О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) НА 2019-2023 ГОДЫ



ГУБЕРНАТОР КАМЧАТСКОГО КРАЯ

РЕСПУБЛИКА САХА (ЯКУТИЯ)

ГЛАВА РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)

УКАЗ

от 30 апреля 2019 г. №514

О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) НА 2019-2023 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
п о с т а н о в л я ю:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2019-2023 годы согласно приложению к настоящему Указу (далее – Схема и Программа).

2. Признать утратившим силу Указ Главы Республики Саха (Якутия) от 23 апреля 2018 г. № 2515 «О схеме и программе развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2018-2022 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) (Садовников Д.Д.) обеспечить включение мероприятий Программы в инвестиционные программы предприятий электроэнергетики Республики Саха (Якутия).

5. Контроль исполнения настоящего Указа возложить на первого заместителя Председателя Правительства Республики Саха (Якутия) Колодезникова А.З.

6. Опубликовать настоящий Указ в официальных средствах массовой информации.

                 Глава

Республики Саха (Якутия)                                                                                    А.НИКОЛАЕВ

30 апреля 2019 года

№ 514

УТВЕРЖДЕНЫ

Указом Главы

Республики Саха (Якутия)

от 30 апреля 2019 г. № 514

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) НА 2019-2023 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);

обоснованного 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;

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического, промышленного комплексов, транспортной инфраструктуры и социально-экономического развития Республики Саха (Якутия).

Схема и программа развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2019-2023 годы разработаны 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 28.08.2018 № 630).

В работе учтены основные принципы, которые определены техническим заданием:

- схема основной электрической сети Республики Саха (Якутия) должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять её 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);

- схема и параметры системообразующих и распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения.

При разработке схемы и программы развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) учитывались следующие документы:

Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2018-2024годы, утвержденная приказом Минэнерго России от 28.02.2018 № 121;

инвестиционные программы генерирующих и электросетевых компаний, одобренные в соответствии с правилами, утверждёнными 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 2018-2022 годы, утвержденная Указом Главы Республики Саха (Якутия) от 23.04.2018 № 2515;

предложения АО «СО ЕЭС» по развитию электрических сетей 110 кВ и выше, а также предложения сетевых организаций и исполнительных органов государственной власти;

прогноз потребления электрической и тепловой энергии на 2019-2023 годы 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);

«Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденные Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике от 21.06.1999  № ВК 477;

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

«Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем», утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 281»;

Национальный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 58057-2018 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем;

Национальный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 58058–2018 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Устойчивость энергосистем. Нормы и требования;

требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указания по устойчивости энергосистем», утвержденные приказом Минэнерго России от 03.08.2018 № 630;

укрупненные нормативы цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства, утвержденные приказом Минэнерго России от 17.01.2019 № 10;

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 № AШ- 369пр.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА И ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) В ЦЕЛОМ С ДИФФЕРЕНЦИАЦИЕЙ ПО ТЕРРИТОРИЯМ ЗАПАДНОГО, ЦЕНТРАЛЬНОГО И ЮЖНОГО ЭНЕРГОРАЙОНОВ.

1.1 Географическое положение и население Республики Саха (Якутия)

Республика Саха (Якутия) – самый крупный по площади территории регион Российской Федерации, занимающий 18% ее территории,  самая крупная в мире административно-территориальная единица.

Республика отнесена к геостратегическим территориям Дальнего Востока и Арктической зоны РФ, входит в состав Дальневосточного макрорегиона России, занимая северо-восточное глубинное положение относительно других субъектов Дальнего Востока и относительно выгодное транзитное макроположение между Европой и Азией, с выходом на моря Северного Ледовитого океана.

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. На севере ее естественные рубежи образуют моря Лаптевых и Восточно-Сибирское. Общая протяженность морской береговой линии превышает 4,5 тыс. км. Ежегодно в эти моря выносится 780 кубических километров воды – это примерно пятая часть стока рек России, причем около 70% этого объема составляет сток реки Лены. Самые крупные реки: Лена, Вилюй, Алдан, Колыма, Индигирка и Олекма.

Значительную часть Якутии занимают обширные горные системы, нагорья и плоскогорья. Вся территория республики находится в зоне вечной мерзлоты, отрицательных среднегодовых температур. Климат резко континентальный.

Административно-территориальное устройство республики представлено 445 муниципальными образованиями, в том числе 34 муниципальными районами
(в том числе 4 национальными), 2 городскими округами, 48 городскими и 361 сельским поселением (в том числе национальным – 46) и 637 населенными пунктами.

Численность населения в Республике Саха (Якутия) по состоянию на 01 января 2018 года составляла 964,3 тыс. чел., что выше показателя предыдущего года на 0,16%. Коэффициент естественного прироста на 1000 человек в 2018 году составил 5,7, против 9,2 в 2014 г. Территория республики характеризуется малой заселенностью. Плотность населения (0,32 ч/кв.км) одна из самых низких в РФ. При этом средняя плотность населения в Арктической зоне составляет 0,04 человек на кв.км.

Основная часть населения (65,6%) 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 311,76 тыс. чел., суммарная численность населения остальных городов республики  свыше 198 тыс. чел.Основной тенденцией демографического развития все еще остается отсутствие значимого роста численности населения и снижение общего коэффициента рождаемости. По сравнению с 2014 годом в 2018 году общий коэффициент рождаемости снизился с 17,8 до 13,8 (число родившихся на 1000 чел. населения).

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.

Территориальную структуру хозяйства республики образуют районы, объединенные в экономические зоны, – центральная, западная, восточная, южная и арктическая. Экономическое зонирование республики обусловлено природными условиями, экономической специализацией.

Центральная экономическая зона представлена городскими округами «Город Якутск» и «Поселок Жатай», Амгинским, Горным, Кобяйским, Мегино-Кангаласским, Намским, Таттинским, Усть-Алданским, Хангаласским и Чурапчинским муниципальными районами. Центральная Якутия - наиболее инфраструктурно обустроенная территория с диверсифицированной экономикой, где проживает 54% населения республики. Отрасли специализации: финансовая деятельность, обрабатывающие производства, оптовая и розничная торговля, гостиницы и рестораны, операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг; образование, государственное управление; здравоохранение; агропромышленный комплекс и другие.

Западная экономическая зона с численностью 23,9% населения республики, куда входят Ленский, Мирнинский, Олекминский, Вилюйский, Верхневилюйский, Нюрбинский и Сунтарский муниципальные районы, характеризуется как центр алмазодобычи, нефтегазодобычи, с развитыми лесопереработкой и агропромышленным производством. Отрасли специализации: добыча полезных ископаемых, транспорт, строительство, сельское хозяйство.

Восточная экономическая зона включает в себя Томпонский, Усть-Майский и Оймяконский муниципальные районы (3,1% населения республики). Конкурентные преимущества заключаются в наличии крупных месторождений полезных ископаемых: Нежданинское месторождение золота, Верхнее-Менкеченское серебро-полиметаллическое месторождение, Агылкинское медно-вольфрамовое месторождение со значительными запасами серебра.

На территории южной экономической зоны, включающей Нерюнгринский и Алданский муниципальные районы (12% населения республики), активно разрабатываются месторождения золота и угля. Доля промышленности в экономике Южной Якутии достигает 85%. Ключевую роль в экономическом развитии Южной Якутии играет транспортная доступность, обеспечивающая постоянную надежную связь с другими регионами страны и создающая условия для освоения ресурсов макрорайона. Отрасли специализации: транспорт; производство и распределение электроэнергии; обрабатывающие производства; строительство.

Арктическая зона Республики Саха (Якутия) (Абыйский, Аллаиховский, Анабарский, Булунский, Верхнеколымский, Верхоянский, Жиганский, Момский, Нижнеколымский, Оленекский, Среднеколымский, Усть-Янский, Эвено-Бытантайский муниципальные районы) занимает 52,2% площади территории республики, на которой в условиях арктического и субарктического климата проживает 7,1% населения республики. В арктической зоне преобладают традиционные формы природопользования (оленеводство, охотничий и рыболовный промысел, добыча мамонтовой кости).

02 января 2019 года Западный и Центральный районы электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) вошли в состав Единой энергосистемы России с включением в параллельную работу с Объединенной энергосистемой Востока.

Энергорайоны вошли в операционную зону созданного в 2016 году Филиала АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Саха (Якутия)» (Якутское РДУ) в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 08.12.2018 № 1496.

Включение двух присоединенных энергорайонов Якутской энергосистемы в состав ОЭС Востока стало первым в новейшей истории России расширением этого энергообъединения. Начиная с 1980 года и вплоть до наших дней в составе ОЭС Востока находился лишь один из энергорайонов республики – Южно-Якутский, расположенный на территории Нерюнгринского и Алданского районов Якутии. Оперативно-диспетчерское управление этим энергорайоном осуществляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Амурской области» (Амурское РДУ).

До присоединения Западный и Центральный районы электроэнергетическойсистемы Республики Саха (Якутия) работали изолированно друг от друга и от ОЭС Востока, функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на их территории выполняло ПАО «Якутскэнерго».

1.2. Экономика

Экономическое развитие Республики Саха (Якутия) на современном этапе в 2014-2018 годы характеризовалось умеренным, но стабильным ростом такого важнейшего показателя, как валовой региональный продукт (ВРП). Объем валового регионального продукта за указанный период увеличился на две трети и составил более 1 трлн. руб. в текущих ценах, а в сопоставимых ценах 2014 г.– на 111,8 % (таблица 1.2.1, рис. 1.2.1). По уровню производства ВРП на душу населения в 2018г. (1099,2 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

2014

2015

2016

2017

2018

Валовой региональный продукт, в текущих ценах, млрд руб.

658,14

747,602

862,7

916,6

1060*

Темп роста ВРП, % к предыдущему году, в сопоставимых ценах

103,2

101,7

104

100,7

105,0

Валовой региональный продукт, в сопоставимых ценах 2014 г., млрд руб.

658,14

669,3

696,1

700,9

736,0

Темп роста ВРП, % к 2014 г., в сопоставимых ценах

100

101,7

105,8

106,5

111,8

Источник: Данные статистики ТОГС по РС(Я) за 2014-2018 гг.

*оценка

Рис. 1.2.1. Производство ВРП в текущих и сопоставимых ценах, млрд руб.[1]

В структуре валового регионального продукта наибольшую долю в 2018 г. занимает добыча полезных ископаемых – 48,3%. По сравнению с 2014 г. её доля выросла на 4,0 пп., 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 7,6%, строительству – 10,9%. Обрабатывающие производства и сельское хозяйство занимают небольшую долю в ВРП, всего 1,2 и 1,9% соответственно (рис. 1.2.2).

Рис. 1.2.2. Структура валового регионального продукта по видам деятельности (в сопоставимых ценах 2014), %

Промышленность.

Промышленность является базовой отраслью в экономике республики. Её удельный вес в 2018 г. составил: в общей стоимости основных фондов – 60%, в объеме инвестиций в основной капитал – 51,2%, в численности занятых в экономике – 20,2%, в объеме ВРП – 71,2 % (табл. 1.2.2).

Таблица 1.2.2. Роль промышленного производства в экономике Республики Саха (Якутия)

Показатель

Годы

2014

2015

2016

2017

2018*

абс.

абс.

%

абс.

%

абс.

%

абс.

%

Валовая добавленная стоимость, млрд руб. в текущих ценах

330

405

54

496

57,1

596

65,0

712

71,2

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

1095

1280

72,8

1442

59,4

1384

62,7

1380

60

Среднегодовая численность занятых в промышленном производстве, тыс. чел.

93,6

94,9

19,7

98,7

20

99,4

20,2

99,5

20,2

Инвестиции в основной капитал, млрд руб.

91,1

102

51

194,8

70,8

183,1

52,2

183,5

51,2

Источник: Данные статистики ТОГС по РС(Я) за 2014-2018гг.

* оценка

Стоимость основных фондов в промышленности за 2014-2018 годы увеличилась на 26%, инвестиции – в 2 раза, среднегодовой численности работников – на 6,3 %.

Объем промышленного производства в республике в 2018 г. составил 920,8 млрд руб., что в действующих ценах в 1,8 раза выше по сравнению с 2014 г. За последние пять лет в республике наблюдался ежегодный рост промышленного производства, хотя при этом отмечалось замедление темпов роста. Рост производства в основном обеспечивался за счет деятельности добычи полезных ископаемых, продукция которого в сопоставимых ценах за период выросла на 19,2%.

Среднегодовой индекс промышленного производства за период составил 104,1%. В 2018 году индекс достиг 108,5%, против 104,9% в 2014. Рост производства наблюдался в добыче сырой нефти и природного газа (117,3%), металлических руд (125,3%), добыче каменного и бурого угля (111,3%), снижение – в добыче прочих полезных ископаемых (96%). Снижение индекса производства в добыче прочих полезных ископаемых обусловлено сокращением объемов добычи алмазов на 4,1% (таблица 1.2.3).

Таблица 1.2.3. Основные показатели промышленности Республики Саха (Якутия)

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Объем отгруженных товаров собственного производства, млрд руб.:

510,0

601,8

726,8

724,4

920,8

добыча полезных ископаемых

418,6

503,9

620,7

620,3

817,4

добыча каменного и бурого угля

22,0

40,2

57,1

68,6

77,6

добыча сырой нефти и природного газа, предоставление услуг в этих областях

152,7

176,3

192,8

248,0

396,5

добыча металлических руд

41,4

62,7

69,3

61,7

76,4

добыча прочих полезных ископаемых

202,6

224,8

301,5

242,1

266,9

обрабатывающие производства

33,7

32,5

33,8

34,2

33,8

обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха

н/д

н/д

н/д

66,1

65,3

водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений

н/д

н/д

н/д

3,7

4,4

Индекс промышленного производства, % к предыдущему году

104,9

103,9

101,9

101,5

108,5

добыча полезных ископаемых

105,8

104,6

102,2

101,8

109,5

добыча каменного и бурого угля

104,3

94,3

114,9

90,7

111,3

добыча сырой нефти и природного газа, предоставление услуг в этих областях

115,2

108,2

106,9

101,5

117,3

добыча металлических руд

107,2

105,6

95,2

105,1

125,3

добыча прочих полезных ископаемых

95,6

103,8

94,4

105,2

96

обрабатывающие производства

95,1

93,2

94

97,1

97,5

обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха

н/д

102,3

100,9

99,1

101,8

водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений

н/д

92,1

104,2

102,6

104,6

Рентабельность проданных товаров, %

33,6

39,4

53,9

43,8

0

добыча полезных ископаемых

49,8

59,1

77,9

66,5

0

обрабатывающие производства

3,2

2,5

1,6

-0,6

0

обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха

н/д

н/д

н/д

-10,6

н/д

водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений

н/д

н/д

н/д

25,6

н/д

Источник: Данные статистики ТОГС по РС(Я) за 2014-2018 годы

В структуре промышленного производства основная доля приходится на добычу полезных ископаемых (84,8 %) (рис.1.2.3). При этом наибольшая доля обеспечивается добычей нефти и природного газа (36,4%), прочими полезными ископаемыми и металлическими рудами – 34,7% и 9,5%соответственно. За период наблюдалась тенденция увеличения доли отраслей топливно-энергетического комплекса (ТЭК). В 2018 году доля ТЭК в общей структуре промпроизводства составила 50,5%, против 45,1% в 2014.

Рис. 1.2.3. Структура производства промышленной продукции в 2018 г.

в сопоставимых ценах 2014 г.

В связи со спросом на энергетические ресурсы со стороны стран АТР в республике неуклонно увеличивается их добыча. В 2018 г. объем добычи нефти составил 12,01 млн т., что на 37,7% больше, чем в 2014 г.. Прирост обеспечили в основном ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» и ОАО «Сургутнефтегаз».В 2018 г. было добыто 123 тыс. т газового конденсата, что на 18,2% больше по сравнению с 2014 г.

Добыча угля в 2018 г. по сравнению с 2014 г. выросла на 45,3 % и составила 17,472 млн т. Рост произошел за счет реализации инвестиционных проектов ГОК «Инаглинский», ГОК «Денисовский» и освоения Эльгинского угольного комплекса.

Изменения добычи природного газа за период незначительны. В 2018 г. добыто 1,97 млрд куб. м природного газа, что на 3,3% меньше, чем в 2014 г. (рис. 1.2.4).

Источник: Данные статистики ТОГС по РС(Я) за 2014-2018 годы

Рис. 1.2.4. Динамика добычи энергоресурсов

Строительство.

Объем работ, выполненных собственными силами по строительству в 2018 г., оценивается в 159,7 млрд рублей в текущих ценах. Строительство жилья в Республике Саха (Якутия) имеет относительно высокие темпы роста. В 2018 г. введено жилых домов и общежитий 2364 ед. с жилой площадью 531 тыс. м2, что на 16,3% ниже показателя предыдущего года и на 12,0% больше, чем в  2014 г. Всего в 2018 г. построено 8354 квартиры и индивидуальных дома со средней площадью 64 м2. На 1000 жителей в среднем по республике введено 550 м2 жилой площади. Уровень обеспеченности населения жильем увеличился с 21,1 м2 на человека в 2014 г. до 22,7 м2 на человека в 2018 г.

Общий жилищный фонд на конец 2018 г.составил 21838 тыс. м2, из них городской фонд занимает 64,2%. На долю деревянного жилищного фонда приходится 55,7 %.

Удельный вес ветхого и аварийного жилья по состоянию на 2017 г. составлял 20,1% от общего фонда жилья, что на 6,2% выше показателя 2014 г. На долю аварийного жилищного фонда приходилось 7,5% общей площади жилья, ветхого жилищного фонда – 12,6 %.

Среди объектов социальной инфраструктуры в приоритетном порядке в 2018 г. построеношкол (11), детских садов (22), объектов культуры (8), объектов здравоохранения (4) и спортивные объектов (5).

Транспорт.

Транспортная система является важнейшей инфраструктурной отраслью для экономического развития республики. Плотность дорог в республике остаётся одной из самых низких в России: по автомобильным дорогам с плотным покрытием она составляет 3,89 км на 1000 км2 территории, что в 16 раз меньше, чем в среднем по России; по железным дорогам – 0,3 км на 1000 км2 территории
(в 25 раз ниже среднероссийского показателя). Общая протяжённость железных дорог в республике составляет 525 км и с 2000 г. остаётся на одном и том же уровне. Общая протяженность автомобильных дорог в 2018 г. составила 38,5 тыс. км, в том числе с твёрдым покрытием 11,96 тыс. км. За период 2014-2018 гг. протяженность автодорог общего пользования выросла на 2529,4 км, в том числе автомобильных дорог с твёрдым покрытием –  на 596 км.

Всеми видами транспорта (без учета трубопроводного транспорта и данных ОАО «РЖД») в 2018 г. перевезено 34,14 млн тонн груза, грузооборот всех видов транспорта составил 5159,02 млн т-км, в том числе автомобильного транспорта – 2333,82, речного – 2160,6, авиационного – 48,8, железнодорожного – 615,8.

Автомобильный транспорт в республике остается одним из значимых видов транспортной инфраструктуры. На его долю приходится 76,7% (26,2 млн т) в общем объеме грузоперевозок, 45,2% (2333,8 млн т-км) грузооборота всеми видами транспорта, 97,9% (96,6 млн пассажиров) в общем объеме пассажироперевозок и 10,2% (456,4 млн пассажиро-км) пассажирооборота всеми видами транспорта общего пользования.

Объем перевозок пассажиров всего в 2018 г. составил 95,6 млн человек, пассажирооборот – 4454,8 млн пассажиро-км.

Сфера обслуживания.

Республика Саха (Якутия) по объему платных услуг населению среди субъектов Дальневосточного федерального округа занимает 3 место с долей 15,6% после Приморского и Хабаровского краев.

Объём платных услуг в республике в январе-ноябре 2018 г. составил 81,83 млрд руб. в текущих ценах, что в 1,2 раза выше аналогичного показателя в 2014 г. Столь высокий рост объёма услуг связан не с количеством, а, в основном, с ростом их стоимости. В сопоставимых ценах они в 2018 г. оказались ниже уровня 2014 г. (таблица 1.2.4). Сохраняется значительная дифференциация объема платных услуг населению по районам республики.

Объем бытовых и жилищно-коммунальных услуг в 2018 г. в республике составлял около 30% от общего объема платных услуг населению.

Таблица 1.2.4. Динамика объема платных услуг в Республике Саха (Якутия)

Показатель

Год

2014

2015

2016

2017

2018

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

67,7

70,8

76,8

81,8

88,2

Индекс роста физического объема платных услуг населению, %

100,1

96,1

102,6

97,8

102,6

Объем платных услуг населению, в сопоставимых ценах 2014 г., млрд руб.

67,7

65,1

66,8

65,3

67,0

Источник: Данные статистики ТОГС по РС(Я) за 2014-2018 гг.

В структуре расходов населения на оплату услуг в 2018 г., как и в предыдущие годы, первые четыре места занимали такие услуги, как транспортные (32,3%), жилищно-коммунальные (21,1%), услуги связи (13%) и бытовые услуги (10,6%). Доля данных услуг в структуре расходов населения составила 77%, против 78,9% в 2014 г. В 2018 г. по сравнению с 2014 г. в сопоставимых ценах доля бытовых услуг увеличилась на 2 пп., медицинских – 0,6, жилищных – 0,7, других – на 2,5 (рис. 1.2.5).

Рис. 1.2.5. Отраслевая структура платных услуг населению в 2014 г.и 2018 г.
в сопоставимых ценах 2014 г., %[2]

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 (Анабарский, Булунский, Аллаиховский, Усть-Янский, Нижнеколымский) входят в состав сухопутных территорий Арктической зоны России.

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.

Численность населения арктических и северных районов республики в 2018 г. составила 67,99 тыс. чел. (7,04% населения республики). По сравнению с 2014 г. в 2018г. численность населения снизилась на 1,26% (868 чел.).

За данный период социально-экономические показатели развития арктических и северных районов ухудшились: численность населения уменьшилась на 1,3%, уровень безработицы вырос на 1,8%, рождаемость снизилась на 29,1%, сохраняется отток населения в трудоспособном возрасте, среднемесячная номинальная начисленная заработная плата не достигла среднего уровня по республике, естественный прирост населения снизился на 65,7% (таблица 1.3.1).

Таблица 1.3.1. Основные социально-экономические показатели Арктической зоны Республики Саха (Якутия)

Показатель

2014

2015

2016

2017

2018

Абс.

прирост

Ср./год. темп роста, %

Площадь территории, тыс.кв м

1608,8

1608,8

1608,8

1608,8

1608,8

Количество жилых населенных пунктов, шт

97

97

97

97

97

Лесные ресурсы, млн га

115

115

115

115

115

Численность населения на конец года, чел.

68860

68557

68493

68159

67992

-868

-0,32

Естественный прирост, убыль населения, на 1000 чел. населения

10,48

7,51

7,23

6,24

3,59

-7

-22,06

Число родившихся, чел.

821

837

758

803

582

-239

-7,27

Миграционный прирост, чел.

-1195

-791

-491

-700

-411

784

-17,61

Уровень общей безработицы, %

8,68

8,82

8,84

н/д

н/д

н/д

0,88

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

45,50

50,38

54,45

58,03

64,61

19

9,18

Введено в действие жилых домов, кв. м общей площади

20583

17487

18970

21163

1418

-19165

-22,08

Общая площадь жилых помещений, приходящаяся в среднем на одного жителя,кв. м общей площади

21,96

22,09

22,52

22,92

н/д

н/д

1,44

Источник: Данные статистики ТОГС по РС(Я) и Министерства по развитию Арктики и делам народов Севера Республики Саха (Якутия)

Самый высокий средний уровень начисленной заработной платы (100,6 тыс. руб) сохраняется в Анабарском районе, где в промышленных масштабах добывается алмаз. Промышленная добыча алмазов также начата с 2018 г. в Оленекском районе в Верхнемунском месторождении с проектной мощностью 3 млн т руды в год.

Северный морской путь является продолжением внутренних водных путей Ленского бассейна, по которому осуществляется завоз необходимых грузов для нужд арктических районов Республики Саха (Якутия) по рекам Яна, Индигирка, Колыма, Анабар и Оленек. В арктические районы через Северный морской путь флотом класса «река-море» прибрежного плавания ежегодно доставляется около 400 тыс. т грузов. В 2017 г. было доставлено 109,7 тыс. т топливно-энергетических ресурсов с гг. Архангельска и Мурманска, в том числе 79,8 тыс. т нефтепродуктов, впервые осуществлен завоз 20,4 тыс. т каменного угля.

2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)

ЗА ПЕРИОД 2014-2018 ГОДЫ

2.1. Общая характеристика энергосистемы республики

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

Зона централизованного энергоснабжениясостоит из трех районов электроэнергетической системы: Западного, Центрального и Южно-Якутского. Централизованным электроснабжением охвачено 36% территории республики, где проживает 85% населения.

Западный район электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия)(ЗРЭС) (установленная мощность на 31.12.18 с учетом резервных электростанций ПАО «Якутскэнерго» и ПАО «Транснефть» составляет 984,2 МВт) объединяет Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы, группу Вилюйских сельскохозяйственных улусов (районов) и Олекминский район. Основным источником электроснабжения потребителей ЗРЭС является Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2 установленной мощностью 680 МВт. Светлинская ГЭС (АО «Вилюйская ГЭС-3») установленной мощностью 277,5 МВт введена в эксплуатацию в 2008 г.

Западный и Южно-Якутский районы электроэнергетической системы 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.

На территории ЗРЭС изолированно функционируют электростанции ОАО «Сургутнефтегаз» (Талаканская ГТЭС, ГПЭС и ДЭС) с суммарной установленной мощностью 176,8 МВт. Талаканская ГТЭС, помимо электроснабжения Талаканского НГКМ, в 2018 г.осуществляла электроснабжение объекта нефтепровода ВСТО (НПС-10) по двум одноцепным ВЛ 110 кВ. В соответствии с информацией ПАО «Сургутнефтегаз», в настоящее время прорабатываются варианты присоединения Талаканской ГТЭС к электрическим сетям ЕНЭС в период 2021-2023 гг. Учитывая отсутствие итогового варианта и заявки на технологическоеприсоединение Талаканской ГТЭС и сетей Талаканского месторождения к сетям ЕНЭС, подключение Талаканской ГТЭС не учитывается.

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.

В 2017 г. 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. В 2018 г. завершено строительство участка от ПС 220 кВ НПС-7 до ПС 220 кВ НПС-8 с образованием ВЛ 220 кВ НПС-7 – НПС-9 I, II цепь с отпайкой на ПС НПС-8.

Центральный район электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) (ЦРЭС) (установленная мощность на 31.12.2018 с учетом резервных электростанций составляет 641,8 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. Основным источником электроснабжения потребителей ЦРЭС является Якутская ГРЭС с установленной мощностью 356 МВт. В 2017 г. введена Якутская ГРЭС Новая с установленной мощностью 193,48 МВт. Для создания условий обеспечения параллельной работы энергорайона с ОЭС Востока построеналиния 220 кВ Нижний Куранах-Томмот-Майя с подстанциями 220 кВ Томмот и Майя. Для подключения новой ПС 220 кВ Майя к распределительной сети 110 кВ ЦРЭС реализовано строительство заходов существующих ЛЭП 110 кВ с образованием двухцепной кабельно-воздушной линии (КВЛ) 110 кВ Майя – Табага, КВЛ 110 кВ Майя – Чурапча, КВЛ 110 кВ Майя – Борогонцы, двухцепной КВЛ 110 кВ Майя – Нижний Бестях.

02 января 2019 г. Западный и Центральный энергорайоны вошли в состав Единой энергосистемы России с включением на параллельную работу с Объединенной энергосистемой Востока.

Южно-Якутский район электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) (ЮЯРЭС) (установленная мощность на 31.12.2018 составляет 618 МВт) обеспечивает электроэнергией Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы. Основным источником электроснабжения потребителей энергорайона является Нерюнгринская ГРЭС с установленной мощностью 570 МВт, входящая в состав АО «ДГК». В настоящее время ЮЯРЭС работает в составе ОЭС Востока: связь осуществляется посредством КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС – Тында I цепь с отпайкой на ПС НПС-19, КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС – Тында I цепь с отпайкой на ПС НПС-19, ВЛ 220 кВ Юктали – Хани с отпайкой на ПС Олёкма, ВЛ 220 кВ Призейская – Эльгауголь № 1 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.

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

Электроснабжение пос. Черский Нижнеколымского улусаРеспублики 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 с 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», АО «Вилюйская ГЭС-3», ПАО «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.

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 АО «Вилюйская
ГЭС-3»,ПАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания», ПАО «Магаданэнерго»[3].

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, Якутской ГРЭС Новая и Якутской ТЭЦ), входят 2 предприятия электрических сетей (Центральные и Западные), в составе которых эксплуатируется 15 резервных электростанций, суммарная мощность которых в 2018 г. составляла 107 МВт (таблица 2.1.1).

Установленная электрическая мощность электростанций компании на 31.12.2018 составляла 1348,5 МВт. Установленная тепловая мощность Якутской ГРЭС, Якутской ГРЭС Новая и Якутской ТЭЦ в 2018 г. составляла 1045 Гкал/ч. Основными потребителями тепловой энергии ПАО «Якутскэнерго» являются население и коммунально-бытовой сектор (образовательные, лечебные учреждения и т.д.) (см. Приложение 2.1).

Изменение установленной мощности электростанций ПАО «Якутскэнерго» в 2017 г. связано с передачей в оперативное управление Якутской ГРЭС Новая (193,48 МВт), снижением мощности Якутской ГРЭС на 12 МВт, демонтажем Мирнинской ГРЭС (24 МВт), а также ДЭС в ЗЭС (1,505 МВт), вводом ДЭС «Кальвица» в ЦЭС (0,195 МВт). Суммарная мощность электростанций компании на 31.12.2018 составила 1241,5 МВт, из них Западные электросети – 26,7 МВт, Центральные электросети – 80,3 МВт.

Таблица 2.1.1. Установленная мощность электростанций и котельных ПАО «Якутскэнерго» (по состоянию на 2018 г.)

Энергопредприятие

Установленная мощность

электрическая, МВт

тепловая, Гкал/ч

Каскад Вилюйских ГЭС-1-2

680

-

Якутская ГРЭС

356

548

Якутская ГРЭС Новая

193,5

469,6

Якутская ТЭЦ

12

567,7*

Западные электрические сети

26,7

1,8

Центральные электрические сети

80,3

Всего

1348,5

1587,1

Примечание –* с учетом котельных

(2) АО «Дальневосточная генерирующая компания»

Филиал АО «Дальневосточная генерирующая компания» Нерюнгринская ГРЭС 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).

Таблица 2.1.2. Установленная мощность электростанций и котельных филиала АО «ДГК» (по состоянию на 2018 г.)

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 отчетным данным АО «ДГК» за 2018 г.

Нерюнгринская ГРЭС обеспечивает теплом предприятие АО «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 п. 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 Нерюнгри и пп. Серебряный Бор и Беркакит, а также для поддержания температурного графика в тепловых сетях 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, имеет собственный производственный центр вг.Якутске. Из 17 улусов этой зоны 14 условно относятся к Северному энергорайону, где расположено основное количество ДЭС.

На конец 2017 г. в состав АО «Сахаэнерго» входило 164 электростанции, из которых 136 дизельных, 3 газопоршневых, 4 газотурбинных. 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 19 солнечных (СЭС) электростанций. Общая установленная электрическая мощность энергообъектов АО «Сахаэнерго» в 2018 г. составляла 210,6 МВт, из них возобновляемых источников энергии – 1,614 МВт (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» (по состоянию на 2018 г.)

Энергопредприятие

Установленная мощность

электрическая, МВт

тепловая, Гкал/ч

ДЭС

201,5

17,9*

ВИЭ

1,614

-

мини-ТЭЦ

7,5

68,9

Котельные

-

8,0

Всего

210,6

94,8

Примечание – * теплоутилизационные установки

Источник: составлено по отчетным данным АО «Сахаэнерго» за 2018 г.

Установленная тепловая мощность энергоисточников АО «Сахаэнерго» в 2018 г. составляла 94,8 Гкал/ч, из них мини-ТЭЦ в п. Депутатский 68,9 Гкал/ч. Компании принадлежат четыре котельные суммарной тепловой мощностью 8 Гкал/ч, расположенные в г. Олекминске, п. Депутатский, уч. Куйдусун, с. Ситта. Производство тепловой энергии осуществляется теплоутилизационными установками дизельных электростанций, их суммарная мощность оценивается в 17,9 Гкал/ч (Приложение 2.3.). 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.

(4) АК «АЛРОСА» (ПАО)

Основные генерирующие мошности компании в 2018 г. переданы в ООО «ЯГК». Электростанции Мирнинской горно-буровой экспедиции также выведены из баланса в связи с выводом структурного подразделения в дочернее зависимое общество ООО «АЛРОСА-Спецбурение». В настоящий момент компания эксплуатирует на промышленных участках небольшие дизельные электростанции с суммарной установленной мощностью 2,1 МВт.

(5) ПАО «Сургутнефтегаз»

Компания ПАО «Сургутнефтегаз» занимается добычей нефти и газа на Талаканском НГКМ в юго-западной части Республики Саха (Якутия). Для обеспечения потребностей нефтепроводной системы ВСТО функционирует Талаканская ГТЭС с установленной мощностью 135 МВт. Суммарная установленная мощность электростанций ОАО «Сургутнефтегаз» в 2018 г. составляла 178,7 МВт (с учетом Талаканской ГТЭС, ГПЭС и ДЭС в Мирном, Олекминске и с. Сунтары)[4].

Потребность в тепловой энергии на промышленных объектах ПАО «Сургутнефтегаз» обеспечивается собственными источниками: утилизаторами тепловой энергии на Талаканской ГТЭС и 15 котельными с суммарной мощностью 82,3 Гкал/ч (см. Приложение 2.6).

(6) ООО «Якутская генерирующая компания»

Общество с ограниченной ответственностью «Якутская генерирующая компания» создано 24.10.2017  в целях консолидации объектов электроэнергетики группы АК «АЛРОСА» (ПАО).

География деятельности. ООО «ЯГК» осуществляет операционную деятельность в зоне децентрализованного электроснабжения в Анабарском, Булунском, Жиганском, Мирнинском (п. Моркока), Нюрбинском (п. Накын), Кобяйском и  Оленекском районах Республики Саха (Якутия).

По состоянию на 31 декабря 2018 г. в состав ООО «Якутская генерирующая компания» входят 34 электростанции с суммарной установленной электрической мощностью 55,989 МВт, в т.ч.:

- 28 дизельных электростанций с суммарной установленной мощностью 29,756 МВт, снабжающих электроэнергией производственные объекты АО «Алмазы Анабара» по добыче алмазов на рассыпных месторождениях на территории Анабарского, Булунского, Жиганского, Оленекского районов Республика Саха (Якутия);

- 1 дизельная электростанция с установленной мощностью 20,250 МВт, снабжающей производственные объекты Нюрбинского ГОК АК «АЛРОСА» (ПАО) в п. Накын, Нюрбинского района РС (Я);

- 1 газопоршневая электростанция с установленной мощностью 0,375 МВт, снабжающей производственные объекты Мирнинского управления автомобильных дорог (МУАД) АК «АЛРОСА» в п. Моркока Мирнинского района РС (Я);

- 4 дизельные электростанции с установленной мощностью 5,608 МВт, снабжающей производственные объекты АО «Прогноз» на месторождении «Вертикальное» в Кобяйском районе РС (Я).

С 01 февраля 2019 г. ООО «ЯГК» осуществляет электроснабжение золотодобывающих предприятий на прииске «Кристалл» ООО «АДК» в Усть-Янском районе РС (Я) и горнорудном комплексе «Лунное»АО «Золото Селигдара» в Алданском районе РС (Я).

Под управлением ООО «ЯГК» находится АО «Вилюйская ГЭС-3» (Светлинская ГЭС), осуществляющая выработку и передачу электроэнергии предприятиям Западного энергорайона. Установленная мощность Светлинской ГЭС составляет 277,5 МВт.

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 29 тыс. км, из них находящихся на балансе ПАО «Якутскэнерго» – 21368,4 км, АО «Сахаэнерго» – 2202,3 км, АО «ДРСК» – 1690,7 км, ПАО «Сургутнефтегаз» – 282,6 км, ПАО «ФСК ЕЭС» – 3960,25 км.

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 протяжённость на территории Западного и Центрального энергорайонов находящихся на балансе компании высоковольтных линий электропередачи по состоянию на 2017 г. составляет по цепям 21368,4 км, в том числе: ВЛ 220 кВ – 2044,4 км, ВЛ 110 кВ – 2416 км, ВЛ 35 кВ – 3571,1 км, ВЛ 0,4-6-10 кВ – 13334,9 км. Основная часть линий электропередачи выполнена на деревянных опорах.

Уменьшение протяженности линий электропередачи компании в 2017 г. по сравнению с 2016 г. составило 816,3 км.

(2) АО «Сахаэнерго»

По состоянию на 2018 г. в ведении АО «Сахаэнерго» находятся электрические сети различных классов напряжения общей протяженностью 2188 км, в том числе:

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

– 150,3 км кабельных линий, из них: КЛ 0,4 кВ – 120,7 км, КЛ 6 кВ – 28,4 км, КЛ 10 кВ – 0,5 км.

За 2017 г. общая протяженность воздушных линий электропередачи увеличилась на 16,3 км. Все линии выполнены в одноцепном исполнении исключительно на деревянных опорах.

(3) ООО «Якутская сетевая электросетевая компания»

В Западном энергорайоне, помимо ПАО «Якутскэнерго», электросетевую деятельность осуществляет крупнейший потребитель электрической энергии – ООО «Якутская сетевая электросетевая компания». В ведении компании находятся ЛЭП напряжением 0,4-35 кВ общей протяженностью 103,6 км, в том числе: ВЛ 35 кВ – 37,9 км, ВЛ 6 кВ – 48,8 км, ВЛ 0,4 кВ – 16,9 км[5].

(4) 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 ПАО «РусГидро» и работает в составе ОЭС Востока.

Общая протяженность воздушных и кабельных линий электропередачи, находящихся на балансе филиала «Южно-Якутские электрические сети», составляет 1690,7 км, из них ВЛ 110 кВ – 514,6 км, ВЛ 35 кВ – 287,4 км, ВЛ 0,4 – 10 кВ – 888,7 км[6]. Большая часть линий электропередачи выполнена на деревянных опорах (78,5 % опор ВЛ 110 кВ, 89,7% опор ВЛ 35 кВ). (см. Приложение 2.7)

(5)              ПАО «Сургутнефтегаз»

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

Электроснабжение Талаканского НГКМ осуществляется на напряжении 35 кВ. На месторождении расположено 12 ПС 35 кВ общейтрансформаторной мощностью 571 МВА. Линии электропередачи 35 кВ протяженностью 300,2 км выполнены в одноцепном исполнении.

(6)              ПАО «ФСК ЕЭС»

В собственности компании находятся ЛЭП напряжением 110-220 кВ общей протяженностью 3960,25 км, в том числе: ВЛ 220 кВ – 3959,68 км, ВЛ 110 кВ – 0,562 км. (см. Приложение 2.8)

2.2.              Отчетная динамика и структура электропотребления за 2014-2018 гг.

Электроэнергетика Республики Саха (Якутия) в разные периоды характеризуется различной динамикой развития. В послевоенный советский период с 1950 по 1990 гг. 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 снижения электропотребления составили 0,7%. В отдельные годы этого периода 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 2014 по 2018 гг. наблюдается устойчивый рост производства и потребления электроэнергии. Прирост производства электроэнергии в республике за период составляет 1087,8 млн кВт·ч и среднегодовые темпы роста электропотребления составляют 4,4%. В 2014 г. объем электропотребления превысил показатель 1990 г. и составил 6333,4 млн кВт·ч, а с 2015 г. уровень электропотребления превышает все предыдущие максимальные уровни, достигнутые в электроэнергетике республики (рис. 2.2.1).

Рис. 2.2.1. Динамика производства и потребления электроэнергии за 1990-2018 гг., млн кВт·ч[7]

В современной структуре электропотребления наибольшую долю занимает добыча полезных ископаемых – 32,2%, производство и распределение электроэнергии, газа и воды – 19,5%, транспорт и связь – 14,2%. На население приходится 10,4% от потребляемой в республике электроэнергии. Сопоставима с этим показателем и доля потерь электроэнергии в сетях общего пользования (11,1%) (рис. 2.2.2).

Рис. 2.2.2. Структура потребления электроэнергии (по состоянию на 2018 г.), %

За период 2014-2018 гг. среднегодовой абсолютный прирост электропотребления в республике составил 267,9 млн кВт·ч, абсолютный прирост электропотребления в республике составил 1144,0 млн кВт·ч, а среднегодовой темп прироста – 3,7 % (таблица 2.2.1).

Таблица 2.2.1. Динамика электропотребления за 2014-2018 гг.

Показатель

Год

2014-2018 г

2014

2015

2016

2017

2018

Электропотребление*, млн кВт·ч

7378,2

7659,2

8070,2

8129,3

8522,2

-

Абсолютный прирост, млн кВт·ч

195,6

281,0

411,0

59,1

392,9

267,9

Темпы роста, %

102,7

103,8

105,4

100,7

104,8

103,7

*Примечание – с учётом потерь в электросетях и собственных нужд электростанций.

Источник: Данные Росстата и ТОГС по РС(Я) за 2014-2018 гг.

В целом, за 2014-2018 гг. электропотребление по республике стабильно растет. Динамика электропотребления и её структура по видам экономической деятельности представлена ниже, в табл. 2.2.2.

Таблица 2.2.2. Электропотребление по основным группам потребителей за 2014-2018 гг.

2014

2015

2016

2017

2018

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

5434,4

73,7

5757,3

75,2

6155,2

76,2

6147,0

75,6

6529,2

76,6

382,2

97,3

сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

29,9

0,4

33,2

0,4

30,1

0,4

33,0

0,4

36,3

0,4

3,3

0,8

добыча полезных ископаемых

2694,7

36,5

2172,7

28,4

2367,2

29,3

2523,4

31,0

2588,8

30,4

65,4

16,6

обрабатывающие производства

236,5

3,2

241,9

3,2

241,0

3,0

242,4

3,0

266,9

3,1

24,5

6,2

производство и распределение электроэнергии, газа и воды

1242,3

16,8

1524,1

19,9

1556,2

19,3

1524,2

18,7

1628,5

19,1

104,3

26,5

строительство

90,3

1,2

99,5

1,3

99,2

1,2

102,7

1,3

113,1

1,3

10,4

2,6

транспорт и связь

510,8

6,9

1104,9

14,4

1237,0

15,3

1108,3

13,6

1220,5

14,3

112,2

28,5

другие виды экономической деятельности

629,9

8,5

581,0

7,6

624,5

7,7

613,0

7,5

675,0

7,9

62,0

15,8

Население

899,1

12,2

901,0

11,8

924,0

11,4

953,3

11,7

989,3

11,6

36,0

9,2

Потери в сетях общего пользования

1044,8

14,2

1000,9

13,1

1001,0

12,4

1029,0

12,7

1003,8

11,8

-25,2

-6,4

ИТОГО

7378,3

100,0

7659,2

100,0

8080,2

100,0

8129,3

100,0

8522,2

100,0

392,9

100,0

Источник: Данные ТОГС по РС(Я) и Министерства экономики РС(Я) за 2014-2018 гг.

За период наибольший прирост электропотребления наблюдается в 2016 г. и 2018 г. и составляет соответственно 421,0 млн кВт·ч с темпом прироста к предыдущему году на 5,4% и 392,9 млн кВт·ч (4,8 %).

За счет постоянного роста электропотребления в добыче топливно-энергетических ресурсов снижение спроса на электроэнергию в алмазной и золотодобывающей промышленностей в общих показателях по добыче топливно-энергетических ресурсов отражается лишь в начале периода резким снижением электропотребления на 19,4%. В 2018 г. данный показатель не достигает уровня 2014 г. на 3,9% и составляет 2588,8 млн кВт·ч. Электропотребление по всем остальным видам деятельности увеличивается, средние темпы за период которых составляют: по обрабатывающему производству – 3,2%, по обеспечению электроэнергией, паром и газом и водоотведению – 7,4%, по строительству – 5,9%, по транспортированию и связи – 32,0%, по торговле – 11,1%, а также электропотребление населения – 2,4%. Рост электропотребления в электро- и теплоэнергетике связан, в основном, с ростом затрат электроэнергии на производство и отпуск тепла, на транспорте – с развитием нефтепроводной системы, в строительстве – с ростом объемов производства, в торговле – с расширением производственных мощностей, у населения – с улучшением качества жизни.

Необходимо отметить, что потери в сетях за период в натуральных величинах колеблются до 4%, но их доля в электропотреблении постепенно сокращается и в 2018 г. достигла 11,8% против 14,2% в 2014 г.

В децентрализованной зоне республики, обслуживаемой разными энергоснабжающими организациями, в 2017 г. и 2018г. потреблено 1107 и 1102 млн кВт·ч электроэнергии соответственно. При этом 467,0 млн кВт·ч (42,4%) электроэнергии в децентрализованной зоне в 2018 г. израсходовано на технологические нужды ПАО «Сургутнефтегаз» на Талаканском месторождении (Приложение 2.6).

25,5% электроэнергии децентрализованной зоны – 281 млн кВт·ч потребляется коммунально-бытовым сектором в северных и труднодоступных районах республики от электростанций АО «Сахаэнерго» (Приложение 2.3).

Более 27% электроэнергии децентрализованной зоны приходится на небольшие предприятия добывающей промышленности, изолированные от энергосистемы горно-обогатительные комбинаты АК «АЛРОСА» (ПАО) – 7,5 млн кВт·ч (0,7%) (Приложение 2.4), нефтедобывающее предприятие ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча» – 100,79 млн кВт·ч (9,1%), ОАО «Алмазы Анабара» - 27,0 млн кВт·ч (2,5%).

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

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии и мощности

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

Центральный район электроэнергетической системы РС(Я). Основными промышленными потребителями энергорайона являются АО ПО «Якутцемент», ГУП «ЖКХ РС (Я)». Суммарное потребление в 2018 г. составило 126,6 млн кВт.ч.

