (25 МВА).

2017 год:

- реконструкция ПС 110 кВ Горно-Алтайская с заменой трансформатора Т-2 (25 МВА);

- реконструкция ПС 110 кВ Усть-Коксинская с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 (2 x 10 МВА);

- строительство ПС 110 кВ Чемальская с переводом участка существующей ВЛ от ПС 110 кВ Элекманарская на проектный класс напряжения 110 кВ: программой развития туризма в Чемальском районе планируется организация туристических баз круглогодичного пребывания.

2019 год:

- строительство ВЛ 110 кВ Манжерокская - Эликманарская: для передачи мощности из южной части энергосистемы Республики Алтай в центральную часть в связи с планируемым вводом солнечных электростанций суммарной установленной мощностью 40 МВт;

- строительство новой ПС 110 кВ Алферовская: для обеспечения присоединения объектов комплексной застройки в северной части города Горно-Алтайск и села Майма;

- строительство ПС 110 кВ Урлу-Аспакская с питающей ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Алферовская: новый центр питания в рамках развития туристического кластера в районе Каракольских озер. В настоящее время в район Каракольских озер нельзя добраться цивилизованным способом. Программой развития туризма запланировано строительство автомобильной дороги Урлу-Аспак - Каракольские озера с дальнейшим развитием инфраструктуры в том числе централизованного электроснабжения (ближайшая ПС 110 кВ находится на расстоянии более 50 км);

- реконструкция ПС 110 кВ Ининская с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 (2 x 25 МВА).

2020 год:

- строительство ПС 110 кВ Ташантинская с питающей ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Кош-Агачская: в связи с планируемым вводом в Кош-Агачском районе таможенно-логистического терминала на государственной границе РФ с Республикой Монголией.

Для определения достаточности предложенных дополнительных мероприятий выполнены расчеты электрических режимов на час зимнего и летнего максимумов нагрузок 2021 года (год следующего за годом ввода всех предлагаемых объектов генерации). Результаты расчетов режимов в графическом виде приведены в приложении № 5.

4.8. Уточнение «узких мест» в электрической

сети напряжением 110 кВ и выше

По результатам расчетов электрических режимов работы сети и анализа балансов электроэнергии и мощности выявлено следующее: в послеаварийных режимах в зимний период 2016 - 2017 годов возникает снижение уровня напряжения на ряде ПС 110 кВ ниже аварийно-допустимых значений (85 кВ), что требует ввода ограничений действием противоаварийной автоматики (АОСН). Одним из мероприятий по повышению напряжения в сети в послеаварийном режиме является включение в работу вторых цепей двухцепных ВЛ 110 кВ. Данное мероприятие позволяет поднять напряжение на 5 - 8 кВ. Затем электроснабжение части нагрузки, отключенной АОСН, восстанавливается действиями оперативного персонала.

После ввода всех планируемых объектов 110 кВ для основного варианта 1 (строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 «Сибирская монета» до ПС 110/10 кВ «Манжерокская», реконструкция ПС 110 кВ Манжерокская с установкой секционного выключателя 110 кВ, строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 «Сибирская монета» до ПС 110/10 кВ «Алтайская долина»), начиная с 2018 года, ограничений в послеаварийных режимах не выявлено.

Для оптимистического варианта развития сетей 110 кВ и объектов генерации «узкие места» возникают в послеаварийном режиме в летний период после ввода всех новых объектов генерации: СЭС в с. Онгудай, с. Усть-Кан, с. Пня, МГЭС «Чибит», МГЭС «Мульта», связанные с обеспечением устойчивости сети и нормируемых уровней напряжения (напряжение повышается выше предельно допустимых значений - 126 кВ).

Оценка надежности электроснабжения потребителей показала, что только после реализации в 2018 году мероприятий по усилению связей Республики Алтай с энергосистемой для ПС 110 кВ, расположенных в северной и центральных частях Республики (до ПС 110 кВ, Чергинская включительно), технологического присоединения новых потребителей возможно по 1, 2 и 3 категориям надежности. Электроснабжение южных и юго-восточных районов республики осуществляется по одноцепным транзитам 110 кВ Чергинская - Усть-Коксинская и Чергинская - Ининская, что позволяет обеспечить только 3 категорию надежности для существующих и вновь присоединяемых потребителей. Для электроснабжения потребителей этих территорией по 2 категории требуется развитие сетей 110 кВ (например, строительство ВЛ 110 кВ Усть-Коксинская - Ининская).