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

Снижение объёмов 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 район электроэнергетической системы РС(Я). Основными потребителями Западного энергорайона являются предприятия АК «АЛРОСА» (ПАО). Снижение объемов потребления электроэнергии в 2017- 2018 гг. связано с закрытием рудника «Мир», в связи с аварией, произошедшей в руднике летом 2017 г.  (Приложение 2.4).

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

Южно-Якутский район электроэнергетической системы РС(Я). Как отмечалось выше, неуклонный рост электропотребления в нефтепроводном транспорте связан с ростом добычи нефти и её транспортировки.

Среди предприятий угольной промышленности значительный объем электропотребления приходится на АО ХК «Якутуголь».

Небольшие колебания в объёмах 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.

Зона децентрализованного электроснабжения. Рост электропотребленияОАО «Алмазы Анабара» связан с развитием предприятия и наращиванием объемов добычи алмазов.

Приведенные в таблице максимальные нагрузки увязаны с объемами потребления электроэнергии, представленными в таблице 2.3.1. Максимальные электрические нагрузки по основным крупным потребителям электроэнергии по энергорайонам республики представлены в таблице 2.3.2.

Таблица 2.3.1. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии

Потребитель

Вид деятельности

Электропотребление, млн кВт·ч

2014

2015

2016

2017

2018

Центральный район электроэнергетической системы РС(Я)

АО ПО «Якутцемент»

Строительные материалы

53,8

53,3

45,9*

51,5*

53

МУП «Теплоэнергия»

Теплоснабжение

31,3

0,0

0,0

27,3

26,9

АО «Водоканал» Якутск

Водоснабжение

41,9

37,3

34,1

38,2

22,7

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

Угольная промышленность

8,7

4,3

6,3

3,6

4,0

ФКП «Аэропорты Севера»

Транспорт

19,5

14,6

15,0

17,7

17,4

АО «Якутский хлебокомбинат»

пищевая промышленность

6,2

7,7

7,7

6,4

5,8

АО «ДСК»

Строительство, строительные материалы

12,0

10,3

9,9

8,2

8,3

ООО «Артель старателей «Дражник»*

Цветная металлургия

17,4

15,4

16,3

14,5

0,0

ООО «Рудник «Дуэт»*

Цветная металлургия

7,3

7,5

8,2

8,6

0,0

АО «Теплоэнергосервис»

Теплоснабжение

9,177*

8,87*

8,448*

21,2

21,3

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

Теплоснабжение

70,4

72,0

72,7

75,6

73,6

ПАО «ЛОРП»

Водный транспорт

9,2

8,9

9,2

9,0

7,8

Западный район электроэнергетической системы РС(Я)

АК «АЛРОСА» (ПАО)

Алмазодобывающая промышленность

1557,9

1460,0

1460,0

1059,0

1016,5

ПАО «Сургутнефтегаз»

Добыча нефти

345,5

421,2

433,0

432,4

467,0

ПАО «Транснефть», всего,

Транспортировка нефти

371,3

318,3

318,3

377,6

658,2

в том числе:

НПС-10

100,7

114,5

114,5

120,0

154,9

НПС-11

50,0

59,1

59,1

58,2

94,5

НПС-12

63,9

42,5

42,5

59,7

129,3

НПС-13

70,5

47,2

47,2

64,2

135,6

НПС-14

86,2

55,0

55,0

75,5

143,9

ОАО «ЯТЭК»

Добыча газа

3,8

5,0

7,6

7,7

8,3

ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

Добыча нефти и газа

37,6

64,4

97,5

134,4

224,6

АО «Теплоэнергосервис»

Теплоснабжение

124,336*

110,451*

115,704*

97,1

103,5

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

Теплоснабжение

27,7

27,6

27,6

27,9

27,4

ПАО «Газпром»

Добыча и транспортировка газа

0

0

0

0

0,7

Южно-Якутский район электроэнергетической системы РС(Я)

АО ХК «Якутуголь» Нерюнгри»

Угольная промышленность

299,3

279,76

295,0

268,5

260,9

ПАО «Транснефть», всего,

Транспортировка нефти

283,7

364,7

400,9

406,9

611,8

в том числе:

НПС-15

75,6

85,0

85,0

86,9

131,1

НПС-16

66,0

85,1

96,1

95,8

135,3

НПС-17

71,6

88,3

98,4

102,0

138,0

НПС-18

60,1

53,9

65,3

65,2

112,8

НПС-19

10,4

52,4

56,1

57,0

94,6

АО «Полюс Алдан» ГРК»**

Цветная металлургия

143,6

141,4

137,9

149,0

155,6

АО «Нерюнгринский городской водоканал»

Водоснабжение

35,7

34,5

32,7

30,9

29,0

ООО «Айгуль»

Оптовая и розничная торговля

4,5

4,4

4,6

6,1

7,2

АО АК «Железные дороги Якутии»

Грузо- и пассажироперевозка

5,0

5,7

8,3

9,9

8,7

ООО «МЕЧЕЛ-РЕМСЕРВИС»**

Техсервис

10,1

7,7

8,1

8,0

7,5

ОАО «Золото Селигдара»**

Цветная металлургия

34,8

24,6

39,0

49,7

93,5

ОАО «УК Нерюнгриуголь»**

Угольная промышленность

н/д

н/д

33,8

44,2

80,9

АО «ГОК «Инаглинский»**

Угольная промышленность

н/д

н/д

н/д

12,6

14,7

АО «Теплоэнергосервис»

Теплоснабжение

н/д

н/д

н/д

34,5

32,3

ПАО «Газпром»

Добыча и транспортировка газа

0

0

0

0

0

Зона децентрализованного электроснабжения

ОАО «Алмазы Анабара»

Добыча алмазов

20,7

28,9

26,7

27,5

27,0

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

Теплоснабжение

44,9

46,7

48,5

48,1

46,6

АО «Теплоэнергосервис»*

Теплоснабжение

н/д

н/д

н/д

3,4

2,9

Таблица 2.3.2. Максимальные электрические нагрузки по основным крупным потребителям электроэнергии

Потребитель

Вид деятельности

Максимум электрической нагрузки, МВт

2014

2015

2016

2017

2018

Центральный район электроэнергетической системы РС(Я)

АО ПО «Якутцемент»

Строительные материалы

12

12

н.д.

0

0

МУП "Теплоэнергия"

Теплоснабжение

0

0

н.д.

0

0

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

Угольная промышленность

1

0,53

0,7

0,4

0,4

ФКП «Аэропорты Севера»

Воздушный транспорт

2,4

1,8

н.д.

0

0

АО «ДСК»

Строительство, строительные материалы

0

0

0

16,3

15,4

Западный район электроэнергетической системы РС(Я)

АК «АЛРОСА» (ПАО)

Алмазодобывающая промышленность

320

363,1

303

168

167

ПАО «Сургутнефтегаз»

Добыча нефти

59,285

69,069

н.д.

0

0

ПАО «Транснефть», всего,

Транспортировка нефти

в том числе:

НПС-10

12,9

12,9

14,2

19,9

35

НПС-11

8,2

6,4

7,3

9,7

23,5

НПС-12

8,5

8,2

5,3

9,9

33,6

НПС-13

9,9

9

5,8

10,6

34,2

НПС-14

11

11,1

6,8

12,6

31,5

ОАО «ЯТЭК»

Добыча газа

0

2,9

3,1

3,2

0

ПАО «Газпром»

Добыча и транспортировка газа

0

0

0

0

0,1

Южно-Якутский район электроэнергетической системы РС(Я)

АО ХК «Якутуголь» Нерюнгри"

Угольная промышленность

32,1

30

31,7

27,7

27,1

ПАО «Транснефть», всего,

Транспортировка нефти

в том числе:

НПС-15

9,7

9,7

10,4

16,8

26,1

НПС-16

12,5

10,9

11,8

15,9

30,3

НПС-17

15,4

11,3

13,5

16,9

29,1

НПС-18

12,5

6,9

7,8

10,8

30,9

НПС-19

10,8

6,7

6,9

9,5

23,5

АО «Полюс Алдан» ГРК»

Цветная металлургия

18,5

18,5

н.д.

22,06

22,59

ООО "МЕЧЕЛ-РЕМСЕРВИС"

Техсервис

14,3

14,3

14,3

14,3

14,3

ПАО «Газпром»

Добыча и транспортировка газа

0

0

0

0

0

Зона децентрализованного электроснабжения

ОАО «Алмазы Анабара»

Добыча алмазов

7

7

н.д.

0

0

Примечание – * по данным ПАО «Якутскэнерго»

                            ** по данным АО «АТС»

Источник: данные предприятий (Приложения к разделу 2)

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки

Западный район электроэнергетической системы РС(Я)

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

Динамика электропотребления и максимума нагрузки в ЗРЭС за 2014-2018 гг. приведена в таблице 2.4.1.

Таблица 2.4.1. Динамика максимальных нагрузок и электропотребления в Западном районе электроэнергетической системы РС(Я)

Показатель

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Максимум нагрузки, МВт

589

596

594

569

623

Годовое изменение, %

3,37

1,17

-0,30

-4,27

9,42

Электропотребление, млн кВт∙ч

2872

2994

2992

2951

3225

Годовое изменение, %

2,83

4,23

-0,04

-1,40

9,32

Число часов использования максимума нагрузки, час.

4873

5021

5034

5186

5177

Источник: Данные Филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (Приложение 2.10)

Как следует из таблицы 2.4.1, в период 2015-2017гг. в ЗРЭС наблюдалась тенденция снижения как максимума нагрузки (рисунок 2.4.1 а), так и электропотребления (рисунок 2.4.1 б), после, в 2017 г. и максимум нагрузки, и электропотребление выросли.

а)

б)

Рисунок 2.4.1 – Изменение годового максимума нагрузки (а, МВт) и объема электропотребления (б, млн кВт·ч) в Западном районе электроэнергетической системы РС(Я)

Центральный район электроэнергетической системы РС(Я)

Динамика электропотребления и максимальных электрических нагрузок потребителей в ЦРЭС за период 2014-2018 гг. приведена в таблице 2.4.2. Анализ приведенной динамики показывает, что в ЦРЭС за период 2014-2018 г наблюдалась тенденция небольшого снижения максимума нагрузки (рисунок 2.4.2 а) и стабильного уровня электропотребления (рисунок 2.4.2 б).

Таблица 2.4.2. Динамика максимальных нагрузок и электропотребления в Центральном районе электроэнергетической системы РС(Я)

Показатель

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Максимум нагрузки, МВт

323

304

301

308

304

Годовое изменение, %

1,41

-5,97

-0,82

2,22

-1,22

Электропотребление, млн кВт∙ч

1679

1659

1660

1649

1692

Годовое изменение, %

0,62

-1,19

0,02

-0,63

2,61

Число часов использования максимума нагрузки, час.

5198

5462

5508

5354

5566

а)

б)

Рисунок 2.4.2.  Изменение годового максимума нагрузки (а, МВт) и объема электропотребления (б, млн кВт·ч) в Центральном районе электроэнергетической системы РС(Я)

Южно-Якутский район электроэнергетической системы РС(Я)

Динамика электропотребления и собственного максимума нагрузки в ЮЯРЭС за период 2014–2018 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 районе электроэнергетической системы РС(Я)

Показатель

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Максимум нагрузки, МВт

276

278,6

298

316

344

Годовое изменение, %

1,62

1,10

6,8

6,21

8,60

Электропотребление, млн кВт∙ч

1667

1722

1913

1909

2194

Годовое изменение, %

-2,2

3,3

11,1

-0,2

14,9

Число часов использования максимума нагрузки, час.

6040

6172

6420

6041

6377

а)

б)

Рисунок 2.4.3. Изменение годового максимума нагрузки (а, МВт) и объема электропотребления (б, млн кВт·ч) в Южно-Якутском районе электроэнергетической системы РС(Я)

2.5.              Динамика потребления тепловой энергии, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных.

Потребление тепловой энергии в 2017 г. в республике составило 12,0 млн Гкал, что на 6,1% выше показателя предыдущего года, в 2018 г. по оценке потребление тепловой энергии составляет около 12,4 млн Гкал. В таблице 2.5.1 представлена динамика изменения теплопотребления за период 2014-2018гг.

Таблица 2.5.1. Динамика потребления тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в 2014-2018 гг.

Показатель

Год

2014

2015

2016

2017

2018*

Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал

11249,9

11089,0

11324,1

12018,6

12318,7

Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал

-160,9

235,1

694,5

300,1

Средние темпы прироста, %

-1,4%

2,1%

6,1%

2,5%

Источник: Статистический бюллетень «Сведения об остатках, поступлении и расходе топлива по РС(Я) за январь-декабрь 2014-2017 гг.»

* 2018 г. оценка разработчика

За период с 2014 по 2017 гг.потребление тепловой энергии в республике повысилось на 6,8%, с 2014 по 2018 гг. повышение оценивается в 9,5%. В сфере промышленного производства рост теплопотребления составил около 24,0% за 2014-2017 гг., в то же время теплопотребление на добывающих предприятиях сократилось на 20,1%, в отрасли обрабатывающих производств сокращение составило 15,1%. Теплопотребление населением за рассматриваемый период практически не изменилось, сокращение составило 2,0%. Аналогичная ситуация наблюдалась в сельском хозяйстве, где потребление тепловой энергии в период с 2014 по 2017 гг. уменьшилось на 7,0%. Значительное сокращение теплопотребления (на 29,9%) произошло в сфере строительства. Потребление тепла в прочих отраслях (образование, здравоохранение, государственное управление) уменьшилось за рассматриваемый период на 9,4%. В таблице 2.5.2 представлена структура потребления тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в период с 2014 по 2018 гг.

Таблица 2.5.2. Динамика потребления тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в период с 2014 по 2018 гг., тыс. Гкал.

Показатель

Год

2014

2015

2016

2017

2018*

Потребление всего, в том числе:

11249,9

11089,0

11324,1

12018,6

12318,7

Промышленность всего, в том числе:

добыча полезных ископаемых

1662,3

1235,3

1300,4

1327,1

1146,2

обрабатывающие производства

244,3

229,7

274,8

207,5

222,8

производство и распределение электроэнергии, воды и газа

790,3

812,5

1842,0

1809,3

2335,2

Сельское хозяйство, рыболовство, рыбоводство

44,6

49,3

49,5

41,5

44,0

Строительство

173,7

200,9

141,7

121,7

105,7

Транспорт и связь

290,3

417,1

423,5

451,8

518,4

Сфера услуг и прочие виды деятельности

3070,1

2463,4

2687,9

2780,1

2589,01

Население

5385,6

5411,5

5541,3

5279,6

5357,5

Источник: Статистический бюллетень «Сведения об остатках, поступлении и расходе топлива по РС(Я) за январь-декабрь 2014-2017 гг.»

* 2018 г. оценка разработчика

В структуре теплопотребления в республике за 2014-2018 гг. произошли некоторые изменения. Ожидается, что доля теплопотребления населением сократится с 46,2% в 2014 г. до 43,5% в 2018 г. За рассматриваемый период рост доли теплопотребления промышленностью оценивается с 23,1% в 2014 г.до 30,1% в 2018 г. Осталась на одном уровне доля теплопотребления в сельском хозяйстве. Ожидаемая доля теплопотребления на предприятиях транспорта и связи увеличилась с 2,5% в 2014 г. до 4,2% в 2018 г. На рисунке 2.5.1 представлено сравнение структуры теплопотребления в Республике Саха (Якутия) в 2014 и 2018 гг.

* 2018 оценка разработчика

Рисунок 2.5.1. Структура потребления тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в период с 2014 по 2018* гг.

Суммарная установленная тепловая мощность электростанций крупных энергокомпаний в 2018 г. составила 2521,5 Гкал/ч, из них: ПАО «Якутскэнерго» – 1467,6 Гкал/ч, филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК» – 985,0 Гкал/ч, АО «Сахаэнерго» – 68,9 Гкал/ч.

Теплоснабжение потребителей также осуществляется от многочисленных котельных. Суммарная установленная мощность котельных крупных энергокомпаний оценивается в 5590,34 Гкал/ч, из них: ПАО «Якутскэнерго» – 70,70 Гкал/ч, АО «Теплоэнергосервис» – 613,49[8] Гкал/ч, ГУП «ЖКХ РС (Я)»2 – 2672,21 Гкал/ч, филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК» – 400,00 Гкал/ч, АО «Сахаэнерго» – 8,04 Гкал/ч, ООО «ПТВС» – 701,14 Гкал/ч, ООО «Ленское ПТЭС» – 175,54 Гкал/ч, АО «ДСК» – 142,04 Гкал/ч, АО «Теплоэнергия» – 594,50 Гкал/ч, АК «Алроса» (ПАО) – 268,25 Гкал/ч (таблица 2.5.3). Более подробная информация об установленной тепловой мощности энергоисточников представлена в Приложении 2.14.

Таблица 2.5.3. Установленная тепловая мощность крупных энергокомпаний Республики Саха (Якутия) в 2018 году

Энергокомпания

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч

ПАО «Якутскэнерго»

1582,3

АО «Сахаэнерго»

84,9

Филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК»

1385,0

АО «Теплоэнергосервис»

703,1

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

2672,2

ООО «ПТВС»

913,2

ООО «Ленское ПТЭС»

175,5

АО «Теплоэнергия»

594,5

АО «ДСК»

142,0

АК «АЛРОСА» (ПАО)

293,2

Итого

8537,5

Источник: Данные предприятий (Приложения к разделу 2)

Производство тепловой энергии в республике в 2018 г. ожидается 15,6 млн Гкал. Структура производства тепловой энергии в 2018 г. представлена в таблице 2.5.4.

Таблица 2.5.4. Структура производства тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в 2018 г.

№ п/п

Энергокомпания, энергоисточник

Производство тепловой энергии, тыс.Гкал

Вид топлива

1

2

3

4

Электростанции

Всего от ТЭС, в том числе:

4451,7

1

ПАО «Якутскэнерго», всего, в том числе:

2389,6

   Якутская ГРЭС 

1055,2

природный газ

Якутская ГРЭС-2

539,2

природный газ

   Якутская ТЭЦ

795,2

природный газ

2

Филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК», всего, в том числе:

2003,9

   Нерюнгринская ГРЭС

1713,9

каменный уголь

   Чульманская ТЭЦ

290,0

каменный уголь

3

АО «Сахаэнерго», всего, в том числе:

58,2

   Депутатская ТЭЦ

58,2

каменный уголь

Котельные

Всего от котельных, из них:

10720

1

ПАО «Якутскэнерго»

15,6

природный газ, дизельное топливо, дрова

2

Филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК»

25,9

каменный уголь

3

АО «Сахаэнерго»

6,0

природный газ, дизельное топливо, уголь

4

АО «Теплоэнергосервис»

913,1

природный газ, дизельное топливо, уголь

5

ООО «ПТВС»

1134,8

природный газ, нефть, уголь

6

ООО «Ленское ПТЭС»

233,4

природный газ, нефть

7

АК «АЛРОСА» (ПАО)

179,5

природный газ, нефть, уголь, дизельное топливо

8

АО «ДСК»

119,6

природный газ

9

АО «Теплоэнергия»

738,0

природный газ

10

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

3755,6

природный газ, дизельное топливо, уголь

Электробойлерные

Всего от электробойлерных, из них:

346,1

1

АО «Теплоэнергосервис»

81,6

2

ООО «ПТВС»

254,1

3

АК «АЛРОСА» (ПАО)

10,37

Вторичные энергоносители

Всего от вторичных энергоносителей, из них:

67,2

1

АО «Сахаэнерго»

18,1

Источник: Данные предприятий (Приложения к разделу 2); формы статистической отчетности 6-ТП за 2018

Основную долю в структуре производства тепловой энергии в республике занимают котельные. За рассматриваемый период с 2014 по 2018 гг. доля котельных в общей структуре производства тепла оценочно увеличилась на 9,6% и в 2018 г. составила 74,2%. Доля электростанций в производстве тепловой энергии снизилась, с 31,5% в 2014 г. до 28,6% в 2018 г. Доля электробойлерных сократилась с 3,2% в 2014 г. до 2,2% в 2018 г. Доля тепловой энергии, производимой вторичными энергоносителями, за рассматриваемый период снизилась с 0,6% до 0,4%. Структура производства тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в 2014-2018 гг. представлена на рисунке 2.5.2

Рисунок 2.5.2. Структура производства тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в 2018 г.

Баланс производства и потребления тепловой энергии выполнен по уточненным данным согласно годовым отчетам энергокомпаний (ПАО «Якутскэнерго», АО «Сахаэнерго», филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК», ГУП «ЖКХ РС(Я)», АО «Теплоэнергосервис», АК «АЛРОСА» (ПАО), ООО «ПТВС»). В структуру производства тепловой энергии включен объем тепловой энергии, произведенной с помощью вторичных энергоносителей. Баланс тепловой энергии республики за период 2014-2018 гг. приведен в таблице 2.5.5.

Таблица 2.5.5. Баланс тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в период с 2014 г. по 2018 г., тыс. Гкал

Энергокомпания, теплоисточник

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Производство тепловой энергии, всего

14581,7

14236,4

14447,0

15213,4

15593,3

   в том числе:

   Электростанции

4600,0

4429,7

4511,8

4345,5

4451,7

      в том числе:

       ПАО "Якутскэнерго"

2348,9

2278,9

2335,6

2386,2

2389,6

       АО "Сахаэнерго"

70,8

75,1

63,2

56,7

58,2

       АО "ДГК"

2180,3

2075,7

2113,0

1902,6

2004,0

   Котельные, из них:

9420,0

9235,9

9455,2

10499,9

10722,1

ПАО "Якутскэнерго"

144,6

135,7

138,2

101,1

15,6

АО "Сахаэнерго"

5,7

5,8

5,7

5,9

6,0

АО "ДГК"

8,9

15,8

2,3

72,4

25,9

ГУП "ЖКХ РС(Я)"

3613,3

3497,9

3649,6

3677,6

3755,6

АО "Теплоэнергосервис"

1318,6

1280,0

1003,2

1122,4

913,1

Электробойлерные, в том числе:

471,8

486,5

414,1

365,1

346,1

АО "Теплоэнергосервис"

90,8

103,6

84,9

75,5

81,6

АК "АЛРОСА" (ПАО)

356,1

359,9

306,2

13,7

10,37

ООО «ПТВС»

-

-

-

254,1

254,2

   Вторичные энергоносители

89,9

84,3

65,9

66,0

67,2

Потери тепловой энергии, всего

3765

3085,3

3032,5

3194,8

3274,6

Потребление тепловой энергии, всего

11249,9

11089,0

11324,1

12018,6

12318,7*

Источник: формы статистической отчетности 6-ТП, 11-ТЭР за 2014-2018 г; Данные предприятий (Приложения к разделу 2), ТЭБ Республики Саха (Якутия) за 2014-2018 гг.

* оценка ИФТПС СО РАН, ИСЭМ СО РАН

Потребление и производство тепловой энергии в Якутске

Суммарное потребление тепловой энергии в Якутске в 2018 г.ожидается 2,6 млн Гкал. Ожидается за период 2014-2018 гг. рост теплопотребления на 2,2% (таблица 2.5.6). В структуре потребления наибольшую долю составляют: население - порядка 65% , сфера услуг - 30% (рисунок 2.5.3).

Таблица 2.5.6. Динамика потребление тепловой энергии в Якутске, тыс. Гкал

Показатель

Год

2014

2015

2016

2017

2018*

Потребление тепловой энергии, всего

2578,8

2561,5

2624,2

2570,2

2634,4

в том числе: промышленность

78,0

85,6

79,5

47,5

40,6

строительство

24,2

20,1

24,3

29,8

40,0

транспорт и связь

59,0

53,2

49,1

26,0

26,1

население

1534,5

1572,1

1642,8

1694,9

1717,4

сфера услуг и прочие виды деятельности

883,1

830,5

828,5

763,9

801,5

Источник: Приложение 2.23

* ожидаемые данные

* Ожидаемые данные

Рисунок 2.5.3. Динамика структуры потребления тепловой энергии в Якутске

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

Наибольшую долю (около 68%) в производстве тепловой энергии в 2018 г. составили источники ПАО «Якутскэнерго», из них: 67,5% – электростанции, 0,5% – котельные компании. На котельных АО «Теплоэнергия» произведено около 21% от общего объема, АО «ДСК» 3,1%, немногим более 4,8% - ГУП «ЖКХ РС(Я)» и около 3,5% - на остальных предприятиях.

Таблица 2.5.8. Производство тепловой энергии в Якутске, тыс. Гкал

Энергокомпания, теплоисточник

Год

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Всего, в том числе:

3363,512

3466,6

3409,7

3443,7

3517,6

3527,1

Электростанции ПАО «Якутскэнерго»

2310,1

2348,9

2278,9

2335,6

2316,7

2381,6

  в том числе: Якутская ГРЭС

1394,4

1397,7

1355,6

1419,8

1455,5

1026,7

     Якутская ГРЭС-2

92,8

565,5

     Якутская ТЭЦ

915,7

951,2

923,3

915,8

768,4

789,4

Котельные, всего

1053,412

1117,7

1130,8

1108,1

1200,9

1145,5

в том числе: ПАО «Якутскэнерго»

135,1

144,6

135,7

138,2

80,5

15,6

АО «Теплоэнергия»

721,3

749,0

791,6

746,1

732,1

727,0

АО «ДСК»

144,4

151,4

137,0

124,5

115,9

110,7

ГУП «ЖКХ РС(Я)»

95,8

121,9

101,6

109,2

166,9

169,0

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

45,3

42,4

42,4

43,6

ООО "Сахаэлектрогаз"

5,2

5,9

6,3

3,3

МУП "Пригородная теплосетевая компания"

50,7

53,9

52,6

52,2

ООО "Северные коммунальные системы"

0

0

0,6

15,5

Источник: Письмо №346 от 14.12.2018 МКУ «Окружная администрация Якутска» – Приложения 2.23.

2.6.              Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в 2017 с указанием теплоснабжающей организации приведен в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1. Перечень основных потребителей тепловой энергии (2018)

Потребитель

Место расположения

Годовой объем потребления тепловой энергии за 2018, тыс. Гкал

Источник покрытия тепловой нагрузки

Всего

Из них: от собст. ист.

Теплоснабжающая организация

Тип источника

Уст. тепл. мощность, Гкал

Год ввода в эксплуа-тацию

АК «АЛРОСА» (ПАО)

678174, Мирный, ул. Ленина,6

539,07

219,66

ООО «ПТВС»

Котельные, эл/бойлерные

701,1

212,1

1985,2007, 2012,2015

ООО «Ленское ПТЭС»

Котельные

175,5

1968,1981, 1999,2009, 2015

АК «АЛРОСА» (ПАО)

Котельные

Эл/бойлерные

266,5

26,6

н/д

АО «ДСК»

677002, Якутск, Покровский тракт, 6 км

55,00

55,00

АО «ДСК»

Котельные

142,0

1987,2016

АО «Алмазы Анабара»

677027, Якутск,  ул. Кирова, д. 18, блок «Б»

21,63

21,63

АО «Алмазы Анабара»

Котельные

18,6

2006, 2009-2017

ПАО «Транснефть»

119180, Москва, ул. Большая Полянка, д. 57

37,56

37,56

ПАО «Транснефть»

Котельные

69,6

н/д

ФКП «Аэропорты Севера»

677904, Якутск, с. Маган, ул. 40 лет Победы, д. 1

39,20

19,59

АО «Теплоэнергосервис»

Котельные

Эл/бойлерные

613,5

89,6

н/д

ГУП «ЖКХ РС (Я)»

Котельные

2672,2

1956,1968, 1970,1973-1976, 1978,1980-2018

АО «ДГК»

ТЭС

985,0

1962,1983

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

1467,6

1937,1970

ФКП «Аэропорты Севера»

Котельные

32,1

1976,1987, 2001,2004, 2007,2011, 2013,2016

АО «Водоканал»

677001, Якутск, ул. Богдана Чижика, 19

97,78

69,79

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

1467,6

1937,1970

АО «Теплоэнергия»

Котельные

594,5

1958,1970, 1975-1988, 1997,2002, 2004-2016,

2018

АО «Водоканал»

Котельные

14,5

2010,2012 2014

АО "АК "ЖДЯ"

678900, Алдан, ул. Маяковского, 14

16,43

11,67

ООО «Ассоциация строителей АЯМ»

Котельные

н/д

н/д

АО "АК "ЖДЯ"

Котельные

ГТУ

11,9

3,03

н/д

АО «Золото Селигдара»

678900, Алдан, ул. 26 Пикет, д. 12

28,20

28,20

АО «Золото Селигдара»

Котельные

12,6

2016,2017

ООО "Таас-Юрях Нефтегазодобыча"

678144, Ленск, ул. Первомайская, д. 32а

117,55

117,55

ООО "Таас-Юрях Нефтегазодобыча"

Котельные

77,4

2013,2017

ПАО «ЯТЭК»

677015, Якутск, ул. П. Алексеева, д 76

21,51

20,75

ГУП «ЖКХ РС (Я)»

Котельные

2672,2

1956,1968, 1970,1973-1976, 1978,1980-2018

ПАО «ЯТЭК»

Котельные

18,9

1983,2001, 2002,2013

АО ХК «Якутуголь»

678960, Нерюнгри, пр. Ленина, 3/1

189,98

0

АО «ДГК»

ТЭС

820,0

1983

ООО "Прометей+"

677008, Якутск, ул. Чехова, 35

174,68

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

Котельные

1467,6

70,7

1937,1970

ООО УК по ОЖФ "ЖКХ Губинский"

677000, Якутск, ул. Богатырева, 11/3

108,7

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

1467,6

1937,1970

АО «Теплоэнергия»

Котельные

594,5

1958,1970, 1975-1988, 1997,2002, 2004-2016,

2018

ООО УК ЖКХ "Бюджетник"

677009, Якутск, ул. Жорницкого 7/32а

29,08

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

548,0

1970

ООО "ЖКХ Строительное"

677009, Якутск, ул. К. Цеткин, 25

37,78

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

1467,6

1937,1970

ООО "ЦАДС"

677000, Якутск, ул. Курашова, 43

46,20

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

450,0

1937

ГБУ РС (Я) НПЦ "Фтизиатрия"

677015, Якутск, ул. П. Алексеева, 93

14,61

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

548,0

1970

ФГАОУВО "СВФУ им.М.К.Аммосова"

677000, Якутск, ул. Белинского, 58

20,51

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

Котельные

1467,6

70,7

1937,1970

АО «Теплоэнергия»

Котельные

594,5

1958,1970, 1975-1988, 1997,2002, 2004-2016,

2018

ФКУ «ЦХиСО МВД по РС (Я)»

677004, Якутск, ул. Очиченко, 1

19,55

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

1467,6

1937,1970

ФКУ УИИ УФСИН по РС (Я)

677000,Якутск, ул. П.Алексеева, 21/4

16,89

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

1467,6

1937,1970

ООО «Солидарность+»

677000, Якутск, ул. Пушкина, 24 Б

40,11

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

1467,6

1937,1970

ООО "УК ДСК"

677000, Якутск, ул. Б-Марлинского, 12

28,76

0

ПАО «Якутскэнерго»

ТЭС

Котельные

1467,6

70,7

1937,1970

Группа жилых домов мкр. Арктика

п. Депутатский, мкр. Арктика

22,81

0

АО «Сахаэнерго»

ТЭС

68,9

2010

АО "Нерюнгринский городской водоканал"

678960,  Нерюнгри, ул. Кравченко, 1

12,69

0

АО «ДГК»

ТЭС

820,0

1983

ООО  "Мечел-Ремсервис"

678960,  Нерюнгри, ул. Заводская, 10

38,3

0

АО «ДГК»

ТЭС

820,0

1983

ГБУ РС (Я) «Мирнинская ЦРБ»

678175,  Мирный, ул. Павлова, 1

11,50

0

АО «ДГК»

ТЭС

820,0

1983

АНО ДО «Алмазник»

678175,  Мирный, ул. Ленина, 14 А

22,08

0

ООО «ПТВС»

Котельные

701,1

1985,2015

ПАО «Сургутнефтегаз»

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

134,99

134,99

ПАО «Сургутнефтегаз»

Котельные

82,3

н/д

Источник: Данные предприятий (Приложения к разделу 2)

2.7.              Структура установленной электрической мощности

Данные по суммарной установленной мощности на конец 2018 г. отсутствуют, т.к. сводная информация за 2018 г. разрабатывается Федеральной службой государственной статистики Республики Саха (Якутия) в мае 2019 г. Суммарная установленная мощность электростанций на территории республики на конец 2017 г. составляет 3098,5 МВт, по сравнению с 2016 г. возросла на 179,1 МВт. Основу электроэнергетики составляют тепловые и гидроэлектростанции (таблица 2.7.1). Их доля в суммарной мощности электростанций оценивается в 43 и 31% соответственно (рисунок 2.7.1). Дизельные электростанции (стационарные и передвижные) в структуре установленной мощности занимают 26%. Их суммарная мощность в 2017 г. по сравнению с 2016 г. возросла на 9,5 МВт, в 2018 г. по сравнению с 2017 г. снизилась на 4,1 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, снижение мощности тепловых электростанций в 2018 г. связано с выводом из строя ГТУ мощностью 12 МВт.

Таблица 2.7.1. Изменение установленной мощности по типам электростанций, МВт

Тип электростанции

Год

2016

2017

2018

Установленная мощность, всего

2919,4

3098,5

н/д

в том числе:

ГЭС

957,5

957,5

957,5

ТЭС

1178

1347,5

1343,4

ДЭС

782,4

791,9

н/д

ВЭС

0,04

0,04

0,94

СЭС

1,47

1,614

1,617

Рисунок 2.7.1. Структура установленной мощности по типам электростанций

(состояние 2017 г.)

Основной электроснабжающей компанией в республике является ПАО «Якутскэнерго» (таблица 2.7.2). 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 43,9% (рисунок 2.7.2). АО «Дальневосточная генерирующая компания» в структуре генерирующих мощностей занимает 19,9%, АО «Вилюйская ГЭС-3» – 9,0%.

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 168,2 МВт.

Таблица 2.7.2. Изменение установленной мощности электростанций генерирующих компаний, МВт

Генерирующая компания

Год

Изменение

2018/2017, %

2017

2018

Установленная мощность, всего, в том числе:

3098,5

н/д

-

ПАО «Якутскэнерго»

1360,5

1348,5

99,1

АО «ДГК»

618

618

100,0

АО «Вилюйская ГЭС-3»

277,5

277,5

100,0

АО «Сахаэнерго»

199,6

210,6

105,5

ПАО «Сургутнефтегаз»*

178,7

178,7

100,0

ПАО «Транснефть»

90

90

100,0

АК «АЛРОСА» (ПАО)**

42,3

18,6

44,0

ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»

20

20

100,0

ООО "Якутская генерирующая компания" (кроме Светлинской ГЭС)

-

56,0

-

ОАО «ЯТЭК»

15,0

15,0

100,0

ПАО «Селигдар»

6,2

6,2

100,0

Прочие

224,4

н/д

-

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

** часть мощности в 2018 г. перешла ООО "Якутская генерирующая компания"

Источник: Формы Росстата 6-ТП, данные предприятий (Приложения к разделу 2).

Рисунок 2.7.2. Структура установленной мощности электростанций

(состояние 2017 г.)

Остальные электростанции эксплуатируются в зоне децентрализованного электроснабжения в северных и труднодоступных районах республики. Их суммарная установленная мощность на конец 2017 г. оценивается в 752,5 МВт (таблица 2.7.3).

Основная часть автономных электростанций находится в ведении АО «Сахаэнерго» – 199,6 МВт, ПАО «Сургутнефтегаз» – 178,7 МВт, ООО «Якутская генерирующая компания» - 56 МВт.

Таблица 2.7.3. Изменение установленной мощности электростанций в зонах электроснабжения, МВт

Зона электроснабжения, генерирующая компания

Год

Изменение

2018/2017, %

2017

2018

Установленная мощность, всего, в том числе:

3098,5

н/д

-

в зоне централизованного электроснабжения, всего

2346,0

2334,0

99,5

в том числе:

ПАО «Якутскэнерго»

1360,5

1348,5

99,1

Филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК»

618

618

100,0

АО «Вилюйская ГЭС-3»

277,5

277,5

100,0

ПАО «Транснефть»

90

90

100,0

в зоне децентрализованного электроснабжения, всего

752,5

н/д

-

в том числе:

АО «Сахаэнерго»

199,6

210,6

105,5

ПАО «Сургутнефтегаз»*

178,7

178,7

100,0

АК «АЛРОСА» (ПАО)

42,3

18,6

44,0

ООО "Таас-Юрях Нефтегаздобыча"

20,0

20

100,0

ООО "Якутская генерирующая компания" (кроме Светлинской ГЭС)

-

56,0

-

ОАО "ЯТЭК"

15,0

15,0

100,0

ПАО "Селигдар"

6,2

6,2

100,0

Прочие

290,7

н/д

-

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

Источник: Формы Росстата 6-ТП и Электробаланс, данные предприятий (Приложения к разделу 2).

Суммарная мощность электростанций в зоне децентрализованного электроснабжения в 2017 г. возросла по сравнению с 2016 г. на 12,92 МВт (1,7%). В основном, это связано с ростом количества и мощности электростанций, эксплуатируемых в этой зоне и принадлежащих различным компаниям, например, АО «Сахаэнерго», ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «Селигдар» и др.

Изменение установленной мощности электростанций ПАО «Якутскэнерго» в 2018 г. связано со снижением мощности Якутской ГРЭС на 12 МВт, Изменение установленной мощности электростанций АО «Сахаэнерго» в 2017г. по сравнению с 2016 г. произошло за счет ввода мощности 4,181 МВт (ввод новой ДЭС Хатыннах – 0,320 МВт, ввод 5 новых солнечных электростанций, общей мощностью 0,236 МВт, ввод ВЭУ, мощностью 0,04 МВт, установка дополнительных и замена старых ДГ), а также демонтажа основного оборудования – 3,531 МВт.

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 2017–2018 гг. приведен в таблице 2.7.4.

Таблица 2.7.4. Генерирующие мощности энергетических компаний, МВт

Энергетическая компания

Электростанция, филиал

Годы

2017

2018

1

2

3

4

ПАО «Якутскэнерго», всего

1360,5

1348,5

в том числе:

Якутская ГРЭС

368

356

Якутская ГРЭС Новая

193,5

193,5

Якутская ТЭЦ

12

12

Каскад Вилюйских ГЭС-1,2

680

680

Западные электрические сети, всего

26,7

26,7

из них: электростанции 

24,7

24,7

             мощностью > 5 МВт:

Нюрбинская ДЭС (резервная)

6,5

6,5

Вилюйская ДЭС (резервная)

10,7

10,7

Верхне-Вилюйская ДЭС (резервная)

7,5

7,5

Центральные электрические сети, всего

80,3

80,3

из них: электростанции 

76,9

76,9

             мощностью > 5 МВт:

ДЭС п. Эльдикан (резервная)

11,2

11,2

ДЭС п. Солнечный (резервная)

16,0

16,0

ДЭС с. Борогонцы (резервная)

10,0

10,0

Таттинская ДЭС (резервная)

7,5

7,5

Амгинская ДЭС (резервная)

5,7

5,7

Бердигестяхская ДЭС (резервная)

7,5

7,5

Хандыгская ДЭС (резервная)

13,4

13,4

Чурапчинская РЭС (резервная)

5,6

5,6

АО «Дальневосточная генерирующая компания»

Нерюнгринская ГРЭС (включая Чульманскую ТЭЦ)

618

618

АО «Вилюйская ГЭС-3»

Светлинская ГЭС

277,5

277,5

АК «АЛРОСА» (ПАО), всего

42,3

18,6

из них:

ДЭС Нюрбинского ГОКа

21,5

2,2

АО «Сахаэнерго», всего

199,6

205,4

в том числе: электростанции мощностью > 5 МВт    

101

104,1

ДЭС п.Тикси

10,1

10,1

ДЭС п. Батагай

12,4

12,1

ДЭС п. Жиганск

7,4

7,4

ДЭС п. Зырянка

7,6

7,7

ДЭС п. Угольное

5,5

6,5

ДЭС п. Сангар

10,5

10,5

ДЭС п. Черский

6,2

8,7

ДЭС Среднеколымск

6,7

6,6

ДЭС п. Чокурдах

7,8

7,8

ДЭС п. Депутатский

7,6

8,6

ТЭЦ п. Депутатский

7,5

7,5

ДЭС п. Усть-Куйга

6,7

5,6

ДЭС с. Оленек

5,0

5,0

       электростанции мощностью ≤ 5 МВт

98,6

101,3

           из них: возобновляемые источники энергии, всего

1,654

1,661

ПАО «Сургутнефтегаз»

178,7

178,7

в том числе:

Талаканская ГТЭС

135,0

135,0

Талаканская ГПЭС

13,5

13,5

ПАО «Транснефть»

ДЭС

90

90

АО «Алмазы Анабара»

ДЭС

-

4,8

ООО "Таас-Юрях Нефтегаздобыча"

ДЭС

20

20

ООО "Якутская генерирующая компания" (кроме Светлинской ГЭС)

ДЭС

-

56,0

ОАО "ЯТЭК"

ДЭС

15

15

ПАО "Селигдар"

ДЭС

6,2

6,2

ТОР "Индустриальный парк "Кангалассы"

-

5,3

АО "АК"ЖДЯ"

ГТУ

-

2,9

Прочие компании

ведомственные электростанции

290,8

-*

ИТОГО по республике

3098,5

-*

Примечание - * Сводная информация за 2018 г. разрабатывается Федеральной службой государственной статистики РС(Я) в мае 2019 г.

Источник: Формы Росстата 6-ТП и Электробаланс, годовые отчеты ПАО «Якутскэнерго», АО «Сахаэнерго», отчетные данные АО «ДГК», «АК «АЛРОСА» (ПАО), ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «Транснефть», ООО"Якутская генерирующая компания", АО «Алмазы Анабара»,ООО "Таас-Юрях Нефтегаздобыча", ОАО "ЯТЭК", ПАО "Селигдар", ООО "Эльгауголь", ТОР "Индустриальный парк "Кангалассы", АО "АК"ЖДЯ" за 2017-2018 гг.

Состав основного генерирующего оборудования по электростанциям с установленной мощностью более 5 МВт приведен в Приложении 2.15.

2.8.              Структура выработки электроэнергии

Выработка электроэнергии всеми электростанциями на территории республики в 2018 г. по сравнению с 2014 г. увеличилась на 12,7% и составила 9665,8 млн кВт·ч. При этом электростанции, работающие в составе якутской энергосистемы, включая резервные энергоисточники, в 2018 г. выработали 8386 млн кВт·ч электроэнергии, что составляет 86,8% от суммарной выработки по республике (таблица 2.8.1). Увеличение выработки электроэнергии наблюдалось всеми основными тепловыми электростанциями, работающими в энергосистеме. Значительное увеличение произошло в гидроэлектростанциях. За период выработка увеличилась на 27%. Начало эксплуатации в 2017 г. Якутской ГРЭС Новой не компенсировало сокращение выработки Якутской ГРЭС. Продолжает снижаться выработка ДЭС ПАО «Транснефть».

Таблица 2.8.1. Изменение выработки электроэнергии в зоне централизованного и децентрализованного электроснабжения

Электростанция

Выработка электроэнергии, млн кВт·ч

Структура 2018, %

2014

2015

2016

2017

2018

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

7627

7945,6

8098,3

7926,3

8386

86,8

Якутская ГРЭС

1608,1

1591,8

1601,8

1472,2

1031,9

12,3

Якутская ГРЭС Новая

-

-

-

112,5

536,1

6,4

Якутская ТЭЦ

56,9

52,8

54,9

53,7

51,4

0,6

Нерюнгринская ГРЭС + Чульманская ТЭЦ

2998,8

3231,1

3279,5

3200,9

3305,1

39,4

Вилюйские ГЭС-1,2

2131,8

2236

2290,7

2268,8

2708,1

32,3

Светлинская ГЭС

734,4

753,8

750,4

732,3

743,4

8,9

Центральные электросети

14,4

14,8

2,9

8,8

7,9

0,1

Западные электросети

5,7

3,8

1,3

2,4

1,8

0,0

ДЭС ПАО «Транснефть»*

76,9

61,5

116,8

70,3

0,1

0,0

Децентрализованные электростанции, всего

951

1060,5

1228,5

1301,7

1279,8

13,2

в том числе:

0,00

Электростанции АО «Сахаэнерго»

270,7

270

278

281,4

280,9

21,9

Талаканская ГТЭС

435,7

503,8

579,7

599,1

625

48,8

Талаканская ГПЭС

13,9

13

12,1

14,8

15,6

1,2

ДЭС ПАО «Сургутнефтегаз»

11,8

10,8

10,8

14,3

8,4

0,7

ДЭС АК «АЛРОСА» (ПАО)

74,1

73,9

71,3

74

7,5

0,6

Электростанции ООО «ЯГК»

-

-

-

-

89,0

7,0

ДЭС ОАО «ЯТЭК»

15

15,9

16,1

16,3

15,5

1,2

ДЭС ПАО «Селигдар»

8

8,6

8,6

8,2

9,3

0,7

Прочие электростанции

64,2

85,5

124,9

125,8

228,6

17,9

ИТОГО

8578

9006,1

9326,8

9228

9665,8

100

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)

В зоне децентрализованного электроснабжения республики за прошедший пятилетний период наблюдается устойчивая тенденция роста выработки электроэнергии, обусловленного увеличением производства на всех электростанциях. Наиболее существенный рост наблюдается электростанциями ПАО «Сургутнефтегаз», ДЭС ПАО «Селигдар» и др.

Изменение выработки электроэнергии по типам генерирующих источников представлено в таблице 2.8.2.  За рассматриваемый период значительно возросла выработка электроэнергии гидроэлектростанциями, дизельными электростанциями и возобновляемыми источниками энергии.

Таблица 2.8.2. Изменение выработки электроэнергии по типам электростанций, млн кВт·ч

Электростанция

Год

Изменение 2018/2014 г, %

2014

2015

2016

2017

2018

Выработка электроэнергии, всего

8578

9006,1

9326,8

9225,8

9665,8

113

в том числе:

ГЭС

2866,2

2989,8

3041,1

3001,1

3451,5

120

ТЭС

5121

5404

5538

5460

5571

109

ДЭС

591

612

747

764

642

109

ВИЭ

0,1

0,2

0,95

1,07

1,474

1389

Более 57% выработки электроэнергии приходится на тепловые электростанции (рисунок 2.8.1). Гидроэлектростанции в структуре выработки занимают 35,7%, автономные дизельные электростанции – 6,6%, ВИЭ – 0,02%.

Рисунок 2.8.1. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций:

(по состоянию 2018 г.)

Основными генерирующими компаниями являются ПАО «Якутскэнерго» и Филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК». На их долю в структуре выработки электроэнергии приходится 44,9% и 34,2% соответственно (рисунок 2.8.2). Выработка электроэнергии АО «Вилюйская ГЭС-3» составляет 7,7%, ПАО «Сургутнефтегаз» - 6,8% от суммарной в республике.

Рисунок 2.8.2. Структура выработки электроэнергии по генерирующим компаниям (по состояние 2018 г.)

Увеличение выработки электроэнергии в 2018 г. по сравнению с 2017 г. наблюдалось электростанциями крупных генерирующих компаний: ПАО «Якутскэнерго», филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК», АО «Вилюйская ГЭС-3», а также ПАО «Сургутнефтегаз» (таблица 2.8.3). При этом наблюдался рост производства электроэнергии автономными электростанциями генерирующих компаний, функционирующих на территории республики (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (2017) и ООО «Бурэнерго» (2017).

Таблица 2.8.3.Изменение выработки электроэнергии генерирующими компаниями, млн кВт·ч

Генерирующая компания

Год

Изменение 2018/2017 гг., %

2014

2015

2016

2017

2018

Выработка электроэнергии, всего,

8578

9006,1

9326,8

9225,8

9665,8

104,8

в том числе:

ПАО «Якутскэнерго»

3816,9

3899,2

3951,6

3920,5

4337,1

110,6

Филиал «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК»

2998,8

3231,1

3279,5

3200,9

3305,1

103,3

АО «Вилюйская ГЭС-3»

734,4

753,8

750,4

732,3

743,4

101,5

АК «АЛРОСА» (ПАО)

74,1

73,9

71,3

74

7,5

10,1

АО «Сахаэнерго»

270,7

270

278

281,4

280,9

99,8

ПАО «Сургутнефтегаз»*

461,4

527,6

602,6

628,2

649,1

103,3

ПАО «Транснефть»

76,9

61,5

116,8

70,3

0,1

0,1

ООО «Бурэнерго»

16,2

16,8

47

63,4

н.д.

н.д.

ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»

41,4

43,6

71,5

101

н.д.

н.д.

Прочие

87,2

128,6

158,1

153,8

н.д.

н.д.

Примечание - * включая Талаканскую ГТЭС, Талаканскую ГПЭС и ДЭС

Источник: Формы Росстата 6-ТП и Электробаланс, данные предприятий (Приложения к разделу 2).

2.9. Анализ существующего баланса электрической энергии и мощности

Производство электроэнергии в республике за период 2014–2018 гг. имеет положительную динамику и возросло на 13,9% – с 8,6 млрд кВт·ч в 2014 г. до 9,8 млрд кВт·ч в 2018 г.(таблица 2.9.1).

Таблица 2.9.1. Баланс электроэнергии в республике, млн кВт·ч

Статья баланса

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Производство электроэнергии, всего, в том числе:

8578

9006

9327

9226

9780

- ПАО «Якутскэнерго»

3817

3899

3952

3921

4337

- Нерюнгринская ГРЭС (ПАО «ДГК»)

2999

3231

3280

3201

3305

- ПАО «Вилюйская ГЭС-3»

734

754

750

732

743

- АО «Сахаэнерго»

271

270

278

281

281

- ПАО «Сургутнефтегаз»

461

528

603

628

649

- Прочие электростанции

296

324

464

463

464*

Поступление электроэнергии, всего, в том числе:

159

163

163

195

194

- Магаданская область

143

147

149

181

180

- Чукотский АО

15

15

15

14

14

Отпуск за пределы республики, всего

1358

1510

1470

1415

1274

- отпуск в ОЭС Востока

1358

1510

1420

1362

1046

- отпуск в Иркутскую область

50

53

228*

Потребление, всего, в том числе:

7378

7659

8020

8006

8700*

- собственные нужды электростанций

474

481

496

499

540*

- потери в электросетях

1045

1001

1001

1029

1095

- полезное потребление

5859

6178

6523

6478

7065*

Источник: формы Росстата Электробаланс и 6-ТП за 2014-2018 гг.,* - оценки ИСЭМ СО РАН

Темпы роста внутреннего потребления электроэнергии совпадают с темпами роста ее производств: за прошедший пятилетний период потребление электроэнергии в республике увеличилось на 17,6% – с 7,4 млрд кВт·ч в 2014 г. до 8,7 млрд кВт·ч в 2018 г. (рисунок 2.9.1).

Рисунок 2.9.1. Динамика производства и потребления электроэнергии, млн кВт·ч

Доля потерь в электрических сетях общего пользования в 2014–2018 г составляла 11–13%.

Западный район электроэнергетической системы РС(Я)

Балансы мощности и электроэнергии ЗРЭС за отчетный период приведены в таблицах 2.9.2 и 2.9.3 соответственно.

В период 2014–2017 гг.ЗРЭС оставался избыточным по электрической мощности. Мирнинская ГРЭС до 2017 г. находилась в холодном резерве, выведена из эксплуатации с 01.11.2017.

Таблица 2.9.2. Балансы мощности ЗРЭС на собственный час максимума, МВт

Мощность

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Установленная мощность

1108,1

1036,6

1009,7

984,2

984,2

Ограничения установленной мощности

77,2

75,5

75,5

85,5

110,1

Располагаемая мощность

1030,9

960,1

934,2

898,7

874,1

Ремонтное снижение мощности

0,0

12,0

0,0

80,8

154,0

Мощность в консервации

24,0

0,0

24,0

0,0

0,0

Нагрузка электростанций

589,3

596,2

610,5

586,3

664,2

в том числе, превышение нагрузки над установленной мощностью на включенном оборудовании

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

максимум потребления

589,3

596,2

594,4

569,3

622,6

Западные электросети

127

66

28

27

0

сальдо перетоков

0,0

0,0

-16,1

-17

-41,62

дефицит (-)/избыток (+)

417,6

351,9

315,8

248,6

97,5

Таблица 2.9.3. Балансы электроэнергии ЗРЭС, млн кВт·ч

Статья баланса

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Выработка всего, в том числе:

2872

2994

3042

3003

3453

ГЭС, всего, в том числе:

2866

2990

3041

3001

3451

Вилюйские ГЭС 1-2

2132

2236

2291

2269

2708

Светлинская ГЭС

734

754

750

732

743

Прочие источники

6

4

1

2

2

Выдача в Иркутскую область

-76

-53

-228

Электропотребление, всего, в том числе:

2871

2994

2966

2950

3226

- собственные нужды

51,2

48

37

35

35

Центральныйрайон электроэнергетической системы РС(Я)

Балансы мощности и электроэнергии в ЦРЭС за отчетный период приведены в таблицах 2.9.4, 2.9.5 соответственно.

Таблица 2.9.4. Балансы мощности ЦРЭС, МВт

Статья баланса

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Установленная мощность

468,4

468,1

460,1

653,74

641,74

Ограничения установленной мощности

0,6

2,0

2,0

13,48

100,24

Располагаемая мощность

510,0

492,3

496,9

655,46

552,02

Ремонтное снижение мощности

67,6

39,7

41,0

133,7

146,5

Рабочая мощность

442,4

452,6

455,9

521,76

405,52

Мощность в резерве

119,3

148,8

154,6

213,36

180,3

Нагрузка электростанций

323,1

303,8

301,3

308,4

225,22

В том числе, превышение нагрузки над установленной мощностью на включенном оборудовании

42,2

26,2

38,8

15,2

10,52

Максимум потребления

323,1

303,8

301,3

308,4

304,23

Сальдо перетоков

0,0

0,0

0,0

0,0

79,01

Дефицит (-)/избыток (+)

119,3

148,8

154,6

213,36

101,29

Таблица 2.9.5. Балансы электроэнергии ЦРЭС, млн кВт·ч

Статья баланса

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Выработка, всего, в том числе:

1679

1659

1660

1649

1627

ТЭС, всего, в том числе:

1665

1645

1657

1649

1627

Якутская ГРЭС

1608

1592

1602

1474

1032

Якутская ТЭЦ

57

53

55

54

51

Якутская ГРЭС Новая

113

536

Прочие источники

14

15

3

9

8

Поступление из Южно-Якутского энергорайона

65

Электропотребление, всего, в том числе:

1679

1659

1660

1649

1692

- собственные нужды

79

78

68

82

105

В период 2014–2018 гг.ЦРЭС оставался избыточным по электрической мощности.

Южно-Якутский район электроэнергетической системы РС(Я)

Балансы мощности и электроэнергии ЮЯРЭС за отчетный период приведены в таблицах 2.9.6 и 2.9.7 соответственно.

В период 2014–2018 гг.ЮЯРЭС оставался избыточным по электрической мощности.

Таблица 2.9.6. Балансы мощности ЮЯРЭС, МВт

Статья баланса

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Установленная мощность

618

618

618

618

618

Ограничения установленной мощности

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Располагаемая мощность

622,1

618

618

618

618

Ремонтное снижение мощности

212,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Рабочая мощность

410,1

618,0

618,0

618,0

618,0

Мощность в резерве

31,4

116,3

137,4

85,8

158,6

Нагрузка электростанций

378,7

501,8

480,6

532,2

459,4

В том числе, превышение нагрузки над установленной мощностью на включенном оборудовании

4,1

0,0

0,0

0,0

0,0

Максимум потребления

275,7

278,6

297,8

316,3

343,5

Сальдо перетоков

-103,0

-223,2

-182,8

-215,9

-115,9

Дефицит (-)/избыток (+)

134,4

339,4

320,2

301,7

274,5

Таблица 2.9.7. Балансы электроэнергии ЮЯРЭС, млн кВт·ч

Статья баланса

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Выработка, всего, в том числе:

2999

3231

3280

3201

3305

ТЭС, всего, в том числе:

2999

3231

3280

3201

3305

Нерюнгринская ГРЭС*

2999

3231

3280

3201

3305

Выдача за пределы энергорайона, всего, в том числе:

1332

1510

1420

1362

1111

- в энергосистему Амурской области

1332

1510

1366

1254

1019

- в Центральный энергорайон

65

- в Западный район

- в энергосистему Забайкальского края

44

36

29

39

27

Электропотребление, всего, в том числе:

1667

1722

1913

1908

2194

- собственные нужды

355

370

383

368

381

- потери в сетях

40

37

54

61

58

- полезное потребление

1272

1315

1476

1479

1755

Примечание:* - с учетом Чульманской ТЭЦ

2.10.              Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности

Энергоэффективность экономики характеризуется показателями энергоёмкости, электроёмкости, потреблением электроэнергии на душу населения и электровооружённостью труда.

Важными факторами, влияющими на энергоэффективностьэкономики, являются: удельный расходтоплива на отпущенную электрическую и тепловуюэнергию, снижениепотерь электрической и тепловойэнергиинапередачу в электрических и тепловых сетях, коэффициенты полезного действия энергетических установок, коэффициентыполезного использованиятопливно-энергетическихресурсов, производительность труда и др.

Динамика основных показателей энергоэффективности по Республике Саха (Якутия) за период 2014–2018 гг. приведена в таблице 2.10.1.

Наблюдается ежегодный рост ВРП. Среднегодовой темп роста ВРП за период составил 103%.

Таблица 2.10.1. Исходные данные и основные показатели энергоэффективности в республике

Показатель

Ед. изм.

Годы

Абсолютный прирост, сниже-ние (+, -)

Средне-годовой темп роста, %

2014

2015

2016

2017

2018

ВРП в сопоставимых ценах (2014)

млрд руб.

658

669

696

718

741

82,5

103,0

Численность населения на конец года

тыс. чел.

956,9

959,7

962,8

964,3

962,6

5,7

100,1

Среднегодовая численность занятого населения

тыс. чел.

482,1

482,7

483,4

492,1

493

10,4

100,5

Энергопотребление

тыс.

т у.т.

8673

8669

9033

9100

8846

173,3

100,6

Электропотребление

млн кВт·ч

7378

7659

8070

8129

8522

1143,9

103,7

Энергоемкость ВРП

кг у.т. /тыс. руб

13,2

13,0

13,0

12,7

11,9

-1,2

97,6

Электроемкость ВРП

кВт.ч/

тыс. руб.

11,2

11,4

11,6

11,3

11,5

0,3

100,7

Потребление электроэнергии на душу населения

тыс. кВт·ч /чел

7,7

8,0

8,4

8,4

8,9

1,1

103,5

Электровооруженность труда

тыс. кВт·ч / чел

15,3

15,9

16,7

16,5

17,3

2,0

103,1

Энергоемкость

Энергопотребление в республике в целом имеет тенденцию роста. К концу периода оно выросло на 173,3 тыс. ту.т. и составило 8846 тыс. ту.т. Но на фоне опережающих темпов роста ВРП (103%) над темпами роста энергопотребления (100,6%) энергоемкость ВРП к концу периода снизилась на 2,4 % и составила 11,9 кг у.т./тыс. руб. (рис. 2.10.1).

Рис. 2.10.1. Динамика энергоемкости ВРП республики, кг у.т. на 1000 руб.

Электроемкость

Уровень электроёмкости производства валового регионального продукта в целом по республике за период 2014–2018 гг. вырос на 2,6 %. Значительный её рост произошёл в 2016 г. (до 11,6 кВт·ч на 1000 руб.), что связано с расширением производственной деятельности и услуг в таких электроёмких отраслях, как нефтепроводный транспорт, производство теплоэнергии с использованием электроотопления, жилищно-коммунальное хозяйство и др. (рис. 2.10.2).

Рис. 2.10.2. Динамика изменения электроемкости ВРП, кВт·ч на 1000 руб.

Наиболее электроемким становится транспорт и связь. Электропотребление по отрасли за период выросло на 38% при общем снижении вклада в валовый региональный продукт на 31%. Снижение электроемкости в целом по промышленности происходит за счет роста вклада в ВРП добычи полезных ископаемых, а также опережения роста вклада в ВРП над электропотреблением. Снижение электроемкости составило 11,7%.

За период наблюдается рост электроемкости в сельском хозяйстве. Это происходит на фоне неизменности ВРП и увеличения электропотребления на 21%. Электроемкость производства в строительной отрасли за первые два года рассматриваемого периода имела тенденцию к росту, но с 2016 г. показала снижение на 23,6 %. По оптовой торговле имеется тенденция роста электроемкости за счет роста электропотребления. За период электропотребление выросло в 1,5 раза.

Рис. 2.10.3. Динамика изменения электроемкости по видам экономической деятельности, кВт·ч на 1000 руб.

Потребление электроэнергии на душу населения

За рассматриваемый период население в республике увеличилось на 5,7 тыс. чел. и составило 962,6 тыс. чел. Если на начало периода на одного человека приходилось 7,7 тыс. кВт·ч в год, то к концу периода это значение повысилось на 14,2% и составило 8,9 тыс. кВт ч в год. На фоне невысокого прироста населения электропотребление в целом по республике в 2018 г. значительно выросло (15,5 %). Среднегодовой темп роста потребления электроэнергии на душу населения составил 103,7 % (рис. 2.10.4).

Рис. 2.10.4. Динамика потребления электроэнергии на душу населения,

тыс. кВт·ч/ чел.

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 за период составил 100,5%. За рассматриваемый период электровооруженность труда выросла на 13,1 % и достигла 17,3 тыс. кВт·ч (рис. 2.10.5).

Рис. 2.10.5. Электровооруженность труда, тыс. кВт·ч на 1 занятого в экономике

Наиболее высокая электровооруженность труда сохраняется по добыче полезных ископаемых, хотя в 2018 г. показатель снизился за период на 8%.(рис. 2.10.6). По остальным видам деятельности кроме строительства наблюдается рост электровооруженности труда.

По транспорту и связи за первые три года наблюдалось резкое увеличение вооруженности труда с последующим постепенным снижением. За период показатель вырос в 2,2 раза. Это связано с перевозкой грузов для строительства магистрального газопровода «Сила Сибири» на территории республики.

Электровооруженность по производству электро-, теплоэнергии, водоснабжению,по-прежнему, остается наиболее высокой. По данным видам деятельности за период показатель вырос на 19%.

Рис. 2.10.6. Электровооруженность труда по видам экономической деятельности, тыс. кВт·ч на 1 среднесписочной численности работников организаций

2.11.              Основные характеристики электросетевого хозяйства Республики Саха (Якутия) 35 кВ и выше

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

Основные компании, осуществляющие эксплуатацию электросетевых объектов на территории Республики Саха (Якутия):

 ПАО «Якутскэнерго»;

 Филиал АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС»;

 ООО «ЯЭСК»;

 ПАО «ФСК ЕЭС»;

 ПАО «Транснефть».

Перечень ЛЭП 35-220 кВ энергосистемы республики с указанием сводных данных по ним приведен в Приложении 2.29.

Перечень подстанций 35-220 кВ энергосистемы Республики Саха (Якутия) с указанием сводных данных по ним приведен в Приложении 2.29.

Общая протяженность линий электропередачи 0,4-6-10 кВ и выше в централизованной зоне энергосистемы Республики Саха (Якутия) составляет 27280,46 км. Суммарная мощность трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ и выше составляет 7805,616 МВА. Сводные данные приведены в таблице 2.11.1.

Таблица 2.11.1. Протяженность линий электропередачи и трансформаторная мощность ПС по классам напряжения (по состоянию на 01.01.2019)

Класс напряжения

Протяженность ВЛ и КЛ, км

Трансформаторная мощность ПС, МВА

0,4-6-10 кВ

14224,72

1424,23

35 кВ

3858,5

636,1

110 кВ

2931,162

3089,3

220 кВ

6264,083

2656

Одной из основных проблем, характерных для энергосистемы республики, является изношенность электросетевого оборудования. Значительная часть оборудования введена в эксплуатацию более 30-40 лет назад, ВЛ и ПС имеют высокий процент износа.

В связи с высоким процентом износа 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 (17,86% в электрических сетях ПАО «Якутскэнерго» в 2017 году).

Основными проблемами, характерными для энергосистемы республики, являются:

 наличие большого количества энергоисточников и ДЭС малой мощности, работающих изолированно;

 изношенность электросетевого оборудования (значительная часть оборудования введена в эксплуатацию более 30-40 лет назад);

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

 неразвитость сетевой инфраструктуры, низкий территориальный охват.

2.12.              Анализ технического состояния и возрастная структура электрических сетей (ЛЭП и ПС) 35 кВ и выше

ПАО «Якутскэнерго»

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» (по состоянию на 01.01.2019)

ПАО «Якутскэнерго»

35 кВ

110 кВ

220 кВ

Всего

ЦЭС, км

Протяженность, км

2080,9

1307,5

522,8*

12494

% износа фактический

30

5

5

25

ЗЭС, км

Протяженность, км

1490,2

1108,5

1521,6

8872,4

% износа фактический

40

25

55

34

Итого по

ПАО «Якутскэнерго»

Протяженность, км

3571,1

2416

2044,4

21368,4

% износа фактический

34

18

35

30

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

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

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 30%.

В таблице 2.12.2 приведена сводная информация по техническому состоянию подстанций, находящихся на балансе ПАО «Якутскэнерго».

Таблица 2.12.2. Количество, трансформаторная мощность и фактический износ ПС ПАО «Якутскэнерго» (по состоянию на 01.01.2019)

ПАО «Якутскэнерго»

35 кВ

110 кВ

220 кВ

Всего

ЦЭС

мощность, МВА

246

756,9

1824,65

количество

78

29

3030

% износа фактический

35

35

37

ЗЭС

мощность, МВА

272,0

1778

999,0

3522,88

количество

46

40

5

1608

% износа фактический

40

35

40

38

Итого

ПАО «Якутскэнерго»

мощность, МВА

518

2534,9

999,0

5347,53

количество

124

69

5

4638

% износа фактический

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 %.

АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС»

В таблице 2.12.3 приведена сводная информация по техническому состоянию ЛЭП, находящихся на балансе АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС».

Таблица 2.12.3. Протяженность и техническое состояние ЛЭП филиала АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС» (по состоянию на 01.01.2019)

АО «ДРСК»

«Южно-Якутские ЭС»

35 кВ

110 кВ

220 кВ

Всего

Протяженность, км

287,4

514,6

-

1690,7

% износа

Факт.

76,97

79,44

-

75,7

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

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

Процент износа ВЛ и ПС составляет:

линии электропередачи 110 кВ – 79,4%;

линии электропередачи 35 кВ – 77%.

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

Таблица 2.12.4. Количество, трансформаторная мощность и фактический износ ПС филиала АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС» (по состоянию на 01.01.2019)

АО «ДРСК»

«Южно-Якутские ЭС»

35 кВ

110 кВ

220 кВ

Всего

мощность, МВА

118,1

554,4

-

801,086

количество

17

19

-

317

% износа фактический

62,29

71,9

-

72,3

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

Подстанции и электрооборудование на территории Южно-Якутского энергорайона (АО «ДРСК») имеют высокий процент износа – 72 %.

ПАО «ФСК ЕЭС»

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

Таблица 2.12.5. Протяженность и техническое состояние ЛЭП ПАО «ФСК ЕЭС» (по состоянию на 01.01.2019)

ПАО «ФСК ЕЭС»

110 кВ

220 кВ

Всего

Протяженность, км

0,562

3959,68

3960,25

% износа

Факт.

5,5

7,543

7,538

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

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

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

Таблица 2.12.6. Количество, трансформаторная мощность и фактический износ ПС ПАО «ФСК ЕЭС» (по состоянию на 01.01.2019)

ПАО «ФСК ЕЭС»

220 кВ

Всего

мощность, МВА

1417

1417

количество

17

17

% износа фактический

8,663

8,663

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

Ввод в эксплуатацию большинства подстанций ПАО «ФСК ЕЭС» осуществлен в период 2011-2017 гг., соответственно износ незначителен.

ПАО «Транснефть»

В таблице 2.12.7 приведена сводная информация по техническому состоянию ЛЭП, находящихся на балансе ПАО «Транснефть».

Таблица 2.12.7. Протяженность и техническое состояние ЛЭП ПАО «Транснефть» (по состоянию на 01.01.2019)

ПАО «Транснефть»

220 кВ

Всего

Протяженность, км

260

260

% износа

Факт.

-

-

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

Ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Пеледуй – НПС-9 №1 и №2 был осуществлен в 2017 г., соответственно износ отсутствует.

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

Таблица 2.12.8. Количество, трансформаторная мощность и фактический износ ПС ПАО «Транснефть» (по состоянию на 01.01.2019)

ПАО «Транснефть»

220 кВ

Всего

мощность, МВА

240

240

количество

3

3

% износа фактический

-

-

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

Ввод в эксплуатацию подстанций ПАО «Транснефть» осуществлен в период 2010-2014 гг., соответственно износ незначителен.

2.13.              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 2014–2018 годы с разбивкой по классам напряжений представлены в таблице 2.13.1.

Таблица 2.13.1 – 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 район электроэнергетической системы РС(Я)

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

220 кВ

ПС 220 кВ НПС-11 с отп. от ВЛ 220 кВ Городская – Пеледуй

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

2х25 МВА

2х1,85 км

220 кВ

ПС 220 кВ НПС-15

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

2х25 МВА

220 кВ

ВЛ 220 кВ НПС-15 – Олекминск с отп. на НПС-14 №1 и №2

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

2х100 км

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

110 кВ

Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Нюрба

ПАО

«Якутскэнерго»

2015

2х25 МВА

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на ПС 220 кВ НПС-12

АО «ДВЭУК»

2017

2х63 МВА

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на ПС 220 кВ НПС-13

АО «ДВЭУК»

2017

2х40 МВА

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на ПС 220 кВ НПС-15

ПАО «ФСК ЕЭС»

2017

2х40 МВА

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на ПС 220 кВ НПС-14

ПАО

«Транснефть»

2017

2х40 МВА

220 кВ

ПС 220 кВ НПС-9

ПАО

«Транснефть»

2017

2х40 МВА

220 кВ

ВЛ 220 кВ Пеледуй – НПС-9 №1 и №2

ПАО

«Транснефть»

2017

2х260 км

110 кВ

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

АО «РНГ»

2017

2х25 МВА

220 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 220 кВ Олекминск

АО «ДВЭУК»

2018

1х40 МВА

220 кВ

Восстановление проектной схемы выдачи мощности Светлинской ГЭС с переводом ПС 110 кВ Вилюй на напряжение 6 кВ

ПАО

«Якутскэнерго»

2018

-

Центральный район электроэнергетической системы РС(Я)

220 кВ

ПС 220 кВ Майя

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

2х125 МВА

2х16 МВА

110 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 110 кВ Чурапча

ПАО

«Якутскэнерго»

2014

16 МВА

35 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 35 кВ Павловск

ПАО

«Якутскэнерго»

2015

1 МВА

35 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 35 кВ Михайловка

ПАО

«Якутскэнерго»

2015

1 МВА

110 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 110 кВ Хатын-Урях

ПАО

«Якутскэнерго»

2015

25 МВА

110 кВ

ПС 110/10 кВ Намыв

МИЗО РС(Я)

2017

2х25 МВА

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

АО «РАО Энергетические системы Востока»

2017

2х9,94 км

110 кВ

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

АО «РАО Энергетические системы Востока»

2017

2х5,63 км

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

АО «РАО Энергетические системы Востока»

2017

2х31,72

110 кВ

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

АО «РАО Энергетические системы Востока»

2017

2х24,39

110 кВ

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

АО «РАО Энергетические системы Востока»

2017

0,84

110 кВ

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

АО «РАО Энергетические системы Востока»

2017

-

110 кВ

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

 Заход ВЛ 35 кВ Майя – ГНС (Н.Бестях)

 Заход ВЛ 35 кВ Майя – НС-2

 Заход ВЛ 35 кВ Майя – Табага, Майя – Бедеме

 Заход ВЛ 110 кВ Майя – Нижний Бестях

 Заход ВЛ 110 кВ Майя – Табага (в габаритах 220 кВ)

 Заход ВЛ 110 кВ Майя – Чурапча, Майя – Борогонцы

ПАО

«Якутскэнерго»

2018

25,895

В т.ч.:

4,49

2,18

6,03

4,41

8,785

220 кВ

КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I и II цепь

ПАО «ФСК ЕЭС»

2018

2х436,6 км

Южно-Якутский район электроэнергетической системы РС(Я)

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

220 кВ

ПС 220 кВ НПС-19 с отп. ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС – Тында

ПАО «ФСК ЕЭС»

2014

2х25 МВА

2х4,3 км

35 кВ

Замена силового трансформатора на

ПС 35 кВ ЗИФ

АО «ДРСК»

2015

2,5 МВА

220 кВ

КВЛ 220 кВ Нижний Куранах – Майя

ПАО «ФСК ЕЭС»

2016

482,1 км

110 кВ

ПС 110 кВ Инаглинская

АО «ДРСК»

2016

2х16 МВА

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

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

110 кВ

замена силового трансформатора на

ПС 110 кВ Угольная

АО «ДРСК»

2016

16 МВА

110 кВ

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

АО «ДРСК»

2016

0,5 км

110 кВ

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

АО «ДРСК»

2016

0,5 км

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на ПС 220 кВ НПС-16

ПАО «ФСК ЕЭС»

2017

2х40 МВА

220 кВ

Замена силовых трансформаторов на ПС 220 кВ НПС-17

ПАО «ФСК ЕЭС»

2017

2х40 МВА

220 кВ

ПС 220 кВ Томмот

ПАО «ФСК ЕЭС»

2018

2х63 МВА

220 кВ

КВЛ 220 кВ Нижний Куранах – Томмот I и II цепь

ПАО «ФСК ЕЭС»

2018

2х45,5 км

220 кВ

ПС 220 кВ Эльгауголь

ПАО «ФСК ЕЭС»

2018

1х125 МВА

220 кВ

ВЛ 220 кВ Призейская – Эльгауголь №1

ПАО «ФСК ЕЭС»

2018

272 км

110 кВ

Перевод ПС 110/35/6 кВ Нижнеякокитская на напряжение 35 кВ с отсоединением от ВЛ 110 кВ Нижний Куранах – ТДЭС с отпайкой на ПС Нижнеякокитская отпайки 110 кВ на ПС Нижнеякокитская

АО «ДРСК»

2018

-

2.14.              Анализ технического состояния и возрастная структура электрических сетей (ЛЭП и ПС) 6-10/0,4 кВ

В настоящем разделе приведены основные характеристики электросетевого хозяйства централизованной зоны энергосистемы Республики Саха (Якутия) напряжением 6-10/0,4 кВ.

ПАО «Якутскэнерго»

В таблице 2.14.1 приведена сводная информация по техническому состоянию ЛЭП 6-10/0,4 кВ, находящихся на балансе ПАО «Якутскэнерго».

Таблица 2.14.1. Протяженность и техническое состояние ЛЭП 6-10/0,4 кВ ПАО «Якутскэнерго» (по состоянию на 01.01.2019)

ПАО «Якутскэнерго»

0,4-6-10 кВ

ЦЭС, км

Протяженность, км

8582,8

% износа фактический

40

ЗЭС, км

Протяженность, км

4752,1

% износа фактический

30

Итого ПАО «Якутскэнерго»

Протяженность, км

13334,9

% износа фактический

37

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

Фактический износ ЛЭП 6-10/0,4 кВ по результатам обследований специалистов ПАО «Якутскэнерго» с учетом выполненных ремонтных и восстановительных работ составляет 37%. Большое количество ЛЭП 6-10/0,4 кВ, построенных на деревянных опорах, имеют предельные объемы загнивания опор.

В таблице 2.14.2 приведена сводная информация по техническому состоянию подстанций 6-10/0,4 кВ, находящихся на балансе ПАО «Якутскэнерго».

Таблица 2.14.2. Количество, трансформаторная мощность и фактический износ ПС 6-10/0,4 кВ ПАО «Якутскэнерго» (по состоянию на 01.01.2019)

ПАО «Якутскэнерго»

6(10)/0,4 кВ

ЦЭС

мощность, МВА

821,75

количество

2923

% износа фактический

40

ЗЭС

мощность, МВА

473,88

количество

1517

% износа фактический

45

Итого ПАО «Якутскэнерго»

мощность, МВА

1295,63

количество

4440

% износа фактический

40

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

Подстанции и электрооборудование 6-10/0,4 кВ ПАО «Якутскэнерго» имеют высокий процент износа – около 40 %.

АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС»

В таблице 2.14.3 приведена сводная информация по техническому состоянию ЛЭП 6-10/0,4 кВ, находящихся на балансе АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС».

Таблица 2.14.3. Протяженность и техническое состояние ЛЭП 6-10/0,4 кВ филиала АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС» (по состоянию на 01.01.2019)

АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС»

0,4-6-10 кВ

Протяженность, км

888,7

% износа

Факт.

70,63

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

Фактический износ ЛЭП 6-10/0,4 кВАО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС» составляет 71%.

Наблюдается существенное старение и износ линий электропередачи на балансе АО «ДРСК», в первую очередь, деревянных опор. Срок эксплуатации большинства ЛЭП превышает 25 лет, имеет место массовое загнивание опор и их разрушение.

В таблице 2.14.4 приведена сводная информация по техническому состоянию подстанций 6-10/0,4 кВ, находящихся на балансе филиала АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС».

Таблица 2.14.4. Количество, трансформаторная мощность и фактический износ ПС 6-10/0,4 кВ филиала АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС» (по состоянию на 01.01.2019)

АО «ДРСК» «Южно-Якутские ЭС»

6(10)/0,4 кВ

мощность, МВА

128,6

количество

283

% износа фактический

39,5

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

Подстанции и электрооборудование 6-10/0,4 кВ на территории Южно-Якутского энергорайона (АО «ДРСК») имеют высокий процент износа – 40 %.

2.15.              Основные внешние электрические связи энергосистемыРеспублики Саха (Якутия)

В настоящее время 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 2.15.1.

Рисунок 2.15.1. Блок-схема внешних электрических связей Республики Саха (Якутия)

ЮЯРЭС 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 238 МВт по данным зимних контрольных замеров 2017 (38,5% 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 ЮЯРЭС в Амурскую энергосистему ОЭС Востока в рассматриваемый период приведена в таблице 2.15.1.

Республика Саха (Якутия) имеет электрическую связь с энергосистемой Амурской области по линии ВЛ 220 кВ Юктали – Хани с отпайкой на ПС 220 кВ Олёкма, линии ВЛ 220 кВ Призейская – Эльгауголь № 1 и ВЛ 35 кВ Хани – Хани № 2. Географически указанные подстанции расположены на территории Республики Саха (Якутия), технически ПС 220 кВ Хани, ПС 220 кВ Эльгауголь, ПС 35 кВ Хани работают в энергосистеме Амурской области.

Таблица 2.15.1. Динамика передачи электроэнергии из Южно-Якутского района электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) в Амурскую энергосистему ОЭС Востока

Показатель

Год

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Передача в ОЭС Востока, млн кВтч

1424

1332

1509

1366,1

1265,6

1111,2

Прирост передачи, млн кВтч

-64

-92

177

-140

-100,5

-154,4

Годовые темпы прироста, %

-4,3

-6,5

13,3

-9,3

-7,3

-12,2

С 2013 по 2014 гг. ежегодно происходило незначительное снижение объемов поставок электроэнергии из ЮЯРЭС в ОЭС Востока (в 2013 г.– на 4,3%, в 2014 г. – на 6,5%). Передача электроэнергии в ОЭС Востока в 2015 г. составила 177 млн кВт·ч, прирост 13,3 %. В период 2016-2018 гг. 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 ЗРЭС и ЮЯРЭС. ЦРЭС и ЮЯРЭС имеют электрическую связь по транзиту Нижний Куранах – Томмот – Майя с подстанциями 220 кВ Томмот и Майя. Для подключения новой ПС 220 кВ Майя к распределительной сети 110 кВ ЦРЭС ПАО «Якутскэнерго» в 2018 г. реализовано строительство заходов существующих ЛЭП 110 кВ с образованием двухцепной кабельно-воздушной линии (КВЛ) 110 кВ Майя – Табага, КВЛ 110 кВ Майя – Чурапча, КВЛ 110 кВ Майя – Борогонцы, двухцепной КВЛ 110 кВ Майя – Нижний Бестях. В 2016 г. состоялись испытания по включению на параллельную синхронную работу ОЭС Востока и ЗРЭС. В апреле 2018 г. был успешно проведен натурный эксперимент, доказавший возможность восстановления электроснабжения потребителей ЦРЭС от ОЭС Востока путем переноса точки раздела между ними. Западный и Центральный районы электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) 02 января 2019 года с включением в параллельную работу с Объединенной энергосистемой Востока вошли в состав Единой энергосистемы России. Присоединение новых энергорайонов ко второй синхронной зоне ЕЭС России предусматривает их параллельную синхронную работу на единой частоте электрического тока, что означает принятие функций по управлению энергетическими объектами в новой части ЕЭС России Системным оператором Единой энергетической системы в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 08.12.2018 № 1496, а также распространение на нее принятых в ЕЭС России единых принципов диспетчерского технологического управления и единой технической политики Системного оператора. Новые энергорайоны вошли в операционную зону созданного в 2016 г. Филиала АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Саха (Якутия)» (Якутское РДУ).

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 2019 г. 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 формирования восточной стороны кольца 220 кВ Пеледуй – Сухой Лог – Таксимо – Мамакан – Усть-Кут – Пеледуй.

В 2017 г. 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. Со стороны ПС 500 кВ Усть-Кут осуществлен ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Усть-Кут – НПС-6 с ПС 220 кВ НПС-6. В 2018 году завершено строительство ВЛ 220 кВ НПС-6 – НПС-7 с ПС 220 кВ НПС-7 и участка от ПС 220 кВ НПС-7 до ПС 220 кВ НПС-8 с образованием ВЛ 220 кВ НПС-7 – НПС-9 I, II цепь с отпайкой на ПС НПС-8. Таким образом транзит от ПС 500 кВ Усть-Кут до ПС 220 кВ Пеледуй сформирован. С учетом строительства в 2019 году второй ВЛ 220 кВ Пеледуй – Сухой Лог с ПС 220 кВ Сухой Лог и ВЛ 220 кВ Сухой Лог – Мамакан № 1, 2, предусмотрено замыкание кольца 220 кВ Пеледуй – Сухой Лог – Мамакан – Таксимо – Усть-Кут – НПС-9 – Пеледуй. Работа ПС 220 кВ Пеледуй после замыкания кольца предусмотрена в составе ОЭС Сибири.

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 2.15.1).

От энергосистемы Магаданской области подвум 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».

2.16.              Топливный баланс электростанций и котельных

Суммарный объем потребления топлива электростанциями и котельными в 2017 г. составил около 5,1 млн т у.т., в том числе угля 2,3 млн т у.т., природного и попутного газа – около 2,3 млн т у.т. (таблица 2.16.1). В структуре потребления топлива 45,7% приходится на уголь, 44,6% – на природный газ.

На тепловых электростанциях в 2017 г. потреблено 2 855,2 тыс. т у.т. топлива, из которых 47 % приходится на газ (природный и попутный), 48 % – на уголь. Нефть и нефтепродукты в структуре потребления топлива электростанциями занимают 5% (рисунок 2.16.1).

Таблица 2.16.1. Потребление топлива электростанциями и котельными, тыс. т у.т. (состояние 2017*)

Вид топлива

ТЭС

котельные

Уголь

2307,50

1372,2

935,29

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

256,62

8,4

248,19

Дизельное топливо

152,48

128,9

23,61

Природный газ

1877,43

1017,6

859,85

Попутный газ

475,94

328,1

147,84

Древесина

19,49

0

19,49

Всего

5089,47

2855,20

2234,26

* Сведения за 2018 г. будут предоставлены Федеральной службой государственной статистики в конце второго квартала 2019 года.

Источник: по данным формы Росстата 4-ТЭР, 6-ТП за 2017 г.

                            а)                                                        б)

Рисунок 2.16.1. Структура потребления топлива в 2017 г. а) ТЭС, б) котельные, %

В котельных в 2017 г. было потреблено 2 234,26 тыс. т у.т. топлива, из которых 42% приходится на уголь, 45% – на газ (природный и попутный), 13% – на нефтепродукты и прочие виды топлива.

На тепловых электростанциях в 2018 г. потреблено 2 824,4 тыс. т у.т. топлива, из которых 46% приходится на газ (природный и попутный), 50% – на уголь. Нефть и нефтепродукты в структуре потребления топлива электростанциями занимают 5 % (таблица 2.16.2 и рисунок 2.16.1).

Таблица 2.16.2. Потребление топлива электростанциями, тыс. т у.т. (по состоянию 2018 г.)

Вид топлива

тыс.т. ут.

Уголь

1424,4

Нефтяное топливо (в том числе мазут топочный)

14,6

Дизельное топливо

129,3

Природный газ

923,0

Попутный газ

333,1

Всего

2824,4

Источник: сведения, предоставленные компаниями в Приложениях к разделу 2.

Рисунок 2.16.2. Структура потребления топлива на тепловых электростанциях в 2018 г. в %.

2.17.              Единый топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия) (ЕТЭБ) за 2014-2018 г.

Добыча (производство) первичных энергоресурсов в республике за период 2014-2018 гг. увеличивается на 36,1 % – с 27 289 до 37 143 тыс. т у.т. Значительный рост производства обеспечивается за счет увеличения добычи нефти и угля в 1,38 и 1,45 раза соответственно.

Структурные изменения происходят в сторону увеличения добычи угля с 40,3 до 43,0 % и нефти с 46,3 до 46,7 %. При этом доля природного газа снижается с 11,9 до 9,0 %. За счет этого в структуре добычи идет снижение доли производства гидроэнергии (на 0,15 процентных пункта). Важно отметить, что за данный период объемы выработки электроэнергии нетрадиционными возобновляемыми источниками энергии достигли 1,3 млн. кВт·ч против объемов выработки в размере 0,1 млн. кВт·ч в 2014 году.

Потребление первичных топливно-энергетических энергоресурсов (ТЭР) в республике увеличивается на 2,0 % – с 8 673 до 8 846 тыс. т у.т, в том числе угля – на 2,5 % (средний темп прироста – 0,66%) и природного газа – на 3,1 %, в основном за счет увеличения потребления природного и попутного нефтяного газов как котельно-печного топлива на электростанциях (рост составил 8,0 %). Объемы потребления нефтепродуктов ежегодно варьируются, но в среднем остаются на одном уровне, рост за период составляет 0,3 %. Потребление сырой нефти и газоконденсата с каждым годом сокращается в среднем на 1,31 %, причиной чему является уменьшение их использования в качестве котельно-печного топлива на котельных в среднем на 13,3 % за период.

В таблицах 2.17.1-2.17.5 приведены годовые топливно-энергетические балансы республики по утвержденной форме ТЭБ[9].

Таблица 2.17.1. Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия) в тыс. т у.т. за 2014 г.

Статья баланса

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Прочее твердое топливо

Гидро-энергия и НВИЭ

Электри-ческая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

8

9

10

Производство энергетических ресурсов

1

10988

12623

3260

66

353

27289

Ввоз

2

73

1996

19

2089

Вывоз

3

-8655

-11924

-167

-20747

Изменение запасов

4

-152

5

106

0

-1

0

0

0

-42

Потребление первичной энергии

5

2558

694

1890

3260

66

353

-148

0

8673

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

-76

-76

Потери при передаче

11

-175

-129

-476

-780

Прочие расходы на нетопливные нужды

12

-619

-619

Конечное потребление энергетических ресурсов

13

285

297

1825

613

57

0

625

1609

5311

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

219,8

246,7

567,6

268,2

1,1

0,0

359,5

326,8

1990

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

37,3

339,8

16,6

0,2

0,0

62,8

41,5

524

Сфера услуг и прочие виды деятельности

18

32,8

12,6

514,1

42,8

10,7

0,0

77,5

439,0

1130

Население

19

1,0

0,0

353,2

280,8

44,2

0,0

110,6

770,1

1560

Таблица 2.17.2. Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия) в тыс. т у.т. за 2015 г.

Статья баланса

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Прочее твердое топливо

Гидро-энергия и НВИЭ

Электри-ческая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

8

9

10

Производство энергетических ресурсов

1

13595

13665

3247

40

368

30914

Ввоз

2

81

1842

20

1943

Вывоз

3

-11033

-12935

-186

-24154

Изменение запасов

4

-28

13

50

0

-1

0

0

0

34

Потребление первичной энергии

5

2671

717

1792

3247

41

368

-166

0

8669

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

-557

-557

Конечное потребление энергетических ресурсов

13

281

307

1727

603

33

0

689

1586

5225

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

213,7

257,4

504,8

223,9

1,1

0,0

314,2

364,2

1879

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

30,1

378,9

47,3

0,5

0,0

135,9

59,6

683

Сфера услуг и прочие виды деятельности

18

30,7

19,1

438,9

41,0

11,3

0,0

111,5

352,3

1005

Население

19

0,7

0,0

337,4

266,1

19,0

0,0

110,8

773,8

1508

Таблица 2.17.3. Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия) в тыс. т у.т. за 2016 г.

Статья баланса

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Прочее твердое топливо

Гидро-энергия и НВИЭ

Электри-ческая 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

1942

20

2031

Вывоз

3

-12860

-13827

-175

-26861

Изменение запасов

4

85

11

68

0

-1

0

0

0

164

Потребление первичной энергии

5

2728

776

1874

3397

38

374

-155

0

9033

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

303

1801

547

32

0

728

1606

5287

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

206,2

237,9

475,3

133,9

1,3

0,0

330,7

354,7

1740

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

45,9

395,4

75,5

0,5

0,0

152,2

60,6

764

Сфера услуг и прочие виды деятельности

18

25,9

18,8

490,7

9,7

12,7

0,0

116,1

370,8

1045

Население

19

0,8

0,0

331,1

295,2

16,8

0,0

113,7

792,4

1550

Таблица 2.17.4. Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия) в тыс. т у.т. за 2017 г.

Статья баланса

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Прочее твердое топливо

Гидро-энергия и НВИЭ

Электри-ческая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

8

9

10

Производство энергетических ресурсов

1

15444

14798

3458

34

369

34103

Ввоз

2

124

1902

33

2059

Вывоз

3

-12790

-14129

-168

-27086

Изменение запасов

4

57

-26

-54

0

-1

0

0

0

-24

Потребление первичной энергии

5

2721

695

1957

3458

35

369

-135

0

9100

Статистическое расхождение

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Производство электрической энергии

7

-1035

-17

-167

-1113

0

-369

1135

0

-1566

Производство тепловой энергии

8

-1136

-221

-20

-1003

-4

-53

2029

-408

Теплоэлектростанции

8.1.

-323

-2

-345

662

-9

Котельные

8.2.

-812

-221

-18

-658

-4

1324

-389

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

8.3.

-53

43

-10

Преобразование топлива

9

-200

100

-13

-113

Переработка нефти

9.1.

-200

88

-112

Переработка газа

9.2.

13

-13

0

Обогащение угля

9.3.

0

Собственные нужды

10

-111

-111

Потери при передаче

11

-295

-127

-449

-870

Прочие расходы на нетопливные нужды

12

-710

-710

Конечное потребление энергетических ресурсов

13

256

257

1870

619

31

0

710

1580

5322

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

1,6

0,0

6,6

3,4

0,6

0,0

4,1

5,9

22

Промышленность

15

168,2

212,6

577,5

251,1

1,1

0,0

252,8

403,9

1867

Строительство

16

1,9

0,0

134,3

20,9

0,0

0,0

12,6

17,4

187

Транспорт и связь

17

34,7

29,7

357,0

14,1

0,8

0,0

130,2

57,4

624

Сфера услуг и прочие виды деятельности

18

48,9

14,7

514,3

49,7

13,6

0,0

192,7

340,3

1174

Население

19

0,6

0,0

280,4

279,7

14,9

0,0

117,3

755,0

1448

Таблица 2.17.5. Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия) в тыс. т у.т. за 2018 г.