4.9. Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и

выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для

устранения «узких мест»

Для обеспечения нормируемых значений напряжения потребуется установка средств компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ для регулирования уровней напряжения: на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Мультинская и ПС 110 кВ Чибитская. Тип устанавливаемых устройств должен быть определен на этапе проектирования объекта и определения регулировочных диапазонов генерирующего оборудования по реактивной мощности.

В летний период, как в нормальной схеме, так и в послеаварийном режиме, связанном с отключением ВЛ 110 кВ Усть-Коксинская - Мультинская, на транзите ПС 110 кВ Чергинская - ПС 110 кВ Ининская наблюдается ограничение пропускной способности. Расчетный максимальный ток по ВЛ составляет 430 А, при этом трансформаторы тока на ПС 110 кВ установлены 200/5 А, кроме того допустимый ток ВЛ выполненных проводом АС-120 составляет 380 А (при +25°C). Требуется:

1) замена трансформаторов тока на всех ПС 110 кВ данного транзита;

2) ограничивать мощность генерирующих объектов (ОГ 8 - 10 МВт), расположенных в рассматриваемом районе, в летний период, для ввода параметров режима в допустимую область.

Также в летний период при отключении ВЛ 110 кВ Урсульская - Ининская возникает перегрузка ВЛ на транзите ПС 110 кВ Чергинская - ПС 110 кВ Усть-Коксинская, по условию длительно допустимого тока проводов: максимальный расчетный ток 387 А при допустимом 380 А (при +25°C) и номинальному току установленных трансформаторов тока (200/5 А).

Общий перечень электросетевых объектов, ввод и реконструкция которых намечается на территории Республики Алтай, представлен в таблице 4.13 с разбивкой на основные и дополнительные (по вариантам развития 1 - основной и 2 - дополнительный).

Таблица 4.13

Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ

и выше на территории Республики Алтай на 5-летний период

N п/п

Наименование объекта, класс напряжения

Год начала и окончания строительства

Протяженность / мощность, км/МВА

Обоснование необходимости строительства

* Стоимость строительства, млн руб., в ценах 2000 г.

Основные мероприятия для варианта 1 (базового)

1.

Строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 кВ «Сибирская монета» до ПС 110/10 кВ «Манжерокская»

2016

1 x 15 км

Усиление связей с энергосистемой для электроснабжения Республики Алтай

9,4

2.

Реконструкция ПС 110 кВ Манжерокская. Установка секционного выключателя 110 кВ

2016

-

Усиление связей с энергосистемой для электроснабжения Республики Алтай

3,2

3.

Строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 кВ «Алтайская долина» до ПС 110/10 кВ «Сибирская монета»

2017

1 x 27 км

Усиление связей с энергосистемой для электроснабжения Республики Алтай

50,8

Итого стоимость строительства для варианта 1 (базового), млн руб., в ценах 2000 г.:

63,4

Дополнительные мероприятия для варианта 2 (оптимистического)

4.

ПС 110 кВ Горно-Алтайская (реконструкция, с заменой Т-1)

2016

1 x 25 МВА

Рост нагрузок и обеспечение присоединения новых потребителей в городе Горно-Алтайск

14,2

5.

ПС 110 кВ Горно-Алтайская (реконструкция, с заменой Т-2)

2017

1 x 25 МВА

14,2

6.

ПС 110 кВ Шебалинская (реконструкция, с заменой Т-1 и Т-2)

2016

2 x 10 МВА

Обеспечение присоединения новых потребителей в Шебалинском районе

28,5

7.

ПС 110 кВ Усть-Коксинская (реконструкция с расширением и заменой трансформаторов Т-1 и Т-2)

2017

2 x 10 МВА

Обеспечение присоединения новых потребителей в Усть-Коксинском районе

28,5

8.

ПС 110 кВ Ининская (реконструкция, с заменой Т-1, Т-2)

2019

2 x 25 МВА

Обеспечение присоединения новой СЭС 25 МВт в с. Иня

30,2

9.