Статья баланса

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Прочее твердое топливо

Гидро-энергия и НВИЭ

Электри-ческая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

8

9

10

Производство энергетических ресурсов

1

15967

17357

3361

33

425

37143

Ввоз

2

122

1859

27

2009

Вывоз

3

-13530

-16702

-168

-30399

Изменение запасов

4

-62

5

-37

0

1

0

0

0

-93

Потребление первичной энергии

5

2621

651

1896

3361

32

425

-140

0

8846

Статистическое расхождение

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Производство электрической энергии

7

-1076

-1

-163

-1012

0

-425

1189

0

-1487

Производство тепловой энергии

8

-1132

-210

-20

-1022

-4

-52

1979

-461

Теплоэлектростанции

8.1.

-323

-2

-350

649

-27

Котельные

8.2.

-809

-210

-18

-672

-4

1287

-426

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

8.3.

-52

43

-9

Преобразование топлива

9

-187

100

-13

-100

Переработка нефти

9.1.

-187

87

-100

Переработка газа

9.2.

13

-13

0

Обогащение угля

9.3.

0

Собственные нужды

10

-122

-122

Потери при передаче

11

-142

-123

-459

-724

Прочие расходы на нетопливные нужды

12

-700

-700

Конечное потребление энергетических ресурсов

13

271

253

1813

614

28

0

752

1520

5252

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

1,5

0,0

7,4

3,3

0,5

0,0

4,5

6,4

24

Промышленность

15

188,7

211,0

596,9

222,5

1,1

0,0

263,9

336,0

1820

Строительство

16

1,8

0,0

134,5

20,8

0,0

0,0

13,9

21,5

192

Транспорт и связь

17

34,1

30,0

359,6

15,0

0,8

0,0

143,3

57,2

640

Сфера услуг и прочие виды деятельности

18

43,8

12,0

438,9

70,1

13,4

0,0

204,7

341,0

1124

Население

19

0,6

0,0

276,2

282,7

12,5

0,0

121,7

757,9

1452

Объем конечного потребления за период сокращается на 1,1 %. Преобладающими видами ТЭР в конечном потреблении являются нефтепродукты и тепловая энергия, и в меньшей мере, электроэнергия и природный газ. Потребление нефтепродуктов за период уменьшается на 0,6 %, но в структуре незначительно растет с 34,4 до 34,5 %, потребление тепловой энергии сокращается на 5,5 %, соответственно и в структуре потребления происходит значительное снижение, с 30,3 до 28,9 % за период. Потребление природного газа увеличивается незначительно, всего на 0,2 % в общей динамике и 0,1 % в структуре потребления. Наиболее значительно увеличивается потребление электроэнергии, прирост равен 21,9 %, в структуре потребления растет с 11,6 до 14,3 %.

По видам экономической деятельности основную долю в структуре конечного потребления занимают промышленное производство и потребление населением. Доля промышленности за период сокращается с 37,4 до 34,7 %, населения с 29,4 до 27,6 %. По остальным видам доля потребления не меняется или растет: сельского хозяйства – не меняется; строительства – с 1,6 до 3,7 %; транспорта и связи – с 9,9 до 12,2 %; а также сферы услуг и прочих видов деятельности – с 21,3 до 21,4 %.

Основу потребления нефтепродуктов составляет промышленное производство, к тому же его доля в структуре растет с 31,1 до 32,9 %, также растут доли строительства с 2,3 до 7,4 % и транспорта и связи с 18,6 до 19,8 %. Поэтому доли потребления нефтепродуктов населением, сферой услуг и прочими видами деятельности заметно сокращаются.

В структуре электропотребления по видам экономической деятельности значительную долю также занимает промышленность, но заметно сокращается за период с 56,9 до 35,1 за счет увеличения потребления нефтепродуктов такими видами деятельности, как транспорт и связь и прочими видами деятельности на 23,6 %. Доли сельского хозяйства и строительства не меняются, остаются на уровне 0,6 и 1,8 % соответственно, а населения ежегодно сокращается и достигает в 2018 г. 16,2%.

Объемы потребляемой тепловой энергии за период значительно уменьшаются. Причиной такой динамики является переход на собственную генерацию промышленных предприятий и объектов строительства, сферы услуг и прочих видов, что отражается на снижение их доли в структуре конечного теплопотребления на 4,2 %. Вследствие этого значительное увеличение доли теплопотребления в конечном энергопотреблении приходится на население и хозяйствующие субъекты.

Единый топливно-энергетический баланс, а также анализ изложены в Приложении 2.30.

3.              ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)

3.1.              Прогноз потребления электроэнергии и мощности

3.1.1.              Анализ прогнозного баланса мощности и электрической энергии

Основными профилирующими производствами Западного энергорайона республики на период до 2023 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 ПАО «Сургутнефтегаз».

По территории Республики Саха (Якутия), в основном по Западному и Южно-Якутскому районам электоэнергетической системы Республики Саха (Якутия), проходит трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО). В соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2004 г. № 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).

В соответствии с информацией ПАО «Сургутнефтегаз» в настоящее время прорабатываются варианты присоединения Талаканской ГТЭС к электрическим сетям ЕНЭС в период 2021 - 2023 г., учитывая отсутствие итогового варианта и заявки на техническое присоединение Талаканской ГТЭС и сетей Талаканского месторождения к сетям ЕНЭС, подключение Талаканской ГТЭС не учитывается.

На территории ЗРЭС ведется освоение Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (ООО «Газпром добыча Ноябрьск»), присоединение которого к электрическим сетям ЗРЭС планируется в 4 квартале 2022 года.

В перспективе на территории Западного и Южно-Якутского районов электроэнергетической системы 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.

На территории ЦРЭС в 2022 году планируется подключение к сетям одного из самых крупных месторождений золота ­ Нежданинского.

В таблицах 3.1.1.1-3.1.1.2. приведен прогноз потребности в электрической энергии и мощности крупных существующих и перспективных потребителей.

Таблица 3.1.1.1. Прогноз потребности в электрической мощности крупных потребителей республики, МВт

№ п/п

Потребитель

Год

2018
отчет

2019

2020

2021

2022

2023

1

«АК «АЛРОСА» (ПАО)

167,0

190,0

187,0

199,0

193,0

170,0

2

ПАО «Транснефть» (ВСТО), в т.ч.:

298

316

316

316

316

316

3

НПС-10

35,0

35,0

35,0

35,0

35,0

35,0

4

НПС-11

23,5

29,8

29,8

29,8

29,8

29,8

5

НПС-12

33,6

33,6

33,6

33,6

33,6

33,6

6

НПС-13

34,2

34,2

34,2

34,2

34,2

34,2

7

НПС-14

31,5

31,5

31,5

31,5

31,5

31,5

8

НПС-15

26,0

31,5

31,5

31,5

31,5

31,5

9

НПС-16

30,3

30,3

30,3

30,3

30,3

30,3

10

НПС-17

29,1

29,1

29,1

29,1

29,1

29,1

11

НПС-18

30,9

30,9

30,9

30,9

30,9

30,9

12

НПС-19

23,5

29,6

29,6

29,6

29,6

29,6

13

ПАО «Газпром», в т.ч.:

0,14

34,64

53,37

58,03

71,45

82,56

14

Чаяндинское НГКМ (УКПГ)1

0,14

22,09

26,58

28,63

34,61

38,19

15

Чаяндинское НГКМ (УПН)1

8,60

10,01

9,87

9,87

9,87

16

Чаяндинское НГКМ (НП «Чаянда-ВСТО»), 3 этап

3,95

3,95

3,95

3,95

3,95

17

ГТС «Сила Сибири», в т.ч:

12,8

15,6

23,0

30,6

18

КС-1

1,90

1,90

4,14

5,92

19

КС-2

2,27

2,27

5,02

5,62

7,14

20

КС-3

2,27

2,27

2,27

4,73

6,47

21

КС-4

4,49

4,49

4,49

5,15

22

КС-5

1,90

1,90

4,04

5,87

23

МКУ «Служба эксплуатации городского хозяйства» ГО «город Якутск»

1,55

1,55

1,55

1,55

24

ООО «Прометей»

2,578

2,578

2,578

2,578

2,578

25

ООО «Ратмир-Север»

2,16

2,16

2,16

2,16

2,16

26

ООО «Строймонтаж-2002»

0,4

2,3

2,3

3,8

3,8

3,8

27

ООО «Симиир»

2,29

2,29

2,29

2,29

2,29

28

ООО «Стройкон»

4,589

4,589

4,589

4,589

4,589

29

ЖСПК «Тускул»

1,216

1,216

1,216

1,216

1,216

30

АО «ДСК»

2,020

2,020

2,020

2,020

2,020

31

МКУ «Служба эксплуатации городского хозяйства» ГО «город Якутск»

2,138

2,138

2,138

2,138

2,138

32

СОНТ «Сатал»

1,256

1,256

1,256

1,256

1,256

33

ООО «Компания НОВА-С»

1,242

1,242

1,242

1,242

1,242

34

ООО «РДР Групп»

2,573

5,044

8,396

11,290

12,439

35

Администрация Партизанский наслег «Наслежная МО»

1,287

1,287

1,287

1,287

36

ООО СА «Золото Ыныкчана»

3,336

3,336

3,336

3,336

37

ООО «Самет»

4,98

4,98

4,98

4,98

38

ООО «ГТ Нижний Бестях»

2,624

2,624

2,624

2,624

39

ООО «Завод базальтовых материалов»

1,0

3,985

3,985

40

ООО СА «Золото Ыныкчана»

3,2

3,2

3,2

3,2

3,2

41

ПАО «АК«АЛРОСА»

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

42

Администрация МО «Город Олекминск»

2,37

2,37

2,37

2,37

2,37

43

Гаражно-строительный кооператив «ТРИО»

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

44

Администрация МО «Сунтарский наслег»

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

45

ООО «Якутская промышленная перерабатывающая компания»

0,35

0,35

2,0

2,0

2,0

2,0

46

АО «Горно-обогатительный комплекс «Денисовский» (ПС 110 кВ Денисовская)

5,0

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

47

АО «Золото Селигдара»

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

48

АО «Золото Селигдара»

5,0

7,0

7,0

7,0

7,0

7,0

49

ПАО «Газпром»

1,698

1,698

1,698

1,698

1,698

50

ПАО «Газпром»

1,553

1,553

1,553

1,553

1,553

51

АО «Горно-обогатительный комплекс «Денисовский» (ПС 110 кВ Комсомольская)

13,5

13,5

13,5

13,5

13,5

52

МКУ «Служба эксплуатации городского хозяйства»

1,53

1,53

1,53

1,53

1,53

53

АО «Горно-обогатительный комплекс «Денисовский» (ПС 110 кВ Дежневская)

15,7

23,0

23,0

23,0

23,0

23,0

54

АО ГМК «Тимир»

2,0

5,0

10,0

10,0

10,0

10,0

55

АО «Южно-Верхоянская Горнодобывающая Компания»

22,918

22,918

56

АО ПО «Якутцемент»

8,0

15,1

15,1

15,1

15,1

15,1

57

АО «Жатайская судоверфь»

8,5

8,5

8,5

8,5

58

ИП Феоктистов МВ

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

59

ГУП «Технический центр телевидения и радиовещания РС(Я)»

1

2

2

2

60

АО «Полюс Алдан»

2,5

2,5

2,5

2,5

61

ЗАО «САХА Голд Майнинг»

3

3

3

3

3

62

ООО «Эльгауголь»

-

112

112

112

112

112

Примечание:
1 – до 2023 г. работает изолированно от Западного энергорайона республики.

Таблица 3.1.1.2. Прогноз потребности в электрической энергии крупных потребителей республики,

№ п/п

Потребитель

Год

2018
отчет

2019

2020

2021

2022

2023

1

«АК «АЛРОСА» (ПАО)

958,4

1100,0

1077,0

1145,0

1110,0

962,0

2

ПАО «Транснефть» (ВСТО), в т.ч.:

1270,00

1581,47

2650,50

2650,50

2650,50

2650,50

3

НПС-10

154,9

177,5

294,0

294,0

294,0

294,0

4

НПС-11

94,5

119,8

249,9

249,9

249,9

249,9

5

НПС-12

129,3

168,5

282,3

282,3

282,3

282,3

6

НПС-13

135,6

171,5

287,6

287,6

287,6

287,6

7

НПС-14

143,9

171,3

264,6

264,6

264,6

264,6

8

НПС-15

131,1

168,4

264,8

264,8

264,8

264,8

9

НПС-16

135,3

168,4

254,4

254,4

254,4

254,4

10

НПС-17

138,0

161,7

244,4

244,4

244,4

244,4

11

НПС-18

112,8

147,9

259,6

259,6

259,6

259,6

12

НПС-19

94,6

126,4

248,9

248,9

248,9

248,9

13

ПАО «Газпром», в т.ч.:

0,7

206,7

424,0

443,0

494,8

616,8

14

Чаяндинское НГКМ (УКПГ)1

0,7

57,0

195,0

212,7

257,4

292,4

15

Чаяндинское НГКМ (УПН)1

75,3

87,7

86,5

86,5

86,5

16

Чаяндинское НГКМ (НП «Чаянда-ВСТО»), 3 этап

34,6

34,6

34,6

34,6

34,6

17

ГТС «Сила Сибири», в т.ч:

39,8

106,8

109,2

116,3

203,3

18

КС-1

16,6

16,6

9,1

38,1

19

КС-2

19,9

19,9

22,3

44,2

46,8

20

КС-3

19,9

19,9

19,9

20,4

43,4

21

КС-4

33,7

33,7

33,7

38,6

22

КС-5

16,6

16,6

8,9

36,4

23

МКУ «Служба эксплуатации городского хозяйства» ГО «город Якутск»

7,75

7,75

7,75

7,75

24

ООО «Прометей»

12,89

12,89

12,89

12,89

12,89

25

ООО «Ратмир-Север»

10,8

10,8

10,8

10,8

10,8

26

ООО «Строймонтаж-2002»

2,0

11,5

11,5

19,0

19,0

19,0

27

ООО «Симиир»

11,45

11,45

11,45

11,45

11,45

28

ООО «Стройкон»

22,95

22,95

22,95

22,95

22,95

29

ЖСПК «Тускул»

6,08

6,08

6,08

6,08

6,08

30

АО «ДСК»

10,1

10,1

10,1

10,1

10,1

31

МКУ «Служба эксплуатации городского хозяйства» ГО «город Якутск»

10,69

10,69

10,69

10,69

10,69

32

СОНТ «Сатал»

6,28

6,28

6,28

6,28

6,28

33

ООО «Компания НОВА-С»

6,21

6,21

6,21

6,21

6,21

34

ООО «РДР Групп»

12,87

25,22

41,98

56,45

62,20

35

Администрация Партизанский наслег «Наслежная МО»

6,435

6,435

6,435

6,435

36

ООО СА «Золото Ыныкчана»

16,68

16,68

16,68

16,68

37

ООО «Самет»

24,90

24,90

24,90

24,90

38

ООО «ГТ Нижний Бестях»

13,12

13,12

13,12

13,12

39

ООО «Завод базальтовых материалов»

4,925

19,925

19,925

40

ООО СА «Золото Ыныкчана»

16,0

16,0

16,0

16,0

16,0

41

ПАО «АК«АЛРОСА»

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

42

Администрация МО «Город Олекминск»

11,85

11,85

11,85

11,85

11,85

43

Гаражно-строительный кооператив «ТРИО»

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

44

Администрация МО «Сунтарский наслег»

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

45

ООО «Якутская промышленная перерабатывающая компания»

1,75

1,75

10,0

10,0

10,0

10,0

46

АО «Горно-обогатительный комплекс «Денисовский» (ПС 110 кВ Денисовская)

25,0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

47

АО «Золото Селигдара»

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

48

АО «Золото Селигдара»

25,0

35,0

35,0

35,0

35,0

35,0

49

ПАО «Газпром»

8,49

8,49

8,49

8,49

8,49

50

ПАО «Газпром»

7,77

7,77

7,77

7,77

7,77

51

АО «Горно-обогатительный комплекс «Денисовский» (ПС 110 кВ Комсомольская)

67,5

67,5

67,5

67,5

67,5

52

МКУ «Служба эксплуатации городского хозяйства»

7,65

7,65

7,65

7,65

7,65

53

АО «Горно-обогатительный комплекс «Денисовский» (ПС 110 кВ Дежневская)

78,5

115,11

115,11

115,11

115,11

115,11

54

АО ГМК «Тимир»

10,0

25,0

50,0

50,0

50,0

50,0

55

АО «Южно-Верхоянская Горнодобывающая Компания»

114,59

114,59

56

АО ПО «Якутцемент»

57,1

57,1

57,1

57,1

57,1

57,1

57

АО «Жатайская судоверфь»

42,5

42,5

42,5

42,5

58

ИП Феоктистов МВ

6,75

6,75

6,75

6,75

6,75

59

ГУП «Технический центр телевидения и радиовещания РС(Я)»

5,0

10,0

10,0

10,0

60

АО «Полюс Алдан»

12,5

12,5

12,5

12,5

61

ЗАО «САХА Голд Майнинг»

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

62

ООО «Эльгауголь»

-

560

560

560

560

560

Примечание:
1 – до 2023 г. работает изолированно от Западного энергорайона республики.

Прогнозные уровни электропотребления и мощности Республики Саха (Якутия) по данным Проекта Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 г. приведены в таблице 3.1.1.3.

Таблица 3.1.1.3.Прогнозные уровни электропотребления и мощности республики

Республика Саха (Якутия)

Ед. измер.

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии

млн кВт∙час

2194

7723

8171

8343

8550

8944

Годовой темп прироста

%

-

252,0

5,80

2,11

2,48

4,61

Максимум нагрузки

МВт

344

1327

1391

1421

1453

1498

Годовой темп прироста

%

-

285,8

4,82

2,16

2,25

3,10

Прогнозные уровни электропотребления и мощности Республики Саха (Якутия) с детализацией по отдельным районам электроэнергетической системы приведены в таблице 3.1.1.4.

Таблица 3.1.1.4. Прогнозные уровни электропотребления и мощности республики с детализацией по отдельным районам электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия)

Показатель

Ед. измер.

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Западный район электроэнергетической системы РС(Я)

Потребление электрической энергии

млн кВт∙час

3226

3459

3594

3574

3594

3885

Годовой темп прироста

%

-

7,2

3,9

-0,6

0,6

8,1

Максимум нагрузки

МВт

623

644

666

664

670

710

Годовой темп прироста

%

-

3,4

3,4

-0,3

0,9

6,0

Центральный район электроэнергетической системы РС(Я)

Потребление электрической энергии

млн кВт∙час

1692

1724

1739

1740

1745

1750

Годовой темп прироста

%

-

1,9

0,9

0,1

0,3

0,3

Максимум нагрузки

МВт

304

322

323

324

325

326

Годовой темп прироста

%

-

5,9

0,3

0,3

0,3

0,3

Южно-Якутский район электроэнергетической системы РС(Я)

Потребление электрической энергии

млн кВт∙час

2194

2540

2838

3029

3211

3309

Годовой темп прироста

%

-

15,8

11,7

6,7

6,0

3,1

Максимум нагрузки

МВт

344

400

444

477

504

508

Годовой темп прироста

%

-

16,3

11,0

7,4

5,7

0,8

Среднегодовые темпы роста электропотребления в энергосистеме Республики Саха (Якутия) в период 2019 - 2023 г. оцениваются:

в ЗРЭС – 3,79 % в год;

в ЦРЭС – 0,68 % в год;

в ЮЯРЭС – 8,66 % в год.

В Западном энергорайоне наибольший прирост потребления электроэнергии и мощности в период до 2023 г. ожидается 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. В Центральном энергорайоне наибольший прирост потребления электроэнергии и мощности ожидается за счет присоединения к сетям месторождения «Нежданинское».

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

3.1.2. 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 (Якутия) в соответствии с прогнозами электропотребления и максимума нагрузки по материалам АО «СО ЕЭС» (Приложение 3.1.1).

Перспективные балансы ЦЭР сформированы с учетом присоединения ЦЭР к ОЭС Востока с 2019 года для двух вариантов: при включенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I и II цепь и при отключенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I и II цепь.

При включенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь ЦЭР работает параллельно с ОЭС Востока. Требуемые резервы мощности зависят от фактически складывающейся балансовой ситуации и определяются при планировании электроэнергетического режима путем задания состава включенного генерирующего оборудования. Величина резерва мощности не учтена.

При характерной схемно-режимной ситуации в послеаварийном режиме после отключения КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь в результате нормативного возмущения группы III (отключение в результате нормативного возмущения группы I двух ВЛ (КВЛ), провода воздушной части которых размещены на одних опорах на протяжении более 50 % более короткой ВЛ (воздушной части КВЛ)) (в соответствии с требованиями к обеспечению надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих электроустановок «Методические указания по устойчивости систем») ЦЭР выделяется на изолированную работу. Резерв мощности в изолированной энергосистеме принимается равным величине единичной установленной (максимальной) мощности самого крупного энергоблока (48 МВт).

Установленная мощность объектов генерации в Западном и Центральном районах электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) приведена без учета установленной мощности резервных ДЭС.

В соответствии с «Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем», утвержденными приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 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 таблице 3.1.2.1 приведен баланс мощности Республики Саха (Якутия).

Таблица 3.1.2.1. Баланс мощности объединенной энергосистемы Республики Саха (Якутия), МВт

Республика Саха (Якутия)

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность (собственный максимум)

344,0

1327

1391

1421

1453

1498

ИТОГО спрос на мощность

344,0

1327

1391

1421

1453

1498

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

618,0

2102

2102

2102

2102

2102

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

618,0

1144,5

1144,5

1144,5

1144,5

1144,5

Якутская ГРЭС

321

321

321

321

321

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

193,5

193,5

193,5

193,5

193,5

Нерюнгринская ГРЭС

570,0

570

570

570

570

570

Чульманская ТЭЦ

48,0

48

48

48

48

48

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

618,0

2025,5

2025,5

2025,5

2025,5

2025,5

ГЭС

881

881

881

881

881

КВГЭС 1, 2

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

201

201

201

201

201

ТЭС

618,0

1144,5

1144,5

1144,5

1144,5

1144,5

Якутская ГРЭС

321

321

321

321

321

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

193,5

193,5

193,5

193,5

193,5

Нерюнгринская ГРЭС

570,0

570

570

570

570

570

Чульманская ТЭЦ

48,0

48

48

48

48

48

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

274,0

698,5

634,5

604,5

572,5

527,5

Баланс мощности энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 527,5 МВт.

Балансы электроэнергии энергосистемы Республики Саха (Якутия) для условий средневодного и маловодного года приведены в таблицах 3.1.2.2 и 3.1.2.3 соответственно.

Таблица 3.1.2.2. Баланс электроэнергии объединенной энергосистемы Республики Саха (Якутия) для условий средневодного года,

Республика Саха (Якутия)

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии (собственное)

2194

7723

8171

8343

8550

8944

ИТОГО потребность

2194

7723

8171

8343

8550

8944

Производство электрической энергии

3305

10449

10449

10449

10449

10449

ГЭС

3300

3300

3300

3300

3300

КВГЭС 1, 2

2205

2205

2205

2205

2205

Светлинская ГЭС

1095

1095

1095

1095

1095

ТЭС

3305

7149

7149

7149

7149

7149

Якутская ГРЭС

2208

2208

2208

2208

2208

Якутская ТЭЦ

72

72

72

72

72

Якутская ГРЭС Новая

1161

1161

1161

1161

1161

Нерюнгринская ГРЭС

3219

3420

3420

3420

3420

3420

Чульманская ТЭЦ

86

288

288

288

288

288

Число часов использования установленной мощности ТЭС

5348

6246

6246

6246

6246

6246

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

1111

2726

2278

2106

1899

1505

Таблица 3.1.2.3. Баланс электроэнергии объединенной энергосистемы Республики Саха (Якутия) для условий маловодного года,

Республика Саха (Якутия)

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии (собственное)

2194

7723

8171

8343

8550

8944

ИТОГО потребность

2194

7723

8171

8343

8550

8944

Производство электрической энергии

3305

10098

10098

10098

10098

10098

ГЭС

2949

2949

2949

2949

2949

КВГЭС 1, 2

2090

2090

2090

2090

2090

Светлинская ГЭС

859

859

859

859

859

ТЭС

3305

7149

7149

7149

7149

7149

Якутская ГРЭС

2208

2208

2208

2208

2208

Якутская ТЭЦ

72

72

72

72

72

Якутская ГРЭС Новая

1161

1161

1161

1161

1161

Нерюнгринская ГРЭС

3219

3420

3420

3420

3420

3420

Чульманская ТЭЦ

86

288

288

288

288

288

Число часов использования установленной мощности ТЭС

5348

6246

6246

6246

6246

6246

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

1111

2375

1927

1755

1548

1154

Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным, в том числе в условиях маловодного года. Величина избытка в средневодных условиях на 2023 год составляет 1505 , в маловодных условиях – 1154 .

Баланс мощности ЗРЭС приведен в таблице 3.1.2.4.

Таблица 3.1.2.4. Баланс мощности ЗРЭС, МВт

ЗРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность

623

644

666

664

670

710

Резерв мощности

85,0

85,0

85,0

85,0

85,0

85,0

ИТОГО спрос на мощность

708

729

751

749

755

795

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.:

881

881

881

881

881

881

ГЭС

881

881

881

881

881

881

КВГЭС 1, 2

680

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

201

201

201

201

201

201

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

173

152

130

132

126

86

Баланс мощности ЗРЭС в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 86 МВт.

Балансы электроэнергии ЗРЭС для условий средневодного и маловодного года приведены в таблицах 3.1.2.5 и 3.1.2.6 соответственно.

Таблица 3.1.2.5. Баланс электроэнергии ЗРЭС для условий средневодного года,

ЗРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии

3226

3459

3594

3574

3594

3885

ИТОГО потребность

3226

3459

3594

3574

3594

3885

Производство электрической энергии

3451

3300

3300

3300

3300

3300

ГЭС

3451

3300

3300

3300

3300

3300

КВГЭС 1, 2

2708

2205

2205

2205

2205

2205

Светлинская ГЭС

743

1095

1095

1095

1095

1095

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

225

-159

-294

-274

-294

-585

Таблица 3.1.2.6. Баланс электроэнергии ЗРЭС для условий маловодного года,

ЗРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии

3226

3459

3594

3574

3594

3885

ИТОГО потребность

3226

3459

3594

3574

3594

3885

Производство электрической энергии

3451

2949

2949

2949

2949

2949

ГЭС

3451

2949

2949

2949

2949

2949

КВГЭС 1, 2

2708

2090

2090

2090

2090

2090

Светлинская ГЭС

743

859

859

859

859

859

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

225

-510

-645

-625

-645

-936

Баланс электроэнергии ЗРЭС для условий средневодного и маловодного года в отчетном 2018 году складывался избыточным. В период 2019 - 2023 гг. наблюдается дефицит электроэнергии. Величина дефицита в средневодных условиях на 2023 год составляет 585 , в маловодных условиях – 936 . Покрытие дефицита в требуемом объеме предусмотрено из ЮЯРЭС (ОЭС Востока) по сети 220 кВ с учетом реализации мероприятий по установке ПА (АРПМ на ПС 220 кВ Олекминск).

Баланс мощности ЦРЭС при включенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь приведен в таблице 3.1.2.7, при отключенной – в таблице 3.1.2.8.

Таблица 3.1.2.7. Баланс мощности ЦРЭС при включенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь, МВт

ЦРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность

304

322

323

324

325

326

ИТОГО спрос на мощность

304

322

323

324

325

326

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

561,5

526,5

526,5

526,5

526,5

526,5

ТЭС

561,5

526,5

526,5

526,5

526,5

526,5

Якутская ГРЭС

356

321

321

321

321

321

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.:

558,9

526,5

526,5

526,5

526,5

526,5

ТЭС

558,9

526,5

526,5

526,5

526,5

526,5

Якутская ГРЭС

366,9

321,0

321,0

321,0

321,0

321,0

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(-)

254,9

204,5

203,5

202,5

201,5

200,5

Таблица 3.1.2.8. Баланс мощности ЦРЭС при отключенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь, МВт

ЦРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность

304

322

323

324

325

326

Резерв мощности

48

48

48

48

48

48

ИТОГО спрос на мощность

352

370

371

372

373

374

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

561,5

526,5

526,5

526,5

526,5

526,5

ТЭС

561,5

526,5

526,5

526,5

526,5

526,5

Якутская ГРЭС

356

321

321

321

321

321

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.:

558,9

526,5

526,5

526,5

526,5

526,5

ТЭС

558,9

526,5

526,5

526,5

526,5

526,5

Якутская ГРЭС

366,9

321,0

321,0

321,0

321,0

321,0

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(-)

206,9

156,5

155,5

154,5

153,5

152,5

Баланс мощности ЦРЭС при включенной/отключенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год при включенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь составляет 200,5 МВт, при отключенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь – 152,5 МВт.

Баланс электроэнергии ЦРЭС приведен в таблице 3.1.2.9.

Таблица 3.1.2.9. Баланс электроэнергии ЦРЭС,

ЦРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии

1692

1724

1739

1740

1745

1750

ИТОГО потребность

1692

1724

1739

1740

1745

1750

Производство электрической энергии

1692

3441

3441

3441

3441

3441

ТЭС

1692

3441

3441

3441

3441

3441

Якутская ГРЭС

1105

2208

2208

2208

2208

2208

Якутская ТЭЦ

51

72

72

72

72

72

Якутская ГРЭС Новая

536

1161

1161

1161

1161

1161

Число часов использования установленной мощности ТЭС

3028

6000

6000

6000

6000

6000

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

0

1717

1702

1701

1696

1691

Баланс электроэнергии ЦРЭС в рассматриваемый период 2019 - 2023 гг. складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 1691

Баланс мощности ЮЯРЭС приведен в таблице 3.1.2.10.

Таблица 3.1.2.10. Баланс мощности ЮЯРЭС, МВт

ЮЯРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность

344

400,0

444,0

477,0

504,0

508,0

ИТОГО спрос на мощность

344

400,0

444,0

477,0

504,0

508,0

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(-)

274

218

174

141

114

110

Баланс мощности ЮЯРЭС в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 110 МВт.

Баланс электроэнергии Южно-Якутского энергорайона приведен в таблице 3.1.2.11.

Таблица 3.1.2.11. Баланс электроэнергии ЮЯРЭС,

ЮЯРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии

2194

2540

2838

3029

3211

3309

ИТОГО потребность

2194

2540

2838

3029

3211

3309

Производство электрической энергии

3305

3708

3708

3708

3708

3708

ТЭС

3305

3708

3708

3708

3708

3708

Нерюнгринская ГРЭС

3219

3420

3420

3420

3420

3420

Чульманская ТЭЦ

86

288

288

288

288

288

Число часов использования установленной мощности ТЭС

5348

6000

6000

6000

6000

6000

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

1111

1168

870

679

497

399

Баланс электроэнергии ЮЯРЭС в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 399 . Передача избытков электроэнергии из ЮЯРЭС предусматривается в Западный и Центральный районы электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) и в энергосистему Амурской области.

Оценка перспективной балансовой ситуации показывает, что баланс мощности энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 527,5 МВт. Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным, в том числе в условиях маловодного года. Величина избытка в средневодных условиях на 2023 год составляет 1505 , в маловодных условиях – 1154 .

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

3.1.3. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности в соответствии с планами собственников генерирующих объектов

Оценка перспективной балансовой ситуации выполнена для энергосистемы Республики Саха (Якутия) в целом и с детализацией для трех районов электроэнергетической системы республики: Западного, Центрального и Южно-Якутского в соответствии с информацией о планах собственников по выводу из эксплуатации (вводу в эксплуатацию) генерирующих объектов, представленной в таблицах 3.1.3.1 и 3.1.3.2.

Таблица 3.1.3.1. Информация о планах собственников по выводу из эксплуатации генерирующих объектов на 2019-2023 г.

Электростанция

Номер блока, тип оборудования

Генерирующая компания

2019

2020

2021

2022

2023

ЦРЭС

Якутская ГРЭС

№5, ГТ-35-770-2

ПАО «Якутскэнерго»

35

№6, ГТ-35-770-2

35

№1, ГТЭ-45-3

45

№9, ГТГ-12В

12

№10, ГТГ-12В

12

№12, ГТГ-12В

12

№8, ГТ-35-770-2

35

Таблица 3.1.3.2. Информация о планах собственников по вводу в эксплуатацию генерирующих объектов на 2019-2023 годы

Электростанция

Номер блока, тип оборудования

Генерирующая компания

2019

2020

2021

2022

2023

ЗРЭС

ТЭЦ ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

1 ГТ-12(Т)

ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

12

2 ГТ-12(Т)

12

3 ГТ-12(Т)

12

4 ГТ-12(Т)

12

5 ГТ-12(Т)

12

6 ГТ-12(Т)

12

Газопоршневая электростанция АО «РНГ»

№1-№12

АО «РНГ»

12,36

В таблице 3.1.3.3 приведен баланс мощности Республики Саха (Якутия).

Таблица 3.1.3.3. Баланс мощности объединенной энергосистемы Республики Саха (Якутия), МВт

Республика Саха (Якутия)

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность (собственный максимум)

344,0

1327

1391

1421

1453

1498

ИТОГО спрос на мощность

344,0

1327

1391

1421

1453

1498

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

618,0

2092

1998,36

1998,36

1998,36

2035,4

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

618,0

1134,5

1040,9

1040,9

1040,9

1077,9

ТЭЦ ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

72

Газопоршневая электростанция АО «РНГ»

12,36

12,36

12,36

12,36

Якутская ГРЭС

311

205

205

205

170

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

193,5

193,5

193,5

193,5

193,5

Нерюнгринская ГРЭС

570,0

570

570

570

570

570

Чульманская ТЭЦ

48,0

48

48

48

48

48

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

618,0

2015,5

1909,5

1909,5

1909,5

1874,5

ГЭС

881

881

881

881

881

КВГЭС 1, 2

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

201

201

201

201

201

ТЭС

618,0

1134,5

1028,5

1028,5

1028,5

993,5

ТЭЦ ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

-

Газопоршневая электростанция АО «РНГ»

-

-

-

-

Якутская ГРЭС

311

205

205

205

170

Якутская ТЭЦ

12

12

12

12

12

Якутская ГРЭС Новая

193,5

193,5

193,5

193,5

193,5

Нерюнгринская ГРЭС

570,0

570

570

570

570

570

Чульманская ТЭЦ

48,0

48

48

48

48

48

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

274,0

688,5

518,5

488,5

456,5

376,5

* - ТЭЦ ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и Газопоршневая электростанция АО «РНГ» предназначены для электроснабжения производств без выдачи мощности в сеть.

Баланс мощности энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 376,5 МВт.

Балансы электроэнергии энергосистемы Республики Саха (Якутия) для условий средневодного и маловодного года приведены в таблицах 3.1.3.4 и 3.1.3.5 соответственно.

Таблица 3.1.3.4. Баланс электроэнергии объединенной энергосистемы Республики Саха (Якутия) для условий средневодного года,

Республика Саха (Якутия)

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии (собственное)

2194

7723

8171

8343

8550

8944

ИТОГО потребность

2194

7723

8171

8343

8550

8944

Производство электрической энергии

3305

10449

10449

10449

10449

10449

ГЭС

3300

3300

3300

3300

3300

КВГЭС 1, 2

2205

2205

2205

2205

2205

Светлинская ГЭС

1095

1095

1095

1095

1095

ТЭС

3305

7149

7149

7149

7149

7149

Якутская ГРЭС

2208

2208

2208

2208

2208

Якутская ТЭЦ

72

72

72

72

72

Якутская ГРЭС Новая

1161

1161

1161

1161

1161

Нерюнгринская ГРЭС

3219

3420

3420

3420

3420

3420

Чульманская ТЭЦ

86

288

288

288

288

288

Число часов использования установленной мощности ТЭС

5348

6301

6868

6868

6868

6633

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

1111

2726

2278

2106

1899

1505

Таблица 3.1.3.5. Баланс электроэнергии объединенной энергосистемы Республики Саха (Якутия) для условий маловодного года,

Республика Саха (Якутия)

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии (собственное)

2194

7723

8171

8343

8550

8944

ИТОГО потребность

2194

7723

8171

8343

8550

8944

Производство электрической энергии

3305

10098

10098

10098

10098

10098

ГЭС

2949

2949

2949

2949

2949

КВГЭС 1, 2

2090

2090

2090

2090

2090

Светлинская ГЭС

859

859

859

859

859

ТЭС

3305

7149

7149

7149

7149

7149

Якутская ГРЭС

2208

2208

2208

2208

2208

Якутская ТЭЦ

72

72

72

72

72

Якутская ГРЭС Новая

1161

1161

1161

1161

1161

Нерюнгринская ГРЭС

3219

3420

3420

3420

3420

3420

Чульманская ТЭЦ

86

288

288

288

288

288

Число часов использования установленной мощности ТЭС

5348

6301

6868

6868

6868

6633

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

1111

2375

1927

1755

1548

1154

Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным, в том числе в условиях маловодного года. Величина избытка в средневодных условиях на 2023 год составляет 1505 , в маловодных условиях – 1154 .

Баланс мощности ЗРЭС приведен в таблице 3.1.3.6.

Таблица 3.1.3.6. Баланс мощности ЗРЭС, МВт

ЗРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность

623

644

666

664

670

710

Резерв мощности

85,0

85,0

85,0

85,0

85,0

85,0

ИТОГО спрос на мощность

708

729

751

749

755

795

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

957,5

957,5

969,86

969,86

969,86

1041,86

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

ТЭС

0

0

12,36

12,36

12,36

84,36

ТЭЦ ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

72

Газопоршневая электростанция АО «РНГ»

12,36

12,36

12,36

12,36

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

881

881

881

881

881

881

ГЭС

881

881

881

881

881

881

КВГЭС 1, 2

680

680

680

680

680

680

Светлинская ГЭС

201

201

201

201

201

201

ТЭС

-

-

-

-

ТЭЦ ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

-

Газопоршневая электростанция АО «РНГ»

-

-

-

-

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

173

152

130

132

126

86

* - ТЭЦ ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и Газопоршневая электростанция АО «РНГ» предназначены для электроснабжения производств без выдачи мощности в сеть.

Баланс мощности ЗРЭС в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 86 МВт.

Балансы электроэнергии ЗРЭС для условий средневодного и маловодного года приведены в таблицах 3.1.3.7 и 3.1.3.8 соответственно.

Таблица 3.1.3.7. Баланс электроэнергии ЗРЭС для условий средневодного года,

ЗРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии

3226

3459

3594

3574

3594

3885

ИТОГО потребность

3226

3459

3594

3574

3594

3885

Производство электрической энергии

3451

3300

3300

3300

3300

3300

ГЭС

3451

3300

3300

3300

3300

3300

КВГЭС 1, 2

2708

2205

2205

2205

2205

2205

Светлинская ГЭС

743

1095

1095

1095

1095

1095

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

225

-159

-294

-274

-294

-585

Таблица 3.1.3.8. Баланс электроэнергии Западного энергорайона для условий маловодного года,

ЗРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии

3226

3459

3594

3574

3594

3885

ИТОГО потребность

3226

3459

3594

3574

3594

3885

Производство электрической энергии

3451

2949

2949

2949

2949

2949

ГЭС

3451

2949

2949

2949

2949

2949

КВГЭС 1, 2

2708

2090

2090

2090

2090

2090

Светлинская ГЭС

743

859

859

859

859

859

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

225

-510

-645

-625

-645

-936

Баланс электроэнергии ЗРЭС для условий средневодного и маловодного года в отчетном 2018 году складывался избыточным. В период 2019 - 2023 гг. наблюдается дефицит электроэнергии. Величина дефицита в средневодных условиях на 2023 год составляет 585 , в маловодных условиях – 936 . Покрытие дефицита в требуемом объеме предусмотрено из ЮЯРЭС (ОЭС Востока) по сети 220 кВ с учетом реализации мероприятий по установке ПА (АРПМ на ПС 220 кВ Олекминск).

В связи с тем, что ТУ на ТП Жатайской судоверфи и месторождения Нежданинское утверждены позднее срока формирования прогноза потребления для СиПР ЕЭС на 2019 - 2025 гг., рассмотрен баланс мощности ЦРЭС с учетом подключения месторождения «Нежданинское» и ПС 110 кВ Судоверфь. Баланс мощности для вышеуказанного прогноза рассмотрен с учетом информации о планах собственников по выводу из эксплуатации (вводу в эксплуатацию) генерирующих объектов.

Баланс мощности ЦРЭС при включенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь приведен в таблице 3.1.3.9, при отключенной – в таблице 3.1.3.10.

Таблица 3.1.3.9. Баланс мощности ЦРЭС при включенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь, МВт

ЦРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность

304

322

323

332,5

356,418

357,418

ИТОГО спрос на мощность

304

322

323

332,5

356,418

357,418

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

561,5

516,5

410,5

410,5

410,5

375,5

ТЭС

561,5

516,5

410,5

410,5

410,5

375,5

Якутская ГРЭС

356

311

205

205

205

170

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.:

558,9

516,5

410,5

410,5

410,5

375,5

ТЭС

558,9

516,5

410,5

410,5

410,5

375,5

Якутская ГРЭС

366,9

311

205

205

205

170

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(-)

254,9

194,5

87,5

78,0

54,082

18,082

Таблица 3.1.3.10. Баланс мощности ЦРЭС при отключенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь, МВт

ЦРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность

304

322

323

332,5

356,418

357,418

Резерв мощности

48

48

48

48

48

48

ИТОГО спрос на мощность

352

370

371

380,5

404,418

405,418

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

561,5

516,5

410,5

410,5

410,5

375,5

ТЭС

561,5

516,5

410,5

410,5

410,5

375,5

Якутская ГРЭС

356

311

205

205

205

170

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.:

558,9

516,5

410,5

410,5

410,5

375,5

ТЭС

558,9

516,5

410,5

410,5

410,5

375,5

Якутская ГРЭС

366,9

311

205

205

205

170

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(-)

206,9

146,5

39,5

30,0

6,082

-29,918

Баланс мощности ЦРЭС при включенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 18,082 МВт. Баланс мощности ЦРЭС при отключенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь в рассматриваемый период до 2022 года складывается избыточным, в 2023 году – дефицитным. Величина дефицита на 2023 год составляет 29,918 МВт. Для покрытия дефицита мощности необходим ввод дополнительных генерирующих мощностей – второй очереди Якутской ГРЭС-2. Баланс электроэнергии ЦРЭС приведен в таблице 3.1.3.11.

Таблица 3.1.3.11. Баланс электроэнергии ЦРЭС,

ЦРЭС

Год

2018 отчёт

2019

2020

2021

2022

2023

Потребление электрической энергии

1692

1724

1739

1782,5

1902,1

1907,1

ИТОГО потребность

1692

1724

1739

1782,5

1902,1

1907,1

Производство электрической энергии

1692

3441

3441

3441

3441

3441

ТЭС

1692

3441

3441

3441

3441

3441

Якутская ГРЭС

1105

2208

2208

2208

2208

2208

Якутская ТЭЦ

51

72

72

72

72

72

Якутская ГРЭС Новая

536

1161

1161

1161

1161

1161

Число часов использования установленной мощности ТЭС

3028

6000

6000

6000

6000

6000

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

0

1717

1702

1658,5

1538,9

1533,9

Баланс электроэнергии ЦРЭС в рассматриваемый период 2019 - 2023 гг. складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 1533,9

Оценка перспективной балансовой ситуации показывает, что баланс мощности энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным. Величина избытка на 2023 год составляет 376,5 МВт. Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Саха (Якутия) в рассматриваемый период до 2023 года складывается избыточным, в том числе в условиях маловодного года. Величина избытка в средневодных условиях на 2023 год составляет 1505, в маловодных условиях – 1154.

Балансы мощности каждого из трех энергорайонов в отдельности также складываются удовлетворительно. В ЗРЭС наблюдается дефицит электроэнергии с 2019 года в средневодных и маловодных условиях. Покрытие дефицита в требуемом объеме предусмотрено из ЮЯРЭС (ОЭС Востока) по сети 220 кВ с учетом реализации мероприятий по установке ПА (АРПМ на ПС 220 кВ Олекминск).

С учетом подключения к электрическим сетям месторождения «Нежданинское» и ПС 110 кВ Судоверфь, баланс мощности ЦРЭС при отключенной КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I, II цепь в рассматриваемый период до 2022 года складывается избыточным, в 2023 году – дефицитным. Величина дефицита на 2023 год составляет 29,918 МВт. Покрытие дефицита предсмотрено из ЮЯРЭС (ОЭС Востока) по сети 220 кВ, нового электросетевого строительства при этом не требуется.

Баланс для ЮЯРЭС не рассматривается ввиду отсутствия планов собственников по вводу и выводу генерирующих объектов.

3.2.              Расчеты электроэнергетических режимов энергосистемы Республики Саха (Якутия)

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 энергосистемы Республики Саха (Якутия), представленной в Приложении 3.2.1 с учетом реконструкции и ввода/вывода электросетевых объектов, объектов генерации и динамики изменения электрических нагрузок на перспективу 2019 – 2023 гг. 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 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 2018 году от ЗРЭС 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 2019 году 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 ЗРЭС (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 одноцепным ВЛ 220 кВ Нижний Куранах – НПС-15 № 1, № 2 с отпайкой на ПС НПС-16. Центральный и Южно-Якутский энергорайоны имеют электрическую связь по КВЛ 220 кВ Томмот – Майя I и II цепь. Синхронная работа Западного, Центрального и Южно-Якутского энергорайонов Республики (с включением в неценовую зону оптового рынка) выполнена с 02.01.2019.

Перечень рассмотренных электроэнергетических режимов приведен в Приложении 3.2.2.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов в графической форме представлены в Приложении 3.2.3.

3.2.1. Расчеты электроэнергетических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов на 2018 показал:

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2018 приотключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Вилюйского энергорайона – 61 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.2). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью 16 Мвар (приложение 3.2.3, рис.3);

 В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) на уровне зимнего максимума нагрузок 2018 (потребление Вилюйского энергорайона – 61 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже минимально допустимого уровня – 88,6 кВ (приложение 3.2.3, рис.27). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью 21 Мвар (приложение 3.2.3, рис.28);

 В схеме ремонта 1АТ (2АТ) ПС 220 кВ Сунтар на уровне зимнего максимума нагрузок 2018 (потребление района, подключенного к шинам 110 кВ ПС 220 кВ Сунтар – 92 МВт) токовая нагрузка 2АТ (1АТ) ПС 220 кВ Сунтар составляет 260 А, что превышает величину ДДТН АТ IДДТН = 189,6 А, учитывающую круглосуточную допустимую перегрузку на 20% от номинального тока обмотки ВН АТ (приложение 3.2.3, рис.30). Требуется ввод ГВО в объеме 19 МВт для поддержания указанной ДДТН АТ (приложение 3.2.3, рис. 31).

Для исключения ввода ГВО необходима установка на ПС 220 кВ Сунтар третьего АТ мощностью не менее 63 МВА;

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2018 г. приотключении 1С 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар, 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 3.2.3, рис.10). 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 ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231/Л-232) на уровне зимнего максимума нагрузок 2018 г. при отключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Ленско-Олёкминского энергорайона – 252 МВт) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) составляет 632 А, что превышает АДТН ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) с IАДТН = 450 А (140,5%) (приложение 3.2.3, рис.32). Требуется ввод ГВО в объеме 51 МВт для поддержания указанной АДТН ВЛ (приложение 3.2.3, рис.33).

Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231) и ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) со стороны ПС 220кВ Районная с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А;

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2018 г. приотключении 2СШ-220 ПС 220 кВ Айхал (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 222 МВт), сопровождающегося в т.ч. односторонним отключением ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203, Л-208), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.11).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 59 МВт (приложение 3.2.3, рис.12, 13). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 34 Мвар.

              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 нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2018 г. приотключении двух ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203 и Л-204), проходящих в общем коридоре (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 222 МВт), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.14).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 32 МВт (приложение 3.2.3, рис.15, 16). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 40 Мвар.

Во всех остальных нормальных и послеаварийных режимах уровни напряжений соответствуют допустимым значениям, допустимая токовая загрузка основного оборудования ПС и проводов ВЛ не превышена.

Развитие электрической сети 110 кВ и выше принято в соответствии с разделом 3.2.3. Уровни нагрузки перспективных потребителей приняты на основании ТУ, а также согласно письмам ПАО «Газпром» и ПАО «Транснефть» (нагрузки КС и НПС, приложение 3.2.1.1). Расчетные модели согласованы Филиалом АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (приложение 3.2.1.2).

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов на 2019 г. показал:

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2019 г. приотключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Вилюйского энергорайона – 70 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.59). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 10 Мвар (приложение 3.2.3, рис.60);

 В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) на уровне зимнего максимума нагрузок 2019 г. (потребление Вилюйского энергорайона – 70 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже минимально допустимого уровня – 88,6 кВ (приложение 3.2.3, рис.84). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 14 Мвар (приложение 3.2.3, рис.85);

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2019 г. приотключении 1С 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар, 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 3.2.3, рис.67). 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 ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231/Л-232) на уровне зимнего максимума нагрузок 2019 г. при отключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Ленско-Олёкминского энергорайона – 305 МВт, раздельная работа с Иркутской энергосистемой) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) составляет 515 А, что превышает АДТН ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) с IАДТН = 450 А (140,5%) (приложение 3.2.3, рис.88). Требуется ввод ГВО в объеме 41 МВт для поддержания указанной АДТН ВЛ (приложение 3.2.3, рис.89).

Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231) и ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) со стороны ПС 220 кВ Районная с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А;

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2019 г. приотключении 2СШ-220 ПС 220 кВ Айхал (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 248 МВт), сопровождающегося в т.ч. односторонним отключением ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203, Л-208), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.68).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 68 МВт (приложение 3.2.3, рис.69, 70). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 57 Мвар.

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 нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2019 г. приотключении двух ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203 и Л-204), проходящих в общем коридоре (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 248 МВт), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.71).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 50 МВт (приложение 3.2.3, рис.72, 73). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 60 Мвар;

Во всех остальных нормальных и послеаварийных режимах уровни напряжений соответствуют допустимым значениям, допустимая токовая загрузка основного оборудования ПС и проводов ВЛ не превышена.

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов на 2020 г. показал:

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2020 г. приотключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Вилюйского энергорайона – 70 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.117). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 15 Мвар (приложение 3.2.3, рис.118);

 В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) на уровне зимнего максимума нагрузок 2020 г. (потребление Вилюйского энергорайона – 70 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже минимально допустимого уровня – 88,6 кВ (приложение 3.2.3, рис.145). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 20 Мвар (приложение 3.2.3, рис.146);

Кроме того, в данном режиме токовая загрузка ВЛ 220 кВ НПС-13 – КС-1 составляет 459 А, что превышает ДДТН ТТ ПС 220 кВ НПС-13 в ячейке данной ВЛ с IДДТН = 400 А (114,6%). Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ВЛ 220 кВ НПС-13 – КС-1 со стороны ПС 220 кВ НПС-13 с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А;

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2020 г. приотключении 1С 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар, 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 3.2.3, рис.131). 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(приложение 3.2.3, рис.132);

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2020 г. при отключении 2СШ-220 ПС 220 кВ Районная (потребление Ленско-Олёкминского энергорайона – 321 МВт, раздельная работа с Иркутской энергосистемой) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) составляет 546 А, что превышает АДТН ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) с IАДТН = 450 А (121%) (приложение 3.2.3, рис.124).

Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А.

Кроме того, для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 15 Мвар;

 В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231/Л-232) на уровне зимнего максимума нагрузок 2020 г. при отключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Ленско-Олёкминского энергорайона – 321 МВт, раздельная работа с Иркутской энергосистемой) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) составляет 588 А, что превышает АДТН ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) с IАДТН = 450 А (140,5%) (приложение 3.2.3, рис.148). Требуется ввод ГВО в объеме 55 МВт для поддержания указанной АДТН ВЛ (приложение 3.2.3, рис.149).

Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231) и ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) со стороны ПС 220кВ Районная с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А;

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2020 г. приотключении 2СШ-220 ПС 220 кВ Айхал (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 248 МВт), сопровождающегося в т.ч. односторонним отключением ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203, Л-208), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.125).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 68 МВт (приложение 3.2.3, рис.126, 127). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 64 Мвар.

              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 нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2020 г. приотключении двух ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203 и Л-204), проходящих в общем коридоре (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 248 МВт), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.128).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 51 МВт (приложение 3.2.3, рис.129, 130). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 60 Мвар.

Во всех остальных нормальных и послеаварийных режимах уровни напряжений соответствуют допустимым значениям, допустимая токовая загрузка основного оборудования ПС и проводов ВЛ не превышена.

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов на 2021 г. показал:

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2021 г. приотключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Вилюйского энергорайона – 71 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.183). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 18 Мвар (приложение 3.2.3, рис.184);

 В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) на уровне зимнего максимума нагрузок 2021 г. (потребление Вилюйского энергорайона – 71 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже минимально допустимого уровня – 88,6 кВ (приложение 3.2.3, рис.211). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 20 Мвар (приложение 3.2.3, рис.212).

Кроме того, в данном режиме токовая загрузка ВЛ 220 кВ НПС-13 – КС-1 составляет 436 А, что превышает ДДТН ТТ ПС 220 кВ НПС-13 в ячейке данной ВЛ с IДДТН = 400 А (109%). Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ВЛ 220 кВ НПС-13 – КС-1 со стороны ПС 220 кВ НПС-13 с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А;

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2021 г. приотключении 1С 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар, 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 3.2.3, рис.197). 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 (приложение 3.2.3, рис.198);

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2021 г. при отключении 2СШ-220 ПС 220 кВ Районная (потребление Ленско-Олёкминского энергорайона – 326 МВт, раздельная работа с Иркутской энергосистемой) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) составляет 559 А, что превышает АДТН ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) с IАДТН = 450 А (124,22%) (приложение 3.2.3, рис.190).

Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А.

Кроме того, для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 18 Мвар;

 В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231/Л-232) на уровне зимнего максимума нагрузок 2021 г. при отключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Ленско-Олёкминского энергорайона – 326 МВт, раздельная работа с Иркутской энергосистемой) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) составляет 570 А, что превышает АДТН ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) с IАДТН = 450 А (126,67 %) (приложение 3.2.3, рис.214).

Требуется ввод ГВО в объеме 55 МВт для поддержания указанной АДТН ВЛ (приложение 3.2.3, рис.215).

Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231) и ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) со стороны ПС 220кВ Районная с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А;

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2021 г. приотключении 2СШ-220 ПС 220 кВ Айхал (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 248 МВт), сопровождающегося в т.ч. односторонним отключением ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203, Л-208), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.191).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 68 МВт (приложение 3.2.3, рис.192, 193). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 73 Мвар.

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 нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2021 г. приотключении двух ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203 и Л-204), проходящих в общем коридоре (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 248 МВт), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.194).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 51 МВт (приложение 3.2.3, рис.195, 196). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 60 Мвар;

Во всех остальных нормальных и послеаварийных режимах уровни напряжений соответствуют допустимым значениям, допустимая токовая загрузка основного оборудования ПС и проводов ВЛ не превышена.

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов на 2022г. показал:

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2022 г. приотключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Вилюйского энергорайона – 71 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.249). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 20 Мвар (приложение 3.2.3, рис.250);

 В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) на уровне зимнего максимума нагрузок 2022 г. (потребление Вилюйского энергорайона – 71 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже минимально допустимого уровня – 88,6 кВ (приложение 3.2.3, рис.277). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 20 Мвар (приложение 3.2.3, рис.278).

Кроме того, в данном режиме токовая загрузка ВЛ 220 кВ НПС-13 – КС-1 составляет 430 А, что превышает ДДТН ТТ ПС 220 кВ НПС-13 в ячейке данной ВЛ с IДДТН = 400 А (107,5 %). Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ВЛ 220 кВ НПС-13 – КС-1 со стороны ПС 220 кВ НПС-13 с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А;

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2022 г. приотключении 1С 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар, 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 3.2.3, рис.263). 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 (приложение 3.2.3, рис.264);

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2022 г. при Отключение 2СШ-220 ПС 220 кВ Районная (потребление Ленско-Олёкминского энергорайона – 335 МВт, раздельная работа с Иркутской энергосистемой) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) составляет 569 А, что превышает АДТН ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) с IАДТН = 450 А (126,44 %) (приложение 3.2.3, рис.256).

Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А.

Кроме того, для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 20 Мвар;

 В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231/Л-232) на уровне зимнего максимума нагрузок 2022 г. при отключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Ленско-Олёкминского энергорайона – 335 МВт, раздельная работа с Иркутской энергосистемой) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) составляет 624 А, что превышает АДТН ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) с IАДТН = 450 А (138,67 %) (приложение 3.2.3, рис.280).

Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231) и ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) со стороны ПС 220кВ Районная с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А;

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2022 г. приотключении 2СШ-220 ПС 220 кВ Айхал (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 248 МВт), сопровождающегося в т.ч. односторонним отключением ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203, Л-208), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.257).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 68 МВт (приложение 3.2.3, рис.258, 259). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 76 Мвар.

              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 нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2022 г. приотключении двух ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203 и Л-204), проходящих в общем коридоре (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 248 МВт), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.260).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 51 МВт (приложение 3.2.3, рис.261, 262). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 60 Мвар;

Во всех остальных нормальных и послеаварийных режимах уровни напряжений соответствуют допустимым значениям, допустимая токовая загрузка основного оборудования ПС и проводов ВЛ не превышена.

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов на 2023 г. показал:

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2023 г. приотключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Вилюйского энергорайона – 71 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.315). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 20 Мвар (приложение 3.2.3, рис.316);

 В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) на уровне зимнего максимума нагрузок 2023 г. (потребление Вилюйского энергорайона – 71 МВт) наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ транзита Сунтар – Вилюйск ниже минимально допустимого уровня – 88,6 кВ (приложение 3.2.3, рис.343). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 20 Мвар (приложение 3.2.3, рис.344);

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2023 г. приотключении 1С 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар, 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 3.2.3, рис.329). 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 (приложение 3.2.3, рис.330);

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2023 г. при отключении 2СШ-220 ПС 220 кВ Районная (потребление Ленско-Олёкминского энергорайона – 349 МВт, раздельная работа с Иркутской энергосистемой) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) составляет 641 А, что превышает АДТН ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) с IАДТН = 450 А (142,44%) (приложение 3.2.3, рис.322).

Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А.

Кроме того, для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 33 Мвар;

 В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231/Л-232) на уровне зимнего максимума нагрузок 2023 г. при отключении ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241) (потребление Ленско-Олёкминского энергорайона – 349 МВт, раздельная работа с Иркутской энергосистемой) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) составляет 685 А, что превышает АДТН ТТ ПС 220 кВ Районная в ячейке ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232/Л-231) с IАДТН = 450 А (152,2 %) (приложение 3.2.3, рис.346).

Для исключения ввода ГВО необходима замена ТТ или изменение рабочей отпайки существующего ТТ ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231) и ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232) со стороны ПС 220кВ Районная с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А;

 В нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2023 г. приотключении 2СШ-220 ПС 220 кВ Айхал (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 248 МВт), сопровождающегося в т.ч. односторонним отключением ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203, Л-208), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.323).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 68 МВт (приложение 3.2.3, рис.324, 325). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 76 Мвар.

              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 нормальной схеме на уровне зимнего максимума нагрузок 2023 г. приотключении двух ВЛ 220 кВ КВГЭС – Айхал (Л-203 и Л-204), проходящих в общем коридоре (потребление Айхало-Удачнинского энергорайона – 248 МВт), наблюдается снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ Айхало-Удачнинского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня – 84,7 кВ (приложение 3.2.3, рис.326).

Для обеспечения напряжения выше АДН (84,7 кВ) необходим ввод ГВО Айхало-Удачнинского энергорайона в объёме 51 МВт (приложение 3.2.3, рис.327, 328). Для исключения ввода ГВО необходима установка ИРМ на ПС 220 кВ Айхал мощностью 60 Мвар;

Во всех остальных нормальных и послеаварийных режимах уровни напряжений соответствуют допустимым значениям, допустимая токовая загрузка основного оборудования ПС и проводов ВЛ не превышена.

3.2.2.              Расчеты электроэнергетических режимов основных электрических сетей 35 кВ Сунтарского, Амгинского, Намского районов, МО «Нюйский наслег» Ленского района

В настоящем разделе приведены расчеты электроэнергетических режимов электрических сетей 35 кВ Сунтарского, Амгинского, Намского районов, МО «Нюйский наслег» Ленского района.

Сунтарский район

В настоящее время электроснабжение Сунтарского района Республики Саха (Якутия) осуществляется от ПС 220 кВ Сунтар. В ремонтной схеме сети в результате аварийного отключения одного из АТ 63 МВА ПС 220 кВ Сунтар в режимах зимних максимальных нагрузок (потребление района, получающего питание от шин 110 кВ ПС 220 кВ Сунтар - 103 МВт), требуется ввод ГВО в объеме 30 МВт для обеспечения ДДТН оставшегося в работе АТ (189,6 А - величина, учитывающая круглосуточную допустимую перегрузку на 20% от номинального тока обмотки ВН АТ). Без ввода ГВО токовая нагрузка оставшегося в работе АТ составит 287 А. Согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы требуется увеличение трансформаторной мощности ПС 220 кВ Сунтар (установка на ПС 220 кВ Сунтар 3АТ мощностью не менее 63 МВА).

Рисунок 3.2.2.1. Принципиальная схема электрических сетей Сунтарского района

Амгинский район

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 6,3 МВА 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 3.2.2.2.

Рисунок 3.2.2.2. Принципиальная схема электрических сетей Амгинского района

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района приведена на рисунке 3.2.2.3.

Рисунок 3.2.2.3. Карта-схема электрических сетей Амгинского района

Расчет нормального электрического режима сети 35 кВ и выше Амгинского района для зимнего максимума 2017 года приведен на рисунке 3.2.2.4.

Рисунок 3.2.2.4. Нормальная схема. Нормальный режим. Зимний максимум 2017 г.

Рисунок 3.2.2.5. Отключение (ремонт) Т1(2) ПС 110 кВ Сулгачи. Зимний максимум 2017 г.

При отключении (ремонте) одного трансформатора на ПС 110 кВ Сулгачи загрузка оставшегося составляет 60 А, что превышает номинальный ток установленных трансформаторов (31,6 А) на 28,4 А (189 %). Возможность переключения части нагрузки по сети низкого напряжения и резервирование ПС отсутствуют. Согласно правилам технической эксплуатации (ПТЭ) перегрузка масляных трансформаторов по току на 90 % допускается не более 10 минут.

Рисунок 3.2.2.6. Отключение (ремонт) Т2 ПС 35 кВ Амга. Зимний максимум 2017 г.

При отключении (ремонте) трансформатора мощностью 4000 кВА на ПС 35 кВ Амга загрузка оставшегося трансформатора мощностью 2500 кВА в работе составляет 69 А, что превышает номинальный ток установленных трансформаторов (41 А) на 28 А (168 %). Возможность переключения части нагрузки по сети низкого напряжения и резервирование ПС отсутствуют. Согласно правилам технической эксплуатации (ПТЭ) перегрузка масляных трансформаторов по току на 75 % допускается не более 25 минут.

Намский район

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 3.2.2.7.

Рисунок 3.2.2.7.  Принципиальная схема электрических сетей Намского района

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Намского района приведена на рисунке 3.2.2.8.

Рисунок 3.2.2.8.  Карта-схема электрических сетей Намского района

Расчет нормального электрического режима сети 35 кВ и выше Намского района для зимнего максимума 2017 года приведен на рисунке 3.2.2.9.

Рисунок 3.2.2.9. Нормальная схема. Нормальный режим. Зимний максимум 2017 г.

Рисунок 3.2.2.10.  Отключение (ремонт) Т1(2) ПС 35 кВ Намцы. Зимний максимум 2017 г

При отключении (ремонте) трансформатора на ПС 35 кВ Намцы загрузка оставшегося в работе составляет 72 А, что превышает номинальный ток установленных трансформаторов (66 А) на 6 А (9 %). Возможность переключения части нагрузки по сети низкого напряжения и резервирование ПС отсутствуют. Согласно правилам технической эксплуатации (ПТЭ) перегрузка масляных трансформаторов по току на 30 % допускается не более 120 минут.

МО «Нюйский наслег» Ленского района

Нюйский наслег - сельское поселение в Ленском районе. Электроснабжение потребителей Поселения «Нюйский наслег» осуществляется по ВЛ 10 кВ (габаритах 35 кВ) Л-309 Мурья – Ю.Нюя протяженностью 74 км с проводом АС-120. Существующая принципиальная схема приведена на рисунке 3.2.2.11.

Рисунок 3.2.2.11.  Принципиальная схема электрических сетей
МО «Нюйский наслег» Ленского района

Мероприятия по устранению выявленных перегрузок оборудования приведены в разделе 3.12.

3.2.3.              Развитие электросетевых объектов

3.2.3.1.              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 2019‑2023 годы были учтены следующие документы:

 Схема и программа развития ЕЭС России на 2018 - 2024 гг., утвержденная приказом Минэнерго России №121 от 28.02.2018;

 Проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2019 - 2025 гг.;

 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 2019 - 2023 гг. приведена в Приложении 3.2.1. Карта-схема существующих, проектируемых и намечаемых к сооружению электросетевых объектов на территории Республики Саха (Якутия) в период 2019 - 2023 гг. приведена в Приложении 3.14.

Таблица 3.2.3.1.1.  Перечень новых и реконструируемых электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на период 2019-2023 годов, принятых в качестве исходных условий для расчета электрических режимов

№ п/п

Наименование мероприятия

Параметры

Год ввода объекта

Обосновывающие материалы

ЗРЭС

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

2х40 МВА

2019

Проект СиПР ЕЭС России

на 2019-2025 годы

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

2019

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

262 км

2019

Реконструкция ПС 220 кВ Городская с установкой ШР 63 Мвар

63 Мвар

2019

Строительство ПС 220 кВ Сухой Лог трансформаторной мощностью 250 МВА

2х125 МВА

2019

2021

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

2 ячейки

220 кВ

2019

ТУ на ТП

(Приложение 3.2.3.1)

Сооружение ПС 35 кВ КС-2 с двумя одноцепными ВЛ 35 кВ Олёкминск – КС-2

2х24,6 км

2х10 МВА

2019

ТУ на ТП

(Приложение 3.2.3.2)

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

2х40 МВА

2019

Проект СиПР ЕЭС России

на 2019-2025 годы

Увеличение трансформаторной мощности ПС 220 кВ Сунтар (установка на ПС 220 кВ Сунтар 3АТ мощностью не менее 63 МВА)*

63 МВА

2020

Установка источников реактивной мощности (ИРМ) на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 7 Мвар*

7 Мвар

2020

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

2х10 МВА

2020

Строительство заходов от существующей ВЛ 220 кВ НПС-12 – НПС-13 ориентировочной протяженностью 12,4 км

2х6,2 км

Установка ИРМ мощность 68 Мвар на ПС 220 кВ Айхал

68 Мвар

2020

Газопоршневая электростанция АО «РНГ» на 12,36 МВт

12,36 МВт

2020

ТУ на ТП

(Приложение 3.2.3.3)

Строительство ПП 220 кВ Нюя

-

4 кв. 2022

ТУ на ТП

(Приложение 3.2.3.4)

Строительство заходов ВЛ 220 кВ Городская – Пеледуй №1, №2 с отпайкой на ПС НПС-11 в РУ 220 кВ ПП 220 кВ Нюя ориентировочной протяженностью 4 км (1х4 км)

4х1 км

Строительство ПС 220 кВ Чаянда трансформаторной мощностью 126 МВА (2х63 МВА)

2х63 МВА

Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Нюя – Чаянда I цепь, II цепь ориентировочной протяженностью 149 км (2х74,5 км)

2х74,5 км

Строительство электростанции ЭСН УКПГ-3 с КРУ 10 кВ с установкой шести газотурбинных установок установленной (максимальной) мощностью 12 МВт каждая

72 МВт

Строительство ПС 110 кВ ЭСН УКПГ-3 с установкой шести трансформаторов 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый

6х16 МВА

Строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ Чаянда – ЭСН УКПГ-3 № 1, № 2 ориентировочной протяженностью 2х0,5 км

2х0,5 км

Строительство ПС 110 кВ УКПГ-3 с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 40 МВА

2х40 МВА

Строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ ЭСН УКПГ-3 – УКПГ-3 №1, №2

-

ЦРЭС

Реконструкция ПС 110 кВ Мохсоголлох (замена трансформатора 3Т)

25 МВА

2019

ТУ на ТП

(Приложение 3.2.3.5)

Реконструкция ПС 35 кВ Марха (перевод на напряжение 110 кВ)

32 МВА

2019

ТУ на ТП

(Приложение 3.2.3.6)

Строительство ПС 110 кВ Судоверфь с отпайками ВЛ 110 кВ

2х10 МВА

4,5 км

2021

ТУ на ТП

(Приложение 3.2.3.7)

Строительство ПС 110 кВ Нежданинская с установкой двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью 25 МВА

2х25 МВА

2022

ТУ на ТП

(Приложение 3.2.3.8)

Строительство ВЛ 110 кВ Хандыга – Нежданинская

261 км

Расширение РУ 110 кВ ПС 110 кВ Хандыга на одну линейную ячейку

1 ячейка

110 кВ

ЮЯРЭС

Строительство ПС 110 кВ Тимир

16 МВА

2019

ТУ на ТП

(Приложение 3.2.3.9)

Строительство ВЛ 110 кВ Малый Нимныр – Тимир

1х7 км

Строительство ПС 110 кВ КС-4

2х10 МВА

2019

ТУ на ТП

(Приложение 3.2.3.10)

Строительство двух ВЛ 110 кВ НПС-18 - КС-4 ориентировочной протяженностью 2х7 км

2х7 км

Реконструкция ПС 110 кВ Дежнёвская с заменой двух трансформаторов 110/6,6/6,3 кВ мощностью 16 МВА на два трансформатора мощностью 25 МВА (увеличение трансформаторной мощности на 18 МВА)

2х25 МВА

2019

ТУ на ТП (Приложение 3.2.3.11)

Сооружение двухцепной ответвительной ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Чульманская ТЭЦ с отпайками (Л -114 Нерюнгринская ГРЭС – Чульманская ТЭЦ) и ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Чульманская ТЭЦ с отпайками (Л -115 Нерюнгринская ГРЭС - Чульманская ТЭЦ) до ПС 110 Комсомольская

2х5 км

2019

ТУ на ТП (Приложение 3.2.3.12)

Строительство ПС 110 кВ Комсомольская

2х16 МВА

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 протяжённостью 14 км (2х7 км), строительство ПП 220 кВ Амга

2х7 км

2019

Проект СиПР ЕЭС России

на 2019-2025 годы

Строительство ПС 220 кВ КС-3 трансформаторной мощностью

20 МВА (2х10 МВА)

2х10 МВА

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

(2х0,3 км)

2х0,3 км

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

2х40 МВА

2019

Проект СиПР ЕЭС России

на 2019-2025 годы

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

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

ПП 220 кВ Нагорный

2х8,8 км

2020

Строительство ПС 220 кВ КС-5 трансформаторной мощностью

20 МВА (2х10 МВА)

2х10 МВА

Строительство двух шинопроводов до ПП 220 кВ Нагорный ориентировочной протяженностью 0,1 км

(2х0,05 км)

2х0,05

Установка второго трансформатора мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Эльгауголь и средств компенсации реактивной мощности 150 Мвар

(2хШР-25 Мвар, 4хБСК-25 Мвар)

1х125 МВА,

2хШР-25 Мвар, 4хБСК-25 Мвар

2022

Строительство ВЛ 220 кВ Призейская – Эльгауголь №2 ориентировочной протяженностью 272 км (1х272 км)

1х272 км

2022

* - Для комплексного решения проблемы Сунтарского и Нюрбинского районов с учетом долгосрочной перспективы требуется проработка вопроса о вводе ВЛ 220 кВ Сунтар – Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба;

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

3.2.3.2.              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 3.2.3.2.1 сведен перечень «узких мест» с указанием необходимых для их устранения мероприятий.

В таблице 3.2.3.2.2 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 2019 - 2023 гг.

Таблица 3.2.3.2.1. Перечень «узких мест» с указанием необходимых для их устранения мероприятий

№

п/п

Наименование объекта

Наименование мероприятия

Срок реализации1

Обоснование

1

ПС 220 кВ Сунтар

Фиксация присоединений

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

2019

В нормальной схеме сети отключение 1С 220 ПС 220 кВ Сунтар приводит к отключению потребителей электрической энергии, получающих питание от шин 110 кВ ПС 220 кВ Сунтар (на 1С 220 ПС 220 кВ Сунтар выполнена коммутация ВЛ 220 кВ Л-241 (Районная - Сунтар) и ВЛ 220 кВ Л-242 (Сунтар - Олекминск)

2

ПС 220 кВ Районная

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

2019

В период зимних максимальных нагрузок (потребление Ленско – Олёкминского энергорайона – 314 МВт) аварийное отключение ВЛ 220 кВ Л-231 (Л-232) (Районная – Городская) приводит к превышению МДП в КС «Районная – Олекминск» (ремонтное) в сложившейся ремонтной схеме (критерий определения МДП – аварийно-допустимая токовая нагрузка (далее – АДТН) ВЛ 220 кВ Л-232 (Л 231) в ПАР ВЛ 220 кВ Л-241). Необходим ввод ГВО в объеме 67 МВт.

3

ПС 220 кВ Сунтар3

Увеличение трансформаторной мощности ПС 220 кВ Сунтар (установка на ПС 220 кВ Сунтар 3АТ мощностью не менее 63 МВА)

2020

Проект СиПР ЕЭС России

на 2019-2025 годы

4

ПС 220 кВ Сунтар3

Установка источников реактивной мощности (ИРМ) на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 7 Мвар

2020

Проект СиПР ЕЭС России

на 2019-2025 годы

5

ПС 220 кВ Айхал

Установка ИРМ мощность 68 Мвар на ПС 220 кВ Айхал

20202

Проект СиПР ЕЭС России

на 2019-2025 годы

6

ПС 220 кВ НПС-13

Замена трансформаторов тока (ТТ) ВЛ 220 кВ НПС-13 – КС-1 со стороны ПС 220 кВ НПС-13 на ТТ с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А.

2019

Проект СиПР ЕЭС России

на 2019-2025 годы

1 - Сроком реализации определен 2019 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 и строительства объектов;

2 – В соответствии с ИП ПАО «Якутскэнерго» выполнение данных объемов работ предусматривается в период 2021-2023 годы.

3 - Для комплексного решения проблемы Сунтарского и Нюрбинского районов с учетом долгосрочной перспективы требуется проработка вопроса о вводе ВЛ 220 кВ Сунтар – Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба;

Таблица 3.2.3.2. 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 

ПС 220 кВ Олёкминск

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

2019

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

2019

3

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

-

2017,

I этап ТЭО

2019

4

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

-

2017,

I этап ТЭО

2019

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

2019

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

2019

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

2019

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

2019

9

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

АЛАР

2017,

I этап ТЭО

2019

10

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

АЛАР

2017,

I этап ТЭО

2019

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

2019

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 Олёкминск)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Сунтар

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

Сетевое оборудование

28

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

-

2017,

I этап ТЭО

2019

29

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

-

2017,

I этап ТЭО

2019

Противоаварийная и режимная автоматика

30

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

АЛАР

2017,

I этап ТЭО

2019

31

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

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2019

32

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

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2019

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

2019

36

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

ПРД/ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2019

37

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

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

38

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

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

39

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ НПС-13)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2

Противоаварийная и режимная автоматика

40

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

АОПЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

41

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

УОГ

2017,

I этап ТЭО

2020

42

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

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2019

43

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

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2019

44

Система мониторинга переходных процессов (шины 220 кВ)

СМПР

2019,

II этап ТЭО

2019

45

Модернизация автоматики АЧВР (хозяйственным способом)

АЧВР

2019,

II этап ТЭО

2019

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

46

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

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2020

47

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

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2020

48

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

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2020

49

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

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2020

50

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВОЛС ВЛ 220 кВ КВГЭС – Районная (Л-201))

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

51

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЧ ВЛ 220 кВ КВГЭС – Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202))

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Айхал

Противоаварийная и режимная автоматика

52

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (шины 220 кВ)

УОН

2017,

I этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

53

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

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2020

54

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

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2020

55

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

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2020

56

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-207))

ПРД

2017,

I этап ТЭО

2020

57

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

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2020

58

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

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2020

59

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-205))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2020

60

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-207))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ ГПП-6

Противоаварийная и режимная автоматика

61

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (шины 220 кВ)

УОН

2017,

I этап ТЭО

2020

62

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики

АОСН

2017,

I этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

63

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

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2020

64

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-207))

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2020

65

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-205))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2020

66

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-207))

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Городская

Противоаварийная и режимная автоматика

67

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-247))

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2019

68

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248))

АПВ УС

2017,

I этап ТЭО

2019

69

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

70

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

71

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-247))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

72

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

73

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248)) (ВОЛС и ВЧ)

ПРД/ПРМ

2019,

I, II этап ТЭО

2019

74

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231)) (ВОЛС и ВЧ)

ПРД

2019,

I, II этап ТЭО

2019

75

Организация канала связи по ВЧ и ВОЛС (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248))

ВЧ, ВОЛС

2019,

I, II этап ТЭО

2019

76

Организация канала связи по ВЧ и ВОЛС (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231))

ВЧ, ВОЛС

2019,

I, II этап ТЭО

2019

77

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Городская)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ НПС-12

Противоаварийная и режимная автоматика

78

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ НПС-12 – КС-1)

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

79

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-247))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

80

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

81

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

82

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

ПРД/ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2019

83

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248)) (ВОЛС и ВЧ)

ПРД/ПРМ

2019,

I, II этап ТЭО

2019

84

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

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

85

Организация канала связи по ВЧ и ВОЛС (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248))

ВЧ, ВОЛС

2019,

I, II этап ТЭО

2019

86

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ НПС-12)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ Районная

Противоаварийная и режимная автоматика

87

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики

(ПС 220 кВ Районная)

АПНУ

2019,

II этап ТЭО

2020

88

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики

(ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231)

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

89

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики

(ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

90

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики

(ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241))

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

91

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

92

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

ПРМ

2017,

I этап ТЭО

2019

93

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231)) (ВОЛС и ВЧ)

ПРМ

2017,

I, II этап ТЭО

2019

94

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

ВЧ

2017,

I этап ТЭО

2019

95

Организация канала связи по ВЧ и ВОЛС (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231))

ВЧ, ВОЛС

2017,

I, II этап ТЭО

2019

96

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВОЛС ВЛ 220 кВ КВГЭС – Районная (Л-201))

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

97

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЧ ВЛ 220 кВ КВГЭС – Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202))

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

98

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Районная)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 220 кВ КС-1

Противоаварийная и режимная автоматика

99

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики

(ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-13)

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

100

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики

(ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-12)

ФОЛ

2019,

II этап ТЭО

2020

Устройства передачи аварийных сигналов и команд

101

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-13)

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

102

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-12)

ПРД/ПРМ

2019,

II этап ТЭО

2020

103

Организация канала связи по ВЧ

(ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-12)

ВЧ

2019,

II этап ТЭО

2020

104

Организация канала связи по ВЧ

(ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-13)

ВЧ

2019,

II этап ТЭО

2020

105

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ КС-1)

УТМ

2019,

II этап ТЭО

2020

Светлинская ГЭС

Противоаварийная и режимная автоматика

106

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Светлинская ГЭС)

АЧВР

2019,

II этап ТЭО

2020

ПС 110 кВ Табага

Противоаварийная и режимная автоматика

107

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 110 кВ Майя – Табага I, II цепь)

АОПО

2019,

II этап ТЭО

2021

Якутская ГРЭС Новая

Противоаварийная и режимная автоматика

108

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Якутская ГРЭС Новая)

УОГ

2019,

II этап ТЭО

2020

109

Система мониторинга переходных процессов (Якутская ГРЭС Новая)

СМПР

2019,

II этап ТЭО

2019

Нерюнгринская ГРЭС

Противоаварийная и режимная автоматика

110

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС – Тында I цепь)

АЛАР

2019,

II этап ТЭО

2020

111

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС – Тында II цепь)

АЛАР

2019,

II этап ТЭО

2020

112

Система мониторинга переходных процессов (шины 220 кВ)

СМПР

2019,

II этап ТЭО

2020

3.2.4.              Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше

На основании результатов расчетов электроэнергетических режимов выполнен анализ баланса реактивной мощности, определена достаточность источников реактивной мощности для покрытия потребления и необходимость/отсутствие необходимости установки новых средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) для поддержания уровней напряжения в допустимых пределах (раздел 3.2 настоящего тома).

В таблице 3.2.4.1 приведен перечень установленных и планируемых к вводу средств компенсации реактивной мощности энергосистемы Республики Саха (Якутия).

Таблица 3.2.4.1. Перечень СКРМ

Год

Наименование ПС

Состав СКРМ

Существующие СКРМ

ЗРЭС

2018

ПС 220 кВ Айхал

3хСК-15 Мвар

ПС 220 кВ Сунтар

2хШР-20 Мвар

ПС 220 кВ Пеледуй

2хУШР-63 Мвар

ПС 220 кВ Городская

2хУШР-63 Мвар

ПС 220 кВ Олекминск

ШР-3х11 Мвар

2хУШР-25 Мвар

ПС 220 кВ НПС-15

ШР-3х11 Мвар

УШР-63 Мвар

ПС 110 кВ Нюрба

БСК-6,3 Мвар

ПС 110 кВ Вилюйск

БСК-6,7 Мвар

ШР-3,3 Мвар

ПС 110 кВ ЗИФ

2хБСК-3,6 Мвар

ЦРЭС

2018

ПС 220 кВ Майя

УШР-100 Мвар

СТК-10-20 Мвар

ПС 110 кВ Чурапча

УШР-25 Мвар

БСК-13 Мвар

ПС 110 кВ Эльдикан

УШР-25 Мвар

БСК-13 Мвар

ЮЯРЭС

2018

ПС 220 кВ Нижний Куранах

2хШР-20 Мвар

ПС 220 кВ Томмот

УШР-100 Мвар

СТК-10-20 Мвар

ПС 110 кВ Алдан

2хБСК-2,4 Мвар

Нерюнгринская ГРЭС

2хШР-20 Мвар

Перспективные СКРМ

ЗРЭС

2019

ПС 220 кВ Сунтар

ИРМ 7 Мвар*

ИРМ 70 Мвар**

ПС 220 кВ Городская*

ШР-3х21 Мвар

2020

ПС 220 кВ Айхал*

ИРМ 68 Мвар

ЮЯРЭС

2022

ПС 220 кВ Эльгауголь*

2хШР 25 Мвар

4хБСК 25 Мвар

* - В соответствии с Проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2019 - 2025 гг. и техническими условиями на технологическое присоединение (ТУ на ТП);

** - Мероприятие необходимо актуализировать по результатам сравнительного анализа нескольких вариантов с технико-экономическим обоснованием.

Результаты расчета электроэнергетических режимов в графической форме представлены в Приложении 3.2.3.

На уровне зимнего/летнего максимума нагрузок 2019 – 2023 гг. при нормативных возмущениях наблюдается недопустимое падение напряжения на шинах подстанций 110 кВ Вилюйской группы и на шинах 110 кВ ПС Айхало-Удачнинского энергорайона. Для введения параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений учтена установка регулируемых источников реактивной мощности (ИРМ) на ПС 220 кВ Сунтар и ПС 220 кВ Айхал. Мощность устанавливаемых ИРМ варьируется в зависимости от расчетного года (раздел 3.2.1).

С учетом данного мероприятия уровни напряжений находятся в допустимых пределах, установки дополнительных СКРМ не требуется.

3.3.              Развитие генерирующих объектов

3.3.1.              Энергоисточники централизованной зоны электроснабжения

В рассматриваемой перспективе 2019 - 2023 гг. по данным Проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы предусматривается вывод из эксплуатации блока генератора №5 мощностью 35 МВт Якутской ГРЭС. Ввод в эксплуатацию генерирующих мощностей не планируется.

По данным собственников генерирующих мощностей (ПАО Якутскэнерго», АО «ДГК») предусмотрен вывод из эксплуатации генераторов Якутской ГРЭС и Чульманской ТЭЦ. Кроме того, согласно техническим условиям на технологическое присоединение в Западном энергорайоне планируется ввод в эксплуатацию ТЭЦ ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и Газопоршневой электростанции АО «РНГ». Данные о планах собственников по выводу/вводу генерирующих объектов приведены в таблице 3.3.1.1.

Таблица 3.3.1.1.Перечень вводов и выводов генерирующих мощностей на электростанциях по данным собственников генерирующих мощностей

Электростанция

Номер блока, тип оборудования

Ввод/

вывод

Мощность, МВт

Год

Обоснование

Якутская ГРЭС

№1, ГТЭ-45-3

Вывод

45

2019

Предельная наработка

№5, ГТ-35-770-2

35

2020

№6, ГТ-35-770-2

35

№9, ГТГ-12В

12

№10, ГТГ-12В

12

№12, ГТГ-12В

12

№8, ГТ-35-770-2

35

2023

ТЭЦ ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

1 ГТ-12(Т)

Ввод

12

2023

ТУ на ТП

2 ГТ-12(Т)

12

3 ГТ-12(Т)

12

4 ГТ-12(Т)

12

5 ГТ-12(Т)

12

6 ГТ-12(Т)

12

Газопоршневая электростанция АО «РНГ»

№1-№12

Ввод

12,36

2020

ТУ на ТП

Балансы мощности ЦЭР, ЮЯЭР с учетом данных собственников генерирующих мощностей (ПАО Якутскэнерго», АО «ДГК») по выводу, а также по вводу (ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и АО «РНГ») приведены в разделе 3.1.

В связи с возникновением дефицита мощности в центральном энергорайоне
к 2023 году при отключенной КВЛ-220 кВ Томмот-Майя I,II цепь (параграф 3.1.3) необходимо предусмотреть ввод второй очереди Якутской ГРЭС-2 в 2024-2025 гг.

А также за пределами рассматриваемого периода ООО «Якутская генерирующая компания» планируется ввод 4-го гидроагрегата (4-й Пусковой Комплекс) Светлинской ГЭС. Ввод четвертого гидроагрегата обусловлен необходимостью обеспечения надежности энергоснабжения потребителей, так как в существующих условиях количество гидроагрегатов ГЭС не обеспечивает необходимое резервирование при выходе из строя или ремонте одного, а в некоторых случаях и двух гидроагрегатов. Также присоединение Западного энергорайона к зоне регулируемого оптового рынка электрической энергии и мощности позволяет в будущем увеличить объем выработки электроэнергии Светлинской ГЭС.

На данный момент выполнены все строительные работы (спиральная камера, камера рабочего колеса, отсасывающие трубы), необходимые для установки четвертого гидроагрегата, а именно:

 железобетонные работы по ярусам и блокам бетонирования проточной части;

 смонтированы статор турбины, металлические облицовки в спиральной камере и отсасывающей трубы, камера рабочего колеса;

 произведена антикоррозионная защита всех металлических поверхностей проточной части (2008-2009 г);

 установлены и частично испытаны входящие в состав оборудования ГА №4 герметические двери, лазы и люки;

 железобетонные тумбы, с закладными деталями, под статор и гидрогенератор;

 металлическая облицовка шахты турбины;

 выполнены закладные элементы трубопроводов систем технического водоснабжения, дренажной системы, системы пожаротушения;

 завершена установка гидромеханического оборудования агрегата №4 за исключением сороудерживающих решеток.

 смонтировано элегазовое комплектное распределительное устройтство КРУЭ-I, II 220 кВ с учетом выдачи мощности четырех гидроагрегатов.

Установка четвертого гидроагрегата (4-й Пусковой Комплекс) на Светлинской ГЭС предусматривается в период 2020-2026 гг:

 проектные работы – 2020-2021 г;

 изготовление и поставка оборудования – 2022-2024 г;

 строительно-монтажные, пуско-наладочные работы и ввод в эксплуатацию – 2025-2026 г;

Оценочная стоимость капитальных затрат Светлинской ГЭС при работах, связанных с вводом 4-го Пускового Комплекса, с учетом завершения строительства гидроузлав ценах 2018 (без НДС) ориентировочно составляет 3750 млн.руб.

3.3.2.              Энергоисточники децентрализованной зоны электроснабжения

В рассматриваемой перспективе зона автономного электроснабжения сохранится в силу больших расстояний между населенными пунктами и слабой транспортной инфраструктуры, что не позволяет 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 ПАО «Сургутнефтегаз».

Для обеспечения потребности в электроэнергии этих потребителей необходимо сооружение собственных энергоисточников (таблица 3.3.2.1).

В рассматриваемый период до 2023 г. в зоне децентрализованного электроснабжения планируется строительство электростанции ООО «Газпром добыча Ноябрьск» установленной мощностью 17,5 МВт для питания потребителей Чаяндинского НГКМ.

Таблица 3.3.2.1. Вводы мощности энергоисточников крупных потребителей децентрализованной зоны, МВт

Потребитель

Год

Всего за период

2019

2020

2021

2022

2023

ГТУ-ТЭЦ всего, в том числе:

89,5

-

60

-

-

149,5

Объекты обустройства Чаяндинского НГКМ

89,5

-

-

-

-

89,5

Освоение центрального блока Среднеботуобинского НГКМ*

-

60

-

-

60

Примечание – мощности энергоисточников приведены ориентировочно с учетом резерва и должны уточняться при проведении проектных работ.

по данным ООО «Таас-Юрях нефтегазодобыча» для СиПР на 2018 - 2023 гг.

ООО «Таас-Юрях нефтегазодобыча» данные по планируемым к вводу энергоисточникам в период с 2019 по 2023 гг. не предоставило. По данным СиПР на 2018 - 2023 гг. ООО «Таас-Юрях нефтегазодобыча» в 2019 г. планировало ввести в эксплуатацию энергоисточники суммарной установленной мощности от 60 до 90 МВт, покрывающие нагрузку в 50 МВт.

На период с 2019 по 2023 гг. ООО «Якутская генерирующая компания» планирует ввод нового генерирующего оборудования на дизельных электростанциях взамен старых агрегатов и реконструкция старых агрегатов суммарной мощностью порядка 7,4 МВт (таблица 3.3.2.2).

Таблица 3.3.2.2. Ввод мощностей на электростанциях ООО «Якутская генерирующая компания», МВт

Улус

2019

2020

2021

2022

2023

Итого за период

Анабарский

1,42

1,96

-

-

-

3,38

Булунский

0,06

-

-

-

-

0,06

Кобяйский

-

-

-

-

0,64

0,64

Мирнинский

-

-

-

-

0,375

0,375

Оленекский

0,98

0,06

-

-

-

1,04

Усть-Янский

1,9

-

-

-

-

1,9

ИТОГО

4,36

2,02

-

-

1,015

7,395

Источник: отчетные данные ООО «Якутская генерирующая компания» (Приложение 2.15)

В 2019 году для электроснабжения прииска «Кристалл» ООО «АДК» в Усть-Янском улусе Республики Саха (Якутия) планируется строительство ДЭС 1,900 МВт, трансформаторных подстанций и воздушных линии электропередачи ВЛИ-0,4кВ ВЛЗ-10кВ.

Вывод из эксплуатации генерирующих объектов за этот же период составит порядка 4,6 МВт (таблица 3.3.2.3).