ВЛ 110 кВ Манжерокская - Эликманарская (строительство)

2019

1 x 40 км до опоры N 175 ВЛ МЧ-10

Усиление связей внутри энергосистемы Республики Алтай

79,2

10.

ПС 110 кВ Чемальская (строительство)

2019

2 x 10 МВА

Обеспечение присоединения новых потребителей в Чемальском районе

91,2

11.

ПС 110 кВ Алферовская (строительство)

2019

2 x 25 МВА

Рост нагрузок и обеспечение присоединения новых потребителей в г. Горно-Алтайске,

184,2

12.

Заходы на ПС 110 кВ Алферовская ВЛ 110 кВ Майминская - Чойская с образованием двух новых ВЛ 110 кВ (строительство)

2019

2 x 0,5 км

19,8

13.

ПС 110 кВ Урлу-Аспакская (строительство)

2020

2 x 6,3 МВА

Обеспечение присоединения новых потребителей в Майминском и Чемальском районах

91,2

14.

ВЛ 110 кВ Алферовская - Урлу-Аспакская (строительство)

2020

1 x 40 км

79,2

15.

ПС 110 кВ Ташантинская (строительство)

2020

2 x 6,3 МВА

Обеспечение присоединения новых потребителей в Кош-Агачском районе в т.ч. объектов гос. границы РФ

91,2

16.

ВЛ 110 кВ Кош-Агачская - Ташантинская (строительство)

2020

1 x 50 км

99,0

17.

ПС 110 кВ Мультинская (строительство)

2020

2 x 40 МВА ШР 10 МВАр

СВМ МГЭС Мульта-1, повышение надежности

170,3

18.

ВЛ 110 кВ Усть-Коксинская Мультинская (строительство)

2020

1 x 40 км

электроснабжения и обеспечение присоединения новых потребителей в Усть-Коксинском районе

79,2

19.

ВЛ 110 кВ Мультинская - Ининская (строительство)

2020

1 x 80 км

158,4

20.

ПС 110 кВ Чибитская (строительство)

2020

3 x 16 МВА

СВМ МЕЭС Чибит 24 МВт

190,3

21.

Заходы на ПС 110 кВ Чибитская двухцепной ВЛ 110 кВ Ининская - Акташская с образованием четырех новых ВЛ 110 кВ (строительство)

2020

4 x 1 км

15,8

Итого стоимость строительства для варианта 2 (оптимистического), млн руб., в ценах 2000 г.

1464,6

* Стоимость строительства рассчитана предварительно, по методике ОАО «ФСК ЕЭС», СТО 56947007-29.240.014-2008 «укрупненные показатели стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6,10-750 кВ». Укрупненные стоимостные показатели приведены в базисном уровне цен 2000 года для условий Республики Алтай, без усложняющих коэффициентов, затрат на отвод земельных участков и не включают НДС.

5. Формирование карты-схемы размещения объектов

электроэнергетики Республики Алтай

Карта-схема размещения объектов электроэнергетики на территории РА приведена в приложении № 1.

На карту-схему размещения объектов электроэнергетики нанесены:

действующие в настоящее время на территории объекты электроэнергетики - электрические сети напряжением 110 кВ (тонкие красные линии);

выделенные условными обозначениями вводимые в предстоящие 5 лет объекты электроэнергетики (электростанции мощностью 5 МВт и более и электросетевые подстанции и линии электропередачи напряжением 110 кВ.

В приложении № 2 приведены нормальные схемы сети 110 кВ, которые формируются на конец каждого рассматриваемого года (с 2016 по 2020 годы) в результате осуществления мероприятий для основного варианта развития настоящей Программы.

В приложении № 3 приведены нормальные схемы сети 110 кВ, которые формируются на конец каждого рассматриваемого года (с 2016 по 2020 годы) в результате осуществления дополнительных мероприятий для дополнительного варианта развития настоящей Программы.

В приложении № 4 представлены результаты расчета электрических режимов сетей 110 кВ, в нормальных схемах и послеаварийных режимах работы, для основного варианта развития.

В приложении № 5 представлены результаты расчета электрических режимов сетей 110 кВ, в нормальных схемах и послеаварийных режимах работы, для дополнительного варианта развития.