Таблица 3.3.2.3. Вывод мощностей на электростанциях ООО «Якутская генерирующая компания», МВт

Улус

2019

2020

2021

2022

2023

Итого за период

Анабарский

1,0

1,75

-

-

-

2,75

Булунский

0,06

-

-

-

-

0,06

Кобяйский

-

-

-

-

-

0

Мирнинский

-

-

-

0,375

-

0,375

Оленекский

0,7

0,06

-

-

-

0,76

ИТОГО

1,76

1,81

-

0,375

-

3,945

Источник: отчетные данные ООО «Якутская генерирующая компания» (Приложение 2.15)

В соответствие с данными АО «Сахаэнерго» в период с 2019 по 2023 гг. планируется ввод нового генерирующего оборудования на дизельных электростанциях взамен старых агрегатов и реконструкция старых агрегатов суммарной мощностью более 11,7 МВт (таблица 3.3.2.4). Наибольший ввод предусматривается в 2020 г. По районам значительные вводы намечаются в Оленекском и Олекминском РЭС, а также в Булунских ЭС.

Таблица 3.3.2.4. Ввод мощностей на электростанциях АО «Сахаэнерго», МВт

Наименование РЭС

Наименование объекта

2019

2020

2021

2022

2023

Итого за период

Булунские ЭС

ДЭС Тикси

-

-

3,0

-

-

3,0

Белогорский РЭС

ДЭС Оттох-Аттах

-

-

-

-

0,072

0,072

Верхоянские ЭС

ДЭС Хайысардах

-

-

-

-

0,168

0,168

ДЭС Токума

-

0,072

-

-

-

0,072

ДЭС Алысардах

-

0,072

-

-

-

0,072

Момские РЭС

ДЭС Кулун- Елбют

-

-

-

0,168

-

0,168

Нижнеколымские РЭС

ДЭС Андрюшкино

-

1,0

-

-

-

1,0

Олекминский РЭС

ДЭС Тяня

0,168

-

-

-

-

0,168

ДЭС Урицкое

-

0,14

-

-

-

0,14

ДЭС Мача

-

-

0,168

-

-

0,168

ДЭС Иннях

-

-

0,072

-

-

0,072

ДЭС Малыкан

-

-

0,072

-

-

0,072

ДЭС Куду-Кюель

-

-

-

0,168

-

0,168

ДЭС Чапаево

-

-

-

0,39

-

0,39

ДЭС Марха

-

-

-

0,084

-

0,084

Оленекский РЭС

ДЭС Андрюшкино

-

4,7

-

-

-

4,7

ДЭС Эйик

-

-

-

0,3

-

0,3

Чокурдахский РЭС

ДЭС Нычалах

0,168

-

-

-

-

0,168

ДЭС Чкалово

-

-

-

0,168

-

0,168

Янские ЭС

ДЭС Усть-Янск

-

0,24

-

-

-

0,24

Производственный центр

ДЭС Тобуйа

0,14

-

-

-

-

0,14

ДЭС Турукта

-

-

0,084

-

0,084

ДЭС Толон

-

-

-

0,09

-

0,09

ИТОГО

0,476

6,224

3,312

1,452

0,24

11,704

Демонтаж мощности за этот же период составит порядка 12,7 МВт, из них около 8 МВт – в 2019 - 2020 гг. (таблица 3.3.2.5). Наибольший демонтаж планируются в Оленекском, Олекминском и Нижнеколымском РЭС.

Таблица 3.3.2.5. Демонтаж мощностей электростанций АО «Сахаэнерго», МВт

Наименование РЭС

Наименование объекта

2019

2020

2021

2022

2023

Итого за период

Белогорский РЭС

ДЭС Оттох-Аттах

-

-

-

-

0,136

0,136

Верхоянские ЭС

ДЭС Токума

-

0,12

-

-

-

0,456

ДЭС Алысардах

-

0,076

-

-

-

ДЭС Хайысардах

-

-

-

-

0,26

Момские РЭС

ДЭС Кулун-Елбют

-

-

-

0,35

-

0,35

Нижнеколымские РЭС

ДЭС Андрюшкино

1,0

-

-

-

-

1,0

Олекминский РЭС

ДЭС Тяня

0,4

-

-

-

-

3,37

ДЭС Урицкое

0,26

-

-

-

-

ДЭС Чапаево

-

-

-

1,63

-

ДЭС Мача

-

-

-

0,26

-

ДЭС Иннях

-

-

0,19

-

ДЭС Куду-Кюель

-

-

0,27

-

ДЭС Малыкан

-

-

0,21

-

-

ДЭС Марха

-

-

-

0,15

-

Оленекский РЭС

ДЭС Оленек

-

4,869

-

-

-

5,309

ДЭС Эйик

-

-

-

0,44

-

Чокурдахский РЭС

ДЭС Нычалах

0,326

-

-

-

-

0,776

ДЭС Чкалово

-

-

0,45

-

-

Янские ЭС

ДЭС Усть-Янск

-

0,6

-

-

-

0,6

Производственный центр

ДЭС Тобуйа

0,31

-

-

-

-

0,72

ДЭС Толон

-

-

-

0,22

-

ДЭС Турукта

-

-

-

0,19

-

ИТОГО

2,296

5,665

0,85

3,51

0,396

12,717

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. В настоящее время из-за недостатка финансирования для завершения строительства решается вопрос о консервации смонтированного оборудования.

Вводы мощности возобновляемых источников энергии подробно представлены в параграфе 3.7.

3.4.              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 01 января 2018 г. – 68,2 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 3.4.1 рисунок 3.4.1 карта с населением).

Таблица 3.4.1 – Численность населения на 01.01.2018 и принадлежность улусов арктической зоны к подразделениям АО «Сахаэнерго»

Улус

Численность населения, тыс. чел.*

Подразделение

АО «Сахаэнерго»

Абыйский

4,0

Белогорский РЭС

Аллаиховский

2,7

Чокурдахский РЭС

Анабарский

3,6

Анабарский РЭС

Булунский

8,3

Булунские ЭС

Верхнеколымский

4,1

Зырянский РЭС

Верхоянский

11,4

Верхоянские ЭС

Жиганский

4,2

Жиганский РЭС

Момский

4,1

Момский РЭС

Нижнеколымский

4,3

Нижнеколымский РЭС

Оленекский

4,1

Оленекский РЭС

Среднеколымский

7,5

Среднеколымский РЭС

Усть-Янский

7,1

Янские ЭС

Эвено-Бытантайский

2,8

Эвено-Бытантайский РЭС

Итого по арктической зоне

68,2

Источник: Статистический ежегодник Республика Саха (Якутия) / Территориальный орган федеральной службы государственной статистики по Республике Саха (Якутия). Якутск. 2018 284 с.

Электроснабжение коммунально-бытовых потребителей всех арктических улусов находится в ведении подразделений АО «Сахаэнерго» (см. таблицу 3.4.1), также в Арктической зоне Республики Саха (Якутия) осуществляют работу дизельные станции ООО «Якутская генерирующая компания» для энергоснабжения объектов АО «Алмазы Анабара».

3.4.1.              Анализ состояния генерирующих и электросетевых объектов арктической зоны республики

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 (95%) установленной мощности приходится на дизельные электростанции (рисунок 3.4.2).

Рисунок 3.4.2. Структура установленной электрической мощности электростанций в арктической зоне

Суммарная установленная электрическая мощность энергоисточников Арктической зоны на конец 2018 г. составила 191,8 МВт, из них 7,5 МВт – Депутатская мини-ТЭЦ, 1,265 МВт – возобновляемые источники энергии (рисунок 3.4.3 карта энергоисточники), 84 % от установленной мощности дизельных электростанций приходится на АО «Сахаэнерго», доля ООО «Якутская генерирующая компания» ­– 16 %. Доля энергоисточников арктической зоны в структуре установленной мощности АО «Сахаэнерго» – 79%.

В таблице 3.4.2 представлена ретроспектива динамики установленной электрической мощности по 13 структурным подразделениям АО «Сахаэнерго», осуществляющим свою деятельность в Арктической зоне республики. За период 2013 - 2017 гг. суммарная установленная мощность практически не изменялась и составляла порядка 157 МВт. В 2018 г. произошло увеличение мощности на 3 % относительно 2017 г., в том числе за счет ввода в эксплуатацию нового оборудования ДЭС (таблица 3.4.3). Наибольшее увеличение отмечается в Нижнеколымском, Анабарском и Зырянском РЭС и Янских ЭС, незначительное снижение мощности относительно 2017 г. произошло в Среднеколымском и Эвено-Бытантайском РЭС.

Таблица 3.4.2. Динамика установленной мощности электростанций АО «Сахаэнерго» арктической зоны, МВт

Тип электростанции, подразделение АО «Сахаэнерго»

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Арктическая зона, всего

156,4

157,6

157,6

157,3

162,0

    в том числе по РЭС:

Булунские ЭС

21,3

20,9

20,7

20,7

20,7

Янские ЭС**

32

32,3

31,5

31,5

32,6

Верхоянские ЭС

19,5

19,7

20

20,7

20,7

Эвено-Бытантайский РЭС

4

4

4,1

4,2

4,1

Среднеколымский РЭС

11,6

11,6

11,8

11,8

11,6

Нижнеколымский РЭС

9,6

9,6

9,6

9,6

11,7

Оленекский РЭС

5,9

6

6,4

6,5

6,5

Белогорский РЭС

7,4

7,5

7,6

7,6

7,6

Анабарский РЭС

5,6

5,6

5,6

5,6

6,6

Чокурдахский РЭС

9,3

9,3

9,3

9,4

9,4

Жиганский РЭС

8,8

8,9

8,8

8,7

8,8

Момский РЭС

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

Зырянский РЭС

15,2

15,2

15,2

15,2

15,9

    в том числе по типам:

ВИЭ, всего

0,35

1,23

1,23

1,23

1,27

          в том числе: СЭС*

0,1

1,19

1,19

1,19

1,23

ВЭС

0,25

0,04

0,04

0.04

0.04

Мини-ТЭЦ

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

ДЭС, всего

148,5

148,9

147,9

148,6

153,2

Примечания – * с учетом солнечной электростанции в п. Батагай (проект ПАО «РусГидро»); ** с учетом Депутатской мини-ТЭЦ.

Источник: Производственно-технические отчеты АО «Сахаэнерго» за 2014-2018 г. (Приложение 3.2)

Таблица 3.4.3. Вводы и демонтаж оборудования дизельных электростанций арктической зоны АО «Сахаэнерго»

Наименование РЭС

Энергоисточник

2017

2018

вводы

демонтаж

вводы

демонтаж

Анабарский РЭС

ДЭС Саскылах

1,0

Булунские ЭС

ДЭС Быков Мыс

0,04

ДЭС Намы

0,16

0,32

0,30

ДЭС Сиктях

0,25

0,26

Белогорский РЭС

ДЭС Сыаганнах

0,1

0,016

0,59

0,66

Верхоянские ЭС

ДЭС Сайды

0,32

0,612

ДЭС Столбы

0,075

0,06

ДЭС Табалах

0,16

ДЭС Черюмче

0,075

0,085

Жиганский РЭС

ДЭС Кыстатыам

0,04

Зырянские ЭС

ДЭС Угольное

0,65

Нижнеколымские РЭС

ДЭС Колымское

1,1

1,441

ДЭС Черский

0,16

2,5

Среднеколымский РЭС

ДЭС Березовка

0,5

0,66

ДЭС Хатынгнах

0,54

0,36

Янские ЭС

ДЭС Депутатская

1,04

ДЭС Юкагир

0,1

0,06

ДЭС Усть-Куйга

0,8

ИТОГО

1,555

1,873

8,165

3,441

Источник: данные АО «Сахаэнерго» за 2018 г.  (Приложение 2.3)

На конец 2018 г. суммарная установленная мощность дизельных электростанций ООО «Якутская генерирующая компания» в Арктической зоне составила 29,8 МВт (Приложение 2.15). В Анабарском улусе 14,7 МВт, в Оленекском улуче 8,4 МВт и в Булунском улусе 6,6 МВт.

Выработка электроэнергии

На территории арктической зоны республики всеми типами электростанций в 2018 г. выработано 250,9 млн кВт•ч, в т.ч. на электростанциях АО «Сахаэнерго» - 225,9 млн кВт•ч, на дизельных электростанциях ООО «Якутская генерирующая компания» - 25,0 млн кВт•ч. Структура выработки электроэнергии, как и установленной мощности, характеризуется преобладающей долей ДЭС.

По сравнению с предыдущим годом в 2018 г. суммарное производство электроэнергии на электростанциях АО «Сахаэнерго» увеличилось незначительно. По РЭС произошли незначительные изменения: снижение выработки наблюдается в Зырянском, Жиганском РЭС, Булунских и Верхоянских ЭС; наибольший рост выработки произошел в Оленекском РЭС (таблица 3.4.4).

Таблица 3.4.4. Динамика выработки электроэнергии по подразделениям АО «Сахаэнерго» арктической зоны, млн кВт·ч

Тип электростанции, подразделение АО «Сахаэнерго»

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Арктическая зона, всего

228,4

227,8

223,1

225,7

225,9

в том числе по типам:

    ВИЭ, всего

0,07

0,1

0,8

0,8

1,03

                       СЭС*

0,03

0,1

0,8

0,8

1,03

                       ВЭС

0,04

-

-

0,002

0,0

    ДЭС, мини-ТЭЦ всего

228,3

227,7

222,3

224,9

224,9

в том числе по РЭС:

Анабарский РЭС

10,5

10,8

11,0

11,6

12,0

Белогорский РЭС

11,2

11,9

11,9

12,1

12,2

Булунские ЭС

37,9

36,9

36,1

36,8

35,9

Верхоянские ЭС

34,5

33,8

33,1

33,2

32,2

Жиганский РЭС

14,6

14,4

14,9

14,9

14,1

Зырянский РЭС

23,4

22,5

21,4

20,6

20,2

Момский РЭС

11,2

11,3

11,2

11,3

11,3

Нижнеколымский РЭС

4,3

5,3

5,4

5,1

5,2

Оленекский РЭС

10,7

10,6

10,5

11,2

11,9

Среднеколымский РЭС

19,4

19,9

19,1

19,2

19,6

Чокурдахский РЭС

10,5

10,8

10,0

10,0

10,1

Эвено-Бытантайский РЭС

4,9

4,9

5,3

5,1

5,3

Янские ЭС**

35,2

34,6

32,4

33,8

34,8

Примечание – * с учетом солнечной электростанции в п. Батагай (проект ПАО «РусГидро»); ** с учетом Депутатской мини-ТЭЦ.

Источник: производственные показатели АО «Сахаэнерго» за 2014-2018 гг.(Приложение 2.15)

В 2018 г. на электростанциях ООО «Якутская генерирующая компания», находящихся на территории Арктической зоны республики, было выработано 25,0 млн кВт·ч, из них в Анабарском улусе – 11,6 млн кВт·ч, в Оленекском улусе – 6,7 млн кВт·ч, в Булунском улусе - 6,7 млн кВт·ч.

Выработка электроэнергии возобновляемыми источниками энергии составляет незначительную долю от общей выработки. Несмотря на отсутствие выработки на ВЭС, суммарное производство электроэнергии солнечными электростанциями увеличилось на 29 % относительно 2017 г. Построенная в конце 2018 г. ВЭС в п. Тикси электроэнергию не вырабатывала.

На территории Арктической зоны в ведении АО «Сахаэнерго» функционирует 3 источника централизованного теплоснабжения суммарной установленной мощностью 71,3 Гкал/ч, расположенные в п. Депутатский:

- мини-ТЭЦ п. с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии – источник теплоснабжения центральной части поселка;

- котельная МКУ «Северное сияние» – источник теплоснабжения государственного учреждения социального обслуживания «Усть-Янский межулусный дом-интернат для престарелых и инвалидов» на расстоянии 2,1 км от поселка;

- котельная МКУ ФКП «Аэропорты Севера» – источник теплоснабжения аэропорта, расположенного в 5 километрах от поселка.

Кроме того, во всех подразделениях АО «Сахаэнерго» на ДЭС имеются утилизационные установки тепловая производительность которых составляет 29,8 Гкал/ч. Однако отпуск тепла производится только на 6 из них.

По состоянию на 2018 г. суммарная установленная тепловая мощность составила 101,1 Гкал/ч, из них 68,9 Гкал/ч – ТЭЦ в п. Депутатский (таблица 3.4.5).

Таблица 3.4.5. Тепловая мощность энергоисточников АО «Сахаэнерго» арктической зоны, Гкал/ч (по состоянию на  2018 г.)

Тип теплоисточника,

подразделение АО «Сахаэнерго»

Установленная тепловая мощность, Гкал/ч

Теплоутилизационные установки ДЭС, всего

29,8

в том числе: Анабарский РЭС

1,6

Белогорский РЭС

3,5

Булунские ЭС

4,0

Верхоянские ЭС

5,9

Жиганский РЭС

2,5

Зырянский РЭС

0,3

Момский РЭС

1,3

Нижнеколымский РЭС

0,9

Оленекский РЭС

1,9

Среднеколымский РЭС

3,2

Чокурдахский РЭС

0,9

Эвено-Бытантайский РЭС

2,3

Янские ЭС

1,5

Мини-ТЭЦ п. Депутатский (Янские ЭС)

68,9

Котельная «Северное сияние» п. Депутатский (Янские ЭС)

1,0

Котельная «Аэропорты Севера» п. Депутатский (Янские ЭС)

1,2

ВСЕГО

100,9

Источник: производственные показатели АО «Сахаэнерго» за 2018 г. (Приложение 2.15)

Суммарный отпуск тепла в 2018 г. составил 75,5 тыс. Гкал (таблица 3.4.6), в том числе 58,2 тыс. Гкал – Депутатская ТЭЦ, около 1 тыс. Гкал – котельные «Северное сияние», остальное тепло отпускается утилизационными установками.

Таблица 3.4.6. Отпуск тепловой энергии по подразделениям АО «Сахаэнерго» арктической зоны (по состоянию на  2018 г.)

Подразделение АО «Сахаэнерго»

Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал

Белогорский РЭС

4,3

Момский РЭС

5,2

Нижнеколымский РЭС

0,4

Среднеколымский РЭС

3,7

Чокурдахский РЭС

2,8

Янские ЭС

59,1

Итого

75,5

Источник: производственные показатели АО «Сахаэнерго» 2018 (Приложение 2.3)

Расход электроэнергии на собственные нужды

Доля расхода на собственные нужды в выработке электроэнергии в 2018 г. по сравнению с 2017 г. в большей части подразделений снизилась, увеличение произошло в Белогорском, Жиганском, Зырянском РЭС и в Булунских и Верхоянских ЭС. Динамика изменения данного показателя по структурным подразделениям за период 2014 - 2018 гг. приведена в таблице 3.4.7.

Таблица 3.4.7. Динамика расхода электроэнергии на собственные нужды, % от выработки

Подразделение

АО «Сахаэнерго»

Год

2014

2015

2016

2017

2018

Анабарский РЭС

4,62

4,53

4,26

3,79

3,10

Белогорский РЭС

2,89

2,74

2,64

2,92

3,31

Булунские ЭС

4,45

5,10

4,93

4,32

4,42

Верхоянские ЭС

3,52

3,42

3,26

2,58

2,91

Жиганский РЭС

2,33

2,73

2,44

2,02

1,92

Зырянский РЭС

2,45

2,47

2,72

2,78

3,27

Момский РЭС

2,78

2,92

2,90

3,08

2,98

Нижнеколымский РЭС

6,39

6,11

5,75

5,51

4,51

Оленекский РЭС

3,24

2,98

2,96

2,98

2,38

Среднеколымский РЭС

2,91

2,88

2,35

2,46

2,39

Чокурдахский РЭС

2,81

2,83

3,07

3,07

3,02

Эвено-Бытантайский РЭС

2,57

2,45

2,53

2,35

2,03

Янские ЭС

2,29

2,08

2,22

2,28

2,11

Источник: производственные показатели АО «Сахаэнерго» за 2014-2018 гг.(приложение 2.3)

Доля расхода на собственные нужды в выработке электроэнергии в 2018 г. на электростанциях ООО «Якутская генерирующая компания» составил в среднем 1,59 %, в т.ч. в Анабарском улусе – 3,12 %, в Оленекском улусе – 0,55 %, в Булунском улусе – 3,11 %.

Электросетевое хозяйство

В Арктической зоне на обслуживании АО «Сахаэнерго» находятся линии электропередачи различных классов напряжения суммарной протяженностью 1313,7 км, в том числе: 10 кВ – 145,6 км, 6 кВ – 424,9 км и 0,4 кВ – 743,3 км (таблица 3.4.8). Электрические сети напряжением 35 кВ в Арктической зоне не эксплуатируются. Все линии выполнены в одноцепном исполнении на деревянных опорах.

Таблица 3.4.8. Протяженность линий электропередачи, находящихся на обслуживании АО «Сахаэнерго» в арктической зоне (по состоянию на  2018 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

16,1

73,7

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

-

64,9

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

17,4

6,3

0,3

24,0

Эвено-Бытантайский РЭС

37,6

-

5,2

42,8

Янские ЭС

87,6

177,2

-

264,8

Итого по арктической зоне

743,3

424,9

145,6

1313,7

Источник: данные АО «Сахаэнерго» за 2018 г. (Приложение 2.3)

Линии напряжением 6-10 кВ в основном небольшой протяженности: от нескольких сот метров до нескольких километров. Однако в Нижнеколымском, Зырянском РЭС и 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.

Из общей протяженности 137,5 км кабельных линий АО «Сахаэнерго» основная доля приходится на п. Тикси Булунских ЭС. Протяженность кабельных линий п. Тикси составляет 59 км (43%), в том числе 0,4 кВ – 41 км, 6 кВ – 18 км. Кабельные линии в п. Тикси проложены в период строительства поселка в 60-70-х годах. Физический износ кабельных линий – 100%. Ввиду несохранившейся технической документации о прокладке кабельных трасс, затруднен поиск и устранение повреждений.

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 порядка 113,7 тыс. т у. т. в год, из них 105,1 тыс. т у.т. потребляется на объектах АО «Сахаэнерго», 8,6 тыс т у.т. на дизельных электростанциях ООО «Якутская генерирующая компания».

Из них большая доля (86,7%) приходится на производство электроэнергии. Структура потребления топлива представлена на рисунке 3.4.4.

Рисунок 3.4.4. Структура потребления топлива

Преобладающим в структуре потребления является дизельное топливо. В соответствие с выработкой электрической и тепловой энергии наибольшие объемы потребления топлива приходятся на Булунские, Верхоянские и Янские ЭС (таблица 3.4.9).

Таблица 3.4.9. Потребность в топливе по подразделениям АО «Сахаэнерго» арктической зоны (по состоянию на  2018 г.)

Подразделение АО «Сахаэнерго»

Потребность в топливе, тыс. т у. т.

На производство электроэнергии: всего

90,4

         в том числе: Анабарский РЭС

4,5

Белогорский РЭС

4,7

Булунские ЭС

12,5

Верхоянские ЭС

13,1

Жиганский РЭС

5,3

      из него нефть

0,2

Зырянский РЭС

7,6

Момский РЭС

4,7

Нижнеколымский РЭС

2,6

Оленекский РЭС

4,8

Среднеколымский РЭС

7,6

Чокурдахский РЭС

3,7

Эвено-Бытантайский РЭС

2,0

Янские ЭС

17,3

     из него уголь

8,0

На производство тепловой энергии, всего

12,9

          в том числе: уголь

12,7

нефть

0,2

Итого по арктической зоне,

103,3

          в том числе: дизельное топливо

82,2

уголь

20,7

нефть

0,4

Источник: производственные показатели АО «Сахаэнерго» 2018 г. (Приложение 2.3)

Возобновляемые источники энергии

Всего на территории Арктической зоны на конец 2018 г. функционировало 10 возобновляемых энергоисточников суммарной установленной мощностью 1,265 МВт или 76 % от суммарной установленной мощности всех возобновляемых источников республики, из них 1 ветроэлектростанция мощностью 40 кВт (таблица 3.4.10).

Таблица 3.4.10. Возобновляемые энергоисточники арктической зоны (по состоянию на  2018 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

Источник: данные АО «Сахаэнерго» за 2018 г. (Приложение 2.3)

Изменение мощности возобновляемых энергоисточников за период 2013 -2018 гг. обусловлено выходом из строя в результате аварии ВЭС в п. Тикси, а также строительством новых возобновляемых энергоисточников. 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 2018 г. построена ВЭС мощностью 900 кВт в п. Тикси (Булунский улус), но ее ввод запланирован на 2019 г.

3.4.2.              Прогноз потребления электроэнергии и мощности по районам арктической зоны республики

Прогноз потребления электроэнергии (таблица 3.4.11) и совмещенного максимума нагрузки по арктическим улусам (таблица 3.4.12) сформированы на основе расчетов ИФТПС СО РАН и данных АО «Сахаэнерго». Электропотребление в арктических улусах в основном имеет коммунально-бытовой характер. Расширение традиционных и организация новых экономических видов деятельности в рассматриваемой перспективе не ожидается.  В большинстве улусов наблюдается стагнация, либо негативная динамика численности населения и обусловленное этим снижение электропотребления в среднем на 3,7 % в год.

Из крупных промышленных предприятий и хозяйствующих субъектов, имеющих собственные генерирующие мощности, информацию предоставило АО «Алмазы Анабара» (таблица 3.4.13).

Таблица 3.4.11. Прогноз потребления электроэнергии по арктическим улусам, млн кВт·ч

Улус

Год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Абыйский

10,19

9,90

9,83

9,75

9,69

9,62

Аллаиховский

8,41

8,65

8,65

8,66

8,67

8,69

Анабарский

9,81

9,52

9,53

9,53

9,52

9,50

Булунский

28,90

29,13

29,04

28,96

28,89

28,81

Верхнеколымский

15,67

16,78

16,71

16,66

16,61

16,58

Верхоянский

27,71

28,02

27,94

27,88

27,82

27,78

Жиганский

11,95

12,28

12,24

12,20

12,15

12,11

Момский

9,53

9,26

9,17

9,07

8,97

8,87

Нижнеколымский

14,56

14,52

14,50

14,49

14,39

14,27

Оленекский

9,57

9,40

9,40

9,40

9,39

9,38

Среднеколымский

16,16

16,30

16,26

16,21

16,16

16,11

Усть-Янский

29,50

27,45

27,15

26,86

26,57

26,28

Эвено-Бытантайский

4,49

4,41

4,43

4,45

4,47

4,49

Всего, по арктическим улусам

196,44

195,61

194,85

194,12

193,30

192,48

Среднегодовые темпы прироста, %

-0,43

-0,39

-0,38

-0,42

-0,42

Таблица 3.4.12. Прогноз совмещенного максимума нагрузки по арктическим улусам в зоне обслуживания АО «Сахаэнерго», МВт

Улус

Год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Абыйский

2,91

2,83

2,81

2,79

2,77

2,75

Аллаиховский

2,40

2,47

2,47

2,47

2,48

2,48

Анабарский

2,80

2,72

2,72

2,72

2,72

2,72

Булунский

8,26

8,32

8,30

8,27

8,25

8,23

Верхнеколымский

4,48

4,79

4,77

4,76

4,75

4,74

Верхоянский

7,92

8,00

7,98

7,96

7,95

7,94

Жиганский

3,42

3,51

3,50

3,48

3,47

3,46

Момский

2,72

2,65

2,62

2,59

2,56

2,53

Нижнеколымский

4,16

4,15

4,14

4,14

4,11

4,08

Оленекский

2,73

2,68

2,69

2,69

2,68

2,68

Среднеколымский

4,62

4,66

4,64

4,63

4,62

4,60

Усть-Янский

8,43

7,84

7,76

7,67

7,59

7,51

Эвено-Бытантайский

1,28

1,26

1,27

1,27

1,28

1,28

Всего, по арктическим улусам

56,13

55,89

55,67

55,46

55,23

55,00

Таблица 3.4.13. Прогноз производства электроэнергии по производственным объектам АО «Алмазы Анабара», расположенным в арктических улусах, млн кВт·ч

Улус

Год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Анабарский

0,53

1,52

1,80

1,81

1,81

1,81

Оленекский

0,85

0,92

1,13

1,13

1,13

1,13

Булунский

1,15

2,13

2,30

2,30

2,30

2,30

Итого

2,53

4,57

5,23

5,24

5,24

5,24

Источник: сведения АО «Алмазы Анабара» (Приложение 2.20)

3.4.3              Перечень «узких мест» в электроэнергетике Арктической зоны республики

В электроэнергетике Арктической зоны, как и по всей республике, «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 транспортировки топлива.

Техническое состояние электростанций

Наибольший износ генерирующего оборудования на ДЭС наблюдается у агрегатов, установленных в 70-80-х годах. Значительное количество таких агрегатов находятся:

– в Зырянском РЭС: на ДЭС Зырянка и в с. Усун-Кюель все агрегаты превысили нормативный ресурс от 8 до 50%; на ДЭС Угольное 5 из 7 агрегатов выработало ресурс, а на оставшихся ресурс выработан на 75 и 96%;

– в Жиганском РЭС на ДЭС Жиганск у 4 из 8 дизельных агрегатов моторесурс выработан на 38-67%, на остальных превышает нормативный в 2,2-2,8 раза;

- в Верхоянских ЭС на ДЭС Верхоянск и Батагай практически все дизельные агрегаты выработали ресурс, при этом на ДЭС Батагай у 5 из 12 агрегатов ресурс превышен в 1,9-2,5 раза;

- в Нижнеколымском РЭС на ДЭС Андрюшкино и Колымское 4 из 5 агрегатов превышен нормативный ресурс;

- в Среднеколымском РЭС на ДЭС Сватай 3 из 4 агрегатов полностью выработало ресурс, а на четвертом агрегате он составил более 60%;

- в Чокурдахском РЭС на ДЭС Нычалах на 4 из 6 агрегатах ресурс превышает нормативный от 1,5 до 2,3 раза, при этом на оставшихся агрегатах он выработан на 63 и 80%;

- в Янских ЭС: полностью выработан ресурс на ДЭС Нижнеянск и на 9 из 10 агрегатах на ДЭС Усть-Куйга и только на 2 из 5 в Нижнеянске и на 2 из 9 в Усть-Куйге проведен капитальный ремонт.

Большой наработанный ресурс всех агрегатов на ДЭС Чокурдах (Чокурдахский РЭС), но на 6 из 10 в период с 2014 по 2017 г произведен капитальный ремонт, на 8 из 9 дизельных агрегатах ДЭС Белая Гора (Белогорский РЭС) с 2008 по 2016 г также проведен капитальный ремонт.

На ДЭС Тикси (Булунские ЭС), Среднеколымск и Ойусардах (Среднеколымский РЭС), Казачье, Сайылык, Усть-Янск (Янские ЭС) частично проведен капитальный ремонт агрегатов, выработавших ресурс.

Кроме того, агрегаты, отработавшие ресурс, не прошедшие капитальный ремонт имеются на ДЭС Тикси-3, Таймылыр (Булунские ЭС), Бетенкес, Столбы, Токума (Верхоянские ЭС), Нелемное (Зырянский РЭС), Сасыр, Кулун-Ельбют (Момский РЭС), Черский-1 (Нижнеколымский РЭС), Оленек (Оленекский (РЭС), Березовка, Эбях (Среднеколымский РЭС), Чкалов (Чокурдахский РЭС), Депутатский (Янские ЭС).

Техническое состояние электрических сетей

Из общей протяженности линий электропередачи в Арктической зоне, состоящих на обслуживании АО «Сахаэнерго» (1313,7 км), 117,6 км или 9% находятся в неудовлетворительном состоянии. Из них 79,9 км (68%) приходится на линии напряжением 0,4 кВ; 34,4 км (29,2%) – 6 кВ; 3,3 км (2,8%) – 10 кВ. Большая часть таких линий введена в эксплуатацию в 1960–1980 г.

Состояние линий по подразделениям АО «Сахаэнерго» существенно различается (рисунок 3.4.5).

Рисунок 3.4.5 – Процентное отношение линий электропередачи, находящихся в неудовлетворительном состоянии, по подразделениям АО «Сахаэнерго»

Наибольшая протяженность таких линий (около 30%) в Зырянском, Эвено-Бытантайском РЭС и более 15% - в Янских ЭС.

В таблице 3.4.14 представлены протяженность линий электропередачи, находящихся в неудовлетворительном состоянии, и процентное соотношение по классам напряжения по подразделениям АО «Сахаэнерго».

Таблица 3.4.14. Протяженность и износ линий электропередачи, находящихся на обслуживании АО «Сахаэнерго» Арктической зоны (состояние 2018)

Подразделение

АО «Сахаэнерго»

Напряжение, кВ

ВЛ в неудовлетворительном состоянии:

протяженность,

км

% от общей протяженности

Анабарский РЭС

10

0,7

7,7

Верхоянские ЭС

0,4

19,2

11,2

Зырянский РЭС

6

32

47,7

0,4

2,8

6,3

Момский РЭС

6

2,4

14,4

0,4

2,3

2,6

Оленекский РЭС

10

2,6

23,4

Чокурдахский РЭС

0,4

1,4

8,1

Эвено-Бытантайский РЭС

0,4

12,7

36,7

Янские ЭС

0,4

41,5

47,4

Источник: данные АО «Сахаэнерго» за 2018 (Приложение2.3)

Наиболее остро стоит проблема изношенности линий электропередачи в следующих населенных пунктах, где протяженность ВЛ, находящихся в неудовлетворительном состоянии, составляет:

а) полностью 100% линий: с. Нелемное (0,4 кВ) - Зырянский РЭС; с. Юкагир - (0,4 кВ) - Янские ЭС;

б) 100% одного класса напряжения с. Угольное (6 кВ) - Зырянский РЭС;

в) более 90%: п. Нижнеянск 96% (0,4 кВ) и 90% (6 кВ) - Янские ЭС;

г) более 50%: с. Казачье 66% (0,4 кВ); с. Тумат 76% (0,4 кВ) - Янские ЭС;

д) около 50%: с. Саккырыр 45% (0,4 кВ) - Эвено-Бытантайскй РЭС.

Следует отметить, что в подразделениях АО «Сахаэнерго», где относительно небольшой средний износ, в отдельных населенных пунктах имеются линии электропередачи в неудовлетворительном состоянии: в с. Саскылах (Анабарский РЭС), в п. Батагай (Верхоянские ЭС) ВЛ 0,4 кВ составляют 41,2% от общей протяженности в поселке, в с. Мома (Момский РЭС), в с. Оленек (Оленекском РЭС), где такие линии 10 кВ составляют 23%, в с. Чкалов (28% линий 0,4 кВ) и Чокурдах (Чокурдахский РЭС), с. Кустур (Эвено-Бытантайский РЭС), п. Депутутский и Сайылык (Янские ЭС).

Трансформаторные подстанции

Количество и мощность трансформаторных подстанций приведены по последним данным на 2018 г. Поскольку в этой информации по трансформаторным подстанциям в большинстве подразделений отсутствуют данные об их техническом состоянии, обзор «узких мест» по ТП сделан по данным производственно-технического отчета ОА «Сахаэнерго» 2017 г. (приложение 2.3).

По состоянию на 2018 г. на обслуживании АО «Сахаэнерго» на территории Арктической зоны находятся 633 трансформаторных подстанций суммарной установленной мощностью 229,6 тыс. кВА (таблица 3.4.15).

Таблица 3.4.15. Характеристика трансформаторных подстанций, находящихся на обслуживании АО «Сахаэнерго» в Арктической зоне (состояние на 2018 г.)

Подразделение

АО «Сахаэнерго»

Количество трансформаторных подстанций, шт.

Количество трансформаторов, шт.

Мощность,

кВА

Анабарский РЭС

21

26

14650

Белогорский РЭС

34

38

13443

Булунские ЭС

57

78

29699

ВерхоянскиеЭС

90

98

27508

Жиганский РЭС

35

39

11030       

Зырянский РЭС

47

52

17860

Момский РЭС

37

38

10373

Нижнеколымский РЭС

44

47

15129

Оленекский РЭС

29

29

10821

Среднеколымский РЭС

62

62

13109

Чокурдахский РЭС

35

38

8985

Эвено-Бытантайский РЭС

13

15

4063

Янские ЭС

129

130

52922

Итого по Арктической зоне

633

690

229592

Источник: данные АО «Сахаэнерго» за 2018 (Приложение 2.3)

Во всех подразделениях АО «Сахаэнерго», кроме Анабарского РЭС, имеются трансформаторы, выработавшие нормативный ресурс. На рисунке 3.4.6 представлено процентное отношение мощности трансформаторов, выработавших ресурс, к суммарной мощности по подразделениям АО «Сахаэнерго».

Рисунок 3.4.6. Процентное отношение мощности трансформаторных подстанций, отработавших нормативный ресурс эксплуатации,

по подразделениям АО «Сахаэнерго»

В семи подразделениях АО «Сахаэнерго» более половины установленной мощности трансформаторов превысило нормативный ресурс. В Жиганском и Оленекском РЭС, Верхоянских и Янских ЭС этот показатель составляет 30-40%.

Наихудшее состояние трансформаторных подстанций отмечается в с. Угольное (Зырянский РЭС), с. Чкалове (Чокурдахский РЭС), пп. Усть-Куйге и Нижнеянске (Янские ЭС), где наработанный ресурс превысил нормативный во всех установленных трансформаторах.

Более 80% трансформаторов имеют выработанный ресурс в п. Белой Горе (Белогорский РЭС), п. Зырянке (Зырянский РЭС), п. Черском и с. Колымском (Нижнеколымский РЭС), Среднеколымске (Среднеколымский РЭС), с. Казачьем (Янские ЭС).

От 50 до 80% трансформаторов с превышением нормативного ресурса функционируют в пп. Тикси, Тикси-3 (Булунские ЭС), с. Сайдах (Верхоянские ЭС), сс. Сасыре, Моме (Момский РЭС), с. Аргахтахе (Среднеколымский РЭС), п. Чокурдахе (Чокурдахский РЭС). Следует отметить, что в п. Депутатском (Янские ЭС) по количеству трансформаторов 81% выработали нормативный ресурс, хотя по мощности их доля составляет 30%.

Важной проблемой являются потери в сетях, приводящие к необходимости увеличения выработки энергии и, соответственно, перерасходу топлива.

Потери электроэнергии в линиях электропередачи в среднем по РЭС составляют 13–15% (таблица 3.4.16). Значительно превышают нормативные значения потери в Нижнеколымском РЭС (19,3%), хотя в динамике 2015-2018 гг. наблюдается существенное снижение на 22%. В большинстве подразделений произошло увеличение потерь относительно 2017 на 0,6–4,4%. Наибольшее увеличение потерь произошло в Зырянском и Оленекском РЭС.

Таблица 3.4.16. Потери электроэнергии

Подразделение

АО «Сахаэнерго»

Потери в электрических сетях, %

2015

2016

2017

2018

Анабарский РЭС

14,0

13,7

14,6

16,0

Белогорский РЭС

14,3

14,0

12,4 

14,0

Булунские ЭС

15,1

15,5

15,2

15,8

Верхоянские ЭС

13,4

13,9

13,2

13,8

Жиганский РЭС

12,7

13,3

12,6

13,7

Зырянский РЭС

15,0

15,3

15,5

19,9

Момский РЭС

13,3

13,3

13,2

13,4

Нижнеколымский РЭС

24,8

23,9

23,5

19,3

Оленекский РЭС

13,1

12,7

13,7

17,9

Среднеколымский РЭС

12,6

11,8

14,3

15,5

Чокурдахский РЭС

13,1

13,1

12,3

13,8

Эвено-Бытантайский РЭС

12,8

12,9

12,8

13,7

Янские ЭС

16,5

15,1

17,0

14,5

Источник: производственные показатели АО «Сахаэнерго» за 2015-2018 г (Приложение 2.3)

Топливоснабжение

Основными проблемами топливоснабжения северных и арктических районов республики являются климатические особенности региона и сложная транспортная доступность из-за отдаленности населенных пунктов.

В последние годы в связи с изменениями транспортной инфраструктуры на верховьях реки Лены из-за критически низких уровней воды, обеспечивающей бесперебойное судоходство в период навигации с порта Осетрово Усть-Кут, АО «Сахаэнерго» частично изменил базовую схему поставки топливных ресурсов через Северный морской путь (СМП) с портов Архангельск, Мурманск.

На предполагаемые изменения схемы поставки топливных ресурсов следует отметить постепенноэтапный и окончательный переход схемы поставки грузов с порта Осетрово Усть-Кут на станцию Нижний Бестях и СМП.

Систематически нестабильная гидрологическая обстановка, связанная с изменениями уровня воды на устьях реки Яна, приводит к возникновению затруднительного положения по доставке грузов до опорных пунктов в период навигации, которая обусловлена нехваткой объемов работ по дноуглублению на труднопроходимых участках реки.

В связи с дефицитом специальной дорожной техники на местах регулярно происходят проблемы по содержанию автодорог, обеспечивающих прохождение большегрузной техники, в связи с чем возникают сложные ситуации по доставке грузов в период автозимника. Свозможными неблагоприятными погодными условиями на местах могут значительно сократиться сроки автозимников, что может повлиять на доставку грузов в полном объеме.

Ежегодно поставщик топливных ресурсов определяется по итогам торгов.

Рост стоимости поставки грузов происходит за счет повышения фактической стоимости ресурса заводом-изготовителем в пунктах отпуска, а также за счет роста различных услуг по транспортировке грузов до пунктов назначения в соответствии с рыночной конъюнктурой.

3.4.4              Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Арктической зоны республики

В перспективный период до 2023 г., согласно данным АО «Сахаэнерго», в арктических улусах намечается ввод 11 и реконструкция 1 автоматизированных дизельных электростанций сустановленной мощностью 10,1 МВт (таблица 3.4.17) и вывод из эксплуатации 11 дизельных электростанцийс установленной мощностью 8,7 МВт (таблица 3.4.18). Максимальный ввод планируется в 2020 г. – 6,1 МВт, вывод в 2020 г. – 5,8 МВт.

Таблица 3.4.17. Вводы мощности электростанций на органическом топливе АО «Сахаэнерго» в арктической зоне, кВт

Наименование объекта

Улус

Год

2019

2020

2021

2022

2023

АДЭС в с. Нычалах

Аллаиховский

168

-

-

-

-

АДЭС в с. Андрюшкино

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

-

-

-

ВДК в п. Тикси

Булунский

-

-

3000

-

-

АДЭС в с. Сайды (Кулун-Елбют)

Момский

-

-

-

168

-

АДЭС в с. Эйик

Оленекский

-

-

-

300

-

АДЭС в с. Чкалово

Аллаиховский

-

-

-

168

-

АДЭС в с. Хайысардах

Верхоянский

-

-

-

-

168

АДЭС в с. Оттох-Аттах (Деску)

Абыйский

-

-

-

-

72

Итого в арктической зоне

168

6084

3000

636

240

Всего за период

10128

Источник: данные АО «Сахаэнерго» (Приложение 2.3)

Таблица 3.4.18. Выводы мощности электростанций на органическом топливе АО «Сахаэнерго» в арктической зоне, кВт

Наименование объекта

Улус

Год

2019

2020

2021

2022

2023

АДЭС в с. Нычалах

Аллаиховский

326

-

-

-

-

АДЭС в с. Андрюшкино

Нижнеколымский

1000

-

-

-

-

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

-

76

-

-

-

АДЭС в с. Токума

Верхоянский

-

120

-

-

-

АДЭС в с. Чкалово

Аллаиховский

-

-

450

-

-

АДЭС в с. Сайды (Кулун-Елбют)

Момский

-

-

-

350

-

АДЭС в с. Эйик

Оленекский

-

-

-

440

-

АДЭС в с. Хайысардах

Верхоянский

-

-

-

-

260

АДЭС в с. Оттох-Аттах (Деску)

Абыйский

-

-

-

-

136

Итого в арктической зоне

1326

5785

450

790

396

Всего за период

8747

Источник: данные АО «Сахаэнерго» (Приложение 2.3)

Согласно данным ООО «Якутская генерирующая компания» в перспективный период до 2023 г. в арктических улусах планируется ввод 11 дизельных электростанций с установленной мощностью 6,4 МВт (таблица 3.4.19) и вывод из эксплуатации 10 дизельных электростанций с установленной мощностью 3,6 МВт (таблица 3.4.20).

Таблица 3.4.19. Вводы мощности электростанций на органическом топливе ООО «Якутская генерирующая компания» в Арктической зоне, кВт

Улус

2019

2020

2021

2022

2023

Итого за период

Анабарский

1420

1960

-

-

-

3380

Булунский

60

-

-

-

-

60

Оленекский

980

60

-

-

-

1040

Усть-Янский

1900

-

-

-

-

1900

ИТОГО

4360

2020

-

-

-

6380

Источник: отчетные данные ООО «Якутская генерирующая компания» (Приложение 2.15)

Таблица 3.4.20. Выводы мощности электростанций на органическом топливе ООО «Якутская генерирующая компания» в Арктической зоне, кВт

Улус

2019

2020

2021

2022

2023

Итого за период

Анабарский

1000

1750

-

-

-

2750

Булунский

60

-

-

-

-

60

Оленекский

700

60

-

-

-

760

ИТОГО

1760

1810

-

-

-

3570

Источник: отчетные данные ООО «Якутская генерирующая компания» (Приложение 2.15)

В Верхнеколымском улусе начато строительство Зырянской мини-ТЭЦ с электрической мощностью 12 МВт, тепловой – 63 Гкал/ч для энергоснабжения близрасположенных населенных пунктов. В качестве топлива предполагается использовать угли Зырянского месторождения. 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.

Строительство электрических станций на возобновляемых источниках энергии в Арктической зоне республики за период 2019 - 2023 гг. не предполагается, в 2019 г. планируется ввод в эксплуатацию построенной в конце 2018 г. ВЭС в п. Тиксис суммарной мощностью 900 кВт.

Суммарный ввод генерирующих мощностей в арктических улусах за период 2019 - 2023 гг. оценивается в 16,5 МВт. Размещение по территории вводимых энергоисточников представлено на рисунке 3.4.3.

Предварительные предложения в виде перечня по вводам электросетевых объектов снапряжением 6 кВ и выше в Арктической зоне республики

В соответствие с Инвестиционной программой АО «Сахаэнерго» до 2023 г. намечено строительство следующих электросетевых объектов:

- начало строительстваВЛ-6кВ Депутатск-Уянди Усть-Янского улуса - 47,8 км, (с КТПН 250 кВА);

- ВЛЗ 35 кВ в Тикси – Тикси-3 Булунского улуса – 9,33 км (с установкой трансформаторной подстанции – 2 ед. (3,2 МВ×А)).

Планируется реконструкция:

- воздушного перехода ВЛ 6 кВ протяженностью 2 км через р. Яна п. Нижнеянский Усть-Янского улуса до 2021 г.;

- воздушного перехода ВЛ 10 кВ протяженностью 6 км через р. Индигирка
ф. «Хонуу- Буор-Сысы» Момского улуса до 2019 г.;

- воздушного перехода ВЛ 10 кВ протяженностью 900 м через р. Мома
ф. «Хонуу- Соболоох» Момского улуса до 2020 г.;

Кроме того, необходима поэтапная замена трансформаторных агрегатов с суммарной мощностью порядка 102 тыс. кВА и линий электропередачи протяженностью более 350 км (65 км напряжением 10 кВ и 290 км напряжением 6 кВ), полностью выработавших свой ресурс.

3.5.              Мероприятия для обеспечения централизованного электроснабжения потребителей Оймяконского района Республики Саха (Якутия)

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 – Хабаровским краем, с западной стороны граничит с Томпонским улусом и с северной стороны- 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 г. в состав района входят 7 муниципальных образований (два городских и пять сельских поселений). Расстояние от районного центрап. 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. Сельские населённые 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».

Обзорная карта Оймяконского района приведена на рисунке 3.5.1.

Рисунок 3.5.1. Обзорная карта Оймяконского района

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 3.5.1.

Таблица 3.5.1 – Уровни нагрузок перспективных потребителей Оймяконского района

Наименование потребителей

2018

2019

2020

2021

2022

2023

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 06 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 посёлков Оймяконского улуса осуществляется от ДЭС. Данные по установленной мощности ДЭС в поселках приведены в таблице 3.5.2.

Таблица 3.5.2. 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 3.5.2 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 (объем мероприятий необходимо уточнить в рамках процедуры технологического присоединения к электрическим сетям):

- строительство РП 110 кВ Артык с 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 3.5.2.

Рисунок 3.5.2. Карта-схема рекомендованного варианта электроснабжения перспективных потребителей Оймяконского района Республики Саха (Якутия)

Расчет электрического режима для зимнего максимума нагрузки приведен на рисунке 3.5.3.

Рисунок 3.5.3. Расчет электрического режима для рекомендованного варианта электроснабжения перспективных потребителей Оймяконского района

Республики Саха (Якутия)

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 3.5.3.

Таблица 3.5.3. Капитальные затраты на реализацию рекомендованного варианта электроснабжения перспективных потребителей Оймяконского района Республики Саха (Якутия)

Наименование

Общая стоимость без НДС,

млн рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены
(2019)

Строительство РП 110 кВ Артык

98,18

130,67

Строительство ВЛ 110 кВ РП Артык – Дражное

1412,39

1802,51

ПС 110 кВ Дражное

371,17

494,03

ПС 35 Оймякон

79,38

105,65

ВЛ 35 кВ Дражное – Оймякон

1084,53

1658,73

ПС 35 кВ Куйдусун

79,38

105,65

ВЛ 35 кВ Оймякон – Куйдусун

433,81

663,49

ПС 35 кВ Орто-Балаган

79,38

105,65

ВЛ 35 кВ Оймякон – Орто-Балаган

879,67

1345,42

ПС 35 Ючюгей

79,38

105,65

ВЛ 35 кВ Оймякон – Ючюгей

554,31

847,80

Итого

5151,57

7365,25

3.6.              Рекомендации по выполнению дополнительных исследований, проектных работ в части перспективного развития электроэнергетики республики

В настоящем разделе рассмотрены проблемные вопросы развития электрическихсетей 110 кВ и выше, балансовой ситуации по электрической мощности и энергии. Мероприятия, предложенные в данном разделе, не являются предложениями для включения в инвестиционные программы субъектов электроэнергетики. Для решения проблемных вопросов необходимо выполнение дополнительных, детальных обосновывающих работcразработкой различных вариантов и оценкой экономической эффективности.

Присоединение Талаканской ГТЭС к электрическим сетям 220 кВ
ЕНЭС России

В настоящее время Талаканская ГТЭС используется для покрытия собственных нужд Талаканского НГКМ и электроснабжения прочих потребителей (НПС-10 и т.д.). Фактически максимум нагрузок составляет 86 МВт, избыток 58 МВт. Неиспользуемый избыток мощности Талаканской ГТЭС в 2023 составит 13,9 МВт.

Баланс мощности Талаканской ГТЭС на 2018 - 2023 гг. приведен в таблице 3.6.1.

Таблица 3.6.1. Балансы мощности Талаканского НГКМ, МВт

Республика Саха (Якутия)

Год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Талаканская ГТЭС*

144,0

144,0

144,0

144,0

144,0

144,0

Потребность (собственный максимум),
в т.ч.

86,0

91,0

116,8

120,9

125,1

130,1

Талаканское НГКМ (собственные нужды)

64,0

64,5

78,4

82,5

86,7

91,7

Сторонние потребители, в т.ч.

22,1

26,5

38,4

38,4

38,4

38,4

ООО «Транснефть-Восток»

19,4

24,1

36,0

36,0

36,0

36,0

ПАО «МТС»

0,007

0,006

0,006

0,006

0,006

0,006

ЗАО НК «Дулисьма»

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ОАО «Аэропорт Сургут»

0,565

0,558

0,558

0,558

0,558

0,558

АО «Верхнечонскнефтегаз»

2,1

1,851

1,851

1,851

1,851

1,851

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)

58,0

53,0

27,2

23,1

18,9

13,9

* - без учета прочих генерирующих мощностей Талаканского НГКМ

Для подключения Талаканской ГТЭС необходимо строительство ПС 220/110 кВ ПС 220 кВ Талаканская в районе Талаканской ГТЭС с подключением по схеме «заход-выход» к ВЛ 220 кВ Пеледуй – НПС-9 № 1 (2) протяженностью 1-2 км. Присоединение Талаканской ГТЭС к ПС 220 кВ Талаканская предусмотреть по двум ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС – Талаканская. Резервные ячейки на РУ 110 кВ Талаканской ГТЭС имеются.

Предполагаемая схема подключения Талаканской ГТЭС к сетям ЕНЭС РФ приведена на рисунке 3.6.1.

Рисунок 3.6.1. Схема подключения Талаканской ГТЭС

Для обоснования целесообразности и эффективности присоединения Талаканской ГТЭС к электрическим сетям необходима разработка технико-экономического обоснования строительства ПС 220 кВ Талаканская и проработка схемы выдачи мощности Талаканской ГТЭС с оценкой режимно-балансовой ситуации и тарифных последствий.

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 Хандыга и ПС 110 кВ Джебарики-Хая осуществляется по одноцепной ВЛ 110 кВ протяженностью около 600 км, при нормативе не более 150 км при двухстороннем электроснабжении ПС. К указанной ВЛ подключено 9 ПС 110 кВ. Энергоснабжение указанного энергоузла является ненадежным. Электроснабжение 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 30.06.2003 №281.
В 2022 году к ПС 110 кВ Хандыга планируется подключение ВЛ 110 кВ Хандыга – Нежданинская с ПС 110 кВ Нежданинская, необходимые для электроснабжения одного из крупнейших месторождений золота.

Для обеспечения надежного электроснабжения существующих потребителей энергоузла необходимо развитие электрических сетей рассматриваемого района. В утвержденной приказом Минэнерго России от 09.09.2015 № 627 СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 гг. 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. В настоящее время строительство ВЛ 220 кВ Майя – Хандыга с ПС 220 кВ Хандыга исключено из утвержденной Схемы и программы развития ЕЭС России на 2018 - 2024 годы и не предусмотрено в проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2019 - 2025 гг. (находится на утверждении в Министерстве энергетики РФ).

От Магаданской энергосистемы для электроснабжения Тарынского рудного поля и населенных пунктов юга Оймяконского района Республики Саха (Якутия) предусмотрено развитие электрических сетей 35-110 кВ. После завершения строительства указанных объектов расстояние между электрическими сетями Республики Саха (Якутия) и Магаданской энергосистемой составит ориентировочно 270 км. Карта-схема электрических сетей рассматриваемого района приведена на рисунке 3.6.2.

Рисунок 3.6.2 – Карта-схема электрических сетей рассматриваемого района

Учитывая развитие электрических сетей в указанных районах, актуальным является выполнение предпроектной работы по схеме развития электрических сетей 110-220 кВ с рассмотрением целесообразности объединения Якутской энергосистемы с Магаданской энергосистемой, имеющей в составе Каскад Колымских ГЭС со значительными холостыми сбросами в связи с отсутствием потребителей электрической энергии.

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 09.09.2015 № 627 СиПР ЕЭС России на 2015-2021 гг. 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. В настоящее время строительство ВЛ 220 кВ Сунтар – Нюрба с ПС 220 кВ Сунтар – Нюрба отсутсвует в утвержденной Схеме и программе развития ЕЭС России на 2018 - 2024 гг. и не предусмотрено в Проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2019 - 2025 гг. (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 по данному маршруту с перспективой на 10-15 лет. В предлагаемой работе следует рассмотреть целесообразность сооружения малой электростанции на газе в районе Вилюйска. Данная электростанция является актуальной в связи с возникающим дефицитом электроэнергии в ЗЭР с 2019 года.

3.7.              Варианты повышения надежности электроснабжения потребителей

В настоящем разделе приведен планПравительства Республики Саха (Якутия) по комплексному развитию электрических сетей 110 кВ и выше с учетом повышения надежности существующих потребителей и необходимости дальнейшего социально-экономического развития районов Республики Саха (Якутия).

Предложенные схемы внешнего электроснабжения потребителей являются предварительными и должны быть уточнены в рамках процедуры технологического присоединения к электрическим сетям с учетом величины максимальной мощности энергопринимающих устройств, динамики изменения потребления мощности и анализа перспективной режимно-балансовой ситуации энергорайона, в котором планируется осуществить технологическое присоединение.

3.7.1. Электроснабжение 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 3.7.1. Существующая принципиальная схема электрических сетей 110 кВ и выше Нюрбинского и Верхневилюйского районов приведена на рисунке 3.7.1.

Рисунок 3.7.1. Принципиальная схема электрических сетей Нюрбинского и Верхневилюйского районов

Таблица 3.7.1. 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 3.7.2.

Таблица 3.7.2. 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

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Сунтар – Нюрба – Вилюйск с проводом АС-95 составляет 288 А.

Для обеспечения надежного электроснабжения указанного энергоузла в утвержденной приказом Минэнерго России от 09 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. В настоящее время строительство ВЛ 220 кВ Сунтар – Нюрба с ПС 220 кВ Сунтар – Нюрба не предусмотрено в Схеме и программе развития ЕЭС России на 2019 - 2025 гг. При этом проектирование ВЛ 220 кВ Сунтар – Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба выполнено ООО «Премьер-Энерго» в 2012 году, имеется положительное заключение государственной экспертизы. Согласно СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы на ПС 220 кВ Сунтар предусмотрена установка источников реактивной мощности (ИРМ) на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 7 Мвар и увеличение трансформаторной мощности ПС 220 кВ Сунтар (установка на ПС 220 кВ Сунтар 3АТ мощностью не менее 63 МВА). Наличие вышеуказанных мероприятий требуется уже в текущей схеме.

При этом, в СиПР ЕЭС России не учитывается необходимость повышения надежности электроснабжения существующих потребителей Нюрбинского района, электроснабжение которых осуществляется по одной ВЛ 110 кВ.

На основании вышеуказанного и учитывая необходимость комплексного развития электрических сетей на долгосрочную перспективу требуется строительство ВЛ 220 кВ Сунтар-Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба.

Принципиальная схема электрических сетей 110 кВ и выше Нюрбинского и Верхневилюйского районов приведена на рисунке 3.7.2.

Рисунок 3.7.2.Принципиальная схема электрических сетей Нюрбинского и Верхневилюйского районов

Капитальные затраты приведены в таблице 3.7.3.

Таблица 3.7.3. Капитальные затраты

Наименование

Общая стоимость без НДС, млн. рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены
(2019)

Реконструкция ПС 220 кВ Сунтар

61,98

82,49

Строительство ВЛ 220 кВ Сунтар – Нюрба

3454,37

4597,77

Строительство ПС 220 кВ Нюрба

693,81

898,05

Итого без НДС

5578,32

Капитальные затраты на реализацию составляют 5578,32 млн рублей.

Сооружение ВЛ 220 кВ Сунтар – Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба позволит повысить надежность электроснабжения существующих потребителей, снизить потери мощности, обеспечить дальнейшее развитие рассматриваемых районов и вывести из эксплуатации аварийные ДЭС с соответствующей ежегодной экономией топлива.

3.7.2.              Электроснабжение 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 г. 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 3.7.3.

Рисунок 3.7.3. Принципиальная схема электрических сетей Амгинского района

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района приведена на рисунке 3.7.4.

Рисунок 3.7.4. Карта-схема электрических сетей Амгинского района

При отключении (ремонте) одного трансформатора на ПС 110 кВ Сулгачи загрузка оставшегося составляет 60 А, что превышает номинальный ток установленных трансформаторов (31,6 А) на 28,4 А (189 %). Возможность переключения части нагрузки по сети низкого напряжения и резервирование ПС отсутствуют. Согласно правилам технической эксплуатации (ПТЭ) перегрузка масляных трансформаторов по току на 90 % допускается не более 10 минут. При отключении (ремонте) трансформатора мощностью 4000 кВА на ПС 35 кВ Амга загрузка оставшегося трансформатора мощностью 2500 кВА в работе составляет 69 А, что превышает номинальный ток установленных трансформаторов (41 А) на 28 А (168 %). Возможность переключения части нагрузки по сети низкого напряжения и резервирование ПС отсутствуют. Согласно правилам технической эксплуатации (ПТЭ) перегрузка масляных трансформаторов по току на 75 % допускается не более 25 минут.

Для надежного электроснабжения Амгинского района целесообразно выполнение следующих мероприятий:

Строительство ВЛ 110 кВ Сулгачи – Амга протяженностью 92 км.

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.

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.

Установка ИРМ 35 кВ на ПС 110 кВ Амга.

Замена трансформаторов 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Сулгачи на трансформаторы мощностью 2х16 МВА.

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 приведена на рисунке 3.7.5, карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Амгинского района – на рисунке 3.7.5.

Рисунок 3.7.5. Принципиальная схема электрических сетей Амгинского района

Рисунок 3.7.6. Карта-схема электрических сетей Амгинского района

Капитальные затраты приведены в таблице 3.7.4.

Таблица 3.7.4. Капитальные затраты

Наименование

Общая стоимость без НДС, млн. рублей

Базовые цены (01.01.2015)

Текущие цены
(2019)

Одноцепная ВЛ 110 кВ Сулгачи – Амга

1287,72

1712,96

Реконструкция ПС 35 кВ Амга с переводом на напряжение 110 кВ

303,41

403,83

Замена трансформаторов на ПС 110 кВ Сулгачи

225,73

300,44

Расширение РУ 110 кВ ПС 110 кВ Сулгачи

174,45

232,20

Итого без НДС

2650,43

Капитальные затраты на реализацию составляют 2650,43 млн рублей.

3.7.3              Развитие электрических сетей 110 кВ для электроснабжения Намского района

В настоящее 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 с 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 3.7.7. Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Намского района приведена на рисунке 3.7.7.

Рисунок 3.7.7. Принципиальная схема электрических сетей Намского района

Рисунок 3.7.8. Карта-схема электрических сетей Намского района

Для повышения надежности электроснабжения Намского района предусмотрено выполнение следующих мероприятий:

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.

Строительство ВЛ 110 кВ Радиоцентр – Намцы протяженностью 60 км.

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.

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.

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 3.7.9.

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Намского района для варианта 2 приведена на рисунке 3.7.10.

Рисунок 3.7.9. Принципиальная схема электрических сетей Намского района

Рисунок 3.7.10. Карта-схема электрических сетей Намского района (вариант 2)

Капитальные затраты на реализацию варианта 2 приведены в таблице 4.7.5.

Таблица 4.7.5. 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)

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

3.8              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, позволяющих эффективно применять их на объектах локальной энергетики. В этой связи применение возобновляемых источников энергии является крайне актуальным.

В ноябре 2018 г. была построена ВЭС в п. Тикси Булунского улуса с мощностью 900 кВт (3 установки по 300 кВт). В 2019 г. планируется ее ввод в строй. В 2020 г. планируется ввод ДЭС мощностью 3 МВт и системы аккумулирования электроэнергии для совместной работы с ВЭС в составе единого ветродизельного комплекса с автоматизированной системой управления производством и распределением энергии.

В 2018 г. в республике функционировало 22 возобновляемых энергоисточника суммарной мощностью 1657 кВт, из них: 21 солнечных электростанций (СЭС) суммарной мощностью 1617 кВт и 1 ветроэлектростанция (ВЭС) мощностью 40 кВт (таблица 3.8.1).

Структура суммарной мощности по типам возобновляемых энергоисточников на начало 2019 г.  приведена на рисунке 3.8.1.

Таблица 3.8.1. Существующие возобновляемые энергоисточники (состояние 2018)

Тип ВИЭ, улус

Населенный пункт

Установленная мощность, кВт

Год ввода

Солнечные электростанции, всего,

в том числе:

1621

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

Токко

2

2018

Оленекский

Эйик

40

2014

Хангаласский

Тойон-Ары

25

2014

Верхневилюйский

Юрэн

3

2016

Эвено-Бытантайский

Джаргалах

15

2014

Ветроэлектростанции, всего

40

Булунский

Быков Мыс 

40

2015

ИТОГО

1661

Источник: данные АО «Сахаэнерго» (Приложение 2.3)

Рисунок 3.8.1. Структура суммарной мощности возобновляемых источников энергии (на начало 2019 г.)

Выработка электроэнергии возобновляемыми источниками в 2018 г. составила 1343 тыс. кВт·ч. За рассматриваемый период выработка электроэнергии увеличилась в 10 раз за счет интенсивного ввода солнечных электростанций в 2015 суммарной мощностью 1,1 МВт (таблица 3.8.2).

Таблица 3.8.2. Динамика выработки электроэнергии возобновляемыми источниками энергии

Показатель

Год

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Выработка электроэнергии, тыс. кВт·ч

140,4

134,4*

183,1*

950,8

1066,4

1343,1

Примечание – *выработка электроэнергии СЭС в с. Тойон-Ары и с. Юрэн учтена с 2016 после передачи их на баланс АО «Сахаэнерго».

Источник: производственные показатели АО «Сахаэнерго» за 2013-2018 гг.(Приложение 2.3)

Согласно инвестиционной программе АО «Сахаэнерго» в рассматриваемый период ввод новых энергетических объектов на ВИЭ не предусмотрен, включая мини-ГЭС. В будущем, возможно, расширение ВЭС в п. Тикси и строительство новой ВЭС в п. Черский.

Все энергетические объекты на ВИЭ размещены в улусах, электроснабжение которых осуществляют подразделения АО «Сахаэнерго» (рисунок 3.8.1).

В 2019 г. и далее выработка электроэнергии ВИЭ оценивается порядка 3,6 млн кВт·ч, из них 2,25 млн кВт·ч ВЭС и 1,35 млн кВт·ч СЭС. Значительное увеличение выработки электроэнергии в рассматриваемый период связано с вводом ВЭС
в п. Тикси.

3.9              Потребность электростанций и котельных в топливе

Основными видами топлива на тепловых электростанциях является природный газ средневилюйского месторождения (ЦРЭС) и каменный уголь южно-якутского угольного бассейна (ЮЯРЭС). Текущее потребление природного газа на ТЭС оценивается на уровне 973 тыс.т.у.т., каменного угля – 1530 тыс.т.у.т. 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. 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 1,54 млн т.у.т (рис.3.9.1). В прогнозируемом периоде ожидается рост потребления природного газа, обусловленное ростом тепловых нагрузок и расширением зоны обслуживания тепловых сетей электростанций в Якутске. Объем потребления природного газа к 2023 г. по данным генерирующих компаний достигнет 1,2 млнт.у.т., при условиях максимальной загрузки генерирующих мощностей – более 1,7 млнт.у.т.(рис. 3.9.2).

Рисунок 3.9.1. Прогноз ожидаемого и максимального потребления каменного угля на электростанциях энергосистемы Республики Саха (Якутия)

Рисунок 3.9.2. Прогноз ожидаемого и максимального потребления природного газа на электростанциях энергосистемы Республики Саха (Якутия)

Среди автономных источников энергии крупными потребителями природного газа являются мощности ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «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), ООО «Якутская генерирующая компания».

Рисунок 3.9.3. Прогноз потребления топлива автономными тепловыми электростанциями крупных предприятий.

Суммарное потребление топливных ресурсов на автономных тепловых электростанциях республики к концу периода ожидается на уровне 1 млнт.у.т. Основной прирост обусловлен вводом двух ГТУ-ТЭЦ при разработке Чаяндинского НГКМ.

3.10              Анализ наличия схем теплоснабжения муниципальных образований Республики Саха (Якутия) с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных)

Согласно статье 2 Федерального закона «О теплоснабжении» схема теплоснабжения объекта содержит 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  № 190- ФЗ (в ред. от 01.05.2016) «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 Российской Федерации от 22.02.2012 № 154.

По состоянию на 27 февраля 2019 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. В городском округе «город Якутск» преобладает централизованное теплоснабжение от когенерационных источников электрической и тепловой энергии, а также от муниципальных, государственных и ведомственных котельных.

Схемой теплоснабжения городского округа «город Якутск» до 2032 г., утвержденной постановлением окружной администрации города Якутска от 03.03.2014 №34п и актуализированной версией на 2019 г., утвержденной постановлением Окружной администрации города Якутска от 13.04.2018 г. № 113п, учитывается:

– строительство ЯГРЭС-2, 2016 - 2017 гг.;

– строительство 2-ой очереди ЯГРЭС-2, 2019 - 2024 гг.;

– строительство пиковой водогрейной котельной на ЯГРЭС в 2018 г.;

– 2-ая очередь строительства ЯГРЭС Новая со сроком реализации 2019 - 2023 гг.;

– строительство тепловых сетей от ЯГРЭС-2 до котельных 2, 3, 4 кварталов;

– реконструкция котельной «Лермонтова 200» в период с 2017 по 2022 гг.;

– реконструкция котельной «Покровский тракт 4 км» с переключением потребителей котельных «ЯПАП», «ЯМРО СХТ», «Красильникова 9»,
2019 - 2022 гг.;

– реконструкция котельной «Чернышевского, 60» с переключением потребителей котельной «3 школа», 2016 - 2019 гг.;

– строительство блочно-модульной котельной «ДЭУ», 2019 - 2020 гг.;

– 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.;

– строительство отдельно стоящих блочно-модульных котельных с переключением отдаленных потребителей, подключенных к котельной «ЯМРО СХТ», 2023 - 2024 гг.;

– строительство квартальной котельной в квартале 68 с последующим переключением объектов квартала 68, имеющих индивидуальные источники теплоснабжения, 2024 - 2032 гг.;

– реконструкция котельной «Радиоцентр», 2024 - 2032 гг.

– строительство котельных, сетей тепловодоснабжения в квартале «Европейский», 2030 г.;

– строительство котельных, сетей тепловодоснабжения в квартале «Сатал», 2020 г.;

– строительство котельных, сетей тепловодоснабжения в квартале «Северный», 2030 г.;

– строительство котельных, сетей тепловодоснабжения в квартале «Тускул», 2030 г;

– строительство котельных, сетей тепловодоснабжения в квартале «Покровский тракт 14-17 км», 2027 г.

С учетом строительства Якутской ГРЭС Новая 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.

Проводится работа по актуализации схем теплоснабжения муниципальных образований, разработанных в 2014 - 2015 годах, в соответствие с данными генеральных планов, документов территориального развития поселений, инвестиционными программами предприятий сферы ЖКХ.

3.11.              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 15,2 млн Гкал в 2019 до 16,3 млн Гкал в 2023 г. Увеличение производства тепловой энергии в 2023 г. составит 6,8 % по сравнению с уровнем 2019 г. Уровень потерь тепловой энергии при этом незначительно вырастет с 21,0% в 2019 до 21,5% в 2023, 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 2023 г. по типам источников приведена в таблице 3.11.1.

Таблица 3.11.1. Прогноз производства тепловой энергии в республике, млн Гкал

Показатель

Год

2019

2020

2021

2022

2023

Производство тепловой энергии, всего, в том числе:

15,21

15,59

16,02

15,99

16,25

электростанции

4,28

4,46

4,73

4,93

5,03

котельные

10,50

10,72

10,87

10,64

10,80

электробойлерные

0,37

0,35

0,35

0,35

0,35

ТУУ и прочие

0,07

0,07

0,07

0,07

0,07

Источник: данные компаний – см. Приложение к разделу 3.10; оценки ИФТПС СО РАН.

За рассматриваемый период в структуре производства тепловой энергии в республике предполагаются некоторые изменения. Производство тепла электростанциями региона в период с 2019 до 2023 гг. увеличится на 17,5%, при этом доля тепловой энергии, производимой путем когенерации, будет держаться на уровне 0,07%. Динамика производства тепла котельными в перспективе различна: к середине периода наблюдается некоторое увеличение объемов производства, в дальнейшем после небольшого спада увеличение до уровня 2020 - 2021 гг.

При этом доля производства тепловой энергии котельными незначительно уменьшится с 69,0% в 2019 г. до 66,5% в 2023 г. При этом доли производства тепловой энергии электробойлерных, теплоутилизационных установками и прочих источников энергии в общей структуре производства составят 2,2% и 0,4% соответственно.

Структура производства тепловой энергии в республике на период до 2023 г. представлена на рисунке 3.11.1.

Для рассмотрения предложений по модернизации крупных систем теплоснабжения муниципальных образований республики в таблице 3.10.2 представлен более детальный прогноз на период до 2023 г. производства тепловой энергии электростанциями крупных генерирующих компаний.

Основным мероприятием по модернизации системы централизованного теплоснабжения Якутска является вывод мощностей на Якутской ГРЭС, ввод в эксплуатацию Якутской ГРЭС Новая и пиковой водогрейной котельной новой станциис суммарной установленной мощностью 469 Гкал/ч. Вывод мощностей Якутской ГРЭС начался в 2018 г., в итоге к концу рассматриваемого периода установленная тепловая мощность станции составит 311 Гкал/ч.

Ввод в эксплуатацию первой очереди Якутской ГРЭС Новая и пиковой водогрейной котельной на площадке Якутской ГРЭС 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 3.11.1. Структура производства тепловой энергии
в Республике Саха (Якутия) в период до 2023 г.

Таблица 3.11.2. Прогноз производства тепловой энергии на электростанциях крупных генерирующих компаний республики, тыс. Гкал

Показатель

Год

2019

2020

2021

2022

2023

Производство тепловой энергии электростанциями, всего

4734,3

4932,4

5028,7

5041,3

5051,9

в том числе:

ПАО "Якутскэнерго"

2583,0

2773,3

2855,8

2868,4

2879,0

ЯТЭЦ

850,0

869,0

874,9

880,8

885,8

ЯГРЭС

984,0

985,3

991,9

998,6

1004,2

ЯГРЭС Новая

749,0

919,0

989,0

989,0

989,0

АО "Сахаэнерго"

61,3

61,3

61,3

61,3

61,3

ОАО "ДГК"

2029,6

2037,5

2051,2

2051,2

2051,2

Нерюнгринская ГРЭС

1737,7

1745,5

1759,3

1759,3

1759,3

Чульманская ТЭЦ

291,9

291,9

291,9

291,9

291,9

ГТУ ТЭЦ Чаяндинское НГКМ

50,5

50,5

50,5

50,5

50,5

Источник: данные компаний, оценка ИФТПС СО РАН.

Вышеописанная модернизация систем теплоснабжения муниципальных образований республики влечет за собой изменения установленной тепловой мощности источников республики. В таблице 3.11.3 представлены вводы и выводы тепловой мощности на энергоисточниках республики в период до 2023 г.

Таблица 3.11.3. Ввод/вывод тепловой мощности на энергоисточниках республики

Показатель

Год

2019

2020

2021

2022

2023

Ввод/вывод тепловой мощности, всего, Гкал/ч

316,8

-50

Электростанции

ЯГРЭС

-87

-50

ГТУ-ТЭЦ Чаяндинское НГКМ

103,8

Котельные

ПВК Якутской ГРЭС-1

300

3.12.              Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований республики

Протяженность тепловых сетей в республике в 2017 г. составила 4063,2 км, в 2018 г. оценивается в 4059 км, причем 82,9% из них распределительные сети диаметром до 200 мм. Согласно статистическим данным (формы Росстата 1-ТЕП) износ тепловых сетей в 2017 г. не превысил 12%, в действительности фактический уровень износа выше.

Основная доля эксплуатируемых тепловых сетей принадлежит ГУП «ЖКХ РС(Я)» (свыше 40%) и АО «Теплоэнергосервис» (свыше 12%). При этом износ тепловых сетей по данным теплоснабжающих компаний составляет у ГУП «ЖКХ РС(Я)» - 17%, АО «Сахаэнерго» - 8%, АО «ДГК» - 1%, АО «ДСК» - 22%, АО «Теплоэнергия» - 28 %, ООО «ПТВС» - 22%, АК «АЛРОСА» (ПАО) - 8%.

Данные по протяженности тепловых сетей различной ведомственной принадлежности представлены в таблице 3.12.1.

Таблица 3.12.1. Протяженность тепловых сетей (по состоянию 2018 г.)

Предприятие, ведомство

Протяженность тепловых сетей, км

Всего

из них:

магистральные

внутриквартальные

ПАО «Якутскэнерго»

233,5

114,6

119,0

АО «Сахаэнерго»

24,5

3,3

21,2

ОАО «ДГК»

276,2

109,0

167,2

ГУП «ЖКХ РС (Я)»

1792,3

153,9

1638,4

АО «Теплоэнергосервис»

500,8

21,1

479,8

АО «Теплоэнергия»

163,5

18,7

144,8

АК «АЛРОСА» (ПАО)

148,7

22,3

126,4

ООО «ПТВС»

251,3

63,6

218,5

ООО «Ленское ПТЭС»

198,7

32,5

166,1

АО «ДСК»

15,1

3,3

11,8

ФКП «Аэропорты Севера»

15,3

0

15,3

Прочие ведомства*

439,1

127,7

280,5

Всего*

4059

670

3389

Источник: данные предприятий (Приложения к разделу 2)

* Оценка ИФТПС СО РАН

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 3.12.2.

Увеличение протяженности тепловых сетей к 2023 г. составит около 0,5%, однако данные приведены без учета их строительства на 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)», АО «Теплоэнергия», ООО «Ленское ПТЭС» и др.) в период с 2019 по 2023 гг. строительство новых тепловых сетей составит 16,6 км, модернизация существующих тепловых сетей – 145,9 км. В соответствии с представленной динамикой замены тепловых сетей уровень износа возрастет до 16,3 %.

Таблица 3.12.2. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на 5-летний период

Показатель

Год

2019

2020

2021

2022

2023

Протяженность тепловых сетей, км, всего

4062,2

4065,4

4063,4

4065

4071,4

Строительство новых тепловых сетей, км

8,23

2,03

1,6

12,6

0,4

в том числе:

   АО «ДСК»

1,25

0,43

0,58

0,63

0,40

   АО «Теплоэнергия»

1,07

0,02

0

6,20

0

   ПАО «ЯТЭК»

1,00

0

0

0

0

   АО «Теплоэнергосервис»

4,91

1,58

1,02

5,77

0

Модернизация существующих тепловых сетей, км

27,76

31,46

25,93

28,73

33,43

   в том числе:

   ПАО «Якутскэнерго»

2,57

2,39

2,75

2,61

2,54

   АО «Сахаэнерго»

2,04

4,00

3,30

3,00

3,00

   АО «Теплоэнергия»

4,50

4,50

4,50

4,50

4,50

   ООО Ленское ПТЭС

5,00

5,00

5,00

5,00

5,00

   ООО №ПТВС»

1,08

1,08

1,08

1,08

1,08

   АО «ДГК»

2,42

2,61

3,06

3,55

0

   АО «Теплоэнергосервис»

8,80

10,90

5,30

8,00

16,41

   АО «ДСК»

0,45

0,28

0,24

0,29

0,20

   ПАО «ЯТЭК»

0,90

0,70

0,70

0,70

0,70

Износ тепловых сетей, %

12,3

12,6

13,6

15

16,3

Источник: данные предприятий (Приложения к разделу 2)

В связи с этим необходимо рекомендовать энергоснабжающим предприятиям при разработке и актуализации программ модернизации оборудования увеличивать темпы замены изношенных тепловых сетей.

3.13.              Сводный перечень мероприятий, рекомендованных к реализации в период 2019-2023 годы

Перечень объектов электросетевого хозяйства 35 кВ и выше разработан на основе:

 схемы и программы развития ЕЭС России на 2018 - 2024 гг., утвержденной приказом Минэнерго России от 28.02.2018№121;

 проекта Схемы и Программы развития ЕЭС России на 2019 - 2025 гг.;

 технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «Якутскэнерго», АО «ДРСК», ПАО «ФСК ЕЭС»;

 расчетов режимов работы основной электрической сети, выполненных в разделе 3.2.1 настоящей СиПР;

 перечня электросетевых объектов, направленных на устранение «узких мест», приведенных в разделе 3.2.3 настоящей СиПР;

 перечня мероприятий, предусмотренных Технико-экономическим обоснованием создания (реконструкции) системы релейной защиты и автоматики в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ (ТЭО РЗА), приведенного в разделе 3.2.3 настоящей СиПР;

 информации ПАО «Якутскэнерго», АО «ДРСК».

Оценка прогнозных объёмов 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 17.01.2019 №10. Перевод в цены 2019 г. осуществлен с применением индекса 1,075225 в соответствии с приказом Минэнерго России от 05.05.2016 №380. Объемы капитальных вложений приведены в таблице 3.13.1.

Таблица 3.13.1. Объемы инвестиций в сооружение объектов электросетевого хозяйства в соответствии с мероприятиями, предусмотренными проектом Схемы и Программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы и ТУ на ТП

№ п/п

Наименование объекта

Технические характеристики

Год реализации

Инвестиции, млн руб с НДС

2019

2020

2021

2022

2023

Итого

ПАО "Якутскэнерго"

1

Реконструкция ПС 110 кВ Мохсоголлох (замена трансформатора 3Т)

25 МВА

2019

20,80

20,80

2

Реконструкция ПС 35 кВ Марха (перевод на напряжение 110 кВ)

32 МВА

2019

318,91

318,91

3

Установка ИРМ мощность 68 Мвар на ПС 220 кВ Айхал

68 Мвар

20201

517,82

517,82

4

Строительство ПС 110 кВ Судоверфь с отпаечными ВЛ 110 кВ

2х10 МВА
4,5 км

2021

581,58

581,58

5

Расширение РУ 110 кВ ПС 110 кВ Хандыга на одну линейную ячейку

1 ячейка 110 кВ

2022

43,89

43,89

Итого ПАО "Якутскэнерго"

339,71

517,82

581,58

43,89

0,00

1483,00

МИЗО РС(Я)

6

Увеличение трансформаторной мощности ПС 220 кВ Сунтар (установка на ПС 220 кВ Сунтар 3АТ мощностью не менее 63 МВА)2

63 МВА

2020

368,30

368,30

7

Установка источников реактивной мощности (ИРМ) на ПС 220 кВ Сунтар мощностью не менее 7 Мвар3

7 Мвар

2020

149,25

149,25

Итого МИЗО РС(Я)

517,55

0,00

0,00

0,00

0,00

517,55

АО "ДРСК"

8

Строительство ПС 110 кВ КС-4

2х10 МВА

2019

548,40

548,40

9

Строительство двух ВЛ 110 кВ НПС-18 - КС-4 ориентировочной протяженностью 2х7 км

2х7 км

10

Строительство ПС 220 кВ КС-3 трансформаторной мощностью
20 МВА (2х10 МВА)

2х10 МВА

2019

329,07

329,07

11

Строительство двух шинопроводов до ПП 220 кВ Амга  ориентировочной протяженностью 0,6 км (2х0,3 км)

2х0,3 км

12

Строительство ПС 220 кВ КС-5 трансформаторной мощностью
20 МВА (2х10 МВА)

2х10 МВА

2020

306,31

257,68

563,99

13

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

2х0,05 км

Итого АО "ДРСК"

1183,78

257,68

0,00

0,00

0,00

1441,46

ПАО "ФСК ЕЭС"

14

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)4

2 км

2019

-

0,00

15

ВЛ 220 кВ Пеледуй - Сухой Лог  № 24

262 км

2019

-

0,00

16

Строительство ПС 220 кВ Сухой Лог трансформаторной мощностью  250 МВА (2х125 МВА)4

2х125 МВА

2019
2020

-

0,00

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 протяжённостью 14 км (2х7 км), строительство ПП 220 кВ Амга

2х7 км

2019

1549,53

1549,53

18

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

2х40 МВА

2019

75,81

75,81

19

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

2х40 МВА

2019

159,70

159,70

20

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

36,03

36,03

21

Реконструкция ПС 220 кВ Олекминск с увеличением трансформаторной мощности на 15 МВА, замена существующих трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА

2х40 МВА

2019

280,95

280,95

22

Реконструкция ПС 220 кВ Городская с установкой ШР 63 Мвар 

63 Мвар

2019

429,90

429,90

23

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

2 ячейки 220 кВ

2019

257,29

257,29

24

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

2х10 МВА
2х24,6 км

2019

876,81

876,81

25

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

2х8,8 км

2020

1648,63

1648,63

26

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

2х10 МВА

2020

754,79

309,12

1063,91

27

Строительство заходов от существующей ВЛ 220 кВ НПС-12 – НПС-13 на ПС 220 кВ КС-1 ориентировочной протяженностью 12,4 км

2х6,2 км

2020

28

Строительство ПП 220 кВ Нюя

-

2022

1605,74

1605,74

29

Строительство заходов ВЛ 220 кВ Городская – Пеледуй №1, №2 с отпайкой на ПС НПС-11 в РУ 220 кВ ПП 220 кВ Нюя ориентировочной протяженностью 4 км (1х4 км)

4х1 км

2022

122,91

122,91

30

Установка второго трансформатора мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Эльгауголь и средств компенсации реактивной мощности 150 Мвар
(2хШР-25 Мвар, 4хБСК-25 Мвар)

1х125 МВА,
2хШР-25 Мвар, 4хБСК-25 Мвар

2022

189,42

3668,56

3857,98

31

Строительство ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь №2 ориентировочной протяженностью 272 км

272 км

Итого ПАО "ФСК ЕЭС"

4610,23

5626,31

0,00

1728,65

0,00

11965,19

АО "РНГ"

32

Газопоршневая электростанция АО "РНГ" на 12,4 МВт

12,4 МВт
2х24,6 км

2020

-

Итого АО "РНГ"

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

АО "Горно-обогатительный комплекс "Денисовский"

33

Сооружение двухцепной ответвительной ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Чульманская ТЭЦ с отпайками (Л -114 Нерюнгринская ГРЭС – Чульманская ТЭЦ) и ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Чульманская ТЭЦ с отпайками (Л -115 Нерюнгринская ГРЭС - Чульманская ТЭЦ) до ПС 110 Комсомольская

2х5 км

2019

107,80

107,80

34

Строительство ПС 110 кВ Комсомольская

2х16 МВА

2019

529,30

529,30

35

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

2х25 МВА

2019

167,96

167,96

Итого АО "Горно-обогатительный комплекс "Денисовский"

805,06

0,00

0,00

0,00

0,00

805,06

ОАО ГМК "Тимир"

36

Строительство ПС 110 кВ Тимир

16 МВА

2019

312,26

312,26

37

Строительство ВЛ 110 кВ Малый Нимныр - Тимир

7 км

2019

111,28

111,28

Итого ОАО ГМК "Тимир"

423,54

0,00

0,00

0,00

0,00

423,54

АО «Южно-Верхоянская Горнодобывающая Компания»

38

Строительство ПС 110 кВ Нежданинская

2х25 МВА

2022

973,80

973,80

39

Строительство ВЛ 110 кВ Хандыга – Нежданинская

261 км

4156,68

4156,68

Итого АО «Южно-Верхоянская Горнодобывающая Компания»

0,00

0,00

0,00

5130,48

0,00

5130,48

ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

40

Строительство ПС 220 кВ Чаянда трансформаторной мощностью 126 МВА (2х63 МВА)

2х63 МВА          

2022

1709,00

1709,00

41

Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Нюя – Чаянда I цепь, II цепь ориентировочной протяженностью 149 км (2х74,5 км)

2х74,5 км

3353,88

3353,88

42

Строительство электростанции ЭСН УКПГ-3 с КРУ 10 кВ с установкой шести газотурбинных установок установленной (максимальной) мощностью 12 МВт каждая

72 МВт

-

43

Строительство ПС 110 кВ ЭСН УКПГ-3 с установкой шести трансформаторов 110/10 кВ мощностью 16 МВА каждый

6х16 МВА

1292,87

1292,87

44

Строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ Чаянда – ЭСН УКПГ-3 № 1, № 2 ориентировочной протяженностью 2х0,5 км

2х0,5 км

16,98

16,98

45

Строительство ПС 110 кВ УКПГ-3 с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 40 МВА

2х40 МВА

528,07

528,07

46

Строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ ЭСН УКПГ-3 – УКПГ-3 №1, №2

-

Итого ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

0,00

0,00

0,00

6900,80

0,00

6900,80

ИТОГО по Республике Саха (Якутия)

7879,87

6401,81

581,58

13803,82

0,00

28667,08

1 – в соответствии с ИП ПАО «Якутскэнерго» выполнение данных объемов работ предусматривается в период 2021-2023 гг..

2 - в настоящее время собственником ПС 220 кВ Сунтар является Министерство имущественных и земельных отношений РС(Я). Отнесение затрат на ПАО "Якутскэнерго" станет возможным после передачи имущества в собственность компании и определения источников финансирования мероприятий;

3 - мероприятие необходимо актулизировать по результатам сравнительного анализа нескольких вариантов с технико-экономическим обоснованием;

4 - не учтено в объеме Респубдики Саха (Якутия)

Таблица 3.13.2. Объемы инвестиций в сооружение объектов электросетевого хозяйства в соответствии с мероприятиями, формируемыми на основании перечня «узких мест»

№ п/п

Наименование объекта

Технические характеристики

Год реализации1

Инвестиции, млн руб

2019

2020

2021

2022

2023

Итого

МИЗО РС(Я)

1

Фиксация присодинений ВЛ 220 кВ Л-241 (Районная - Сунтар) и ВЛ 220 кВ Л-242 (Сунтар - Олекминск) на разные секции шин 220 кВ ПС 220 кВ Сунтар2

2019

0,71

0,71

Итого ПАО "Якутскэнерго"

0,71

0,00

0,00

0,00

0,00

0,71

АО "Вилюйская ГЭС-3"

2

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

2019

24,46

24,46

Итого АО "Вилюйская ГЭС-3"

24,46

0,00

0,00

0,00

0,00

24,46

ПАО "ФСК ЕЭС"

3

Замена трансформаторов тока (ТТ) ВЛ 220 кВ НПС-13 - КС-1 на ПС 220 кВ НПС-13 на ТТ с номинальным током первичной обмотки не менее 600 А

2019

6,11

6,11

Итого ПАО "ФСК ЕЭС"

6,11

0,00

0,00

0,00

0,00

6,11

ИТОГО по Республике Саха (Якутия)

31,28

0,00

0,00

0,00

0,00

31,28

1-Сроком реализации определен 2019 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;

2-в настоящее время собственником ПС 220 кВ Сунтар является Министерство имущественных и земельных отношений РС(Я). Отнесение затрат на ПАО "Якутскэнерго" станет возможным после передачи имущества в собственность компании и определения источников финансирования мероприятий;

Таблица 3.13.3. 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

Год реализации1

Инвестиции, млн руб

2019

2020

2021

2022

2023

Итого

МИЗО РС(Я)

ПС 220 кВ Сунтар

1

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

АЛАР

2019

2,75

2,755

2

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

АПВ УС

2019

0,06

0,061

3

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Районная-Сунтар)

АПВ УС

2019

0,06

0,061

4

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

ПРД/ПРМ

2019

4,48

4,482

5

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

ПРД

2019

2,64

2,635

6

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

ВЧ

2019

10,60

10,602

7

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

ВЧ

2019

10,60

10,602

8

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

ФОЛ

2020

4,25

4,250

9

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

ФОЛ

2020

4,25

4,250

10

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Сунтар)

УТМ

2020

5,34

5,344

Итого МИЗО РС(Я)

31,20

13,84

0,00

0,00

0,00

45,04

ПАО "Якутскэнерго"

Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2

11

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

АОПЧ

2019

0,00

0,000

12

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

АПВ УС

2019

0,06

0,061

13

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

АПВ УС

2019

0,06

0,061

14

Система мониторинга переходных процессов (шины 220 кВ)

СМПР

2019

0,06

0,061

15

Модернизация автоматики АЧВР (хозяйственным способом)

АЧВР

2019

0,00

0,000

16

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

УОГ

2020

0,78

0,777

17

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

ПРД

2020

2,64

2,635

18

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

ПРД

2020

2,64

2,635

19

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

ВЧ

2020

10,60

10,602

20

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

ВЧ

2020

10,60

10,602

21

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВОЛС ВЛ 220 кВ КВГЭС – Районная (Л-201))

ПРД/ПРМ

2020

4,48

4,482

22

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЧ ВЛ 220 кВ КВГЭС – Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202))

ПРД/ПРМ

2020

4,48

4,482

ПС 220 кВ Айхал

23

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (шины 220 кВ)

УОН

2020

0,78

0,777

24

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

ПРМ

2020

2,83

2,834

25

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

ПРМ

2020

2,83

2,834

26

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

ПРД

2020

2,64

2,635

27

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-207))

ПРД

2020

2,64

2,635

28

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

ВЧ

2020

10,60

10,602

29

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

ВЧ

2020

10,60

10,602

30

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-205))

ВЧ

2020

10,60

10,602

31

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-207))

ВЧ

2020

10,60

10,602

ПС 220 кВ ГПП-6

32

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (шины 220 кВ)

УОН

2020

0,78

0,777

33

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики

АОСН

2020

0,78

0,777

34

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

ПРМ

2020

2,83

2,834

35

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-207))

ПРМ

2020

2,83

2,834

36

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-205))

ВЧ

2020

10,60

10,602

37

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ Айхал – ГПП-6 (Л-207))

ВЧ

2020

10,60

10,602

ПС 110 кВ Табага

38

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 110 кВ Майя – Табага I, II цепь)

АОПО

2021

5,51

Итого ПАО "Якутскэнерго"

0,18

118,77

5,51

0,00

0,00

118,95

ПАО "ФСК ЕЭС"

ПС 220 кВ Олекминск

39

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

-

2019

14,88

14,881

40

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

-

2019

14,88

14,881

41

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

-

2019

14,88

14,881

42

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

-

2019

14,88

14,881

43

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

АРПМ

2019

4,25

4,250

44

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

АРПМ

2019

4,25

4,250

45

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

АЛАР

2019

2,75

2,755

46

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

АЛАР

2019

2,75

2,755

47

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

АЛАР

2019

2,75

2,755

48

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

АЛАР

2019

2,75

2,755

49

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

ПРД/ПРМ

2019

4,48

4,482

50

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

ПРД/ПРМ

2019

4,48

4,482

51

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

ВЧ

2019

10,60

10,60

52

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

ВЧ

2019

10,60

10,60

53

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

ФОЛ

2020

4,25

4,250

54

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

ФОЛ

2020

4,25

4,250

55

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Олёкминск)

УТМ

2020

5,34

5,344

ПС 220 кВ НПС-13

56

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

-

2019

14,88

14,881

57

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

-

2019

14,88

14,881

58

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

АЛАР

2019

2,75

2,755

59

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

АПВ УС

2019

0,06

0,061

60

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

АПВ УС

2019

0,06

0,061

61

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

ПРД/ПРМ

2019

4,48

4,482

62

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

ПРД/ПРМ

2019

4,48

4,482

63

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

ВЧ

2019

10,60

10,602

64

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

ВЧ

2019

10,60

10,602

65

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

ФОЛ

2020

4,25

4,250

66

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

ФОЛ

2020

4,25

4,250

67

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ НПС-13)

УТМ

2020

5,34

5,344

ПС 220 кВ Городская

68

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-247))

АПВ УС

2019

0,06

0,061

69

Микропроцессорное устройство защиты (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248))

АПВ УС

2019

0,06

0,061

70

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248)) (ВОЛС и ВЧ)

ПРД/ПРМ

2019

2,84

2,839

71

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231)) (ВОЛС и ВЧ)

ПРД

2019

2,63

2,634

72

Организация канала связи по ВЧ и ВОЛС (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248))

ВЧ, ВОЛС

2019

10,60

10,602

73

Организация канала связи по ВЧ и ВОЛС (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231))

ВЧ, ВОЛС

2019

10,60

10,602

74

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231))

ФОЛ

2020

4,25

4,250

75

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232))

ФОЛ

2020

4,25

4,250

76

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-247))

ФОЛ

2020

4,25

4,250

77

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248))

ФОЛ

2020

4,25

4,250

78

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Городская)

УТМ

2020

5,34

5,344

ПС 220 кВ НПС-12

79

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

ПРД/ПРМ

2019

2,84

2,839

80

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248))

ПРД/ПРМ

2019

2,65

2,645

81

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

ВЧ

2019

10,60

10,602

82

Организация канала связи по ВЧ и ВОЛС (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248))

ВЧ, ВОЛС

2019

10,60

10,602

83

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ НПС-12 – КС-1)

ФОЛ

2020

4,25

4,250

84

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-247))

ФОЛ

2020

4,25

4,250

85

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Городская – НПС-12 (Л-248))

ФОЛ

2020

4,25

4,250

86

Преобразователь измерительный активной и реактивной мощности (ВЛ 220 кВ НПС-12 – КС-1)

ДМ

2020

0,06

0,061

87

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ НПС-12)

УТМ

2020

5,34

5,344

ПС 220 кВ КС-1

88

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

ФОЛ

2020

4,25

4,250

89

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-12)

ФОЛ

2020

4,25

4,250

90

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-13)

ПРД/ПРМ

2020

4,48

4,482

91

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-12)

ПРД/ПРМ

2020

2,64

2,635

92

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-12)

ВЧ

2020

10,60

10,602

93

Организация канала связи по ВЧ (ВЛ 220 кВ КС-1 – НПС-13)

ВЧ

2020

10,60

10,602

94

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ КС-1)

УТМ

2020

5,34

5,344

Итого ПАО "ФСК ЕЭС"

225,50

110,36

0,00

0,00

0,00

335,86

АО "Вилюйская ГЭС-3"

ПС 220 кВ Районная

95

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

ПРМ

2019

2,84

2,839

96

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231)) (ВОЛС и ВЧ)

ПРМ

2019

2,84

2,839

97

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

ВЧ

2019

10,60

10,602

98

Организация канала связи по ВЧ и ВОЛС (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231))

ВЧ, ВОЛС

2019

10,60

10,602

99

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ПС 220 кВ Районная)

АПНУ

2020

8,50

8,501

100

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-231))

ФОЛ

2020

4,25

4,250

101

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (ВЛ 220 кВ Районная – Городская (Л-232))

ФОЛ

2020

4,25

4,250

102

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

ФОЛ

2020

4,25

4,250

103

Преобразователь измерительный активной и реактивной мощности (ВЛ 220 кВ Районная – Сунтар (Л-241))

ДМ

2020

0,06

0,061

104

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВОЛС ВЛ 220 кВ КВГЭС – Районная Л-201))

ПРД/ПРМ

2020

4,48

4,482

105

Устройство передачи аварийных сигналов и команд (ВЧ ВЛ 220 кВ КВГЭС – Районная с отпайкой на ПС Чернышевская (Л-202))

ПРД/ПРМ

2020

4,48

4,482

106

Устройство телемеханики (ПС 220 кВ Районная)

УТМ

2020

5,34

5,344

Светлинская ГЭС

107

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Светлинская ГЭС)

АЧВР

2020

0,78

0,777

Итого АО "Вилюйская ГЭС-3"

26,88

36,40

0,00

0,00

0,00

63,28

АО "Якутская ГРЭС-2"

108

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (Якутская ГРЭС Новая)

УОГ

2020

0,78

0,777

109

Система мониторинга переходных процессов (Якутская ГРЭС Новая)

СМПР

2019

0,06

0,061

Итого АО "Якутская ГРЭС-2"

0,061

0,777

0,000

0,000

0,000

0,839

АО "ДГК" Нерюнгринская ГРЭС

110

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС – Тында №1)

АЛАР

2020

2,75

2,755

111

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики (КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС – Нагорный)

АЛАР

2020

2,75

2,755

112

Система мониторинга переходных процессов (шины 220 кВ)

СМПР

2020

0,06

0,061

Итого АО "ДГК" Нерюнгринская ГРЭС

0,000

5,571

0,000

0,000

0,000

5,571

ИТОГО по Республике Саха (Якутия)

283,83

285,71

5,51

0,00

0,00

569,54

Таблица 3.13.4. Объемы инвестиций в сооружение объектов 35 кВ и выше электросетевого хозяйства по информации сетевых компаний*

№ п/п

Наименование объекта

Технические характеристики

Год реализации

Инвестиции, млн руб

Обоснование необходимости реализации проекта

2019

2020

2021

2022

2023

Итого

ПАО "Якутскэнерго"

Объекты 35 кВ

1

Реконструкция подстанции 35/6 кВ Сунтар-2,  (монтаж ячейки 35 кВ)

1 ячейка 35 кВ
0,06 км

2019

12,11

12,11

Физический износ оборудования.
Акт обследования технического состояния от 12.06.2016
Приложение 3.12.1

2

Реконструкция перехода линии Л- 35-1К Хандыга-Крест-Хальджай через р. Томпо (установка повышенной металлической опоры на новом месте из-за изменения русла реки) (1,20 км)

1,2 км

2020

24,18

1,06

25,24

Замена временного перехода через реку Томпо в пролете между опорами № 241 и № 243 на переход по постоянной схеме.
Отчет об оценке технического состояния от 16.01.2018
Приложение 3.12.2

3

Строительство подстанции 35/10 кВ Южная Нюя с воздушной линией 10 кВ  (1.6 МВА. 2.0 км) с разработкой проектной документации

1,6 МВА
2 км

2020

16,90

49,39

66,29

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 3.12.3

4

Строительство подстанции 35/6 кВ "Сунтар-3" с воздушной линией-35 кВ   (32.0 МВА, 10.60 км) с разработкой проектной документации

32 МВА
10,6 км

2021

140,25

140,36

128,25

408,86

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 3.12.4

5

Реконструкция подстанции 35/10 кВ "Усунь-Кель" (замена трансформатора)

6,3 МВА

2021

17,73

17,73

Программа замены силовых трансформаторов ЦЭС на период 2012-2020 г (Истечение срока службы и неудовлетворительное состояние, невозможность обеспечения качественной и надежной электроэнергией потребителей).
Акт о результатах проверки технического состояния оборудования ПС 35/10 кВ "Усун-Кель" от 15.09.2014
Приложение 3.12.5

6

Реконструкция комплектной трансформаторной постанции блочной-6300 кВА-35/6 кВ в п. Хандыга

6,3 МВА

2021

40,34

40,34

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 3.12.6

7

Реконструкция подстанции 35/6 кВ Бриндакит  (замена трансформатора)

1 МВА

2021

26,40

38,15

64,55

Программа замены силовых трансформаторов ЦЭС на период 2012-2020 г (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 3.12.7

Итого по 35 кВ

193,44

217,21

224,47

0,00

0,00

635,12

Объекты 110 кВ

8

«Реконструкция подстанции 110 кВ «Хатынг – Юрях» (увеличение установленной мощности трансформаторов (25 МВА) , с установкой согласующего трансформатора (2,5 МВА), заменой коммутационных аппаратов 110 кВ (11 шт.), 6 кВ (46 шт.) и ограничителей перенапряжений 110 кВ (3 комплекта), реконструкция ОРУ_110 кВ, сетей связи и комплекса телемеханизации)».

2019

30,30

9

Модернизация оборудования подстанции-110/35/10кВ, Нижний Бестях (установка дугогасящих реакторов на 35 кВ)

-

2019

19,82

19,82

Физический и моральный износ оборудования.
Отчет об оценке технического состояния от 16.01.2018
Приложение 3.12.8

10

Реконструкция ЗРУ 6 кВ подстанции 110/6 кВ Восточная (монтаж шкафа КРУ) Якутск

2019

1,41

1,41

Обновление электрической сети, мероприятия, направленные на снижение эксплуатационных затрат оказания услуг в сфере электроэнергетики.
Акт осмотра от 06.07.2016
Приложение 3.12.9

11

Реконструкция ВЛ 110 кВ ЛО-165 (1,16 км) с выносом за пределы пос. Алмазный (демонтаж 110 кВ - 1,16 км)

1,16 км

2019

0,00

0,00

Отчет об оценке технического состояния от 27.12.2017
Приложение 3.12.10

12

Реконструкция подстанции 110/35/6 кВ Бердигестях (замена трансформатора)  (10 МВА)

10 МВА

2019

41,61

41,61

Физический износ оборудования.
Акт № 1 технического освидетельствования от 14.09.2012;
Отчет об оценке технического состояния от 16.01.2018
Приложение 3.12.11

13

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/35/6 кВ "Мохсоголлох" (1 компл.)

2019

0,98

0,98

14

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/10 кВ "Птицефабрика" (1 компл.)

2019

0,91

0,91

15

Установка приборов для определения  мест повреждения на ВЛ 110 кВ Сунтар-Вилюйск (4 шт.)

2019

10,25

10,25

16

Установка приборов  для определения  мест повреждения на ВЛ 110 кВ Заря-Таас-Юрях (2 шт.)

2019

3,42

3,42

17

Установка приборов для определения  мест повреждения на ВЛ 110 кВ Чурапча-Хандыга (2 шт.)

2019

4,82

4,82

18

Установка приборов  для определения  мест повреждения на ВЛ 110 кВ Сулгачи-Эльдикан (1 шт.)

2019

2,50

2,50

19

Установка приборов для определения  мест повреждения на ВЛ 110 кВ Эльдикан-Солнечный (1 шт.)

2019

2,50

2,50

20

Установка приборов  для определения  мест повреждения на ВЛ 110 кВ Чурапча-Сулгачи (1 шт.)

2019

2,31

2,31

21

Монтаж и пусконаладка оборудования  Автоматизированной информационно - измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) класса напряжения 110/35/10/6 кВ на ПС ЦЭС (подключение к системе 175-ти  приборов учета)

2019

4,57

4,57

22

Монтаж и пусконаладка оборудования Автоматизированной информационно - измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) класса напряжения 110 кВ на ПС 110/6 кВ "Вилюй" (подключение к системе 2-х приборов учета)

2019

0,79

0,79

23

Монтаж и пусконаладка оборудования  Автоматизированной информационно - измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) класса напряжения 110 кВ на Якутской ГРЭС (подключение к системе 4-х приборов учета)

2019

1,55

1,55

24

Проведение проектно - изыскательских работ для модернизации дифференциальной защиты шин 110 кВ (ДЗШ-110) и устройства резервирования при отказе выключателей 110 кВ (УРОВ-110) на ЯГРЭС

2019

3,52

3,52

25

Проведение проектных работ для модернизации системы сбора и передачи информации (ССПИ) на Якутской ГРЭС

2019

4,91

4,91

26

Проведение проектных работ для модернизации системы сбора и передачи информации (ССПИ) на ПС 110 кВ Табага

2019

3,81

3,81

27

Установка системы мониторинга переходных режимов (СМПР) на Якутской ГРЭС Новая с ПИР (1 компл.)

2019

5,98

5,98

28

Проектно-изыскательские работы по объекту "Строительство  Якутской ГРЭС-2 (2-ой очереди)"

2020

228,00

228,00

29

Реконструкция подстанции 110/10 кв Мурья (ОРУ 35 кВ, в т.ч. ячейки с коммутационной аппаратурой)

6,3 МВА

2020

4,10

21,12

25,22

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 3.12.12

30

Реконструкция маслонаполненных вводов ГБМЛП-100 на высоковольтные ввода типа ГКЛП на Якутской ГРЭС (замена 7 компл.)

2020

5,17

6,52

11,69

Акт технического освидетельствования маслонаполненных вводов № 1214 от 04.08.2015
Приложение 3.12.13

31

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/35/10 кВ "Радиоцентр" (1 компл.)

2020

0,74

0,74

32

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/35/10 кВ "Сулгачи" (1 компл.)

2020

0,52

0,52

33

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 35/6 кВ "Марха" (1 компл.)

2020

0,69

0,69

34

Выполнение мероприятий по уменьшению зазоров в проточной части компрессора ГТЭ 45 - 3 ГТУ Якутской ГРЭС

2020

9,22

12,31

21,53

35

Реконструкция тиристорных разгонных устройств УР-800 № 1 УР-800 № 2 Якутской ГРЭС (замена 2 шт.)

2020

39,04

13,65

52,69

36

Реконструкция масляных выключателей MMO и HLD на элегазовые ВГТ-110 на Якутской ГРЭС (замена 9 шт.)

2021

7,10

7,41

20,76

35,27

Физический износ оборудования.
Акт-заключение № 2 по результатам технического освидетельствования электрооборудования от 27.08.2015
Приложение 3.12.14

37

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/35/6 кВ "Хандыга" (1 компл.)

2021

0,94

0,94

38

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/10 кВ "ДСК" (1 компл.)

2021

1,31

1,31

39

Проведение проектно - изыскательских работ для реконструкции дизельной электростанции (планировка территории, монтаж блок-модулей, обвязка инженерных сетей) в п. Усть - Миль Усть - Майского района Центрального энергорайона Республики Саха (Якутия)

2021

6,01

6,01

40

Модернизация оборудования подстанции-110/35/10кВ, Табага (Замена выключателей ВМТ на вакуумные) (8 шт.)

8 шт

2022

9,63

10,05

10,47

10,93

41,08

Физический износ оборудования.
Акт осмотра от 06.06.2016
Приложение 3.12.15

41

Реконструкция подстанции 110/35/10 кВ "Тойбохой", 2 этап (замена оборудования открытого распределительного устройства 35 кВ)

2022

39,89

50,50

90,39

Физический износ оборудования.
Акт технического состояния электрооборудования ПС Тойбохой.
Приложение 3.12.16

42

Модернизация релейной защиты и противоаварийной автоматики  на базе микропроцессорных устройств на подстанциях высокого напряжения Центрального энергорайона  (12 компл.)

2022

3,98

7,13

11,79

22,57

45,47

43

Модернизация электромагнитных блокировок разъединителей электростанций и подстанций Центрального энергорайона (16 компл.)

2022

6,50

3,73

8,25

11,79

30,27

44

Модернизация релейной защиты и противоаварийной автоматики на базе микропроцессорных устройств на подстанциях низкого напряжения Центрального энергорайона (14 компл.)

2022

6,65

4,91

8,27

19,43

39,26

45

Модернизация релейной защиты и противоаварийной автоматики на базе микропроцессорных устройств на подстанциях низкого напряжения Западного энергорайона (10 компл.)

2022

4,42

4,33

5,50

12,81

27,06

46

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/6/10 кВ "Южная " (1 компл.)

2022

0,95

0,95

47

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 35/6 кВ "Жатай" (1 компл.)

2022

0,92

0,92

48

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 35/6 кВ "Ой" (1 компл.)

2022

0,91

0,91

49

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/10 кВ "Табага" (1 компл.)

2022

1,09

1,09

50

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/35/10 кВ "Солнечная" (1 компл.)

2022

0,91

0,91

51

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/35/6 кВ "Кангалассы"  (1 компл.)

2022

0,85

0,85

52

Установка дуговой защиты систем шин на ПС 110/6 кВ "Джебарики-Хая" (1 компл.)

2022

0,85

0,85

53

Модернизация релейной защиты и противоаварийной автоматики  на базе микропроцессорных устройств на Якутской ГРЭС  (16 компл.)

2022

3,24

4,52

2,36

14,41

24,53

54

Модернизация релейной защиты и противоаварийной автоматики  на базе микропроцессорных устройств на Якутской ТЭЦ  (4 компл.)

2022

2,25

2,49

2,36

5,34

12,44

55

Реконструкция воздушной линии-110 кВ Л-120 "Эльдикан-Солнечный"(40,8 км)// Усть-Майский район РС(Я)

40,8 км

2023

19,50

215,52

245,85

353,24

834,11

Физический износ оборудования.
Отчет об оценке технического состояния от 16.01.2018
Приложение 3.12.17

56

Замена трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) на ПС 110/35/10/6 кВ ЗЭС для формирования узлов учета электроэнергии (58 шт.)

2023

4,43

4,63

4,71

12,21

25,98

Итого по 110 кВ

479,69

124,25

338,14

412,32

353,24

1677,34

Объекты 220 кВ

57

Реконструкция воздушной линии 220/110 кВ Л-212/131 в рамках реализации проекта "Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (1-ый этап) с переводом на напряжение 110 кВ" (5,128 км)                                                      

5,128 км

2019

71,34

71,34

Физический 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 3.12.18

58

Выполнение работ второго этапа реализации проекта "Расширение подстанции 220 кВ  Майя и строительство заходов ЛЭП Мегино - Кангаласского района Республики Саха (Якутия) для присоединения к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» электроустановок ПАО Якутскэнерго Республики Саха (Якутия) (двухцепных воздушных линий 110кВ - 13,16 км, двухцепной воздушной линии 35кВ - 6,03км и одноцепных воздушных линий 35кВ - 6,67км)

2019

16,68

16,68

59

Оснащение дуговой защиты ЗРУ-10 кВ ПС 220/110/10 кВ  "Мирный" (1 шт.) // Мирный Мирнинский район РС (Я)

2019

1,98

1,98

60

Монтаж и пусконаладка оборудования Автоматизированной информационно - измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) класса напряжения 220 кВ на ПС 220/110/6 кВ "Сунтар" (подключение к системе 1-го прибора учета)

2019

0,10

0,10

61

Монтаж и пусконаладка оборудования Автоматизированной информационно - измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) класса напряжения 220 кВ на ПС 220/35/6 кВ "Чернышевская" (подключение к системе 2-х приборов учета)

2019

0,79

0,79

62

Модернизация системы группового регулирования активной и реактивной мощности (ГРАРМ) для подключения к централизованной системе автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков активной мощности (АРЧМ) на КВГЭС с ПИР

2019

4,72

4,72

63

Установка устройств автоматики ограничения повышения частоты  (АОПЧ) на Каскаде Вилюйских ГЭС 1,2.

2019

8,23

8,23

64

Установка устройств автоматического повторного включения с функцией улавливания синхронизма (АПВ УС) на Каскаде Вилюйских ГЭС 1,2. (ВЛ-201, ВЛ-202).

2019

8,23

8,23

65

Проведение проектных работ для модернизации системы сбора и передачи информации (ССПИ) на КВГЭС-1,2

2019

0,25

0,25

66

Установка системы мониторинга переходных режимов (СМПР) на КВГЭС с ПИР (1 компл.)

2019

6,15

6,15

67

Установка устройств противоаварийной автоматики с функциями отключения генераторов (УОГ) на Каскаде ВГЭС-1,2 (1 компл.)

2020

3,27

3,27

68

Реконструкция воздушной линии 220/110 кВ Л-211/132 в рамках реализации проекта "Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (2-ой этап) с переводом на напряжение 110 кВ" ( 5,092 км)                

5,092 км

2020

99,80

16,17

115,97

Физический 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 3.12.18

69

Монтаж защитных ограждающих конструкций трубопроводов в рамках реализации проекта "Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (1-ый этап) с переводом на напряжение 110 кВ"  (1 компл.)

2020

222,59

222,59

70

Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (1-ый этап) с переводом на напряжение 110 кВ (монтаж ячейки на ОРУ 110 кВ для Л-131 - 1 шт., замена трансформатора 220 кВ 1АТ х 60 МВА на ТДН 110/6 кВ х 16 МВА с уменьшением мощности;  реконструкция первой секции шин ОРУ 110 кВ - 1компл.)                                                                                

1х16 МВА

2020

60,48

60,48

71

Реконструкция ПС 220/110/10  "Мирный" в рамках реализации проекта "Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (1-ый этап) с переводом на напряжение 110 кВ" (монтаж ячейки на ОРУ 110 кВ ПС "Мирный") (1 компл.)          

2020

24,40

24,40

Физический износ оборудования.
Акт обследования технического состояния от 07.08.2013
Приложение 3.12.19

72

Реконструкция воздушной линии 220 кВ КВГЭС-Айхал-Удачный. 3-й этап.  (7,891 км)

7,891 км

2020

61,38

61,38

Физический износ оборудования.
Отчет об оценке технического состояния от 27.12.2017
Приложение 3.12.20

73

Оснащение дуговой защиты ЗРУ-6 кВ ПС 220/35/6 кВ "Чернышевская" (1 шт.) //п.Чернышевский Мирнинский район РС (Я)

2020

1,22

1,22

74

Установка устройств противоаварийной автоматики с функциями отключения нагрузки (ОН) на ПС 220 кВ Айхал (1 компл.)

2020

4,81

4,81

75

Установка устройств противоаварийной автоматики с функциями отключения нагрузки (ОН) на ПС 220 кВ ГПП-6 (1 компл.)

2020

4,81

4,81

76

Установка устройств противоаварийной автоматики с функциями автоматического снижения напряжения (АОСН) на ПС 220 кВ ГПП-6 с ПИР (1 компл.)

2020

5,12

5,12

77

Установка устройств передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК) для передачи управляющих воздействий от устройств противоаварийной автоматики на ПС 220 кВ  ГПП-6 (2 компл.)

2020

7,04

7,04

78

Установка устройств передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК) для передачи управляющих воздействий от устройств противоаварийной автоматики на ПС 220 кВ Айхал (4 компл.)

2020

13,58

13,58

79

Разработка проектной документации по реконструкции системы "водосброс-правобережное примыкание" с учетом приведения основных гидротехнических сооружений (ГТС) гидроузла КВГЭС к 1 классу по эксплутационной безопасности

2020

44,49

44,49

80

Установка оборудования ВЧ связи на ПС  220 кВ Айхал (4 компл.)

2020

19,65

19,65

81

Установка оборудования ВЧ связи на ПС 220 кВ ГПП-6 (2 компл.)

2020

13,14

13,14

82

Установка оборудования ВЧ связи на КВГЭС-1,2 (3 компл.)

2020

5,90

5,90

83

Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика - 3" (2-ой этап) с переводом на напряжение 110 кВ" (монтаж ячейки на ОРУ 110 кВ для Л-132 - 1 шт., элегазового выключателя - 1 шт., блока разъединителей  - 3 компл., блока трансформатора напряжения -1 шт., оборудования ВЧ связи - 1 компл.)

2021

43,17

43,17

Физический 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 3.12.18

84

Реконструкция релейной защиты, телемеханизации и сетей связи на подстанции 220/110/6 "Мирный" в рамках реализации проекта "Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (2-ой этап) с переводом на напряжение 110 кВ" (1 компл.)    

2021

10,12

10,12

85

Реконструкция подстанции 220/110/10 кВ Мирный, 1-ый этап  (замена фундаметов сооружений открытого распределительного устройства 220 кВ, замена оборудования открытого  распределительного устройства 220 кВ) с разработкой проектной документации

2022

55,31

76,81

93,97

226,09

Физический износ оборудования.
Акт обследования технического состояния от 07.08.2013
Приложение 3.12.19

86

Реконструкция релейной защиты, автоматики и сетей связи на Мирнинской ГРЭС в рамках реализации проекта "Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (1-ый этап) с переводом на напряжение 110 кВ" (1 компл.)

2022

31,00

31,00

Физический 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 3.12.18

87

Реконструкция подстанции 110/35/6 кВ "Вилюй" в рамках реализации проекта "Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (1-ый этап) с переводом на напряжение 110 кВ" (установка оборудования телемеханиции и связи - 1 компл.)

2022

8,70

8,70

88

Реконструкция подстанции 110/6 кВ "Северная" в рамках реализации проекта "Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (1-ый этап) с переводом на напряжение 110 кВ" (установка оборудования телемеханизации и связи - 1 компл.)

2022

7,35

7,35

89

Монтаж оборудования РЗА в диспетчерском пункте ЗЭС в рамках реализации проекта "Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (1-ый этап) с переводом на напряжение 110 кВ" (1 компл.)

2022

0,00

90

Реконструкция релейной защиты и сетей связи на Мирнинской ГРЭС в рамках реализации проекта "Реконструкция подстанции 220/110/6 кВ "Фабрика-3" (2-ой этап) с переводом на напряжение 110 кВ" (1 компл.)

2022

10,23

10,23

91

Мероприятия по групповому регулированию реактивной мощности (УШРиБСК) Л-203, Л-204, Л-205, Л-206, Л-207, Л-208

2023

1184,24

1184,24

92

Реконструкция воздушной линии 220 кВ КВГЭС-Айхал-Удачный. 4-й этап.  (99,3 км) с ПИР

99,3 км

2024

53,71

128,69

452,32

751,15

784,2

2170,07

Физический износ оборудования.
Отчет об оценке технического состояния от 27.12.2017
Приложение 3.12.20

Итого по 220 кВ

271,98

692,05

582,42

2086,64

784,20

4417,29

Итого ПАО "Якутскэнерго"

945,11

1033,51

1145,03

2498,96

1137,44

6729,75

АО "ДРСК"

93

Строительство ПС 35/10 кВ Промзона с трансформаторной мощностью 20 МВА

20 МВА

2020

192,39

12,09

204,48

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 превышающей 750 кВА от 08.11.2012
Приложение 3.12.22

94

Реконструкция ВЛ-35 кВ Алексеевск – Укулан (Л-18) в части захода на ПС Промзона, протяженность 0,184 км

0,184 км

2020

3,47

1,51

4,98

Договор № 418/163/ТП-МЗ об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств суммарной присоединяемой мощностью превышающей 750 кВА от 08.11.2012
Приложение 3.12.22

95

Строительство 2-х цепной ВЛ 35 кВ в габарите 110 кВ ПС 220 кВ Томмот- ПС 35 кВ Промзона, протяженность 5,133 км

5,133 км

2020

41,82

14,61

56,43

Договор № 418/163/ТП-МЗ об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств суммарной присоединяемой мощностью превышающей 750 кВА от 08.11.2012
Приложение 3.12.22

96

Модернизация 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

-

2020

30,59

30,59

Дата ввода ПС – 1967. 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.
Акт №9  "Обследование технического состояния объекта Томмотского узла в связи с переводом эл. снабжения на 35 кВ от ПС 220 кВ Томмот". Приложение к указанию от 16.06.2017 №40
Приложение 3.12.23

97

Модернизация 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

2020

4,39

4,39

В связи с планируемым переводом электроснабжения Томмотского узла на напряжение 35 кВ от ПС 220 кВ Томмот и демонтажем ПС 110 кВ ТДЭС отпадает необходимость:
- в существующих ВЛ 110 кВ на участках от ПС 110 кВ ТДЭС до опоры № 32 и отпайки от ВЛ 220 кВ Л-205 (используемой на напряжение 110 кВ) до ПС 110 кВ ТДЭС протяженностью 3,2 км и 9,6 км соответственно, а также ВЛ 35 кВ ТДЭС-Алексеевск протяженностью 1,2 км;
- в ПС 110 кВ 24 км с сохранением ОРУ 35 кВ, к которому подключена ВЛ 35 кВ  24 км – Ыллымах для устройства РП 35 кВ.
Ввиду параллельного следования участка ВЛ 110 кВ ТДЭС – 24 км с ВЛ 35 кВ Алексеевск – 24 км целесообразно сохранение данного участка ВЛ 110 кВ с переключением его на напряжение 35 кВ и устройством захода на ОРУ 35 кВ ПС 24 км.
Техническими службами филиала были приняты следующие решения :
1. Провести реконструкцию 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 0,018 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.
2. Провести реконструкцию ВЛ 35 кВ Алексеевск - Укулан с установкой реклоузера 35 кВ - 1 шт.
3. Провести реконструкцию 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
4. Провести реконструкцию 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.
Акт №9  "Обследование технического состояния объекта Томмотского узла в связи с переводом эл. снабжения на 35 кВ от ПС 220 кВ Томмот". Приложение к указанию от 16.06.2017 №40
Приложение 3.12.23

98

Модернизация ВЛ 35 кВ Алексеевск - Укулан с установкой реклоузера 35 кВ

-

2020

4,31

4,31

Договор № 418/163/ТП-МЗ об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств суммарной присоединяемой мощностью превышающей 750 кВА от 08.11.2012
Приложение 3.12.22

99

Модернизация 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

2020

0,77

0,77

В связи с планируемым переводом электроснабжения Томмотского узла на напряжение 35 кВ от ПС 220 кВ Томмот и демонтажем ПС 110 кВ ТДЭС отпадает необходимость:
- в существующих ВЛ 110 кВ на участках от ПС 110 кВ ТДЭС до опоры № 32 и отпайки от ВЛ 220 кВ Л-205 (используемой на напряжение 110 кВ) до ПС 110 кВ ТДЭС протяженностью 3,2 км и 9,6 км соответственно, а также ВЛ 35 кВ ТДЭС-Алексеевск протяженностью 1,2 км;
- в ПС 110 кВ 24 км с сохранением ОРУ 35 кВ, к которому подключена ВЛ 35 кВ  24 км – Ыллымах для устройства РП 35 кВ.
Ввиду параллельного следования участка ВЛ 110 кВ ТДЭС – 24 км с ВЛ 35 кВ Алексеевск – 24 км целесообразно сохранение данного участка ВЛ 110 кВ с переключением его на напряжение 35 кВ и устройством захода на ОРУ 35 кВ ПС 24 км.
Техническими службами филиала были приняты следующие решения :
1. Провести реконструкцию 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 0,018 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.
2. Провести реконструкцию ВЛ 35 кВ Алексеевск - Укулан с установкой реклоузера 35 кВ - 1 шт.
3. Провести реконструкцию 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
4. Провести реконструкцию 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.
Акт №9 "Обследование технического состояния объекта Томмотского узла в связи с переводом эл. снабжения на 35 кВ от ПС 220 кВ Томмот". Приложение к указанию от 16.06.2017  №40
Приложение 3.12.23

100

Реконструкция ВЛ-35 кВ Промзона – Левобережная (Л-25) в двухцепную, протяженность 3,297 км

3,297 км

2021

0,03

0,03

48,51

48,57

Договор № 418/163/ТП-МЗ об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств суммарной присоединяемой мощностью превышающей 750 кВА от 08.11.2012
Приложение 3.12.22

101

Реконструкция ПС 35/6 кВ МПС с заменой КРУН 6 кВ на 12 ячеек

2021

5,39

22,48

27,87

Физический износ оборудования.
Акт №4 "Обследование технического состояния объекта ПС 35 кВ МПС".
Приложение к указанию от 16.06.2017 №40
Приложение 3.12.24

102

Монтаж блочно-модульного здания КРУ-6 кВ на ПС 35/6 кВ МПС, 1 шт.

-

2021

-

27,87

40,57

-

-

68,44

103

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

-

2024

2,34

-

-

110,79

122,24

235,37

Физический износ оборудования.
Акт №5 "Обследование технического состояния объекта ПС 110 кВ Алдан".
Приложение к указанию от 16.06.2017 №40
Приложение 3.12.25

104

Модернизация 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

2025

7,61

-

7,61

Физический износ оборудования.
Акт №1 "Обследование технического состояния объекта".
Приложение к указанию от 16.06.2017 №40
Приложение 3.12.26

Итого АО "ДРСК"

240,05

101,56

111,56

118,40

122,24

693,81

ИТОГО по Республике Саха (Якутия)

1185,16

1135,07

1256,59

2617,36

1259,68

7423,56

* - итоговая стоимость определяется по результатам разработки Проектно-сметной документации.

Таблица 3.13.5. Объемы инвестиций в сооружение объектов 6-10 кВ электросетевого хозяйства по информации АО "ДРСК"*

№ п/п

Наименование инвестиционного проекта (группы инвестиционных проектов)

Обоснование необходимости реализации

Наименование муниципального(ых) образования(ий) (городские округа, муниципальные районы (городские и сельские поселения)), на территории которых планируется реализация мероприятия

Предполагаемый срок реализации

Физические объемы строительства (реконструкции), (МВА, км)

Объекты 6(10) кВ АО «ДРСК»

1

Реконструкция ВЛ-10 кВ от ПС № 12 Укулан с переводом на ПС 35/10 кВ Промзона, протяженность 0,468 км

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2019

0,468 км

2

Реконструкция КЛ-10 кВ от ПС № 12 Укулан с переводом на ПС 35/10 кВ Промзона, протяженность 0,362 км

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2019

0,362 км

3

Реконструкция распределительных сетей 6/0,4 кВ ф. «Хлебозавод» г. Алдан Республика Саха (Якутия) с заменой трансформаторных подстанций КТП-100/6/0,4 в количестве 1шт., КТП-250/6/0,4 в количестве 2 шт., КТП 400/6/0,4 в количестве 5 шт., КТП-630/6/0,4 в количестве 12 шт., КТП 2*630/6/0,4 в количестве 6 шт

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2019

---

4

Реконструкция распределительных сетей 6/0.4 кВ ф. «Хлебозавод» Алдан Республики Саха (Якутия) с заменой деревянных опор на опоры из композитных материалов и ж/б, неизолированного провода на СИП протяженностью 42,717 км

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2019

42,717 км

5

Реконструкция ВЛ-6 кВ ф.МПС от ПС № 7 МПС с заменой провода и опор - 9.8 км

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2019

9,8 км

6

Реконструкция ЗТП-16 посредством замены на КТП блочного типа 2*0,63 МВА, заменой ячеек КСО 6 кВ - 8 шт., переустройством заходов 6/0.4 кВ, демонтажем здания ЗТП п.Нижний Куранах

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2019

---

7

Реконструкция ЗТП-3 посредством замены на КТП блочного типа 2*0,63 МВА, заменой ячеек КСО 6 кВ - 8 шт., переустройством заходов 6/0.4 кВ, демонтажем здания ЗТП п.Нижний Куранах

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2019

---

8

Реконструкция ТП № 32 Алдан с заменой ЗТП 630 кВА на КТП 630 кВА

Повышение надежности электроснабжения потребителей и улучшения качества электроэнергии

Алданский район

2019

0,630 МВА

9

Реконструкция ВЛ-6 кВ ф.Жилпоселок Алдан для улучшения качества электроэнергии с монтажом провода СИП, протяженность 0.13 км

Повышение надежности электроснабжения потребителей и улучшения качества электроэнергии

Алданский район

2019

0,13 км

10

Замена трансформаторной подстанции № 7С КТП-630 МВА на КТП-630 МВА в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2021

630 МВА

11

Замена трансформаторной подстанции № 5С КТП-400 МВА на КТП-400 МВА в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

12

Замена трансформаторной подстанции № 8С КТП-400 МВА на КТП-400 МВА в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

13

Замена трансформаторной подстанции № 4С КТП-400 МВА на КТП-400 МВА в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

14

Установка трансформаторной подстанции № 10Сн КТП-400/6/0,4  в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

15

Установка трансформаторной подстанции № 11Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

16

Установка трансформаторной подстанции № 12Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

17

Установка трансформаторной подстанции № 13Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

18

Установка трансформаторной подстанции № 14Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

19

Установка трансформаторной подстанции № 15Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

20

Установка трансформаторной подстанции № 16Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

21

Установка трансформаторной подстанции № 17Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

400 МВА

22

Установка трансформаторной подстанции № 18Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2021

400 МВА

23

Установка трансформаторной подстанции № 19Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2021

400 МВА

24

Установка трансформаторной подстанции № 20Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2021

400 МВА

25

Установка трансформаторной подстанции № 21Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2021

400 МВА

26

Установка трансформаторной подстанции № 22Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2021

400 МВА

27

Установка трансформаторной подстанции № 23Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2021

400 МВА

28

Установка трансформаторной подстанции № 24Сн   КТП-400/6/0,4 в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2021

400 МВА

29

Замена трансформаторной подстанции № 7/1С КТП-250 МВА на  КТП-250 МВА в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2021

250 МВА

30

Замена трансформаторной подстанции № 9С КТП-2x250 МВА на КТП-2x250 МВА в Алдан

Повышение надежности электроснабжения потребителей

Алданский район

2020

500 МВА

* - итоговая стоимость определяется по результатам разработки Проектно-сметной документации.

Таблица 3.13.6. Объемы инвестиций в сооружение объектов 6 кВ и выше электросетевого хозяйства в децентрализованной зоне Республики Саха (Якутия)

№ п/п

Наименование объекта

Технические характеристики

Год реализации

Инвестиции, без НДС, млн руб

Обоснование необходимости реализации проекта

2019

2020

2021

2022

2023

Итого

АО "Сахаэнерго"

Объекты 6 кВ

1

Строительство ВЛ-6 кВ Депутатск-Уянди (с КТПН 250 кВА)

47,8 км

250 кВА

2027

28,525

28,525

Действующая воздушная линия имеет предельный износ, подлежит реконструкции согласно акту №125 от 13.03.17 и по нормативам сроков службы оборудования производственной эксплуатации технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования ЗАО "Энергосервис "1999.

2

Реконструкция перехода ВЛ-6кВ через р.Яна п.Нижнеянск Усть-Янского улуса - 2 км

2 км

2021

1,127

20,561

4,804

26,492

Воздушный переход имеет предельный износ, подлежит реконструкции согласно акту №96 от 05.03.17, а также согласно требованиям по сечению токопровода   п.2.5.269.   ПУЭ изд. 7 (утв. Приказом Минэнерго России от 09.04.2003 № 150),  пересечение ВЛ с водными пространствами.

Итого по 6 кВ

193,44

217,21

224,47

0,00

0,00

635,12

Объекты 10 кВ

3

Реконструкция перехода ВЛ-10кВ через р.Индигирка Хонуу - Буор-Сысы Момского улуса - 6 км

6 км

2019

41,506

41,506

Воздушный переход имеет предельный износ, подлежит реконструкции согласно акту №95 от 05.03.17 а также согласно требованиям по сечению токопровода   п.2.5.269.   ПУЭ изд. 7 (утв. Приказом Минэнерго России от 09.04.2003 № 150),  пересечение ВЛ с водными пространствами.

4

Реконструкция перехода ВЛ-10кВ через р.Мома Хонуу - Соболох - 6 км Момского улуса

6 км

2020

42,479

42,479

Воздушный переход имеет предельный износ, подлежит реконструкции согласно акту №96 от 05.10.16, ПУЭ изд. 7 (утв. Приказом Минэнерго России от 09.04.2003 № 150), глава 2.5, п.2.5.269. Пересечение ВЛ с водными пространствами.

5

Строительство ВЛЗ-10 кВ в с. Белькачи Алданского улуса - 1 км (с установкой трансформаторной подстанции 2КТПН-250/10/0,4кВ - 1 ед., КТПН-250/10/0,4кВ - 1 ед. (0,5 МВ×А))

1 км

0,5 МВА

2019

6,84

6,84

Согласно акту замеров фактического напряжения в сети у конечных потребителей от 20.07.2017, выявлено несоответствие нормам качества электроэнергии, а так же несоответствие уровня напряжения по ГОСТ 32144-2013. Требуется повышение класса напряжения сети до 10кВ. В связи с технологическим присоединением к сетям в 2017 году жилых домов, гаражей на основании договоров № АЛ/ТП/006 от 30.052016г, № АЛ/ТП/011 от 23.08.2016г, № АЛ/ТП/019 от 13.11.2017г, № АЛ/ТП/20 от 16.11.2017.

Протокол №46/1 заседания технического совета АО "Сахаэнерго" от 12.09.2017, по которому было решено включить в инвестиционную программу строительство новой ВЛ в с. Белькачи с повышением класса напряжения сети с 0,4 кВ до 10кВ ,для выполнения следующих задач:  

- доведение напряжения в сети у конечных потребителей до нормативного по ГОСТ.                                                                                                                       

- обеспечение  бесперебойного энергоснабжения потребителей,  функционирования энергосистемы в условиях крайнего севера;

- снижение потерь электроэнергии в сетях, увеличение  длительности эксплуатации ВЛ с применением СИП.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              

В связи с необходимостью повышения класса напряжения в сети с 0,4 до 10кВ требуется  установкой двух трансформаторных подстанций (повышающей и понижающей).

Итого по 10 кВ

41,99

35,0

0,00

0,00

0,00

76,99

Объекты 35 кВ

6

Строительство ВЛЗ-35 кВ в Тикси - Тикси-3 Булунского улуса - 9,33 км (с установкой трансформаторной подстанции - 2ед. (3,2 МВ×А))

9,33 км

3,2 МВА

2023

73,3395

73,3395

Дорожная карта по Тикси-3 Правительства Республики Саха (Якутия) №247-П9/1 от 30.07.2013 "Строительство линии электропередачи ВЛ-35кВ "Тикси-Тикси-3" для закрытия ДЭС в п.Тикси-3".  Письмо МинЖКХиЭ РС(Я) №10-3237/09 от 19.05.2015 о необходимости включения в перечень мероприятий ИПР 2016-2018 г строительство ВЛ-35 кВ Тикси-Тикси-3 в Булунском улусе. Данный проект входит в схему и программу развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2018-2022 г №2515 от 23.04.2018.

Итого по 35 кВ

0,00

0,00

0,00

0,00

73,3395

73,3395

ООО «Якутская генерирующая компания»

Объекты 10 кВ

1

Строительство воздушных линий электропередачи ВЛИ-0,4 кВ, (3,3 км) ВЛЗ-10кВ (4 км), трансформаторных подстанций

2КТП ТВ/ВК-1000/10/0,4 У1 – 1 ед., КТП ТВ/ВК-160/10/0,4 У1 – 1 ед., КТП ТВ/ВК-630/10/0,4 У1 – 5 ед., КТП 1600 10/0,4 – 1 ед.

5,9 МВА

7,3 км

2019

36,9

Обеспечение электроэнергией новых промышленных объектов прииска «Кристалл» ООО «АДК» в Усть-Янском улусе РС (Я).

3.14.              Уточнение перечня электросетевых объектов единой национальной (общероссийской) электрической сети

На основании расчета электроэнергетических режимов (раздел 3.2.1) проведен анализ проблем, составлен перечень «узких мест» в электрической сети 110 кВ и выше, выполнен анализ необходимости реконструкции существующих и сооружения дополнительных электросетевых объектов 110 кВ и выше, установки средств компенсации реактивной мощности. Данный анализ показал, что необходимость уточнения перечня электросетевых объектов единой национальной (общероссийской) электрической сети, включенных в схему и программу развития ЕЭС России текущего периода или сроков их реализации, не требуется.

____________________

[1]Источник: Данные статистики ТОГС по РС(Я) за 2014-2018годы

[2] Данные статистики ТОГС по РС(Я)

[3] Согласно постановлению ГКЦ-РЭК РС (Я) от 31.10.2007 N 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 N RU140212008099)

[4] По данным ОАО «Сургутнефтегаз», включая ТалаканскуюГТЭС, ГПЭС и ДЭС.

[5] Данные АК «АЛРОСА» (ОАО) за 2012

[6]Данные филиала «ЮЯЭС» АО «ДРСК» на 01.01.2018

[7]По данным ИФТПС СО РАН без учета потерь электроэнергии в сетях общего пользования

[8]Здесь и далее данные АО «Теплоэнергосервис» указаны без учетаОхотского филиала

2 Здесь и далее данные ГУП «ЖКХ РС (Я)» за 2018 ожидаемые

[9] Приказ Министерства энергетики РФ от 14.12.2011 г. №600 «Об утверждении порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований»