Приказ Министерства жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) от 29 апреля 2014 г. N 247п "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2014-2018 годы"

2. Департаменту энергетики и энергоресурсосбережения (Давыдова И.И.):

2.1. направить Схему и Программу в Министерство энергетики Российской Федерации в установленном порядке;

2.2. разместить Схему и Программу на официальном сайте Министерства жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия).

3. Контроль исполнения настоящего Приказа возложить на заместителя министра Дураева Н.Н.

И.о. Министра

Г.П. Левин

Схема и Программа
развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2014-2018 гг.
(утв. приказом Министерства жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) от 29 апреля 2014 г. N 247п)

Введение

Научно-исследовательская работа "Разработка схемы и программы развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2014-2018 гг." выполнена Институтом систем энергетики им. Л.A. Мелентьева СО РАН по государственному контракту N 402К-Л8 от 12 ноября 2013 г. с Государственным комитетом Республики Саха (Якутия) по инновационной политике и науке.

Основанием для выполнения научно-исследовательской работы послужили:

- Распоряжение Правительства Республики Саха (Якутия) от 17 июня 2013 года N 640-р "О внесении изменений в Перечень научно-исследовательских работ на 2011-2014 годы, утвержденный распоряжением Правительства Республики Саха (Якутия) от 27 июня 2012 г. N 632-р".

- Постановление Правительства Республики Саха (Якутия) от 25.02.2011 г. N 72 "Об утверждении Положения о порядке формирования, финансирования и внедрении результатов республиканских программ научно-исследовательских работ и опытно-конструкторских разработок".

Цель научно-исследовательской работы определена техническим заданием и формулируется следующим образом:

1) Разработка "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2014-2018 годы" (далее - Программа).

2) Обоснование оптимальных направлений развития электрических сетей энергосистемы Республики Саха (Якутия) для обеспечения гарантированного электроснабжения потребителей и эффективного функционирования электрических сетей на период до 2018 г., с учетом динамики спроса на электрическую мощность, перспективы развития электрогенерирующих мощностей энергосистемы.

3) Обоснование направлений развития генерирующих источников, в том числе источников когенерации.

Программа выполнена с учетом требований "Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики" (утверждены Постановлением Правительства РФ от 17.10.2009 N 823), "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (утверждены Приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 г. N 281) и "Методических указаний по устойчивости энергосистем" (утверждены Приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 г. N 277).

При разработке Программы разработчики учитывали следующие документы:

1. Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, одобренную на совещании в Правительстве Российской Федерации 03.06.2010 г.

2. Схему и программу развития ЕЭС России на 2013-2019 гг., утвержденную приказом Минэнерго России от 19.06.2013 г. N 309.

3. Инвестиционные программы генерирующих и электросетевых компаний, одобренные в соответствии с правилами, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 г. N 977.

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

- Схема комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия) до 2020 года, утвержденная постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 06.09.2006 г. N 411;

- Стратегия социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 28.12.2009 г. N 2094-р;

- Энергетическая стратегия Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года, утвержденная постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 29.10.2009 г. N 441;

- Программа и Схема развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2012-2017 годы, утвержденная постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 02.07.2012 г. N 292;

- Государственная программа Республики Саха (Якутия) "Обеспечение качественными жилищно-коммунальными услугами и развитие электроэнергетики на 2012-2016 годы", утвержденная Указом Президента Республики Саха (Якутия) от 12.10.2011 г. N 970, с изменениями, Указами Президента Республики Саха (Якутия) от 20.08.2012 N 1603 и от 10.04.2013 г. N 2007;

- Программа оптимизации локальной энергетики Республики Саха (Якутия) на период до 2018 года (Проект 2012 г.).

5. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года" (ЗАО "АПБЭ", 2009 г.).

6. Прогноз потребления электрической и тепловой энергии в 2014-2018 гг. по данным ОАО "Якутскэнерго", ОАО "Сахаэнерго", других энергопотребляющих предприятий, осуществляющих свою производственную деятельность на территории Республики Саха (Якутия).

Данный отчет является заключительным и включает четыре главы.

В первой главе дана общая характеристика Республики Саха (Якутия).

Во второй главе представлена ретроспективная динамика производства и потребления электрической и тепловой энергии, дана характеристика генерирующих и электросетевых компаний, проанализирована структура потребления энергии, приведен перечень основных крупных потребителей электрической и тепловой энергии. Выполнен анализ динамики изменения максимума нагрузки якутской энергосистемы, структуры установленной электрической мощности и выработки электроэнергии. Представлены сводные показатели линий электропередачи 110 кВ и выше. Дана характеристика балансов электрической энергии и мощности по энергорайонам и приведен единый топливно-энергетический баланс Республики за предшествующие пять лет, который отражает все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД.

В третьей главе отражены особенности и проблемы функционирования якутской энергосистемы. Проведена оценка балансовой ситуации и выявлены "узкие места", связанные с наличием ограничений на технологическое присоединение потребителей, недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше, отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения.

В четвертой главе представлены основные направления развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на период 2014-2018 гг. и до 2020 г. Выполнен прогноз потребности в электрической и тепловой энергии, максимума нагрузки энергосистемы с указанием основных крупных потребителей. Приведен перечень планируемых к вводу и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей, включая возобновляемые источники энергии. Проведена оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности в рассматриваемый период и расчеты электрических режимов. Сформирован перечень рекомендуемых к вводу электросетевых объектов, разработаны принципиальные схемы электрической сети 110 кВ и выше. Определена потребность электростанций и котельных в топливе, разработаны предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения Республики.

Приложением к заключительному отчету являются:

1. Том 2 - Приложения - 201 стр.

2. Том 3 - Результаты расчетов электрических режимов и чертежи (в 2-х частях) - 115 стр.

3. Карта схема развития электроэнергетики Республики на период 2014-2018 гг. и до 2020 г.

Руководитель НИР: зам. директора ИСЭМ СО РАН, д.т.н. проф. Б.Г. Санеев

Ответственные исполнители:

Зав. лабораторией, к.э.н. И.Ю. Иванова (ИСЭМ СО РАН)

Зав. отделом, д.т.н., проф. Н.А. Петров (ИФТПС СО РАН)

Технический директор проектного подразделения В.Н. Старцев (ООО "Премьер-Энерго")

Исполнители:

ИСЭМ СО РАН

Исполнители: д.т.н. А.Д. Соколов, к.т.н. Ю.А. Гришин, к.т.н. О.Н. Войтов, с.н.с. А.Г. Корнеев, к.т.н. А.В. Лагерев, к.э.н. С.Ю. Музычук, к.т.н. Т.Ф. Тугузова, к.э.н. Б.П. Майсюк, н.с. А.К. Ижбулдин, вед. инж. РИ. Музычук, инж. Г.В. Добровольская, инж. И.В. Постников, инж. Л.В. Семенова, компьютерная верстка вед. инж. А.Д. Шиленкова

ИФТПС СО РАН:

Исполнители: м.н.с. В.Б. Захаров, м.н.с. Н.В. Павлов, вед. инж. А.Б. Иванова, вед. инж. П.В. Макаров; вед. инж. З.И. Львова, вед. инж. Д.В. Прохоров

ООО "Премьер-Энерго"

Исполнители: и.о. главного инженера проекта Б.В. Граховский, инж. II кат. И.Б. Залуцкая, инж. М.В. Коробейникова, инж. С.А. Фалилеева, техник Б.И. Чиркову нач. отдела РЗА Б.С. Тресков, инж. II кат. А.В. Гордеев; нач. отдела ЭТО А.С. Павлов, вед. инж. В.Б. Костенко

1. Общая характеристика региона

Республика Саха (Якутия) является самым крупным субъектом Российской Федерации: общая площадь континентальной и островной части составляет 3,1 млн. км. Республика расположена в нескольких природных зонах: арктические пустыни, тундра, лесотундра и тайга. Свыше 40% территории находится за Северным полярным кругом. Большую часть территории Республики занимают обширные горные системы, нагорья и плоскогорья. В Республике почти 700 тысяч рек общей протяженностью свыше 1,5 млн. км. Самые крупные: Лена, Анабар, Оленек, Индигирка, Яна и Колыма. Большая часть территории Республики находится в зоне вечной мерзлоты. Климат суровый, резкоконтинентальный. Территория Якутии находится в пределах трех часовых поясов.

1.1 Население

В Республике проживают представители более 120 национальностей. По данным всероссийской переписи 2010 г. якуты составляют 49,9%, русские - 37,8%, украинцы - 2,2%, эвенки - 2,2%, эвены - 1,6%, татары - 0,9%.

Несмотря на обширную площадь, территория Республики характеризуется слабой заселенностью: средняя плотность населения здесь в десятки раз ниже, чем в европейских регионах России.

В состав Республики входят 446 муниципальных образований, в том числе 34 муниципальных района, 2 городских округа, 49 городских и 361 сельское поселение. Распределение населения Республики по муниципальным образованиям приведено в таблице П.1.1 Приложения 1.

Численность населения в Республике до 2003 г. снижалась: если в 1990 г. она составляла более 1 млн. чел., то к 2003 г. сократилась на 15% и составила 879,4 тыс. чел. Начиная с 2004 г., наблюдается положительная динамика. По состоянию на 1 января 2013 г. численность населения составила 955,86 тыс. чел., что относительно показателя 2003 г. выше на 8,7%.

Основная часть населения (более 600 тыс. чел. - 64,9%) проживает в городах. В Республике насчитывается 13 городов, из них 5 - республиканского подчинения: Якутск, Мирный, Нерюнгри, Нюрба, Покровск и 8 - улусного (районного) подчинения: Алдан, Томмот, Верхоянск, Вилюйск, Ленск, Удачный, Олекминск, Среднеколымск.

Численность населения столицы Республики, г. Якутска, составляет более 280 тыс. чел., городов республиканского подчинения колеблется от 9,2 до 60 тыс. чел., улусного - от 1,2 до 7,6 тыс. чел.

1.2 Экономика

Доля Республики Саха (Якутия) в производстве валового регионального продукта (ВРП) в Дальневосточном федеральном округе составляет 19,2% (3 место после Сахалинской области и Приморского края), а вклад в ВРП страны - 1,07%.

По уровню производства ВРП на душу населения Республика занимает (состоянию на 2011 г.) третье место по ДФО после Сахалинской области и Чукотского автономного округа и пятое место в России.

В период с 2008-2012 гг. объем валового регионального продукта в текущих ценах увеличился почти в 1,6 раза и составил 486,8 млрд руб. В сопоставимых ценах (2008 г.) его рост за этот же период составил 110%. Средний темп роста валового регионального продукта в сопоставимых ценах составлял 102,3%. (таблица 1.2.1, рисунок 1.2.1).

Таблица 1.2.1

Динамика валового регионального продукта

Показатель	Год
Показатель	2008	2009	2010	2011	2012
Валовой региональный продукт, в текущих ценах, млрд. руб.	309,5	328	384	483	486,8
Темп роста ВРП, в % к предыдущему году	107,2	97,6	101,6	107,1	103,2
Валовой региональный продукт, в сопоставимых (2008 г.) ценах, млрд. руб.	309,5	302,1	306,9	328,7	339,2
Рост ВРП в сопоставимых ценах, в % к 2008 г.	100	97,6	99,2	106,2	110

ГАРАНТ:

Графический объект "Производство ВРП в текущих и сопоставимых ценах" (рис. 1.2.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Республика Саха (Якутия) занимает 3 место на Дальнем Востоке по объему внешнеторгового оборота, уступая Сахалинской области и Приморскому краю. Основным экспортным продуктом является каменный уголь. С вводом нефтепроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий Океан" из Республики начат вывоз нефти.

За 2008-2012 гг. годовой объем поступлений собственных доходов в консолидированный бюджет Республики вырос на 171% (с 47,4 до 81,2 млрд. руб.). Основная часть собственных доходов формируется за счет крупных предприятий налогоплательщиков, осуществляющих свою деятельность на территории Республики: ОАО АК "АЛРОСА", ОАО АК "Транснефть", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО ХК "Якутуголь". В структуре налоговых поступлений в 2012 г. доля собственных средств составляла 58%, дотаций - 42%.

В структуре валового регионального продукта наибольшую долю занимает добыча полезных ископаемых - 43,7%. Основной отраслью, характеризующей специализацию Республики, остается горнодобывающая промышленность (добыча алмазов, золота и угля).

В последние годы высокими темпами, наряду с добывающей промышленностью, развивается строительство, транспорт и связь (рисунок 1.2.2). По сравнению с 2005 г. их совокупный вклад в ВРП в 2011 г. увеличился в 4,6 и 3,4 раза соответственно.

ГАРАНТ:

Графический объект "Отраслевая структура ВРП: состояние а) 2005 г.; б) 2011 г., %" (рис. 1.2.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Среднедушевые денежные доходы населения в Республике в 2011 г. по сравнению с 2010 г. повысились на 11% и составили 25,6 тыс. руб. в месяц.

(1) Промышленность

В 2012 г. на территории Республики промышленное производство осуществляли 2167 организаций и территориально-обособленных структурных подразделений. Объем отгруженных товаров по сравнению с 2005 г. увеличился в 2,7 раза. Стоимость основных средств в промышленности за этот период увеличилась в 2,9 раза, при этом среднегодовая численность работников сократилась на 8%. Растет рентабельность предприятий по добыче полезных ископаемых. Нерентабельной остается сфера производства и распределения электроэнергии, газа и воды (таблица 1.2.3).

В структуре промышленного производства в 2012 г. по объему отгруженных товаров основная доля (39%) приходится на алмазную отрасль, на втором месте находится добыча сырой нефти и природного газа (24%) (рисунок 1.2.3). При относительно высоком уровне развития добычи энергоресурсов переработка в Республике не развита, в незначительном объеме перерабатывается нефть. На газоперерабатывающем заводе (г. Якутск) ОАО "Сахатранснефтегаз" производится пропан-бутановая смесь в объемах 14-15 тыс. т в год и 1,6 тыс. т бензина (АП-76). Самообеспеченность нефтепродуктами составляет только 7-10%, остальная часть завозится из-за пределов Республики.

С вводом нефтепроводной системы BCTO на территории Республики в последние три года интенсивно развивается нефтедобыча. Так, добыча нефти в 2012 г. по сравнению с 2009 г. увеличилась в 3,6 раза и составила 6,7 млн. т (рисунок 1.2.4).

Роль Республики в производстве и потреблении топливно-энергетических ресурсов в Дальневосточном федеральном округе приведены в Приложении 1.2.

Уровень добычи газа, ввиду отсутствия крупного потребителя на внутреннем рынке, кроме ОАО АК "Якутскэнерго", растет по мере расширения газификации. Уровень газификации природным (сетевым) и сжиженным газом в Республике составляет 28,7%, в том числе: в городах и поселках городского типа - 30,6%, в сельской местности - 24,7% от количества населенных пунктов.

ГАРАНТ:

Здесь и далее по тексту нумерация таблиц приводится в соответствии с источником

Таблица 1.2.3

Основные показатели промышленности

Показатель	Год
Показатель	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012
Число действующих организаций, ед.	2126	2252	2171	1934	1997	2097	2094	2167
Объем отгруженных товаров собственного производства, млрд. руб., в том числе:	144	152	154	178	158	277	357	391
- добыча полезных ископаемых	112	119	116	136	109	214	286	317
- обрабатывающие производства	14	11	13	15	15	25	28	28
- производство и распределение электроэнергии, газа и воды	18	22	25	27	34	38	43	46
Индекс промышленного производства	93,4	100	100,2	104,2	86,4	117,6	111,4	106,6
Стоимость основных средств, млрд. руб.	168	186	200	258	313	331	452	485
Среднегодовая численность работников, чел.	85274	83671	83188	80718	77724	75843	77959	78767
Инвестиции в основной капитал, млрд. руб.	21	27	50	46	49	47	74	100
Рентабельность проданных товаров, %, в том числе:
- добыча полезных ископаемых	43,1	38,3	36,7	58	30,8	54,4	74,6	59,8
- обрабатывающие производства	2,5	од	-2	0,8	-0,6	-1,1	-1,2	1,7
- производство и распределение электроэнергии, газа и воды	-1,2	-14,8	-3,1	-6,8	-2	-2,8	-6,8	-14,3

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура производства промышленной продукции (состояние 2012 г.), %" (рис. 1.2.3) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Динамика добычи энергоресурсов" (рис. 1.2.4) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

(2) Транспорт

Более 85% территории Республики имеет сезонную транспортную доступность. Основной объем грузов в Республику перевозится в короткий навигационный период речным транспортом, доля которого в грузообороте составляет 43,7%. Около 88% объема производства товаров и услуг находится в районах, обслуживаемых сезонно. Только 16% населения проживает в зоне круглогодичного транспортного сообщения, из 629 сельских населенных пунктов лишь 48 связаны с районными центрами дорожной сетью с твердым типом покрытия, 25 районов из 34 не имеют надежной транспортной связи. Наиболее серьезные проблемы сложились в транспортном обслуживании населения, проживающего в Арктической зоне, где связь традиционно осуществляется воздушным транспортом и вездеходной техникой. Высокая стоимость воздушных перевозок, отсутствие транспорта высокой проходимости является ограничивающим фактором социально-экономического развития.

По территории Республики проходят три федеральные автодороги. Протяженность сети автомобильных дорог регионального и муниципального значения на территории Республики Саха (Якутия) составляет 18,1 тыс. км. Более подробное описание транспортной системы Республики приведено в разделе 1 Книги 1.

Несмотря на серьезные проблемы, транспортный комплекс в целом удовлетворяет спрос на перевозки грузов и пассажиров. Главным достижением Республики по развитию транспортной инфраструктуры Республики стал приход в 2011 г. в Центральную Якутию (в правый берег р. Лена) железной дороги, протяженностью 1239 км, соединяющий Республику с БАМом и Транссибирской магистралью.

(3) Строительство

Строительство жилья в Республике имеет относительно высокие темпы роста. В 2012 г. построено 365 тыс. м2 жилищной площади. По сравнению с 2011 г. темп ввода составил 14,4%. Всего построено 4659 квартир, средний размер которых составляет 68,4 м2. На 1000 жителей в среднем по Республике введено 333,2 м2 общей площади. В последние годы наблюдается рост индивидуального жилищного строительства.

Общий жилищный фонд в 2011 г. составил 19488,3 тыс. м2, причем городской фонд занимает 64%. Площадь жилых помещений, приходящаяся в среднем на одного жителя, в 2011 г. составила 20,4 м2.

Удельный вес ветхого аварийного жилья ежегодно сокращается и по состоянию на 2012 г. составляет 13,3% от общего фонда жилья.

В последние годы увеличивается, особенно в сельской местности, строительство дошкольных учреждений, объектов культуры, и спортивных сооружений.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Саха (Якутия) за прошедший пятилетний период (2008-200-12 гг.)

2.1 Общая характеристика энергосистемы Республики

Энергосистема Республики Саха (Якутия) состоит из трех не связанных между собой энергорайонов - Южно-Якутского, Центрального и Западного, а также зоны децентрализованного энергоснабжения (Северного энергорайона), - и в настоящее время является энергоизбыточной.

Южно-Якутский энергорайон (ЮЯЭР) (установленная мощность электростанций 618 МВт) обеспечивает электроэнергией Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы. ЮЯЭР связан двумя линиями электропередачи 220 кВ с ОЭС Востока.

Центральный энергорайон (ЦЭР) (установленная мощность с учетом резервных электростанций 468,4 МВт) обеспечивает электроэнергией центральный промышленный узел и группу центральных улусов (районов), в том числе заречных, связанных с левобережьем построенной через реку Лену линией электропередачи в габаритах 220 кВ.

Западный энергорайон (ЗЭР) (установленная мощность с учетом резервных электростанций и Талаканской ГТЭС 1245,3 МВт) объединяет Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группу вилюйских сельскохозяйственных улусов (районов), а также имеет связь с Олекминским районом.

Северный энергорайон (зона децентрализованной энергетики) включает в себя обширную территорию с большим количеством автономных дизельных и газотурбинных электростанций (суммарной установленной мощностью 187,2 МВт), снабжающих отдельные поселки.

2.1.1. Характеристика генерирующих компаний

Основными генерирующими компаниями на территории Республики являются ОАО АК "Якутскэнерго", ОАО "Дальневосточная генерирующая компания", ОАО АК "АЛРОСА", ОАО "Сургутнефтегаз". Суммарная установленная мощность электростанций этих компаний составляет 2332 МВт, они обеспечивают 96-97% общей выработки электроэнергии и свыше 30% тепловой энергии в Республике.

В Северном энергорайоне функционирует 125 электростанций, принадлежащих ОАО "Сахаэнерго", являющейся 100% дочерним предприятием ОАО АК "Якутскэнерго".

Кроме этого, на территории Республики расположено еще довольно большое количество автономных энергоисточников, суммарная установленная мощность которых оценивается более чем в 200 МВт. Они принадлежат ОАО АК "АЛРОСА" (всего 39 МВт), ОАО АК "Транснефть" (на НПС-12, 13, 14 всего 89 МВт), ОАО "Якутская топливно-энергетическая компания" (бывшая ОАО "Якутгазпром") (16 МВт), ОАО "Сахаолово" 6 МВт), ОАО "ЮВГК" Группы "Полюс" (3 МВт) и другим горнодобывающих и геологоразведочным компаниям.

Административный центр Нижнеколымского улуса п. Черский получает электроэнергию от Чаун-Билибинского энергоузла Чукотского автономного округа (среднегодовое потребление - 15-16 млн. кВт*ч), часть Оймяконского улуса, в том числе административный центр п. Усть-Нера, - от Западных ЭС ОАО "Магаданэнерго" (среднегодовое потребление - 130-140 млн. кВт*ч).

Централизованным энергоснабжением охвачено 36% территории Республики, где проживает 85% населения. Зона децентрализованного энергоснабжения - зона локальной энергетики охватывает площадь 2,2 млн. км (64%) с 15% проживающего в Республике населения.

Гарантирующими поставщиками электроэнергии на территории Республики, кроме ОАО АК "Якутскэнерго" и ОАО "Сахаэнерго", являются ОАО АК "АЛРОСА", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Якутская топливно-энергетическая компания", ОАО "Магаданэнерго", ООО "Районные электрические сети", ОАО "Оборонэнергосбыт"1.

Суммарная установленная тепловая мощность электростанций в Республике составляет 2506,4 Гкал/ч, котельных крупных энергокомпаний - 4444,7 Гкал/ч.

(1) ОАО АК "Якутскэнерго"

ОАО АК "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 Южном энергорайоне компания осуществляет только энергосбытовую деятельность.

В состав ОАО АК "Якутскэнерго", кроме генерирующих источников (Каскада Вилюйских ГЭС-1, 2, Якутской ГРЭС и Якутской ТЭЦ), входят 2 предприятия электрических сетей (Центральные и Западные), в составе которых эксплуатируется 43 резервных и автономных электростанции суммарной мощностью 239,2 МВт (таблица 2.1.1).

Таблица 2.1.1

Установленная мощность электростанций ОАО АК "Якутскэнерго" (состояние 2012 г.)

Энергетическое предприятие	Установленная мощность
Энергетическое предприятие	электрическая, МВт	тепловая, Гкал/ч
Каскад Вилюйских ГЭС-1-2	680	-
Якутская ГРЭС	368	548
Якутская ТЭЦ	12	497
Западные электрические сети	150,8*	56,5*
Центральные электрические сети	88,4	15,8
Котельные Якутской ТЭЦ	-	70,9
Всего	1299,2	1188,3

Примечание - * включая резервные Мирнинскую ГРЭС и Ленскую ГТЭС

Источник: составлено по формам Росстата 6-ТП за 2012 г.

Установленная электрическая мощность электростанций на конец 2012 г. составила 1299,2 МВт. Ретроспективная динамика основных производственных показателей компании ОАО АК "Якутскэнерго" приведена в Приложении 2.1.

Установленная тепловая мощность Якутской ГРЭС и Якутской ТЭЦ в 2012 г. составила 1045 Гкал/ч, котельных (включая Мирнинскую ГРЭС и Ленскую ГТЭС) - 143,3 Гкал/ч. Котельные компании расположены в г.г. Якутске, Мирном, Ленске, Нюрбе, Вилюйске, в пп. Солнечный, Борогонцы, Усть-Мая, а также в сс. Верхневилюйск, Сунтар, Амга, Майя, Чурапча и др. Основными потребителями тепловой энергии ОАО АК "Якутскэнерго" являются население и коммунально-бытовой сектор (образовательные, лечебные учреждения и т.д.).

(2) ОАО "Дальневосточная генерирующая компания"

Филиал ОАО "Дальневосточная генерирующая компания" Нерюнгринская ГРЭС функционирует в Южно-Якутском энергорайоне Республики и обеспечивает электрической энергией потребителей Нерюнгринского и Алданского районов, но большая 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 - 1385 Гкал/час (таблица 2.1.2).

Таблица 2.1.2

Установленная мощность электростанций филиала ОАО "ДГК" (состояние 2012 г.)

Электростанция	Установленная мощность
Электростанция	электрическая, МВт	тепловая, Гкал/ч
Нерюнгринская ГРЭС	570	1220
Чульманская ТЭЦ	48	165
Всего	618	1385

Источник: составлено по формам Росстата 6-ТП за 2012 г.

Нерюнгринская ГРЭС обеспечивает теплом предприятие ОАО "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/час.

Чульманская ТЭЦ обеспечивает электроэнергией пос. Чульман и горно-добывающую промышленность Алданского района, теплом - промышленные предприятия и жилой фонд п. Чульман.

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

(3) ОАО "Сахаэнерго"

ОАО "Сахаэнерго" обеспечивает теплом и электроэнергией самые труднодоступные и отдаленные населенные пункты Республики Саха (Якутия) - 17 улусов, занимающих большую часть (2/3) территории Республики с населением около 130 тыс. человек. Из 17 улусов этой зоны 14 условно относятся к Северному энергорайону, где расположено основное количество ДЭС.

В 2012 г. в состав ОАО "Сахаэнерго" входило 117 дизельных, три газопоршневых и четыре газотурбинных электростанции, 1 ветровая (ВЭС) в п. Тикси и 2 солнечные (СЭС) электростанции в пп. Батамай и Ючюгей. Также на балансе находится мини-ТЭЦ в п. Депутатский (электрической мощностью 7,5 МВт). Общая установленная электрическая мощность энергообъектов Компании на конец 2012 г. составляла 187,2 МВт. Динамика основных производственных показателей Компании приведена в Приложении 2.1.

За 2013 г. в децентрализованной зоне ОАО "Сахаэнерго" введены в эксплуатацию еще две солнечных электростанции (суммарной мощностью 90 кВт) в пп. Дулгалах и Куду-Кюель.

Установленная тепловая мощность энергоисточников ОАО "Сахаэнерго" в 2012 г. составила 92,6 Гкал/ч, из них мини-ТЭЦ в п. Депутатский 76,4 Гкал/ч. Компании принадлежат четыре котельные, расположенные в г. Олекминске, пп. Депутатский, Куйдусун, Ситта. Кроме того, производство тепловой энергии осуществляется теплоутилизационными установками дизельных электростанций. 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) ОАО АК "АЛРОСА"

На территории Западного энергорайона функционируют энергетические предприятия ОАО АК "АЛРОСА". Дочерней компанией АК "АЛРОСА" является ОАО "Вилюйская ГЭС-3" (Светлинская ГЭС), осуществляющая выработку и передачу электроэнергии предприятиям Западного энергорайона. Установленная мощность Светлинской ГЭС составляет 277,5 МВт при проектной 370 МВт.

Кроме того, в Западном энергорайоне функционируют и другие энергопредприятия, принадлежащие ОАО АК "АЛРОСА": ДЭС в п. Накын (Нюрбинский ГОК), ДЭС в пп. Айхал, Удачный, Верхняя Муна, ДЭС аэропорта пос. Саскылах, ДЭС в с. Моркока Мирнинского управления автомобильных дорог, ДЭС в п. Орто-Нахара ПУ "Алмаздортранс" и др. Суммарная мощность автономных электростанций Компании оценивается в 39 МВт.

Потребность в тепловой энергии на объектах ОАО АК "АЛРОСА" обеспечивается собственными источниками тепловой энергии: в ведении Компании находится 55 котельных суммарной установленной тепловой мощностью 417,4 Гкал/ч, из них 23 электрокотельные - 397,3 Гкал/ч.

(5) ОАО "Сургутнефтегаз"

Компания ОАО "Сургутнефтегаз" занимается добычей нефти и газа на Талаканском НГКМ в юго-западной части Республики Саха (Якутия). Для обеспечения потребностей нефтедобычи на месторождении и НПС-8 и НПС-12 нефтепроводной системы BCTO функционирует Талаканская ГТЭС, принадлежащая ОАО "Сургутнефтегаз", установленной мощностью 137 МВт.

Потребность в тепловой энергии на промышленных объектах ОАО "Сургутнефтегаз" обеспечивается собственными источниками: утилизаторами тепловой энергии на Талаканской ГТЭС и котельными.

2.1.2 Характеристика электросетевых компаний

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

Энергоснабжение Республики Саха (Якутия)

/-----------------\ /--------------------\/----------\ /----------------\

|       ОАО       | |ОАО "Якутскэнерго"  ||    АК    | |      ОАО       |

|"Дальневосточная | |                    || "АЛРОСА" | |"Сургутнефтегаз"|

|распределительная| \--------------------/\----------/ \----------------/

|сетевая компания"|                  | |           |

\-----------------/ /----------------\| |           |  /-----------\

        |           |ОАО "Сахаэнерго"|| |           |  |Талаканское|

        |  /--------|                || |           |  |    НГКМ   |

        |  |        \----------------/| \--------\  |  \-----------/

/-------------\   /------------\ /-----------\ /-----------\

|Южно-Якутский|   |  Северный  | |Центральный| | Западный  |

| энергорайон |   |энергорайон | |энергорайон| |энергорайон|

\-------------/   \------------/ \-----------/ \-----------/

ГАРАНТ:

Схема электроснабжения потребителей основными электросетевыми компаниями (рис. 2.1.1)

Общая протяженность линий электропередачи всех уровней напряжения - более 27 тыс. км, из них находящихся на балансе ОАО "Якутскэнерго" - 21545 км, ОАО "Сахаэнерго" - 2043 км, ОАО "ДРСК" - 1734 км.

(1) ОАО АК "Якутскэнерго"

ОАО АК "Якутскэнерго" является и генерирующей, и электросетевой компанией. В качестве электросетевой Компания обслуживает электрические сети напряжением 0,4-220 кВ. Общая протяженность находящихся на балансе компании высоковольтных линий электропередачи составляет 21545,3 км по трассе на территории Западного и Центрального энергорайонов, в том числе: ВЛ 220 кВ - 1649 км, ВЛ 110 кВ - 2933,2 км, ВЛ 35 кВ - 3418,5 км, ВЛ 10 кВ - 5838,3 км, ВЛ 6 кВ - 1153,7 км и ВЛ 0,4 кВ - 6552,6 км. Основная часть линий электропередачи выполнена на деревянных опорах - 20577,4 км, из которых ВЛ 220 кВ - 966,6 км. Длина ЛЭП на металлических опорах составляет: одноцепных - 634,1 км, из которых ВЛ 220 кВ - 493,8 км, двухцепных - 273,1 км, из которых ВЛ 220 кВ - 188,6 км2.

(2) ОАО "Сахаэнерго"

В ведении ОАО "Сахаэнерго" находятся электрические сети различных классов напряжения общей протяженностью 2043,2 км, в том числе:

- 1902,2 км воздушных линий электропередачи, из них: ВЛ-35 кВ - 7,2 км, ВЛ 6-10 кВ - 697,7 км, ВЛ 0,4 кВ - 1197,3 км.

- 141 км кабельных линий, из них: КЛ 0,4 кВ - 81,4 км, КЛ 6 кВ - 58,8 км3.

Основная доля кабельных линий приходится на п. Тикси Булунского улуса: КЛ 0,4 кВ - 35,2 км, КЛ 6 кВ - 34 км. Воздушные линии электропередачи, в основном, выполнены в одноцепном исполнении.

(3) ОАОАК "АЛРОСА"

В Западном энергорайоне, помимо ОАО АК "Якутскэнерго", электросетевую деятельность осуществляет крупнейший потребитель электрической энергии - ОАО АК "АЛРОСА". В ведении Компания 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 км4.

(4) ОАО "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" ОАО "Дальневосточная распределительная сетевая компания", деятельность которого заключается в передаче и распределении электрической энергии, обслуживании и ремонте электрических сетей. ОАО "ДРСК" является дочерним предприятием ОАО "Дальневосточная энергетическая компания" и работает в составе ОЭС Востока.

Общая протяженность воздушных и кабельных линий электропередачи, находящихся на балансе филиала "Южно-Якутские электрические сети", составляет 1734 км, из них ВЛ 110 кВ - 558,8 км, ВЛ 35 кВ - 249,6 км. Большая часть линий электропередачи выполнена на деревянных опорах.

Южно-Якутский энергорайон функционирует в составе ОЭС Востока: связь осуществляется посредством двух ЛЭП 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында.

(5) ОАО "Сургутнефтегаз"

С 2009 г. компания ОАО "Сургутнефтегаз", кроме собственных потребностей, обеспечивает электроснабжение потребителей "АК "Транснефть" посредством двух одноцепных высоковольтных линий электропередачи (ВЛ 110 кВ в габаритах 220 кВ) Талакан - НПС N 8 - НПС N 10 общей протяженностью 228 км, двух подстанций (ПС 110/10 кВ), двух одноцепных высоковольтных линий электропередачи 110 кВ НПС N 10 - Талаканская ГТЭС длиной 3 км.

Электроснабжение Талаканского НГКМ осуществляется на напряжении 35 кВ на месторождении расположено восемь ПС 35 кВ общей мощностью 163,2 MB А, линии электропередачи 35 кВ общей протяженностью 141,2 км в одноцепном исчислении.

(6) ОАО "Дальневосточная энергетическая управляющая компания"

ОАО "ДВЭУК" не является электросетевой компанией, но в больших объемах осуществляет электросетевое строительство на территории Республики Саха (Якутия). Так, среди объектов, реализованных (и реализуемых в настоящее время) Компанией в период 2008-2012 гг.:

- ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск с ПС 220 кВ в г. Олекминске;

- ВЛ 220 кВ Чернышевский - Мирный - Городская (Ленск) - Пеледуй;

- ВЛ 220 кВ Городская (Ленск) - Олекминск;

- ПС 220 кВ Олекминск;

- ПС 220 кВ Городская;

- ПС 220 кВ НПС-12;

- ПС 220 кВ НПС-13;

- ПС 220 кВ Пеледуй.

2.2 Отчетная динамика и структура электропотребления за 2008-2012 гг.

За период 2008-2012 гг. электропотребление в Республике характеризуется в целом положительной динамикой роста (темп прироста за 5 лет составил около 4,2%). В 2009 г. в связи с экономическим спадом в промышленности наблюдалось снижение потребления на 6,2% по сравнению с 2008 г.: снижение потребления электроэнергии составило 427,3 млн. кВт*ч, из них: ОАО АК "АЛРОСА" - 285,6 млн. кВт*ч (66,8% от суммарного снижения по Республике). Потребление электроэнергии в 2009 г. достигло минимально низкого значения с 1990 г. Начиная с 2010 г., наблюдается поступательный рост электропотребления и в 2011 г. был практически достигнут уровень докризисного 2008 г., в 2012 г. электропотребление возросло до 7126 млн. кВт*ч (таблица 2.2.1).

Таблица 2.2.1

Динамика электропотребления в Республике

Показатель	Год					Пятилетний отчетный период
Показатель	2008	2009	2010	2011	2012	Пятилетний отчетный период
Электропотребление, млн. кВт*ч	6841,7	6414,4	6597,3	6813,1	7126,6	-
Абсолютный прирост, млн. кВт*ч		-427,3	182,9	215,8	313,5	284,9
Среднегодовые темпы прироста, %		-6,2	2,9	3,3	4,6	4,2

Основное потребление электроэнергии сосредоточено в таких отраслях экономики как добыча полезных ископаемых (39,3% в 2012 г.), производство и распределение электроэнергии, газа и воды (14,4%), транспорт и связь (5,4%) (таблица 2.2.2, рисунок 2.2.2).

Доля населения в структуре потребления электроэнергии составляет около 12%. Сопоставима с этим показателем доля потерь электроэнергии в сетях общего пользования. В децентрализованной зоне в 2011-2012 гг. было потреблено 266 и 260 млн. кВт*ч электроэнергии соответственно5. Более подробный анализ динамики потребления электроэнергии в Республике приведен в Приложении 2.2.

Таблица 2.2.2

Изменение электропотребления по основным группам потребителей за 2011-2012 гг.

Потребитель	2011 г.		2012 г.
Потребитель	млн. кВт*ч	%	млн. кВт*ч	%
Электропотребление по видам экономической деятельности, всего, в том числе:	5032,0	73,9	5421,9	76,1
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	60,1	0,9	30,5	0,4
Добыча полезных ископаемых	2425,4	35,6	2798,8	39,3
Обрабатывающие производства	503,9	7,4	268,9	3,8
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	860,0	12,6	1029,3	14,4
Строительство	79,8	1,2	94,9	1,3
Транспорт и связь	391,0	5,7	382,7	5,4
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг	419,2	6,2	6
Другие виды экономической деятельности	292,6	4,3	816,8	11,5
Население	860,5	12,6	833,3	11,7
Потери в сетях общего пользования	920,6	13,5	871,2	12,2
Итого	6813,1	100	7126,4	100

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура потребления электроэнергии (состояние 2012 г.), %" (рис. 2.2.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

2.3 Перечень основных крупных потребителей электрической энергии

Перечень основных крупных потребителей представлен, в основном, предприятиями по добыче полезных ископаемых, транспортировке нефти, цветной металлургии и жилищно-коммунального хозяйства (таблица 2.3.1).

Таблица 2.3.1

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии

Потребитель	Вид деятельности	Годовой объем электропотребления, млн. кВт*ч		Максимум нагрузки, МВт
Потребитель	Вид деятельности	2011 г.	2012 г.	2011 г.	2012 г.
ОАО АК "АЛРОСА"*	Алмазодобывающая промышленность	1527	1548	318,4	292,9
ОАО "Сургутнефтегаз"*	Добыча нефти	289,9	346,8	47,2	56,8
ОАО ХК "Якутуголь"	Угольная промышленность	288,7	317,9	35,4	44,5
ОАО "Алданзолото ГРК"	Цветная металлургия	137,8	146,2	15,7	25,9
ОАО АК "Транснефть"*:	Транспортировка нефти
НПС-10		83,4	78,6	11,2	17,0
НПС-12		-	55	-	10,9
НПС-13		-	58	-	11,6
НПС-14		72,2	90	15,4	18
НПС-16		-	62	-	8,8
ОАО ПО "Якутцемент"*	Промышленность строительных материалов	54,2	53,8	9	9
МУП "Теплоэнергия"	Теплоснабжение	26,0	29,3	5,5	8,9
ОАО "Водоканал" г. Якутск	Водоснабжение	46,0	46,5	7,1	8,2
ОАО "Нерюнгринский городской водоканал"*	Водоснабжение	41,0	38,4	4,7	4,4
ОАО "Золото Селигдара"	Цветная металлургия	26,1	26,8	3,0	3,7
ОАО "УК Нерюнгриуголь"*	Угольная промышленность	23,3	26,5	8,3	10,0
С/А "Дражник"	Цветная металлургия	12,7	15,1	3,5	3,7

Примечание - * составлено по отчетным данным компаний - см. Приложения 2.3-2.8

2.4 Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы

2.4.1 Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы

(1) Западный энергорайон

Динамика электропотребления и максимума нагрузки в Западном энергорайоне за 2008-2012 гг. приведена в таблице 2.4.1.

Особенностью Западного энергорайона является то, что промышленность специализируется фактически на одной отрасли - алмазодобыче. Крупнейшим потребителем электроэнергии являются предприятия ОАО АК "АЛРОСА", доля которой составляет около 60% от общего электропотребления Западного энергорайона. Вследствие этого изменение электропотребление ОАО АК "АЛРОСА" оказывается значительное влияние на динамику электропотребления всего Западного энергорайона.

Таблица 2.4.1

Динамика максимальных нагрузок и электропотребления в Западном энергорайоне

Показатель	Год
Показатель	2008	2009	2010	2011	2012
Максимум нагрузки, МВт	630,8	609,7	569,7	567,0	551,9
Годовое изменение, %		-3,34	-6,56	-0,47	-2,66
Электропотребление, млн. кВт*ч	3011,0	2708,0	2704,0	2689,2	2796,0
Годовое изменение, %		-10,06	-0,15	-0,55	3,97
Число часов использования максимума нагрузки, час.	4773	4442	4746	4743	5066

Как следует из таблицы 2.4.1, в период 2008-2012 гг. в Западном энергорайоне наблюдается тенденция снижения как максимума нагрузки (рисунок 2.4.1 а), так и электропотребления (рисунок 2.4.1 б).

ГАРАНТ:

Графический объект "Изменение годового максимума нагрузки и объема электропотребления Западного энергорайона" (рис. 2.4.1 а) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Изменение годового максимума нагрузки и объема электропотребления Западного энергорайона" (рис. 2.4.1 б) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

В 2009 г. произошло значительное уменьшение электропотребления относительно 2008 г. - на 303 млн. кВт*ч. Снижение электропотребления связано, в основном, с мировым финансовым кризисом. Так, снижение потребления ОАО АК "АЛРОСА" составило 285,6 млн. кВт*ч в связи с работой только одной очереди фабрик N 8, 12, 14, консервацией базы Мирнинской ГРЭС, драги N 202 прииска "Ирелях", объектов МСМТ, а также в связи с остановкой горных работ на месторождении "Водораздельные галечники". Также произошло снижение электропотребление ОАО "Теплоэнергосервис" в связи с переводом системы горячего водоснабжения (ГВС) в п. Светлый с электрокотельной на газовую котельную, а также снижением объемов выработки тепловой энергии (отключение БГРЭ, ОАО "Гидроспецстрой"),

Максимум нагрузки и потребность в электроэнергии в 2010 г. снизилась по отношению к 2009 г. на 40 МВт и 4 млн. кВт*ч. Число часов использования максимума нагрузки по сравнению с предыдущим годом увеличилось и составило 4746 час. По ОАО АК "АЛРОСА" электропотребление за этот период уменьшилось на 39 млн. кВт*ч. Произошло снижение и электропотребления ОАО "Теплоэнергосервис" в связи с отключением ряда объектов, переводом в октябре 2009 г. подготовки ГВС с электрокотельной на газовую в п. Светлый. Снижение потребления электроэнергии частично компенсировано увеличением электропотребления другими предприятиями, в том числе: ООО "Востокнефтепровод", осуществившим ввод в эксплуатацию НПС-14 в 4 квартале 2010 г., перевод на электроотопление учреждений Нюрбинского и Сунтарского улусов (1,4 млн. кВт*ч) и др.

В 2011 г. в Западном энергорайоне потребление электроэнергии по сравнению с 2010 г. снизилось на 14,8 млн. кВт*ч, максимум нагрузки - на 2,7 МВт. По ОАО АК "АЛРОСА" уменьшение электропотребления составило 78 млн. кВт*ч, в том числе в связи с повышением температуры наружного воздуха в отопительный период и из-за изменения сроков проведения плановых производственных ремонтов. По ООО "Востокнефтепровод" (НПС-14) увеличилось потребление электроэнергии на 71,7 млн. кВт*ч.

В 2012 г. максимальная нагрузка составила 551,9 МВт, электропотребление по сравнению с 2011 г. увеличилось на 106,8 МВт. Число часов использования максимума нагрузки составило 5066 час. Рост электропотребление энергорайона связан с увеличением нагрузки ОАО АК "АЛРОСА": осуществлен ввод в эксплуатацию рудника "Удачный" и ПС 110/6 кВ "Электрокалорифер". Также в 2012 г. увеличилось электропотребление на НПС-13 ООО "Транснефтьэнерго", введенной в эксплуатацию в 4 квартале 2011 г.

(2) Центральный энергорайон

Динамика электропотребления и максимальных электрических нагрузок потребителей в Центральном энергорайоне приведена в таблице 2.4.2. Анализ показывает, что динамика изменения максимума нагрузки (рисунок 2.4.2 а) и электропотребления (рисунок 2.4.2 б) за период 2008-2012 гг. в Центральном энергорайоне различна.

Таблица 2.4.2

Динамика максимальных нагрузок и электропотребления в Центральном энергорайоне

Показатель	Год
Показатель	2008	2009	2010	2011	2012
Максимум нагрузки, МВт	315,3	307,3	319,0	312,2	320,1
Годовое изменение, %		-2,54	3,81	-2,13	2,53
Электропотребление, млн. кВт*ч	1581	1599	1610	1604	1653
Годовое изменение, %		1,14	0,69	-0,37	3,05
Число часов использования максимума нагрузки, час.	5014	5203	5047	5138	5164

ГАРАНТ:

Графический объект "Изменение годового максимума нагрузки и объема электропотребления в Центральном энергорайоне" (рис. 2.4.2 а) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Изменение годового максимума нагрузки и объема электропотребления в Центральном энергорайоне" (рис. 2.4.2 б) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

В 2009 г. максимум нагрузки в Центральном энергорайоне по сравнению с 2008 г. уменьшился на 8 МВт и составил 315,3 МВт в день прохождения собственного максимума нагрузки энергорайона, потребность в электроэнергии увеличилась на 18 млн. кВт*ч. Снижение максимума нагрузки в энергорайоне обуславливается более высокой температурой наружного воздуха в 2009 г. Кроме того, спад электропотребления промышленности, строительства и сельского хозяйства связан с мировым финансово-экономическим кризисом, вследствие которого многие компании снизили свое производство, масштабы строительства значительно уменьшились, снизился уровень покупательной способности населения.

В 2010 г. максимум нагрузки в Центральном энергорайоне по сравнению с 2009 г. увеличился на 11,7 МВт и составил 319 МВт в день прохождения собственного максимума нагрузки энергорайона, а потребность в электроэнергии увеличилась на 11 млн. кВт*ч, достигнув уровня докризисных лет.

В 2011 г. максимум нагрузки Центрального энергорайона по сравнению с уровнем 2010 г. уменьшился на 6,8 МВт и составил 312,2 МВт в день прохождения собственного максимума нагрузки энергорайона, а потребность в электроэнергии уменьшилась на 6 млн. кВт*ч. Снижение максимума нагрузки, как и в 2009 г., обуславливается более высокой температурой наружного воздуха в день прохождения максимума нагрузки. Кроме того, спад электропотребления связан со снижением потребления крупными потребителями, в том числе: ОАО XK "Якутуголь" (отсутствие рынка сбыта коксующихся углей), ОАО "Якутцемент" (частичный переход на собственные энергоисточники), ОАО "Якутская птицефабрика", ОАО "Хатасский свинокомплекс".

В 2012 г. максимум нагрузки Центрального энергорайона по сравнению с уровнем 2011 г. увеличился на 8 МВт и составил 320,1 МВт в день прохождения собственного максимума нагрузки энергорайона, а потребность в электроэнергии увеличилась на 49 млн. кВт*ч. Рост электропотребления в энергорайоне в 2012 г. обусловлен вводом новых потребителей: туристский центр п. Табага, объекты жилья и соцкультбыта, железнодорожная станции п. Нижний Бестях. Кроме того, рост электропотребления происходит в связи с увеличением электропотребления крупными потребителями, такими как ОАО XK "Якутуголь" (увеличение объема добычи угля), ОАО "Якутцемент" (рост объемов госзаказа), МУП "Теплоэнергия" г. Якутск.

(3) Южно-Якутский энергорайон

Динамика электропотребления и собственного максимума нагрузки в Южно-Якутском энергорайоне за 2008-2012 гг. приведена в таблице 2.4.3. Как и в Центральном энергорайоне, здесь также изменение максимума нагрузки (рисунок 2.4.3 а) и электропотребления (рисунок 2.4.3 б) имеют различный характер.

Таблица 2.4.3

Динамика максимальных нагрузок и электропотребления в Южно-Якутском энергорайоне

Показатель	Год
Показатель	2008	2009	2010	2011	2012
Максимум нагрузки, МВт	253	246	268	258,8	268,7
Годовое изменение, %		-2,77	+8,94	-3,43	+3,83
Электропотребление, млн. кВт*ч	1536,8	1377,4	1488,6	1592,1	1675,3
Годовое изменение, %		-10,37	+8,07	+6,95	+5,23
Число часов использования максимума нагрузки, час.	6074	5599	5554	6152	6235

ГАРАНТ:

Графический объект "Изменение годового максимума нагрузки и объема электропотребления в Южно-Якутском энергорайоне" (рис. 2.4.3 а) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Изменение годового максимума нагрузки и объема электропотребления в Южно-Якутском энергорайоне" (рис. 2.4.3 б) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

В 2009 г. по сравнению с 2008 г. наблюдается спад нагрузки на 7 МВт и электропотребления на 159,4 млн. кВт*ч. Снижение, как и в других энергорайонах, связано с проявлением мирового финансового кризиса.

В 2010 г. имело место увеличение электропотребления на 111,2 млн. кВт*ч и нагрузки на 22 МВт относительно 2009 г., что объясняется подключением новых потребителей (ПС 110 кВ Дежневская, ПС 110 кВ Рябиновая). Кроме того, прирост связан с изменением режима работы и увеличением объемов перекачки нефти на НПС-17 по сравнению с моментом ввода объекта в сентябре 2009 г. Увеличение потребления частично компенсировано снижением потребления ОАО "ДРСК" (повышение температуры наружного воздуха) и Филиала ОАО "ДГК" "Нерюнгринская ГРЭС".

В 2011 г. относительно 2010 г. нагрузка существующих потребителей снизилась на 9,2 МВт, однако, имел место рост электропотребления на 103,5 млн. кВт*ч. Увеличение связано с передачей объектов ГУП "ЖКХ PC (Я)" Алданскому филиалу ОАО "Теплоэнергосервис" и увеличением объемов перекачки нефти на НПС-17.

В 2012 г. увеличение электропотребления на 83,2 млн. кВт*ч и нагрузки на 9,9 МВт относительно 2011 г. объясняется бесперебойной работой технологического оборудования ОАО "Алданзолото", увеличением объемов работ ОАО "Селигдар", увеличением объемов выработки угля ОАО УК "Нерюнгриуголь" и подключением соответствующих потребителей (ПС 110 кВ СХК, ПС 110 кВ Алдан и ПС 110 кВ Угольная).

2.4.2 Наличие резервов мощности крупных энергоузлов по состоянию на 2012 год

Особенностью электроэнергетики Республики является изолированность ее энергорайонов, из-за чего совмещенный максимум не является показательной величиной для энергосистемы. Вследствие этого для каждого энергорайона рассмотрен собственный максимум нагрузки.

(1) Западный энергорайон

Максимальная нагрузка 551,9 МВт была зафиксирована 16 января 2012 г. и покрывалась следующими станциями:

- Вилюйские ГЭС-1, 2 - 450,9 МВт;

- Светлинская ГЭС - 101,0 МВт.

Суммарный резерв мощности по энергорайону составил 269,314 МВт, в том числе: вращающийся - 59,1 МВт, холодный - 210,212 МВт.

(2) Центральный энергорайон

Максимальная нагрузка 320,1 МВт зафиксирована 13 января 2012 г. и покрывалась следующими станциями:

- Якутская ГРЭС - 314,3 МВт;

- Якутская ТЭЦ - 5,7 МВт.

Суммарный резерв мощности по энергорайону составил 85,484 МВт, в том числе: вращающийся 0,3 МВт, холодный - 85,184 МВт.

(3) Южно-Якутский энергорайон

Собственный максимум нагрузки в энергорайоне в 2012 г. составил 268,7 МВт, передача электроэнергии в ОЭС Востока 251,5 МВт. Итого, нагрузка составляла 520,2 МВт и покрывалась Нерюнгринской ГРЭС и Чульманской ТЭЦ. С учетом ограничений мощности в час выработки нагрузки (30 МВт), фактический резерв составил 67,8 МВт.

Таким образом, во всех энергорайонах Республики в 2012 г. были достаточные резервы мощности.

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

Потребление тепловой энергии в 2012 г. в Республике составило 11,75 млн. Гкал, что на 4,03% ниже показателя предыдущего года. В таблице 2.5.1 представлена динамика изменения теплопотребления за период 2008-2012 гг.

Таблица 2.5.1

Динамика потребления тепловой энергии в Республике

Показатель	Год
Показатель	2008	2009	2010	2011	2012
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	12960,6	12545,5	11871,5	12226,6	11733,5
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал		-415,2	-673,9	355,1	-493,0
Средние темпы прироста, %		-3,2	-5,4	3,0	-4,0

Источник: формы Росстата 1-ТЕП и 4-ТЭР за 2008-2012 гг.

Значительных изменений в структуре потребления тепловой энергии в Республике за рассматриваемый период не выявлено. Доля населения в структуре теплопотребления увеличилась с 41% в 2008 г. до 45,8% в 2012 г., доля коммунального сектора сохранилась на уровне 2008 г. и составляет 17,4%. В 2011 г. наблюдалось некоторое увеличение теплопотребления в промышленном секторе, в частности, в отрасли добычи полезных ископаемых, на 7%, в 2012 г. доля промышленности в общем объеме теплопотребления составила 12,6% (таблица 2.5.2, рисунок 2.5.1)

Суммарная установленная тепловая мощность электростанций в 2012 г. составила 2506,4 Гкал/ч. На электростанциях установлено 34 энергетические установки различных типов, 8 паровых и 12 водогрейных котлов.

Таблица 2.5.2

Динамика теплопотребления по основным группам потребителей

Потребитель	Год
Потребитель	2008	2009	2010	2011	2012
Потребление, всего, в том числе:	12960,6	12545,3	11871,5	12226,6	11733,5
промышленность, всего, в том числе:	1731,6	1962,0	1784,3	2791,4	1827,8
добыча полезных ископаемых	1558,1	1767,3	1563,3	2498,4	1396,2
обрабатывающие производства	173,5	194,7	221,0	293,0	431,6
Сельское хозяйство	49,6	56,0	49,0	48,0	48,3
Рыболовство, рыбоводство	0,0	0,0	0,9	0,0	0,0
Строительство	325,4	383,2	306,3	235,7	245,0
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	1213,2	1422,2	1413,6	743,1	1223,3
Транспорт и связь	445,9	340,0	238,6	292,7	305,0
Прочие виды деятельности, в том числе:	1635,6	829,4	684,7	567,9	672,7
оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования	138,2	183,8	124,9	93,4	130,9
гостиницы и рестораны	6,6	8,7	4,4	15,8	15,4
прочие виды деятельности	1490,8	636,9	555,4	458,7	526,5
Население	5308,9	5307,9	5244,6	5392,4	5372,0
Бюджетно-финансируемые организации	2250,4	2244,6	2149,4	2155,4	2039,4

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура потребления тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) (состояние 2012 г.)" (рис. 2.5.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Теплоснабжение потребителей также осуществляется от многочисленных котельных. Суммарная установленная мощность котельных крупных энергокомпаний оценивается в 4444,7 Гкал/ч, из них: ОАО "Якутскэнерго" - 143,3 Гкал/ч, ОАО "Теплоэнергосервис" - 743,2 Гкал/ч, ГУП "ЖКХ РС (Я)" - 2139 Гкал/ч, ОАО АК "АЛРОСА" - 1363,6 Гкал/ч, ОАО АК "Транснефть" - 39,6 Гкал/ч (таблица 2.5.3). Установленная мощность котельных по филиалам компаний приведена в таблице П2.9.1 Приложении 2.9.

Таблица 2.5.3

Установленная тепловая мощность электростанций и котельных крупных энергокомпаний

Энергокомпания	Установленная тепловая мощность, Гкал/ч
ОАО "Якутскэнерго"	1188
ОАО "Сахаэнерго"	93
Филиал ОАО "ДГК"	1385
ОАО "Теплоэнергосервис"7	743
ГУП "ЖКХ РС (Я)"	2139
ОАО АК "АЛРОСА"	1363
ОАО АК "Транснефть"8	40
Итого	6951

Источник: годовые отчеты ОАО АК "Якутскэнерго", ОАО "Сахаэнерго", ОАО "Дальневосточная генерирующая компания", ОАО "Теплоэнергосервис" за 2012 г.; Инвестиционная программа ГУП "ЖКХ РС (Я)" на 2012-2017 годы и основные направления развития предприятия до 2025 г.; данные ОАО АК "АЛРОСА" и ОАО АК "Транснефть" - см. Приложения 2.3 и 2.5.

Производство тепловой энергии в Республике в 2012 г. составило 14,56 млн. Гкал. Структура производства тепловой энергии в 2012 г. представлена в таблице 2.5.4.

В структуре производства тепловой энергии за рассматриваемый период произошли незначительные изменения. Доля электростанций в производстве тепловой энергии увеличилась с 30,8% в 2008 г. до 32,3% в 2012 г. Доля котельных в структуре производства тепла, напротив, сократилась на 4% и в 2012 г. составила 61,5%. Доля электробойлерных в структуре производства тепловой энергии за последние пять лет значительно не изменилась и составляет 3,6% (рисунок 2.5.2).

Баланс тепловой энергии в Республике за период 2008-2012 гг. приведен в таблице 2.5.5. Балансы тепловой энергии по муниципальным образованиям Республики - в таблице П2.9.2 Приложения 2.9.

2.6 Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике приведен в таблице 2.6.1.

2.7 Структура установленной электрической мощности

Суммарная установленная мощность электростанций на территории Республики составляет 2799,9 МВт, по сравнению с 2011 г. она возросла на 78 МВт. Основу электроэнергетики Республики составляют тепловые и гидроэлектростанции (таблица 2.7.1). Их доля в суммарной мощности электростанций Республики оценивается в 44% и 34% соответственно (рисунок 2.7.1). Дизельные электростанции в структуре установленной мощности занимают 22%. На возобновляемые источники энергии приходится совсем незначительная доля.

Таблица 2.5.4

Структура производства тепловой энергии (состояние 2012 г.)

N п/п	Энергокомпания, энергоисточник	Производство тепловой энергии, тыс. Гкал	Вид топлива
Электростанции
Всего от ТЭС, в том числе:		4704,0
1	ОАО "Якутскэнерго", всего, в том числе:	2334,6
	Якутская ГРЭС	1415,8	природный газ
	Якутская ТЭЦ	918,8	природный газ
2	Филиал ОАО "ДГК", всего, в том числе:	2294,3
	Нерюнгринская ГРЭС	1950,5	каменный уголь
	Чульманская ТЭЦ	343,8	каменный уголь
3	ОАО "Сахаэнерго", всего, в том числе:	75,1
	Депутатская ТЭЦ	75,1	каменный уголь
Котельные
Всего от котельных, из них:		8959,7
1	ОАО "Якутскэнерго"	137,4	природный газ, дизельное топливо, дрова
2	Филиал ОАО "ДГК"	12,5	каменный уголь
3	ОАО "Сахаэнерго"	6,5	природный газ, дизельное топливо, уголь
4	ОАО "Теплоэнергосервис"	1182,3	природный газ, дизельное топливо, уголь
5	ГУП "ЖКХ РС (Я)"	3372,5	природный газ, дизельное топливо, уголь
6	ОАО АК "АЛРОСА"*	1500,9	природный газ, дизельное топливо, нефть, уголь, дрова
7	ОАО "Сургутнефтегаз"*	105,7	попутный газ, нефть
8	ОАО "УК "Нерюнгриуголь"*	1,7	уголь
9	ОАО АК "Транснефть"*	33,0
Электробойлерные
Всего от электробойлерных, из них:		517,4
1	ОАО "Якутскэнерго"	31,7
2	ОАО "Теплоэнергосервис"	99,3
3	ОАО АК "АЛРОСА"*	386,4
Теплоутилизационные установки
Всего от ТУУ, из них:		89,9
1	ОАО "Сахаэнерго"	23,2
2	ОАО "Сургутнефтегаз"* (Талаканская ГТЭС)	66,7
Прочие установки (печи, муниципальные котельные малой мощности)
Всего от прочих		289,9

Примечание - * данные компаний - см. Приложения 2.3-2.8.

Источник: годовые отчеты ОАО "Якутскэнерго", ОАО "Сахаэнерго", ОАО "Дальневосточная генерирующая компания", ОАО "Теплоэнергосервис" за 2012 г.; Инвестиционная программа ГУП "ЖКХ РС (Я)" на 2012-2017 годы и основные направления развития предприятия до 2025 г.

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура производства тепловой энергии (состояние 2012 г.)" (рис. 2.5.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Таблица 2.5.5

Баланс тепловой энергии, млн. Гкал

Энергокомпания, теплоисточник	Год
Энергокомпания, теплоисточник	2008	2009	2010	2011	2012
Производство тепловой энергии, всего	14,27	14,49	14,45	14,35	14,56
ТЭЦ, всего, в том числе:	4,30	4,31	4,36	4,47	4,70
ОАО "Якутскэнерго"	1,92	1,96	2,00	2,29	2,33
ОАО "Сахаэнерго"	0,00	0,00	0,04	0,10	0,08
Филиал ОАО "ДГК"	2,37	2,40	2,36	2,18	2,31
Котельные, всего, из них:	9,01	9,08	9,09	8,97	8,96
ОАО "Якутскэнерго"	0,15	0,14	0,13	0,14	0,14
ОАО "Сахаэнерго"	-	0,04	0,05	-	0,01
Филиал ОАО "ДГК"	-	-	0,01	-	0,01
ГУП "ЖКХ PC (Я)"	н. д.	3,82	3,91	3,38	3,37
ОАО "Теплоэнергосервис"	0,65	0,64	0,56	0,83	1,18
ОАО "АК "Нерюнгриуголь"	0,002	0,002	0,002	0,002	0,002
ОАО "Сургутнефтегаз"	0,04	0,05	0,06	0,08	0,11
ОАО АК "Транснефть"	-	0,01	0,02	0,02	0,03
ОАО АК "АЛРОСА"*	1,94	1,88	1,73	1,47	1,50
Электробойлерные, всего	0,70	0,68	0,61	0,51	0,52
ОАО "Якутскэнерго"	0,05	0,05	0,05	0,03	0,03
ОАО "Теплоэнергосервис"	0,15	0,15	0,12	0,10	0,10
ОАО АК "АЛРОСА"*	0,50	0,48	0,44	0,38	0,39
Вторичные энергоносители, всего	0,03	0,08	0,08	0,08	0,09
ОАО "Сахаэнерго""	0,03	0,02	0,02	0,02	0,02
ОАО "Сургутнефтегаз" (Талаканская ГТЭС)	0,01	0,06	0,06	0,07	0,07
Прочие источники	0,23	0,29	0,31	0,32	0,29
Потери тепловой энергии	1,31	1,95	2,58	2,13	2,83
Потребление тепловой энергии	12,96	12,55	11,87	12,23	11,73

Примечание - * доля производства тепловой энергии электрокотельными и котельными ОАО "АК "АЛРОСА" определена методом экспертных оценок.

Источник: форма Росстата 6-ТП, 11-ТЭР, 1-ТЕП, 4-ТЭР за 2008-2012 гг.; годовые отчеты ОАО "Якутскэнерго", ОАО "Сахаэнерго", ОАО "ДГК", ОАО "Теплоэнергосервис" за 2008-2012 гг., годовые отчеты ГУП "ЖКХ РС (Я)" за 2009-2012 гг.; данные компаний - см. Приложения 2.3-2.8.

Таблица 2.6.1

Перечень основных потребителей тепловой энергии (состояние 2012 г.)

Потребитель	Место расположения	Вид деятельности	Годовой объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал	Источник покрытия тепловой нагрузки	Присоединенная нагрузка заявленная, Гкал/ч
1	2	3	4	5	6
ООО "Прометей+"	677007, г. Якутск ул. Автодорожная, 9	ЖКХ	162,2	Якутская ТЭЦ	54,5
ООО УК ОЖФ "ЖКХ Губкинский"	677000, г. Якутск ул. Богатырева, 11/3	ЖКХ	114,4	Якутская ТЭЦ	40,1
ООО "Арсенал"	677007, г. Якутск ул. Б. Чижика, 33	ЖКХ	86,6	Якутская ТЭЦ	27,2
ООО "ЦАДС"	677027, г. Якутск ул. Курашова, 43	ЖКХ	45,1	Якутская ТЭЦ Якутская ГРЭС	10,6
МУП "Жилкомсервис"	677000, г. Якутск ул. Ярославского, 11	ЖКХ	87,9	Якутская ТЭЦ Якутская ГРЭС	28,2
ТСЖ "Портовское"	677014, г. Якутск ул. Можайского, 25	ЖКХ	15,3	Якутская ТЭЦ Якутская ГРЭС	5,2
МВД по РС (Я)	677000, г. Якутск ул. Дзержинского, 10	ЖКХ	18,6	Якутская ТЭЦ Якутская ГРЭС	5,4
МУ "Якутская городская клиническая больница"	677005, г. Якутск ул. Стадухина, 81	Здравоохранение	18,6	Якутская ТЭЦ Якутская ГРЭС	1,99
ГУ ПНПЦ "Фтизиатрия"	677015, г. Якутск ул. П. Алексеева, 93	Здравоохранение	15,2	Якутская ТЭЦ Якутская ГРЭС	3,02
ОАО "ЯКСМК"	677009, г. Якутск ул. Дзержинского, 56	Строительство	10,8	Якутская ТЭЦ Якутская ГРЭС	3,96
ООО "Речной порт Якутск"	677001, г. Якутск ул. Новопортовская, 1	Транспорт	9,3	Якутская ТЭЦ Якутская ГРЭС	2,99
ГУ по эксплуатации и содержанию административных зданий "Лена"	677000, г. Якутск ул. Кирова, 13	ЖКХ	10,2	Якутская ТЭЦ Якутская ГРЭС	4,1
Жилищный фонд	г. Нерюнгри, п. Чульман	Население	778,9	Нерюнгринская ГРЭС Чульманская ТЭЦ	215,13
ОАО "Якутуголь"		Угольная промышленность	197,2	Нерюнгринская ГРЭС	74,73
ОАО "Нерюнгринская птицефабрика"		Сельское хозяйство	12,2	Нерюнгринская ГРЭС	4,82
ОАО "Нерюнгриводоканал"			13,6
ОАО "АК		Нефтедобывающая	33,0	Собственные
"Транснефть"		промышленность		источники

Источник: годовые отчеты ОАО "Якутскэнерго", ОАО "Сахаэнерго", ОАО "Дальневосточная генерирующая компания" за 2008-2012 годы; данные компаний - см. Приложения 2.5

Таблица 2.7.1

Изменение установленной мощности по типам электростанций, МВт

Тип электростанции	Год
Тип электростанции	2011	2012
Установленная мощность, всего, в том числе:	2721,9	2799,9
ГЭС	957,5	957,5
ТЭС	1193,5	1238,5
ДЭС	570,6	603,6
ВЭС	0,25	0,25
СЭС	0,01	0,05

Источник: Формы Росстата 6-ТП и Электробаланс, годовые отчеты ОАО АК "Якутскэнерго", ОАО "Сахаэнерго" за 2011-2012 гг.

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура установленной мощности по типам электростанций (состояние 2012 г.)" (рис. 2.7.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Основной электроснабжающей компанией в Республике является ОАО АК "Якутскэнерго" (таблица 2.7.2). На ее долю приходится 46% установленной мощности электростанций Республики (рисунок 2.7.2). Филиал ОАО "Дальневосточная генерирующая компания" в структуре генерирующих мощностей занимает 22%, электростанции ОАО АК "АЛРОСА" -11%.

Таблица 2.7.2

Изменение установленной мощности электростанций генерирующих компаний, МВт

Генерирующая компания	Год
Генерирующая компания	2011	2012
Установленная мощность, всего, МВт, в том числе:	2721,9	2799,9
ОАО АК "Якутскэнерго"	1250,4	1299,2
Филиал ОАО "ДГК"	618,0	618
ОАО АК "АЛРОСА"	316,9	316,5
ОАО "Сахаэнерго"	186,6	187,2
ОАО "Сургутнефтегаз"	140,2	137,7
АК "Транснефть"	89,0	89,0
Прочие	120,8	152,3

Источник: Формы Росстата 6-ТП и Электробаланс, годовые отчеты ОАО АК "Якутскэнерго", ОАО "Сахаэнерго", отчетные данные ОАО АК "АЛРОСА", ОАО "Сургутнефтегаз", АК "Транснефть" за 2011-2012 гг.

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура установленной мощности электростанций генерирующих компаний (состояние 2012 г.)" (рис. 2.7.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Основные изменения в установленной мощности электростанций в 2012 г., связанные с увеличением мощности тепловых, дизельных и солнечных электростанций, приведены в таблице 2.7.3.

Таблица 2.7.3

Перечень вводов мощности на электростанциях в 2012 г.

Энергорайон, электростанция	Номер блока	Тип оборудования	Вид топлива	Установленная мощность блока
				МВт	Гкал/ч
Центральный энергорайон
Резервный источник на ЯГРЭС	N 9; 10; 11; 12	ГТГ-12В	газ	12 МВт	-
ДЭС "Теплый ключ"	N 2; 6	ДЭУ-315	Диз. топливо	0,63	-
ДЭС "Охотский перевоз"	N 4	АД-16	Диз. топливо	0,016	-
Западный энергорайон
ДЭС "ЮРЭН"	N 3	ГТС-11	Диз. топливо	0,011	-
ДЭС "Лекечен"	N 5	ДЭУ-200	Диз. топливо	0,2	-
Олекминский РЭС Заречный	N 1	Doosan Daewoo P222LE-S	Диз. топливо	0,5	-
ДЭС "Крестовая"	N 1	ДЭУ-60	Диз. топливо	0,06	-
ОАО "Сахаэнерго"
ДЭС п. Сайды	N 1; 2	АД250	Диз. топливо	0,25	-
	N 3; 4	АД150	Диз. топливо	0,15	-
	N 5	АД60	Диз. топливо	0,06	-
ДЭС п. Сеген-Кюель	N 1; 2; 5	АД150	Диз. топливо	0,15	-
	N 3; 4	АД100	Диз. топливо	од	-
ДЭС п. Верхняя Амга	N 1	АД24	Диз. топливо	0,024	-
	N 2	АД16	Диз. топливо	0,016	-
ДЭС п. Арыктах	N 1	АД 100	Диз. топливо	0,1	-
	N 2; 3	МТС-65	Диз. топливо	0,065	-
ДЭС п. Арылах	N 5	АД250	Диз. топливо	0,25	-
ДЭС п. Батамай	N 1	АД30	Диз. топливо	0,03	-
	N 2; 3	АД60	Диз. топливо	0,06	-
	N 4	СЭС20	-	0,02	-
ДЭС п. Походск	N 1	АД60	Диз. топливо	0,06	-
	N 2	АД30	Диз. топливо	0,03	-
	N 3; 4	АД150	Диз. топливо	0,15	-
	N 5	АД100	Диз. топливо	0,1	-
ДЭС п. Бестях	N 1; 2	АД30	Диз. топливо	0,03	-
	N 3; 4; 5	ДГ75	Диз. топливо	0,078	-
ДЭС п. Юрюнг-Хая	N 1, 2	САТ3412	Диз. топливо	0,648	-
	N 3; 4; 5	САТ3406С	Диз. топливо	0,292	-
ДЭС п. Даппарай	N 4	АД200	Диз. топливо	0,2	-
ДЭС п. Малыкан	N 4	АД50	Диз. топливо	0,048	-
ДЭС п. Бясь-Кюель	N 4	АД50	Диз. топливо	0,048	-
ДЭС п. Жилинда	N 5	АД150	Диз. топливо	0,15	-
ДЭС п. Оймякон	N 5	АД200	Диз. топливо	0,2	-
СЭС п. Ючюгей	N 5	СЭС20	-	0,02	-
ДЭС п. Алеко-Кюель	N 5	АД200	Диз. топливо	0,2	-
ДЭС п. Оленегорск	N 1; 2	АД200	Диз. топливо	0,2	-
	N 3	АД150	Диз. топливо	0,15	-
	N 4	АД 100	Диз. топливо	0,1	-
ДЭС п. Депутатский	N 9	АД 1000	Диз. топливо	1	-

Вывод из эксплуатации основного энергетического оборудования на электростанциях Республики в 2012 г. приведен в таблице 2.7.4.

Таблица 2.7.4

Перечень выводимых из эксплуатации энергоблоков (агрегатов) на электростанциях в 2012 г.

Энергорайон, электростанция	Номер блока	Тип оборудования	Вид топлива	Установленная мощность блока
				МВт	Гкал/ч
Центральный энергорайон
ДЭС "Теплый ключ"	N 2	Г-72М	Дизельное топливо	0,63	-
Западный энергорайон
ДЭС "Алысардах"	N 1	ДЭУ-8	Дизельное топливо	0,08	-

2.8 Состав существующих электростанций

Перечень электростанций, расположенных на территории Республики Саха (Якутия), по принадлежности к энергокомпаниям с указанием установленной мощности в 2011-2012 гг. приведен в таблице 2.8.1.

Таблица 2.8.1

Генерирующие мощности энергетических компаний, МВт

Энергетическая компания	Электростанция, филиал	Год
Энергетическая компания	Электростанция, филиал	2011	2012
1	2	3	4
ОАО АК "Якутскэнерго", всего		1250,4	1299,2
в том числе:	Якутская ГРЭС	320	368
	Якутская ТЭЦ	12	12
	Каскад Вилюйских ГЭС-1, 2	680	680
	Западные электрические сети, всего	150,0	150,8
	из них: электростанции мощностью > 5 МВт*:		142,4
	Мирнинская ГРЭС (резервная)		72
	Ленская ГТЭС (резервная)		24
	ДЭС п. Пеледуй (резервная)		5,0
	ДЭС г. Олекминск (резервная)		15,8
	Нюрбинская ДЭС (резервная)		6,5
	Вилюйская ДЭС (резервная)		10,7
	Верхне-Вилюйская ДЭС (резервная)		8,4
	Центральные электрические сети, всего	88,38	88,4
	из них: электростанции мощностью > 5 МВт*		71,3
	ДЭС п. Эльдикан (резервная)		11,2
	ДЭС п. Солнечный (резервная)		16
	ДЭС п. Борогонцы (резервная)		10
	Таттинская ДЭС (резервная)		7,5
	Амгинская ДЭС (резервная)		5,7
	Бердигестяхская ДЭС (резервная)		7,5
	Хандыгская ДЭС (резервная)		13,4
ОАО "Дальневосточная генерирующая компания"	Нерюнгринская ГРЭС (включая Чульманскую ТЭЦ)	618	618
ОАО АК "АЛРОСА", всего		316,9	316,5
из них:	Светлинская ГЭС	277,5	277,5
ОАО "Сахаэнерго", всего		186,6	187,2
в том числе: электростанции мощностью > 5 МВт		103,4	104,4
	ДЭС п. Тикси	10,1	10,1
	ДЭС п. Батагай	11,1	11,1
	ДЭС п. Жиганск	7,4	7,4
	ДЭС п. Зырянка	7,7	7,7
	ДЭС п. Угольное	5,8	5,8
	ДЭС п. Сангар	10,5	10,5
	ДЭС п. Мома	5,9	5,9
	ДЭС п. Черский	6	6
	ДЭС г. Среднеколымск	5,6	5,6
	ДЭС п. Чокурдах	7,8	7,8
	ДЭС п. Депутатский	11,6	12,6
	ТЭЦ п. Депутатский	7,5	7,5
	ДЭС п. Усть-Куйга	6,4	6,4
электростанции мощностью < 5 МВт		82,9	82,5
	ВЭУ п. Тикси	0,25	0,25
	СЭС п. Батамай	0,01	0,03
	СЭС п. Ючюгей	-	0,02
ОАО "Сургутнефтегаз"		140,2	137,7
в том числе:	Талаканская ГТЭС	140,2	137,0
ОАО АК "Транснефть"	ДЭС	89,0	89,0
Прочие компании	ведомственные электростанции	120,8	152,3
Итого по Республике		2721,9	2799,9

Примечание - * состояние на 1.10.2013 г.

Источник: Формы Росстата 6-ТП и Электробаланс, годовые отчеты ОАО АК "Якутскэнерго", ОАО "Сахаэнерго", отчетные данные ОАО АК "АЛРОСА", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО АК "Транснефть" за 2011-2012 гг.

2.9 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Выработка электроэнергии всеми электростанциями на территории Республики в 2012 г. превысила уровень 2011 г. на 3,5% и составила 8452 млн. кВт*ч. При этом электростанции, работающие в составе якутской энергосистемы, выработали 7612 млн. кВт*ч электроэнергии, что составляет более 90% от суммарной выработки по Республике (таблица 2.9.1). Прирост выработки произошел на всех типах электростанций (таблица 2.9.2).

Более 61% выработки электроэнергии приходится на тепловые электростанции (рисунок 2.9.1). Гидроэлектростанции в структуре выработки электроэнергии занимают 33%, автономные дизельные электростанции - 6%.

Прирост выработки электроэнергии в 2012 г. по сравнению с 2011 г. наблюдался во всех генерирующих компаниях, функционирующих на территории Республики (таблица 2.9.3). Основной генерирующими компаниями Республики являются ОАО АК "Якутскэнерго" и филиал ОАО "ДГК" Нерюнгринская ГРЭС. На их долю в структуре выработки электроэнергии приходится 45% и 38% соответственно (рисунок 2.9.2).

Таблица 2.9.1

Изменение выработки электроэнергии в зоне централизованного и децентрализованного электроснабжения

Электростанция	Выработка электроэнергии, млн. кВт*ч		Структура, %	Изменение выработки к предыдущему году, %
Электростанция	2011	2012	Структура, %	Изменение выработки к предыдущему году, %
Электростанции, работающие в энергосистеме, всего, в том числе:	7398,8	7612,4	90,1	102,9
Якутская ГРЭС	1528,5	1580,8	18,7	103,4
Якутская ТЭЦ	56,9	54,8	0,6	96,3
Нерюнгринская ГРЭС	3008,0	3077,9	36,4	102,3
Чульманская ТЭЦ	97,4	85,8	1,0	88,1
Вилюйские ГЭС-1, 2	2110,0	2139,6	25,3	101,4
Светлинская ГЭС	571,2	649,6	7,7	113,7
Центральные электросети	18,8	17,0	0,2	90,4
Западные электросети	8,0	6,8	0,1	85,0
Децентрализованные электростанции, всего	770,1	839,6	9,9	109,0
ОАО "Сахаэнерго", в том числе:	266,0	260,4	3,1	97,9
ДЭС	255,5	253,2	3,0	99,1
ТЭЦ	10,4	7,1	0,1	68,3
ВИЭ	0,06	0,1	0,001	166,7
Талаканская ГТЭС	302,1	358,6	4,2	118,7
ДЭС ОАО АК "АЛРОСА"	73,5	77,9	0,9	106,0
Прочие электростанции	128,5	142,7	1,7	111,1
Итого	8168,9	8452	100	103,5

Источник: Формы Росстата 6-ТП и Электробаланс, годовые отчеты ОАО АК "Якутскэнерго", ОАО "Сахаэнерго", отчетные данные ОАО АК "АЛРОСА", ОАО "Сургутнефтегаз" за 2011-2012 гг.

Таблица 2.9.2

Изменение выработки электроэнергии по типам электростанций, млн. кВт*ч

Электростанция	Год
Электростанция	2011	2012
Выработка электроэнергии, всего	8168,9	8452
в том числе:
ГЭС	2681,2	2789,2
ТЭС	5003,3	5164,9
ДЭС	484,3	497,6
ВЭС	0,06	0,07
СЭС	0,003	0,03

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура выработки электроэнергии по типам электростанций (состояние 2012 г.), %" (рис. 2.9.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Таблица 2.9.3

Изменение выработки электроэнергии генерирующими компаниями, млн. кВт*ч

Генерирующая компания	Год
Генерирующая компания	2011	2012
Выработка электроэнергии, всего	8168,9	8452
в том числе:
ОАО АК "Якутскэнерго"	3722,2	3799,1
Филиал ОАО "ДГК"	3105,4	3163,6
ОАО АК "АЛРОСА"*	644,7	727,5
ОАО "Сахаэнерго"	266	260,4
ОАО "Сургутнефтегаз"	302,1	358,6
Прочие	128,5	142,8

Примечание - * с учетом выработки электроэнергии ДЭС

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура выработки электроэнергии генерирующими компаниями (состояние 2012 г.), %" (рис. 2.9.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

2.10 Характеристика балансов электрической энергии и мощности

Производство электроэнергии в Республике за рассматриваемый период имеет положительную динамику и возросло почти на 10% - с 7,7 млрд. кВт*ч в 2008 г. до 8,5 млрд. кВт*ч в 2012 г. (таблица 2.10.1).

Таблица 2.10.1

Баланс электроэнергии в Республике, млн. кВт*ч

Статья баланса	Год
Статья баланса	2008	2009	2010	2011	2012
Производство электроэнергии, всего, в том числе:	7710	7048	7345	8169	8452
- ОАО "АК "Якутскэнерго"	4106	3769	3812	3722	3799
- Нерюнгринская ГРЭС (филиал ОАО "ДГК")	2542	2161	2373	3105	3164
- ОАО АК "АЛРОСА"	568	607	577	645	728
- ОАО "Сахаэнерго"	321	311	297	266	260
- ОАО "Сургутнефтегаз"	68	118	198	302	359
- Ведомственные электростанции	105	82	88	129	143
Поступление электроэнергии, всего, в том числе:	149	151	149	158	162
- Магаданская область	133	136	134	142	146
- Чукотский АО	16	15	14	15	16
Отпуск за пределы Республики	1017	784	896	1513	1489
Потребление, всего, в том числе:	6842	6414	6597	6813	7126
- собственные нужды электростанций	425	407	421	467	483
- потери в электросетях	898	959	965	921	871
- полезное потребление	5519	5048	5211	5426	5772

Источник: формы Росстата Электробаланс и 6-ТП за 2008-2012 гг.

Несколько выросло за пятилетний период поступление электроэнергии в Республику, в основном, за счет перетока из магаданской энергосистемы. Отпуск электроэнергии за пределы Республики в 2009 г. резко снизился по сравнению с 2008 г., однако в последующие годы наметилась тенденция довольно быстрого роста до 1,5 млрд. кВт*ч в 2011-2012 гг.

Из-за этого темпы роста внутреннего потребления электроэнергии оказались несколько ниже по сравнению с ее производством: за прошедший пятилетний период потребление электроэнергии в Республике увеличилось всего на 4% - с 6,8 млрд. кВт*ч в 2008 г. до 7,1 млрд. кВт*ч в 2012 г. (рисунок 2.10.1).

ГАРАНТ:

Графический объект "Динамика производства и потребления электроэнергии" (рис. 2.10.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Доля потерь в электрических сетях общего пользования снизилась с 13-14% в 2008-2010 гг. до 11-12% в 2011-2012 гг.

В отчетный период Западный, Центральный и Южно-Якутский энергорайоны якутской энергосистемы работали изолированно.

(1) Западный энергорайон

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

Таблица 2.10.2

Балансы мощности Западного энергорайона

Статья баланса	Год
Статья баланса	2008	2009	2010	2011	2012
Потребность, МВт
Максимум нагрузки	631	610	570	567	552
Резерв	90	90	90	90	90
Итого	721	700	660	657	642
Покрытие, МВт
Установленная мощность, всего	1136	1083	1101	1100	1101
ГЭС, всего, в том числе:	950	950	950	950	950
Вилюйские ГЭС 1-2	680	680	680	680	680
Светлинская ГЭС	270	270	270	270	270
Прочие источники, всего, в том числе:	186	133	151	150	151
Вилюйские электросети	31	26	-	-	-
Мирнинская ГРЭС	120	72	72	72	72
Западные электросети	34	34	79	78	79
Располагаемая мощность, всего	936	896	1041	1040	1041
ГЭС, всего, в том числе:	750	763	890	890	890
Вилюйские ГЭС 1-2	680	680	680	680	680
Светлинская ГЭС	70	83	210	210	210
Прочие источники, всего, в том числе:	186	133	151	150	151
Вилюйские электросети	31	26	-	-	-
Мирнинская ГРЭС	120	72	72	72	72
Западные электросети	34	34	79	78	79
Итого покрытие	936	896	1041	1040	1041
Дефицит (-) / Избыток (+)	215	196	381	383	399

В период 2008-2012 гг. Западный энергорайон оставался избыточным по электрической мощности. В рассматриваемый период наблюдалось снижение максимума нагрузки и, как следствие, незначительное увеличение избытка мощности.

В связи с отсутствием спроса на электроэнергию, установленная мощность каскада Вилюйских ГЭС не используется в полной мере, в отчетный период производились холостые сбросы воды. В таблице 2.10.4 приведены объемы холостых сбросов на Светлинской ГЭС.

Таблица 2.10.3

Балансы электроэнергии Западного энергорайона

Статья баланса	Год
Статья баланса	2008	2009	2010	2011	2012
Потребность, млн. кВт*ч
Электропотребление	3011	2708	2704	2689	2796
Покрытие, млн. кВт*ч
Выработка всего, в том числе:	3011	2708	2704	2689	2796
ГЭС, всего, е том числе:	3006	2702	2698	2681	2789
Вилюйские ГЭС 1-2	2519	2164	2166	2110	2140
Светлинская ГЭС	487	538	532	571	650
Прочие источники	5	6	6	8	7
Проектная среднемноголетняя выработка ГЭС, в том числе:	3969	3969	3969	3969	3969
Вилюйские ГЭС 1-2	2857	2857	2857	2857	2857
Светлинская ГЭС	1112	1112	1112	1112	1112
Избыток (+) / дефицит (-) к проектной среднемноголетней выработке	958	1261	1265	1280	1173

Таблица 2.10.4

Холостые сбросы на Светлинской ГЭС

Показатель	Год
Показатель	2008	2009	2010	2011	2012
Объем холостых сбросов, млн. м3	7078,0	3676,9	4007,9	2718,1	1090,9

В отчетный период объем холостых сбросов в большей степени зависел от водности реки Вилюй, чем от объемов электропотребления в энергорайоне. Вместе с тем монтаж и запуск 4-го гидроагрегата на Светлинской ГЭС ежегодно откладывается из-за отсутствия спроса на электроэнергию.

Мирнинская ГРЭС в настоящее время находится в холодном резерве.

Помимо гидроэлектростанций, в энергорайоне имеется крупный источник электроэнергии, работающий изолированно - Талаканская ГТЭС (собственник - ОАО "Сургутнефтегаз"), В настоящее время, установленная мощность ТГТЭС используется не в полной мере: на покрытие собственных нужд Талаканского НГКМ и электроснабжение объектов нефтепровода ВСТО - НПС-8, НПС-10. Фактический максимум электрической нагрузки в 2012 г. составил 56,75 МВт (избыток: 87,25 МВт). Присоединение Талаканской ГТЭС к ЕНЭС России возможно при переводе питания НПС-8 и НПС-10 на напряжение 220 кВ от ЕНЭС и строительстве ВЛ 220 кВ Талакан - Пеледуй.

(2) Центральный энергорайон

Балансы мощности и электроэнергии в Центральном энергорайоне за отчетный период приведены в таблицах 2.10.5, 2.10.6 соответственно.

В период 2008-2012 гг. Центральный энергорайон остается избыточным по электрической мощности. В рассматриваемый период наблюдался незначительный рост нагрузки и рост располагаемой мощности Якутской ГРЭС (основной источник выработки электрической мощности энергорайона) и, как следствие, увеличение избытка мощности.

Таблица 2.10.5

Балансы мощности Центрального энергорайона

Статья баланса	Год
Статья баланса	2008	2009	2010	2011	2012
Потребность, МВт
Максимум нагрузки	303	299	319	312	320
Резерв	45	45	45	45	45
Итого	348	344	364	357	365
Покрытие, МВт
Установленная мощность, всего	423	422	422	420	468
Центральные электросети	91	90	90	88	88
Якутская ГРЭС	320	320	320	320	368
Якутская ТЭЦ	12	12	12	12	12
Располагаемая мощность, всего	445	467	472	469	517
Центральные электросети	91	90	90	88	88
Якутская ГРЭС	342	365	369	368	416
Якутская ТЭЦ	12	12	12	12	12
Итого покрытие	445	467	472	469	517
Дефицит (-) / Избыток (+)	97	123	108	112	152

Таблица 2.10.6

Балансы электроэнергии Центрального энергорайона

Статья баланса	Год
Статья баланса	2008	2009	2010	2011	2012
Потребность, млн. кВт*ч
Электропотребление	1581	1599	1610	1604	1653
Покрытие, млн. кВт*ч
Выработка, всего, в том числе:	1581	1599	1610	1604	1653
ТЭС, всего, в том числе:	1557	1578	1591	1585	1636
Якутская ГРЭС	1494	1519	1536	1528	1581
Якутская ТЭС	63	59	55	57	55
Прочие источники	24	21	19	19	17

С 2016 г. запланирован постепенный вывод из эксплуатации газотурбинных установок Якутской ГРЭС, полностью выработавших свой моторесурс. Для покрытия дефицита мощности планируется ввод в эксплуатацию Якутской ГРЭС-2 установленной мощностью 339,5 МВт: 1 этап (2015 г.) - ввод четырех энергоблоков суммарной мощностью 194 МВт, 2 этап (2016 г.) - ввод трех энергоблоков суммарной мощностью 145,5 МВт.

(3) Южно-Якутский энергорайон

Балансы мощности и электроэнергии Южно-Якутского энергорайона за отчетный период приведены в таблицах 2.10.7 и 2.10.8 соответственно.

В период 2008-2012 гг. Южно-Якутский энергорайон остается избыточным по электрической мощности. В рассматриваемый период наблюдался незначительный рост нагрузки и увеличения выдачи мощности в ОЭС Востока, что привело к уменьшению избытка генерируемой мощности в энергорайоне.

Таблица 2.10.7

Балансы мощности Южно-Якутского энергорайона

Статья баланса	Год
Статья баланса	2008	2009	2010	2011	2012
Потребность, МВт
Максимум нагрузки	253	246	268	259	269
Передача мощности	240	208	190	140	252
Резерв	-	-	-	63	59
Итого	493	454	458	462	579
Покрытие, МВт
Установленная мощность, всего	618	618	618	618	618
Нерюнгринская ГРЭС	570	570	570	570	570
Чульманская ТЭЦ	48	48	48	48	48
Располагаемая мощность, всего	618	618	618	618	618
Нерюнгринская ГРЭС	570	570	570	570	570
Чульманская ТЭЦ	48	48	48	48	48
Итого покрытие	618	618	618	618	618
Дефицит (-) / Избыток (+)	125	164	160	156	39

Таблица 2.10.8

Балансы электроэнергии Южно-Якутского энергорайона

Статья баланса	Год
Статья баланса	2008	2009	2010	2011	2012
Потребность, млн. кВт*ч
Электропотребление	1537	1377	1489	1592	1675
Передача в ОЭС Востока	1005	784	798	1513	1488
Итого	2542	2161	2287	3105	3164
Покрытие, млн. кВт*ч
Выработка, всего, в том числе:	2542	2161	2287	3105	3164
ТЭС, всего, в том числе:	2542	2161	2287	3105	3164
Нерюнгринская ГРЭС	2441	2062	2186	3008	3078
Чульманская ТЭЦ	101	99	101	97	86

2.11 Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности

Динамика изменений основных показателей энергоэффективности хозяйственного комплекса Республики приведена в таблице 2.11.1 и на рисунке 2.11.1.

Таблица 2.11.1

Динамика изменения основных показателей энергоэффективности хозяйственного комплекса

Показатель	Год
Показатель	2008	2009	2010	2011	2012
ВРП в сопоставимых ценах (2008 г.), млн. руб.	309,5	302,1	306,9	328,7	339,2
Энергопотребление, тыс. тут	6294	6085	6432	7127	7430
Электропотребление, млн. кВт*ч	6842	6414	6597	6813	7125,4
Энергоемкость ВПР, т у.т./тыс. руб.	0,020	0,020	0,021	0,022	0,022
Электроемкость ВРП, кВт*ч/тыс. руб.	22,1	21,2	21,5	20,7	21,0
Изменение энергоемкости в % к 2008 г.	100	99,1	103,1	106,6	107,7
Изменение электроемкости в % к 2008 г.	100	96,0	97,2	93,8	95,0

ГАРАНТ:

Графический объект "Динамика изменения энергоемкости и электроемкости ВРП" (рис. 2.11.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Анализ ретроспективной динамики изменения основных показателей энергоэффективности экономики Республики, позволяют говорить о следующих тенденциях и закономерностях (рисунок 2.11.3).

1) Намечаемая в перспективе реализация целого ряда крупных и энергоемких проектов в Республике будет сопровождаться, по-видимому, не снижением, а ростом энерго- и электровооруженности, что само по себе является неизбежным и обоснованным процессом.

2) Потребление электроэнергии на душу населения после кризисного 2009 г. возрастает (рисунок 2.11.2) и будет расти и в будущем.

3) Следует ожидать и дальнейшего роста электровооруженности труда на одного занятого в экономике (рисунок 2.11.3).

ГАРАНТ:

Графический объект "Потребление электроэнергии на душу населения" (рис. 2.11.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Электровооруженность труда, тыс. кВт*ч на одного занятого в экономике" (рис. 2.11.3) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

2.12 Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше

Общая протяженность линий электропередачи в Республике составляет 27406 км, в том числе 110 кВ и выше - 9552,6 км (таблица 2.12.1). Суммарная мощность трансформаторных подстанций составляет 4638,7 МВА, в том числе 110 кВ и выше - 3213,5 МВА.

Таблица 2.12.1

Протяженность линий электропередачи и трансформаторная мощность по классам напряжения (состояние на конец 2012 г.)

Класс напряжения	Протяженность ВЛ и КЛ (в одноцепном исполнении), км	Трансформаторная мощность ПС, МВА
220 кВ	2752,6	1321
110 кВ	6 800	1892,5
35 кВ и ниже	17 853,4	1425,2
Итого	27406	4638,7

Основными проблемами в электрических сетях являются:

- большая протяженность воздушных линий электропередачи не позволяет обеспечить в полной мере надежное электроснабжение потребителей, а также приводит к эффекту "запирания" генерирующих мощностей из-за сетевых ограничений;

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

- сохраняется неудовлетворительное состояние электрических сетей классов напряжения 0,4-6-10-35-110 кВ из-за истечения нормативного срока службы, в том числе срока службы деревянных опор; значительная часть оборудования введена в строй более 30-40 лет назад;

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

- наблюдаются значительные потери электроэнергии в распределительных электрических сетях;

- существуют ограничения в возможности осуществления технологического присоединения новых потребителей.

2.13 Основные внешние электрические связи якутской энергосистемы

Южно-Якутский энергорайон имеет связь с ОЭС Востока посредством двух цепей 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында (Амурская энергосистема) протяженностью 183,6 км каждая. По этим линиям производится передача части мощности, вырабатываемой Нерюнгринской ГРЭС - до 251,5 МВт в 2012 г. (44% от установленной мощности), на оптовый рынок энергии и мощности Дальнего Востока. Динамика поставок электроэнергии из Республики в Амурскую энергосистему ОЭС Востока в рассматриваемый период приведена в таблице 2.13.1.

Таблица 2.13.1

Динамика выдачи электроэнергии из Республики в Амурскую энергосистему ОЭС Востока

Показатель	Год
Показатель	2008	2009	2010	2011	2012
Передача в ОЭС Востока, млн. кВт*ч	1017,1	783,7	896,3	1513,3	1488,4
Прирост передачи, млн. кВт*ч		-233,4	112,6	617	-24,9
Годовые темпы прироста, %		-22,9	14,4	68,8	-1,6

В целом за рассматриваемый период наблюдается рост (на 48%) поставок электроэнергии в ОЭС Востока. В то же время в 2009 г. по сравнению с 2008 г. поставки электроэнергии снизились на 22% с существенным ее ростом в последующие два года (в 2010 г. - 14,4%, в 2011 г. - 68,8%). При этом в 2012 г. было незначительное снижение (1,6%) поставок электроэнергии в ОЭС Востока по сравнению с 2011 г.

Западный и Центральный энергорайоны в настоящее время работают изолированно, однако с 2012 г. ведутся работы по проектированию 2 ВЛ 220 кВ НПС-14 - НПС-16, которые могут стать связующим звеном между Западным и Южно-Якутским энергорайонами.

Завершено проектирование двухцепной ВЛ 220 кВ Томмот - Майя, предназначенной для объединения Центрального и Южно-Якутского энергорайонов.

Кроме того, в настоящее время НПС-8, расположенная на территории Иркутской области, обеспечивается электроэнергией, вырабатываемой Талаканской ГТЭС, по двум одноцепным ВЛ в габаритах 220 кВ НПС-10 - НПС-8. В 2012 г. начато проектирование двух линий 220 кВ НПС-10 - Пеледуй и двух линий 220 кВ ПС 500 кВ Усть-Кут - НПС-6 - НПС-7 - НПС-8, предназначенных для электроснабжения объектов нефтепроводной системы ВСТО. Таким образом, после введения в эксплуатацию линий электропередачи НПС-10 - Пеледуй - Ленск и линий Усть-Кут - НПС-8 образуется связь энергосистемы Республики Саха (Якутия) с ОЭС Сибири.

В 2012 г. начато и в настоящее время завершено проектирование по титулу "Строительство ВЛ 110 кВ Пеледуй - Полюс". Данная линия спроектирована в габаритах 220 кВ и также будет связующим звеном между энергосистемой Республики Саха (Якутия) и ОЭС Сибири.

2.14 Топливный баланс электростанций и котельных (состояние 2012 г.)

Суммарный объем потребления топлива электростанциями и котельными в 2012 г. составил 4,9 млн. т у.т., в том числе угля 2,4 млн. т у.т., природного газа - 2 млн. т у.т. (таблица 2.14.1). В структуре потребления топлива почти 50% приходится на уголь, 40% - на природный газ.

Таблица 2.14.1

Потребление топлива электростанциями и котельными, тыс. т у.т. (состояние 2012 г.)

Топлива	Итого	в том числе:
Топлива	Итого	ТЭС	котельные
Уголь	2404	1633	111
Газ	1993	1294	699
Нефтепродукты и прочие виды топлива	477	154	323
Всего	4874	3082	1792

На тепловых электростанциях в 2012 г. потреблено 3082 тыс. т у.т. топлива, из которых 53% приходится на уголь, 42% - на газ. Нефтепродукты и прочие виды топлива в структуре потребления топлива электростанциями занимают 5% (рисунок 2.14.1).

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура потребления топлива на ТЭС, %" (рис. 2.14.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

В котельных в 2012 г. было потреблено 1792 тыс. т у.т. топлива, из которых 43% приходится на уголь, 39% - на газ, 18% - на нефтепродукты и прочие виды топлива (рисунок 2.14.2).

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура потребления топлива в котельных, %" (рис. 2.14.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

2.15 Отчетные топливно-энергетические балансы

Принципиальной особенностью топливно-энергетического баланса Республики является значительное преобладание суммарного производства (добычи) первичных энергоресурсов (рисунок 2.15.1) над их суммарным потреблением (рисунок 2.15.2) - в 2-3 раза, с одной стороны, и необходимость завоза в Республику продуктов переработки нефти, с другой.

ГАРАНТ:

Графический объект "Динамика производства первичных энергоресурсов" (рис. 2.15.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Динамика валового потребления первичных энергоресурсов" (рис. 2.15.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Добыча (производство) первичных энергоресурсов в Республике за период 2008-2012 гг. увеличилась на 52% - с 14,8 млн. т у.т. до 22,6 млн. т у.т. (таблицы 2.15.1 - 2.15.5). Значительный рост производства был обеспечен, в основном, за счет увеличения добычи нефти (с 965 тыс. т у.т. до 9733 тыс. т у.т.).

Подробный анализ изменения структуры ввоза, вывоза, производства и потребления топливно-энергетических ресурсов в Республике за последние 5 лет приведен в Приложении 2.10.

Таблица 2.15.1

Топливно-энергетический баланс Республики, тыс. т у.т. (состояние 2008 г.)

Статья баланса	Уголь	Дрова	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Электроэнергия ГЭС	Электроэнергия	Теплоэнергия	Итого
Производство энергоресурсов	11328	48	965		2110	370			14820
Ввоз	55			1327			18		1400
Вывоз	-9202		-599				-125		-9926
Всего первичных энергоресурсов	2181	48	366	1327	2110	370	-107	0	6294
Преобразование первичной энергии	-2052	-20	-366	-248	-1582	-370	770	1763	-2106
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС	-1278	-0,3	-0,3	-178	-988		579	734	-1132
Производство электроэнергии на ГЭС						-370	370
Производство тепловой энергии в котельных	-774	-20	-303	-115	-569			1366	-415
Производство тепловой энергии в электрокотлах							-12	11	0
Нефтепереработка			-47	45					-1
Собственные нужды и потери			-16		-25		-167	-348	-556
Конечное потребление	-129	-28		-1078	-528		-663	-1763	-4189

Таблица 2.15.2

Топливно-энергетический баланс Республики, тыс. т у.т. (состояние 2009 г.)

Статья баланса	Уголь	Дрова	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Электроэнергия ГЭС	Электроэнергия	Теплоэнергия	Итого
Производство энергоресурсов	5727	39	2653		2360	332			11111
Ввоз	85			1080			19		1184
Вывоз	-3875		-2239				-97		-6210
Всего первичных энергоресурсов	1938	39	413	1080	2360	332	-78		6085
Преобразование первичной энергии	-1888	-14	-413	-171	-1634	-332	669	1835	-1948
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС	-1156	-0,4	-5	-143	-945		535	741	-974
Производство электроэнергии на ГЭС						-332	332
Производство тепловой энергии в котельных	-732	-13	-335	-78	-659			1361	-456
Производство тепловой энергии в электрокотлах							-32	31	-1
Нефтепереработка			-52	50					-2
Собственные нужды и потери			-22		-30		-166	-299	-516
Конечное потребление	-50	-25		-909	-726		-591	-1835	-4137

Таблица 2.15.3

Топливно-энергетический баланс Республики, тыс. т у.т. (состояние 20010 г.)

Статья баланса	Уголь	Дрова	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Электроэнергия ГЭС	Электроэнергия	Теплоэнергия	Итого
Производство энергоресурсов	8938	37	5032		2545	332			16884
Ввоз	60			1120			18		1199
Вывоз	-6926		-4614				-110		-11651
Всего первичных энергоресурсов	2072	37	418	1120	2545	332	-92	0	6432
Преобразование первичной энергии	-1966	-20	-418	-131	-1850	-332	708	1805	-2204
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС	-1223	-0,2	-5	-159	-1139		572	738	-1216
Производство электроэнергии на ГЭС						-332	332
Производство тепловой энергии в котельных	-743	-20	-287	-72	-673			1347	-448
Производство тепловой энергии в электрокотлах							-28	27	-1
Нефтепереработка			-103	100					-3
Собственные нужды и потери			-24		-38		-167	-307	-537
Конечное потребление	-106	-16		-989	-695		-616	-1805	-4227

Таблица 2.15.4

Топливно-энергетический баланс Республики, тыс. т у.т. (состояние 2011 г.)

Статья баланса	Уголь	Дрова	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Электроэнергия ГЭС	Электроэнергия	Теплоэнергия	Итого
Производство энергоресурсов	7937	33	8011		2727	330			19038
Ввоз	45			1351			19		1415
Вывоз	-5590		-7551				-186		-13327
Всего первичных энергоресурсов	2392	33	460	1351	2727	330	-167	0	7127
Преобразование первичной энергии	-2274	-15	-460	-58	-1865	-330	815	1702	-2483
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС	-1512	-0,3	-3	-147	-1163		675	719	-1431
Производство электроэнергии на ГЭС						-330	330
Производство тепловой энергии в котельных	-762	-15	-318	-21	-667			1282	-500
Производство тепловой энергии в электрокотлах							-22	22	-1
Нефтепереработка			-113	110					-3
Собственные нужды и потери			-25		-34		-167	-321	-548
Конечное потребление	-118	-19		-1294	-863		-649	-1702	-4644

Таблица 2.15.5

Топливно-энергетический баланс Республики, тыс. т у.т. (состояние 2012 г.)

Статья баланса	Уголь	Дрова	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Электроэнергия ГЭС	Электроэнергия	Теплоэнергия	Итого
Производство энергоресурсов	9479	34	9733		3003	343			22592
Ввоз	51			1222			20		1293
Вывоз	-6984		-9288				-183		-16455
Всего первичных энергоресурсов	2546	34	445	1222	3003	343	-163	0	7430
Преобразование первичной энергии	-2407	-15	-445	-35	-2039	-343	857	1841	-2586
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС	-1630	-1	-4	-146	-1301		697	881	-1504
Производство электроэнергии на ГЭС						-343	343
Производство тепловой энергии в котельных	-777	-14	-287	-12	-701			1281	-510
Производство тепловой энергии в электрокотлах							-21	20	-1
Нефтепереработка			-126	123					-3
Собственные нужды и потери			-28		-37		-163	-340	-568
Конечное потребление	-139	-19		-1187	-964		-694	-1841	-4844

1 Согласно постановлению ГКЦ-РЭК PC (Я) от 31.10.2007 г. 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 г. N RU140212008099)

2 Данные годового отчета ОАО АК "Якутскэнерго" за 2012 г.

3 Данные годового отчета ОАО "Сахаэнерго" за 2012 г.

4 Данные АК "АЛРОСА" (ОАО) за 2012 г.

5 Приведено потребление электроэнергии в зоне обслуживания ОАО "Сахаэнерго" включая собственные нужды.

6 В 2012 г. потребление электроэнергии по статье "Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг" отнесено к другим видам экономической деятельности в источниках Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Республике Саха (Якутия)

7 Установленная тепловая мощность ОАО "Теплоэнергосервис" указана без учета Охотского филиала, так как данный филиал находится на территории Хабаровского края.

8 Блочно-модульные котельные типа МВКУ-4М, УВТ-2 и УВТ-4 на НПС-8, 10, 12, 13, 14 ВСТО.

3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики Республики Саха (Якутия)

Техническое состояние основных производственных фондов энергетических объектов характеризуется высоким процентом износа. Основное оборудование выработало свой парковый ресурс и требует значительных материальных затрат на техническое перевооружение и реконструкцию.

В электроэнергетических системах Республики имеются "узкие места", обусловленные как износом генерирующего оборудования, так и пропускной способностью и износом линий электропередачи.

3.1 Анализ технического состояния генерирующих мощностей ОАО АК "Якутскэнерго"

(1) Якутская ТЭЦ

Энергетические котлы в ОАО АК "Якутскэнерго" эксплуатируются только на Якутской ТЭЦ, два из которых находятся в эксплуатации более 50 лет, котел N 1 - 46 лет (таблица П3.1.1 Приложения 3.1).

Наработка турбины ТП 02 более чем в 3 раза превышает парковый ресурс, однако ее индивидуальный ресурс истекает в 2015 г. (таблица П3.1.2 Приложения 3.1).

Парковый ресурс генераторов, установленных на Якутской ТЭЦ, будет достигнут в 2021 г. (таблица П3.1.3 Приложения 3.1). В 2013 г. превышен индивидуальный ресурс всех дымовых труб на Якутской ТЭЦ (таблица П3. 1.4 Приложения 3.1).

(2) Якутская ГРЭС

На Якутской ГРЭС выработан парковый ресурс у 7 из установленных 9 турбин (таблица П3.1.2 Приложения 3.1). Индивидуальный ресурс 6-и из 9-и турбин будет достигнут до 2016 г. Турбоагрегаты, демонтированные на Мирнинской ГРЭС и установленные на Якутской ГРЭС, являются устаревшими - их парковый ресурс выработан на 40-55%.

Индивидуальный ресурс дымовых труб первой очереди Якутской ГРЭС достигнут в 2013 г. (таблица П3.1.4 Приложения 3.1).

(3) Каскад Вилюйских ГЭС

Турбогенераторы на Вилюйской ГЭС-1 были введены в эксплуатацию в 1967-1968 гг., на ГЭС-2 - в 1975-1976 гг. Парковый ресурс был достигнут в 1997-1998 и 2002-2006 гг. соответственно (таблица П3.1.2 Приложения 3.1). Индивидуальный ресурс работы оборудования Каскада Вилюйских ГЭС установлен до 2013-2021 гг. Парковый ресурс гидрогенераторов также превышен (таблица П3.1.3 Приложения 3.1).

(4) Мирнинская ГРЭС

На Мирнинской ГРЭС установлены 6 ГТУ 1986 г. выпуска. Оборудование находится в резерве.

3.2 Анализ технического состояния линий электропередачи

(1) Воздушные линии

Общая протяженность электрических сетей в Республике Саха (Якутия) - 27 406 км, в том числе ВЛ 220 кВ - 2 752,6 км, ВЛ 110 кВ - 6 800 км, ВЛ 35/10/6/0,4 - 17 853,4 км. В среднем износ ВЛ энергосистемы Республики Саха (Якутия) оценивается в 50-60%.

81% сетей предназначен для электроснабжения сельских улусов, 20% основного сетевого фонда - бесхозяйные сети. Загнивание деревянных опор приобрело массовый характер, срок службы в среднем 15-20 лет. 43% ВЛ эксплуатируются более 26 лет. Заболачивание трасс ВЛ составляет 74464 км2 (при общей охранной зоне - 202324 км2). Это приводит к выпучиванию опор, эффекту "опрокидывания". Выпучиванию подвержены свайные фундаменты оборудования подстанций (ПС 110 кВ Томмот, ПС 220 кВ Мирный, ПС 110 кВ Временная Майя и др.). Надежность ПС 35-110 кВ сильно понижена, 44% подстанций имеют срок службы 26 лет и более. Износ коммутационных аппаратов составляет 43%.

В таблице 3.2.1 приведена сводная информация по техническому состоянию ЛЭП, находящихся на балансе ОАО АК "Якутскэнерго".

Таблица 3.2.1

Протяженность и техническое состояние ЛЭП ОАО АК "Якутскэнерго", состояние на 01.01.2013 г.

Подразделение ОАО АК "Якутскэнерго"	0,4 - 6 - 10 кВ	35 кВ	110 кВ	220 кВ	Всего
Центральные электрические сети	7970,5	1880,8	952,5	381	11184,9
износ в % (по протяженности)	52	45	10	10	45,8
Западные электрические сети	4438,7	1466,6	1632,6	1414,8	8952,7
износ в % (по протяженности)	61	51	40	55	54,6

Примечание - Протяженность указана по линиям, находящимся на балансе ОАО АК "Якутскэнерго", без учета линий, находящихся в аренде и совместной эксплуатации, согласно годовому отчету ОАО АК "Якутскэнерго".

Перечень ВЛ напряжением 110 кВ и выше Западного, Центрального и Южно-Якутского энергорайонов Республики Саха (Якутия) с дифференциацией процента износа по состоянию на 01.01.2012 г. приведены соответственно в таблицах П3.2.1, П3.2.2, П3.2.3 Приложения 3.2. Для оценки физического износа воздушных линий, согласно стандарта ОАО "ФСК ЕЭС" СТО-56947007-29.240.01.053-2010, приняты следующие сроки службы:

- ВЛ на металлических опорах - 50 лет;

- ВЛ на железобетонных опорах - 35 лет;

- ВЛ на деревянных опорах - 30 лет.

Значительная часть воздушных линий электропередачи отработала свой нормативный срок и требует полной реконструкции. В Западном энергорайоне 17 линий электропередачи имеют износ более 50%, 22 ЛЭП - свыше 100%; в Центральном энергорайоне 17 ЛЭП с износом более 50%, 11 ЛЭП - свыше 100%; в Южно-Якутском энергорайоне 9 ЛЭП имеют износ более 50%, 13 ЛЭП - свыше 100%.

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

- ВЛ Вилюйская ГЭС - Районная;

- ВЛ Районная - Мирный;

- ВЛ Мирный - Ленск;

- отпайки на ПС Драг от ВЛ Мирный - Тойбохой;

- ВЛ Р-221 - Табага;

- ВЛ Табага - Мохсоголох;

- ВЛ М. Нимныр - Б. Нимныр;

- ВЛ Б. Нимныр - Юхта;

- ВЛ Юхта - Лебединый;

- ВЛ Лебединый - Н. Куранах;

- ВЛ Н. Куранах - ТДЭС;

- ТДЭС - 24 км;

- 24 км - Эмельджак.

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

- пониженная надежность энергоснабжения потребителей из-за истечения нормативного срока службы, в особенности - срока службы деревянных опор;

- длительное время ремонтно-восстановительных работ;

- дополнительные затраты на ремонт и восстановление линий электропередачи;

- значительные объемы потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях (18,94% в электрических сетях ОАО АК "Якутскэнерго" в 2012 г.).

ОАО АК "Якутскэнерго" проводит ежегодно значительные работы по улучшению состояния электросетевого оборудования. В 2010 г. введена в эксплуатацию 2-ая цепь ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах.

В 2011 г. проведена реконструкция ВЛ 110 кВ (Л-112) Якутск - Хандыга (на участке Чурапча - Хандыга), ВЛ 110 кВ (Л-120) Эльдикан - Солнечный, завершены работы по переходу ВЛ 110 кВ Хандыга - Джебарики-Хая через реку Тыры.

В 2012 г. основные инвестиционные вложения были направлены на реконструкцию ВЛ 220 кВ Вилюйская ГЭС - Айхал - Удачный (3 этап), строительство ПС 35/10 кВ ж/д станция Нижний-Бестях с заходами ВЛ 10 кВ, на объекты технологического присоединения и разработку ПИР для будущего строительства.

(2) Подстанции

Трансформаторных подстанций 35-220 кВ на территории Республики Саха (Якутия) насчитывается 198 шт.; их суммарная мощность - 3403,3 МВт. Подстанции и энергооборудование ОАО "Якутскэнерго" имеют высокий процент износа - около 60%, что является одной из причин существующих ограничений для технологического присоединения новых потребителей.

В таблице 3.2.2 приведена сводная информация по техническому состоянию ПС, находящихся на балансе ОАО АК "Якутскэнерго".

На территории Южно-Якутского энергорайона (ОАО "ДРСК") износ подстанций также значителен - 13 из 19 подстанций напряжением 110 кВ и выше (68,4%) находятся в эксплуатации более 25 лет.

В 2012 г. в Западном энергорайоне была выведена из эксплуатации ПС 110/10 кВ "Крестовая". Вводы новых и расширяемых электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше за 2012 г. с разбивкой по классам напряжений представлены в таблице 3.2.3.

Таблица 3.2.2

Количество, трансформаторная мощность и фактический износ ПС ОАО АК "Якутскэнерго" (состояние на 01.01.2013 г.)

Подразделение ОАО АК "Якутскэнерго"		0,4 - 6 - 10 кВ	35 кВ	110 кВ	220 кВ	Всего
Центральные электрические сети	мощность, МВт	412,22	195,7	271,3	-	879,22
	кол-во, шт.	1969	80	16	-	2065
	износ в % (по кол-ву)	56	57	55	-	56
Западные электрические сети	мощность, МВт	326,6	249	1237	999	2811,6
	кол-во, шт.	1088	43	38	5	1169
	износ в % (по кол-ву)	65	63	51	55	64

Таблица 3.2.3

Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ и выше

Класс напряжения	Объект	Принадлежность к компании	Год ввода	Протяженность / мощность (км / МВА)
110 кВ	Реконструкция ПС 110/10 кВ Набережная	ОАО АК "Якутскэнерго"	2012	50 МВА
110 кВ	Реконструкция ПС 110/10 кВ Центральная	ОАО АК "Якутскэнерго"	2012	80 МВА
110 кВ	Замена силовых трансформаторов на ПС 110/10 кВ Шея	ОАО АК "Якутскэнерго"	2012	6,3 МВА
110 кВ	Замена силовых трансформаторов на ПС 110/35/10 Радиоцентр	ОАО АК "Якутскэнерго"	2012	10 МВА
110 кВ	Реконструкция ВЛ 110 кВ (Л-103) Мирный-Сунтар	ОАО АК "Якутскэнерго"	2012	10,5 км
110 кВ	Внешнее электроснабжение подземного рудника "Удачный" 1-ый этап: ВЛ 110 кВ, реконструкция ОРУ 110 кВ, ПС 110 кВ "Электрокалорифер"	ОАО АК "Якутскэнерго"	2012	5,34 км 50 МВА
220 кВ	ПС НПС-16	ОАО "ФСК ЕЭС"	2012	2x128 км, 2x25 МВА
220 кВ	ПС НПС-18	ОАО "ФСК ЕЭС"	2012	Заходы по 2x2 км, 2x63 МВА

На территории Алданского и Нерюнгринского районов в 2012 г. вводы ВЛ (КЛ) 110 кВ и дополнительной трансформаторной мощности на ПС 35-110 кВ ОАО "Дальневосточная распределительная сетевая компания" не осуществлялись.

3.3 Загруженность электрических сетей

Допустимая экономическая плотность тока для рассматриваемых ВЛ 110-220 кВ в соответствии с таблицей 1.3.36 Правил устройства электроустановок9 (ПУЭ) составляет JЭК = 1,1 А/мм2.

(1) Западный энергорайон

Высшее напряжение существующих электрических сетей Западного энергорайона - 220 кВ. Основная особенность электрических сетей - большая протяженность радиальных линий электропередачи. Как отмечалось ранее, большая часть электросетевого оборудования эксплуатируется в течение 30 лет и более, ввиду чего находится в неудовлетворительном техническом состоянии. Следует также отметить, что пятнадцать ПС 110 кВ (35%) питаются по одноцепным ВЛ.

В таблицах П3.3.1 и П3.3.2 Приложения 3.3 приведен перечень ВЛ 110-220 кВ энергорайона с указанием их загруженности по плотности тока в зимний и летний периоды.

В Западном энергорайоне допустимую загруженность по плотности тока превышает загруженность шести линий электропередачи:

- ВЛ 110 кВ Сунтар - Эльгяй (2,214 А/мм2);

- ВЛ 110 кВ Эльгяй - Шея (2,064 А/мм2);

- ВЛ 110 кВ Шея - Кюндядя (1,977 А/мм2);

- ВЛ 110 кВ Кюндядя - Нюрба (1,862 А/мм2);

- Айхал - Ближняя (1,257 А/мм2).

ВЛ 110 кВ Сунтар - Эльгяй по плотности тока загружена сверх разрешенного двукратного превышения экономической плотности тока (ПУЭ, п. 1.3.27). В связи с этим, радиальная сеть 110 кВ, прилегающая к ПС 220 кВ Сунтар, может быть признана ненадежной и неэффективной.

(2) Центральный энергорайон

Высшее напряжение существующих электрических сетей Центрального энергорайона - 110 кВ. В восьмидесятые годы введена ВЛ 110 кВ Табага - Хандыга, выполненная в габаритах 220 кВ. Электрическая сеть энергорайона представлена, в основном, радиальными линиями электропередачи. По кольцевой схеме выполнено только электроснабжение города Якутска. Основная часть магистральных линий 110 кВ Центрального энергорайона была введена в 1970-1980-х годах, срок эксплуатации электросетевого оборудования превышает 30 лет, ввиду чего оно находится в неудовлетворительном состоянии.

В таблицах П3.3.3 и П3.3.4 Приложения 3.3 приведен перечень ВЛ 110 кВ энергорайона с указанием их загруженности по плотности тока в зимний и летний период.

По результатам зимнего и летнего замеров в Центральном энергорайоне с плотностью тока выше экономической плотности работают:

- ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС - Табага (1,171 - 1,633 А/мм2),

- ВЛ 110 кВ Табага - Чурапча (1,128 - 1,631 А/мм2),

- отпайки на ПС Хатын-Юрях от ВЛ 110 кВ Якутская ГРЭС - Кангалассы (1,215 - 1,799 А/мм2),

- отпайка на ПС Борогонцы от ВЛ 110 кВ Табага - Чурапча (1,29 А/мм2).

(3) Южно-Якутский энергорайон

Высшее напряжение существующих сетей Южно-Якутского энергорайона - 220 кВ. В таблицах П3.3.5 и П3.3.6 Приложения 3.3 приведен перечень ВЛ 110-220 кВ энергорайона с указанием их загруженности по плотности тока в зимний и летний периоды.

По результатам зимнего и летнего замеров в Южно-Якутском энергорайоне нет линий, работающих с плотностью тока, превышающей экономическую.

3.4 Уовни напряжения на подстанциях

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "3.4 Уровни напряжения на подстанциях"

Предельное длительно допустимое рабочее напряжение по ГОСТ 1516.3-96 для класса напряжения электрооборудования 110 кВ составляет 126 кВ, 220 кВ - 252 кВ.

(1) Западный энергорайон

В таблицах П3.4.1 и П3.4.2 Приложения 3.4 в соответствии с результатами контрольных замеров 2012 г. приведены предельные, выбранные в разное время (наибольшие или наименьшие), уровни напряжений по сравнению с номинальными на шинах ПС 110-220 кВ Западного энергорайона по состоянию на 19.12.2012 г. и 20.06.2012 г. соответственно.

Анализ таблиц показывает, что в целом по энергорайону уровни напряжения находятся в допустимых пределах.

В режиме зимнего максимума нагрузок напряжение на шинах 220 кВ ПС 220 кВ Айхал и ПС 220 кВ ГПП-6 ниже номинального значения (216,3 кВ и 211,5 кВ соответственно). В режиме летнего максимума нагрузок напряжение на шинах 220 кВ Вилюйских ГЭС-1, 2 (218,2 кВ), Светлинской ГЭС (218,1 кВ) и ПС 220 кВ Чернышевская (218,3 кВ) ниже номинального значения, но не превышает нижней границы нормально допустимого отклонения.

В режиме зимнего максимума нагрузок на шинах ПС 110 кВ Нюрба, ПС 110 кВ Онхой, ПС 110 кВ Верхневилюйск и ПС 110 кВ Вилюйск наблюдается недопустимое для нормального режима снижение напряжения.

По результатам контрольных замеров за 19.12.2012 г. выявлены перегруженные центры питания. В таблице 3.4.1 приведен перечень подстанций энергорайона, характеризующихся перегрузкой оставшегося в работе трансформатора свыше 5%, при ремонте или аварийном отключении второго.

Таблица 3.4.1

Перегруженные центры питания Западного энергорайона

Подстанция	Марка оставшегося в работе трансформатора	Мощность оставшегося в работе трансформатора, МВА	Нагрузка, МВА	Перегрузка трансформатора, %
ПС 220 кВ Олекминск	ТДТН-25 000/220	25	32,79	32
ПС 110 кВ Нюрба	ТДТН-10000/110	10	14,87	49
ПС 110 кВ Верхневилюйск	ТМНТ-6300/110	6,3	6,94	10

(2) Центральный энергорайон

Предельные, выбранные в разное время (наибольшие или наименьшие) уровни напряжений, по сравнению с номинальными на шинах ПС 110 кВ Центрального энергорайона по состоянию на 19.12.2012 г. и на 19.06.2012 г., приведены соответственно в таблицах П3.4.3 и П3.4.4 Приложения 3.4.

Уровни напряжения на всех подстанциях Центрального энергорайона находятся в допустимых пределах.

По результатам контрольных замеров уровень напряжения на шинах 110 кВ некоторых ПС превышает номинальный уровень более чем на 10%. Превышения нижней границы нормально допустимого отклонения напряжения (-5%) не наблюдается.

По результатам контрольных замеров за 19.12.2012 г. выявлены перегруженные центры питания. В таблице 3.4.2 приведен перечень подстанций Центрального энергорайона, характеризующихся перегрузкой оставшегося в работе трансформатора свыше 5%, при ремонте или аварийном отключении второго.

Таблица 3.4.2

Перегруженные центры питания Центрального энергорайона

Подстанция	Марка оставшегося в работе трансформатора	Мощность оставшегося в работе трансформатора, МВА	Нагрузка, МВА	Перегрузка трансформатора, %
ПС 110 кВ Радиоцентр	ТДТН-10000/110	10	14,40	44

(3) Южно-Якутский энергорайон

Предельные, выбранные в разное время (наибольшие или наименьшие) уровни напряжений, по сравнению с номинальными на шинах ПС 110-220 кВ по состоянию на 19.12.2012 г. и 20.06.2012 г. соответственно приведены в таблицах П3.4.5 и П3.4.6 Приложения 3.4.

Уровни напряжения на всех подстанциях Южно-Якутского энергорайона находятся в допустимых пределах. По результатам контрольных замеров уровень напряжения на шинах 110-220 кВ некоторых ПС превышает номинальный уровень более чем на 10 %. Превышения нижней границы нормально допустимого отклонения напряжения (-5%) не наблюдается.

По результатам контрольных замеров за 19.12.2012 г. выявлены перегруженные центры питания. В таблице 3.4.3 приведен перечень подстанций ЮЯЭР, характеризующихся перегрузкой оставшегося в работе трансформатора свыше 5%, при ремонте или аварийном отключении второго.

Таблица 3.4.3

Перегруженные центры питания Южно-Якутского энергорайона

Подстанция	Марка оставшегося в работе трансформатора	Мощность оставшегося в работе трансформатора, МВА	Нагрузка Р+jQ, МВт+jМвар	Перегрузка трансформатора, %
ПС 110 кВ Алдан	ТДТН-16000/110	16	17,79	11
ПС 110 кВ Н. Куранахская ЗИФ	ТДТН-16000/110	16	20,65	29

3.5 "Узкие места" в техническом состоянии электросетевых объектов

(1) Западный энергорайон

Особенностью энергорайона является большая удаленность потребителей от главных источников энергоснабжения - ВГЭС-1, 2 и Светлинской ГЭС и, как следствие, большая протяженность линий электропередачи.

С целью более эффективного использования мощностей Вилюйских ГЭС-1, 2 и Светлинской ГЭС, а также электроснабжения объектов ВСТО (НПС-12, НПС-13, НПС-14), реализован проект создания кольца 220 кВ Мирный - Ленск - Олекминск - Сунтар.

Для надежного электроснабжения нефтепроводной системы ВСТО в 2013 г. введена в эксплуатацию линия электропередачи 220 кВ Сунтар - Олекминск, которая также позволит перевести Олекминский район на более надежное, качественное и экономически эффективное централизованное электроснабжение от каскада Вилюйских ГЭС.

Степень износа существующих ВЛ энергорайона высока. Линии электропередачи 220 кВ ВГЭС - Районная (Л-201 и Л-102), Районная - Мирный (Л-211 и Л-212) выполнены на деревянных опорах и эксплуатируются свыше 40 лет, поэтому находятся в неудовлетворительном техническом состоянии.

Существуют "узкие места", связанные с неисправностью оборудования. Так, неисправность РПН на ПС 220 кВ Фабрика-3 (РПН в нейтральном положении, Кт = 0,55) приводит к ограничению верхней границы диапазона регулирования источников генерации энергорайона. СК на ПС 220 кВ Айхал находится в аварийном состоянии и не используется, что приводит к невозможности поддерживать напряжение на допустимом уровне: к перенапряжению в период летних нагрузок и понижению напряжения в период зимних нагрузок.

В неудовлетворительном техническом состоянии находятся также линии электропередачи: Мирный - Ленск (Л-101, Л-102), Мирный - Тойхобой, Айхал - Фабрика-8 (Л-108, Л-109), ГПП-6 - Удачная, Айхал - Ближняя (Л-119, Л-120), а также практически все линии электропередачи на участке Сунтар - Вилюйск

15 подстанций 110 кВ питаются по одноцепным линиям электропередачи, на 7 подстанциях установлено по одному трансформатору. Большая часть подстанций, питающихся по одной одноцепной ВЛ, не удовлетворяют требованиям надежности электроснабжения потребителей. К ограничению нагрузок потребителей приводят не только аварийные отключения этих ВЛ, но и ремонтные работы на них. Перечни этих ПС со сводной информацией по питающим ЛЭП и установленным трансформаторам приведены в таблицах 3.5.1. и 3.5.2.

Таблица 3.5.1

Перечень ПС 110 кВ Западного энергорайона, питающихся по одноцепным ЛЭП

Подстанция	Питающая ЛЭП	Суммарная протяженность ЛЭП, км	Время эксплуатации ЛЭП, лет
Ярославская	Ленск - Пеледуй	190,2	30
Пеледуй
Витим
Эльгяй	Сунтар - Эльгяй, Эльгяй - Шея, Шея - Кюндядя, Кюндядя - Нюрба, Нюрба - Онхой, Онхой - Верхневилюйск, Верхневилюйск - Вилюйск	397,1	25-39
Шея
Кюндядя
Нюрба
Онхой
Верхневилюйск
Вилюйск
Таас-Юрях	Заря - Таас-Юрях	97,2	16
Вилюй	МГРЭС - Вилюй	2,5	26
Мурья	отп. на Мурья (Л-190)	21,2	29
Драга-201	отп. на Драга-201	8,8	52
Драга-202	отп. на Драга-202	3,6	52

Таблица 3.5.2

Перечень ПС 110 кВ Западного энергорайона с одним установленным трансформатором

Подстанция	Трансформатор		Время эксплуатации ПС, лет
Подстанция	Марка	Мощность, МВА	Время эксплуатации ПС, лет
Драга 202	ТМ-110/6	6,3	35
Таас-Юрях	ТМН-110/35/10	6,3	20
Дорожная	ТМН-110/10	2,5	23
Мурья	ТМН-110/10	6,3	30
Ярославская	ТМН-110/10	6,3	30
Эльгяй	ТМН-110/10	6,3	37
Шея	ТДГ-110/10	10	36

В таблице 3.5.3 приведены "узкие места" Западного энергорайона и возможные мероприятия по ликвидации.

Таблица 3.5.3

"Узкие места" Западного энергорайона

"Узкое место"	Описание	Возможные мероприятия по устранению
ПС 220 кВ Фабрика N 3	Неисправность РПН (в нейтральном положении, Кт=0,55): ограничена возможность регулирования напряжения источников генерации Западного энергорайона, что приводит к ограничениям в послеаварийном режиме в узле Айхал - ГПП-6	Перевод питания ПС 220 кВ Фабрика N 3 на питание от сети 110 кВ (Л-131, Л-132) с отключением от сети 220 кВ.
СВМ Светлинской ГЭС	Мощность выдается по одной линии 220 кВ Светлинская ГЭС - Районная N 2. При отключении линии мощность СГЭС оказывается заперта. Вторая линия сдана в аренду ОАО АК "Якутскэнерго" и используется для электроснабжения ПС 110 кВ Вилюй.	Включение ВЛ 1220 кВ СГЭС - Районная на проектную схему. Строительство ПС 220 кВ ГПП в пос. Светлый (ИП ОАО "ВГЭС-3"),
ПС 220 кВ Айхал	Аварийное состояние синхронных компенсаторов, отсутствие возможности поддержания уровней напряжения на допустимом уровне	Установка УШР на ПС 220 кВ Айхал.
ПС 220 кВ Айхал	Отсутствие выключателя на стороне 220 кВ АТ-1. Погашение 1СШ-220 кВ приводит к потере 1 из 3 связей КВГЭС - Айхал.	Установка выключателя на стороне 220 кВ АТ-1 ПС 220 кВ Айхал.
ПС 220 кВ ГПП-6	Л-205 и Л-206 Айхал - ГПП-6 подключены через один выключатель. Одна из ВЛ постоянно отключена по условиям РЗ	Приведение ГПП-6 к проектной схеме с раздельным присоединением ВЛ
Л-241 Районная - Сунтар	Отключение 2СШ-220 на ПС 220 кВ Районная приводит к отключению Л-241 на Сунтар, что приводит к загрузке Л-231, Л-232 (на ПС 220 кВ Городская). Необходимо введение ограничений по Вилюйской группе потребителей	Стр-во 2-й ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар с присоединением к 1СШ-220 на ПС 220 кВ Районная
Вилюйская группа потребителей	Недостаточная пропускная способность Л-104 Сунтар - Эльгяй, низкие уровни напряжений.	Строительство ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба, ПС 220 кВ Нюрба.
Противоаварийная автоматика	Отсутствие скоординированного комплекса ПА по энергорайону	Необходима разработка и введение в эксплуатацию комплекса ПА

(2) Центральный энергорайон

Якутская ГРЭС является фактически единственным источником электроэнергии в Центральном энергорайоне. Помимо технического состояния оборудования на Якутская ГРЭС, ЛЭП, предназначенные для выдачи мощности станции (Якутская ГРЭС - Хатын-Юрях и Якутская ГРЭС - Табага), также находятся в эксплуатации с 1970-х годов и требуют реконструкции.

ВЛ 110 кВ Хатын-Юрях - Кангалассы, Хатын-Юрях - Радиоцентр, Хатын-Юрях - Бердигестях, Табага - Мохсоголлох (Л-113 и Л-114), Эльдикан - Солнечный выполнены, в основном, на деревянных опорах и эксплуатируются свыше 30 лет, поэтому находятся в неудовлетворительном техническом состоянии.

Потребители Заречного энергорайона получают электроэнергию по одноцепной ВЛ 110 кВ (в габаритах 220 кВ) Табага - Хандыга протяженностью 334 км, выполненной на деревянных опорах, что не позволяет обеспечить энергоснабжение потребителей с требуемой надежностью.

Намский улус (ПС Бердигестях) получает электроэнергию по одноцепной ВЛ 110 кВ Хатын-Юрях - Бердигестях протяженность 193 км (в эксплуатации с 1977 г.), что также не позволяет обеспечить требуемую надежность электроснабжения потребителей.

16 подстанций 110 кВ питаются по одноцепным линиям электропередачи, на 5 подстанциях установлено по одному трансформатору. Перечни этих ПС со сводной информацией по питающим ЛЭП и установленным трансформаторам приведены в таблицах 3.5.4 и 3.5.5.

Таблица 3.5.4

Перечень ПС 110 кВ Центрального энергорайона, питающихся по одноцепным ЛЭП

Подстанция	Питающая ЛЭП	Суммарная протяженность ЛЭП, км	Время эксплуатации ЛЭП, лет
Временная	Табага - Чурапча	170,4	26
Чурапча	Табага - Чурапча	170,4
Богоронцы	отп. на ПС Богоронцы	121,1
Ытык-Кюель	Чурапча - Хандыга	207,8
Новая
Хандыга
Джебарики-Хая	Хандыга - Джебарики-Хая	51,6	8
Сулгачи	Чурапча - Сулгачи, Сулгачи - Эльдикан	234,9	5
Эльдикан	Чурапча - Сулгачи, Сулгачи - Эльдикан	234,9	5
Солнечный	Эльдикан - Солнечный	176	38
Усть-Майя	отп. на Усть-Майя	70	4
Улахан-Ан	Мохсоголлох - Улахан-Ан	43,8	27
Дачная	Хатын-Юрях - Бердигестях	192,7	34
Магарассы
Бердигестях
Кангалассы	отп. Радиоцентр - Кангалассы	16	35

Таблица 3.5.5

Перечень ПС 110 кВ Центрального энергорайона с одним установленным трансформатором

Подстанция	Трансформатор		Время эксплуатации ПС, лет
Подстанция	Марка	Мощность, МВА	Время эксплуатации ПС, лет
Бердигестях	ТМТН-110/35/10	6,3	34
Ытык-Кюель	ТДТН-110/35/10	10	40
Октемцы	ТМ-110/10	6,3	39
Новая	ТМТН-110/6	6,3	6
Дачная	ТДН-110/10	10	27

В таблице 3.5.6 приведены "узкие места" Центрального энергорайона и возможные мероприятия по ликвидации.

Таблица 3.5.6

"Узкие места" Центрального энергорайона

"Узкое место"	Описание	Возможные мероприятия по устранению
Якутская ГРЭС	Полная выработка ресурса части основного оборудования, возможный дефицит мощности в Центрального энергорайона на перспективу (2017 г.)	Строительство и введение в эксплуатацию нового источника когенерации в г. Якутске - Якутской ГРЭС-2 (2015-2017 гг. в две очереди)
Якутская ТЭЦ	Плохое техническое состояние части оборудования по причине старения	Замена паровой турбины АТ-6 ст. N 2, выработавшей парковый ресурс; модернизация систем газоснабжения водогрейных котлов; замена паровых котлов ст. NN 1, 2 (ПП ОАО АК "Якутскэнерго")
Л-105, Л-106	Линии перегружены по экономической плотности тока	Реализация СВМ Якутской ГРЭС-2

(3) Южно-Якутский энергорайон

В энергорайоне высока степень износа существующих электрических сетей 0,4-6-10-35-110 кВ, выполненных, в основном, на деревянных опорах. Эксплуатация ВЛ 110 кВ Чульманская ТЭЦ - Хатыми, Хатыми - М. Нимныр, М. Нимныр - Б. Нимныр, Б. Нимныр - Юхта, Юхта - Лебединый, Лебединый - Н. Куранах, Н. Куранах - ТДЭС, ТДЭС - 24 км ведется с 1960-х годов; в настоящее время данные ВЛ находятся в неудовлетворительном техническом состоянии.

Введение в эксплуатацию в 2010 г. второй цепи ВЛ 220 кВ НГРЭС - Н. Куранах существенно повысило надежность электроснабжения потребителей Алданского района. Однако большая протяженность ВЛ 110 кВ НГРЭС - Чульманская ТЭЦ - Б. Нимныр - Лебединый - Н. Куранах (285 км, 143,8 км из которых - одноцепная ВЛ) не позволяет обеспечить электроснабжение потребителей без ограничения нагрузок при отключении одного из участков этой ВЛ в режимах зимнего максимума нагрузок.

7 подстанций 110 кВ питаются по одноцепным линиям электропередачи, на 7 подстанциях установлено по одному трансформатору. Перечни этих ПС со сводной информацией по питающим ЛЭП и установленным трансформаторам приведены в таблицах 3.5.7, 3.5.8.

В таблице 3.5.9 приведены "узкие места" Южно-Якутского энергорайона и возможные мероприятия по ликвидации.

Таблица 3.5.7

Перечень ПС 110 кВ Южно-Якутского энергорайона, питающихся по одноцепным ЛЭП

Подстанция	Питающая ЛЭП	Суммарная протяженность ЛЭП, км	Время эксплуатации ЛЭП, лет
Н. Якокитская	Н. Куранах - ТДЭС, ТДЭС 24 км	29,6	45
ТДЭС
24 км
Алдан	Лебединый - Алдан	17	26
Гранитная	СХК - Беркакит	12,2	33
Беркакит	СХК - Беркакит	12,2	33
Рябиновая	отп. на Рябиновую	24,2	2

Таблица 3.5.8

Перечень ПС 110 кВ Южно-Якутского энергорайона с одним установленным трансформатором

Подстанция	Трансформатор		Время эксплуатации ПС, лет
Подстанция	Марка	Мощность, МВА	Время эксплуатации ПС, лет
Гранитная	ТДН-110/6	6,3	33
Угольная	ТДТН-110/6	10	25
Хатыми	ТДН-110/6	6,3	44
Б. Нимныр	ТДН-110/10	2,5	28
М. Нимныр	ТДН-110/6	2,5	36
Юхта	ТДТН-110/35/10	6,3	13
Н. Якокитская	ТДТН-110/35/6	6,3	4

Таблица 3.5.9

"Узкие места" Южно-Якутского энергорайона

"Узкое место"	Описание	Возможные мероприятия по устранению
Транзит Нерюнгринская ГРЭС - Н. Куранах	В ремонтной схеме при выведенной в ремонт ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Н. Куранах и аварийном отключении 2-й ВЛ происходит разрыв транзита 220 кВ. Передаваемая мощность ограничивается токовой нагрузкой транзита 110 кВ Чульманская ТЭЦ - Н. Куранах - появляется необходимость ввода графиков аварийных отключений, низкие уровни напряжений в Алданском районе	Строительство заходов на ПС 220 кВ НПС-18 по схеме "заход-выход" (утвержденные ТУ на ТП ПС 220 кВ Таежный ГОК); Замена трансформаторов тока на трансформаторы тока с большим коэффициентом трансформации по подстанциям транзита 110 кВ для увеличения его пропускной способности
Нерюнгринская ГРЭС	Трансформаторы тока по двум ВЛ 220 кВ НГРЭС - Тында на НГРЭС являются ограничивающим элементом	Замена ТТ на НГРЭС на ТТ с большим коэффициентом трансформации
Центры питания г. Алдан	Центры питания ПС 110 кВ Алдан и ПС 35 кВ Восточная перегружены	Замена силовых тр-ров на ПС 110 кВ Алдан (ИП ОАО "ДРСК"), стр-во ПС 110 кВ Восточная, строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Н. Куранах - Алдан с заходами на В. Куранах и Восточную
Томмотский узел	Низкая степень надежности электроснабжения Томмотского узла	Строительство ПС 220 кВ Томмот, реконструкция распределительных сетей района

3.6 Надежность функционирования якутской энергосистемы

Для анализа использовались материалы - Экспертиза ИСЭМ СО РАН на Программу развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) (2005 г.), Отчет Томского отделения Энергосетьпроект и отдельные уточняющие расчеты потокораспределения в электрической сети (ЭС) Западного, Центрального и Южного энергорайонов.

Оценка пропускных способностей линий электропередачи напряжением 110 кВ и 220 кВ энергорайонов приведена для характерных расчетных ситуаций. В качестве расчетных схем использовались радиальные фрагменты оперативных схемы электрической сети, для которых определялись предельные значения перетоков активной мощности при выполнении условий по допустимости уровней напряжений в сети 110 кВ и 220 кВ. В качестве допустимых диапазонов изменения напряжений были приняты следующие величины [109-126] кВ и [210-252] кВ.

Для выполнения расчетов использовался сертифицированный программный комплекс СДО-7, разработанный в ИСЭМ СО РАН.

В основу анализа потокораспределения была положена общепринятая методика, суть которой заключается в следующем. Для каждого радиального фрагмента электрической сети предельные значения по пропускной способности линий вычисляются на основе методики определения утяжеленных или предельных режимов, в которой используется принцип сбалансированного изменения мощностей для двух заданных узлов сети при выполнении условий допустимости значений напряжений. В результате такого изменения между узлами течет переток мощности, предельная величина которого определяется.

Электрическая сеть Республики Саха имеет радиальную структуру и разделена на четыре изолировано работающие энергорайона - Северный, Западный, Центральный и Южно-Якутский. На рисунке 3.6.1 отображена укрупненная схема энергорайонов, содержащая магистральные линии электропередач 110 кВ и 220 кВ.

Анализ баланса суммарных активных мощностей проводился для каждого энергорайона и сводился к простому сопоставлению максимальной нагрузки и располагаемой мощности генерации для 2013 г.

Для фрагментов электрической сети каждого энергорайона проводились оценки пропускных способностей воздушных линий с учетом допустимости изменения уровней напряжения в электрической сети для режима максимальных нагрузок.

(1) Западный энергорайон

Западный энергорайон обладает значительной величиной располагаемой активной мощности источников. Электрические сети содержат воздушные линии 220 кВ, имеющие длину около 430 км, что приводит к проблеме компенсации реактивной мощности, генерируемой линиями. Энергорайон также содержит воздушные линии 110 кВ, имеющие значительную длину, что приводит к необходимости установки средств компенсации реактивной мощности (установка реакторов), и слабую степень резервирования, что требует привлечения значительного числа резервных источников активной мощности.

В настоящее время с появлением на юге энергорайона нефтепровода ВСТО появились тенденции к развитию электрических сетей 220 кВ.

ГАРАНТ:

Графический объект "Укрупненные схемы электрической сети энергорайонов (состояние 2013 г.)" (рис. 3.6.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Для анализа и оценки текущего состояния электрической сети можно выделить три направления электроснабжения, берущих начало от компактно расположенных источников электроэнергии.

Северное направление на Айхал (рисунок 3.6.2) содержит три ВЛ 220 кВ (Л-203, 204, 208). Была произведена оценка значений средних напряжений данных линий.

ГАРАНТ:

Графический объект "Фрагмент Западного энергорайона. Северное направление" (рис. 3.6.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Для оценки предельного перетока по трехцепной ВЛ 220 кВ ВГЭС-Айхал производились вариация нагрузки (cosф=0,8) на шинах 110 кВ Айхал и вариация напряжения в узле с Вилюйскими ГЭС-1, 2. Результаты расчетов, приведенные в таблице 3.6.1, показывают, что ограничение перетока связано с недостаточной мощностью СК на ТП Айхал, предельное значение которой было принято равной 30 МВАр.

Таблица 3.6.1

Оценка предельного перетока Pij активной мощности по трехцепной ВЛ-220 кВ ВГЭС-Айхал

U ВГЭС-1, 2	210 кВ	251 кВ	Примечание
Pij	70 МВт	252 МВт	Недостаточно Qck на ТП Айхал

Результаты расчетов холостого хода трехцепной ВЛ 220 кВ ВГЭС-Айхал показали, что для допустимости напряжений в сети требуется держать в узле ВГЭС 230 кВ, что связано с недостаточной величиной потребления реактивной мощности СК на ТП Айхал, которая была принята равной - 30 МВАр.

Для оценки предельного перетока по ВЛ 220 кВ ВГЭС-Айхал при отключении одной из трех цепей производились вариация нагрузки (cosф=0,8) на шинах 110 кВ Айхал и вариация напряжения в узле с ВГЭС-1, 2. Результаты расчетов, приведенные в таблице 3.6.2, показывают, что ограничение перетока связано с недостаточной мощностью СК на ТП Айхал, предельное значение которой было принято равной 30 МВАр.

Таблица 3.6.2

Оценка предельного перетока Pij активной мощности по трехцепной ВЛ 220 кВ ВГЭС-Айхал

U ВГЭС-1, 2	210 кВ	251 кВ	Примечание
РЦ	65 МВт	160 МВт	Недостаточно Qck на ТП Айхал

Южное направление на Пеледуй (рисунок 3.6.3) содержит две радиальных ВЛ 110 кВ, а также несколько ДЭС, рассредоточенных вдоль этого направления.

ГАРАНТ:

Графический объект "Фрагмент Западного энергорайона. Южное направление" (рис. 3.6.3) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Для оценки предельного перетока по ВЛ 110 кВ Мирный-Ленск при работе с двумя и одной цепями производились вариация нагрузки (cosф=0,8) на шинах 110 кВ

Ленск и вариация напряжения в узле Мирный. Результаты расчетов, приведенные в таблице 3.6.3, можно использовать для выработки мероприятий по увеличению предельного значения перетока при увеличении потребления.

Таблица 3.6.3

Оценка предельного перетока Pij активной мощности по ВЛ 110 кВ Мирный-Ленск при работе с одной и двумя цепями

U Мирный	110 кВ	121 кВ	Примечание
Pij_2 цепи/_1 цепь	10/6 МВт	35/20 МВт	Недостаточно Qck на ТП Айхал

Для оценки предельного перетока по ВЛ 110 кВ Ленск - Пеледуй производились вариация нагрузки (cosф=0,8) на шинах 110 кВ Пеледуй и вариация напряжения в узле Мирный. При проведении расчетов в узле Ленск была принята нагрузка 10 МВт. Результаты расчетов, приведенные в таблице 3.6.4, можно использовать для выработки мероприятий по увеличению предельного значения перетока при увеличении потребления.

Таблица 3.6.4

Оценка предельного перетока Pij активной мощности по ВЛ 110 кВ Ленск - Пеледуй при работе ВЛ 110 кВ Мирный - Ленск с одной и двумя цепями

U Мирный	110 кВ	121 кВ
ВЛ - Мирный Ленск 2 цепи	1 МВт	8 МВт
ВЛ - Мирный Ленск 1 цепь	0 МВт	4 МВт

Расчеты потокораспределения показали, что увеличение суммарной нагрузки приводит к недопустимым значениям напряжений в этой сети. Предельное увеличение нагрузки оценивается величиной порядка 14 МВт.

Восточное направление на Нюрбу (рисунок 3.6.4) в перспективе будет содержать ВЛ 220 кВ, которые заменят существующие ВЛ 110 кВ.

ГАРАНТ:

Графический объект "Фрагмент Западного энергорайона. Восточное направление" (рис. 3.6.4) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Расчеты для восточного направления не выполнялись, поскольку конфигурация и параметры этого направления близки к ранее рассмотренному южному направлению.

Выводы:

Северное направление. Требуется надежная работа средств компенсации реактивной мощности на ТП Айхал и увеличение ее величины, если требуется работа электрической сети с пониженным напряжением в узле с ВГЭС.

Южное направление содержит длинные воздушные линии 110 кВ (395 км), что существенно ограничивает рост нагрузок и требует использования ДЭС в качестве резервных источников.

Восточное направление также содержит длинные одноцепные воздушные линии 110 кВ (397 км), что требует наличия значительного объема резервных источников.

(2) Центральный энергорайон

В Центральном энергорайоне источниками электроэнергии являются: Якутская ГРЭС, Якутская ТЭЦ и ДЭС - Амгинская, Ары-Титская, Чурапчинская, Нижне-Бестягская и Хандыгская. Электрическая сеть не имеет несвязных подсистем и содержит линии электропередачи 110, 35 и 10 кВ.

Для анализа и оценки текущего состояния можно выделить три направления электроснабжения, берущих начало от компактно расположенных источников электроэнергии.

Восточное направление на Хандыгу (рисунок 3.6.5) содержит длинные ВЛ 110 кВ (642 км).

ГАРАНТ:

Графический объект "Фрагмент Центрального энергорайона. Восточное направление" (рис. 3.6.5) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

В режиме холостого хода при отсутствии нагрузок в узле Хандыга напряжение поднимается до 147 кВ и 32 кВ при напряжении на ПС Табага равном соответственно 121 кВ и 110 кВ, что требует установки компенсирующих устройств.

Для оценки предельного перетока по ВЛ 110 кВ Чурапча - Ытык-Кюель производились вариация нагрузки (cosф)=0,8) на шинах 110 кВ Ытык-Кюель и вариация напряжения в узле Табага. Рассматривался предельный случай, для которого все нагрузки в узлах, кроме узла Хандыга, принимались равными нулю.

Результаты расчетов, приведенные в таблице 3.6.5, показывают, что при работе с одной цепью на участке Временная - Чурапча удается при допустимых уровнях напряжения в сети передать большую или равную величину перетока активной мощности при работе двух цепей в узел Хандыга. Это связано с компенсацией потерь напряжения в линиях фрагмента реактивной мощностью, генерируемой линиями. Поэтому требуется установка и тщательная настройка средств компенсации реактивной мощности для обеспечения "прозрачности" управляемости потокораспределением.

Таблица 3.6.5.

Оценка предельного перетока Pij активной мощности по ВЛ 110 кВ Чурапча - Ытык-Кюель при работе ВЛ 110 кВ Табага - Чурапча с одной и двумя цепями

U Табага	110 кВ	121 кВ
ВЛ-110 кВ - Табага - Чурапча 2 цепи	8 МВт	12 МВт
ВЛ-110 кВ - Табага - Чурапча 1 цепь	9 МВт	12 МВт

Южное направление на Солнечный (рисунок 3.6.6) содержит длинные ВЛ 110 кВ (608 км) и конфигурация и параметры фрагменты аналогичны к ранее рассмотренному восточному направлению.

ГАРАНТ:

Графический объект "Фрагмент Центрального энергорайона. Южное направление" (рис. 3.6.6) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Для южного направления расчеты не выполнялись, поскольку конфигурация и параметры этого направления близки к фрагменту восточного направления.

Выводы:

Для обеспечения управляемости потокораспределением требуется установка и настройка средств компенсации реактивной мощности.

Передача активной мощности по одноцепным длинным линиям требует резервирования по активной и реактивной мощности.

ГАРАНТ:

Здесь и далее по тексту нумерация пунктов приводится в соответствии с источником

(1) Южно-Якутский энергорайон

Источником электроэнергии являются Нерюнгринская ГРЭС и Чульманская ТЭЦ. Кроме этого, Южно-Якутский энергорайон осуществляет обмен электроэнергии с ФОРЭМ и энергосистемами Востока. Исследования режимов, проведенные в 2005 г., показали, что при возникновении отключений в цепочке линий 110 кВ от Н. Куранаха до Чульмана приводят к недопустимым уровням напряжения, и поэтому в этой цепочке требуется установка средств компенсации реактивной мощности. Появление параллельной двухцепной воздушной линии 220 кВ Нерюнгри - Н. Куранах не способствует решению этой проблемы из-за отсутствия поперечных связей между цепями линий 110 кВ и 220 кВ. Длина рассматриваемых цепей около 250 км, что приводит к значительной генерации реактивной мощности линиями и требует привлечения настраиваемых средств ее компенсации.

3.7 Проблемы в энергоснабжении децентрализованных потребителей зоны

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

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

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

Вместе с тем эксплуатация энергооборудования осуществляется в сложных климатических условиях, что ведет к большим расходам по содержанию электросетей, в основном выполненных на деревянных опорах, ускоренному износу и дополнительным затратам на ремонт и восстановление.

Из общего количества генерирующего оборудования дизельных электростанций, состоящего из 591 единиц разных типов и модификаций, износ, превышающий 50%, имеют 56% агрегатов. Из них наихудшее состояние со степенью износа 73% и более имеют дизель-генераторы ЯМЗ-236, ЯМЗ-238, ЯМЗ-240, ТМЗ-8481 (6(8)4 13/14) в количестве 158 единиц, что составляет 26% от общего числа.

Износ зданий и сооружений дизельных электростанций в среднем оценивается в 58%. Здания ДЭС, введенные в эксплуатацию в 60-70 годы прошлого столетия, среди которых имеются бревенчатые, брусовые, деревянные с металлическим каркасом и засыпные, расположены в населенных пунктах: Улуу, Чагда (Алданский РЭС), Тикси-3, Быков Мыс, Таймылыр (Булунские ЭС), Батагай, Верхоянск, Метяки (Верхоянские ЭС), Зырянка, Угольное (Зырянский РЭС), Мома (Момский РЭС), Дельгей, Иннях, Чапаево (Олекминские ЭС), Оленек (Оленекский РЭС), Хатыннах (Среднеколымский РЭС), Чокурдах (Чокурдахский РЭС), Нижнеянск (Янские ЭС).

Средний удельный расход топлива по отдельным подразделениям ОАО "Сахаэнерго" превышает установленный норматив на 2012 г. Наибольшее превышение наблюдается в Нижнеколымском и Алданском филиалах - на 90,3 и 24,4 г у. т./кВт*ч соответственно, что приводит к значительному перерасходу дизельного топлива.

Неудовлетворительное состояние электрических сетей обуславливается истечением нормативного срока службы, в том числе срока службы деревянных опор. Более 40% воздушных линий электропередачи отработали более 25 лет, имеют большой процент износа (в среднем 69%) и требуют полной реконструкции. Наибольший износ имеют линии электропередачи в Булунских ЭС (92%), Верхоянских ЭС (88%), Зырянском РЭС (91,8%), Момском РЭС (85,2%), Нижнеколымском РЭС (93,3%), Янских ЭС (84%).

Одноцепные линии электропередачи напряжением 6-10 кВ протяженностью 1895 км (99,6% общей протяженности) выполнены исключительно на деревянных опорах. В ведении Верхоянских ЭС находятся воздушные линии электропередачи напряжением 6 кВ Эге-Хая протяженностью 18 км, построенные еще в 1942 г.

Основная доля кабельных линий (49%) находится в п. Тикси Булунского улуса. Все кабельные линии п. Тикси проложены в период строительства поселка в 60-70-х гг. и имеют 100% износа. Ввиду несохранившейся технической документации прокладки кабельных трасс затрудняется поиск и устранение повреждений. Средний износ кабельных линий электропередачи - 89%.

На трансформаторных подстанциях около 35% оборудования морально и физически устарело. Более 60% износа оборудования имеют трансформаторные подстанции в Алданском, Белогорском, Момском, Нижнеколымском, Олекминском, Чокурдахском РЭС. Наихудшее состояние трансформаторных подстанций (износ более 80%) в Булунских ЭС и Зырянском РЭС.

Проблемы в топливоснабжении электростанций обусловлены:

- большой долей потребления дизельного топлива - 77,4% от общего потребления;

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

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

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

Все это приводит к высокой себестоимости вырабатываемой электроэнергии.

Кроме того, в результате реорганизации и ликвидации нерентабельных предприятий в 1980-1990 гг. появились бесхозяйные объекты электроснабжения, в том числе 725 км воздушных линий электропередачи. Около 70% бесхозяйных воздушных линий и трансформаторных подстанций находятся в аварийном состоянии и эксплуатируются энергоснабжающими организациями без ремонтов. Наибольшее количество бесхозяйных линий находится в Белогорском РЭС и Кобяйских ЭС.

3.8 Анализ состояния систем теплоснабжения

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

Схемы теплоснабжения не разработаны ни в одном муниципальном образовании Республики. Хотя в соответствии с Федеральным законом N 190-ФЗ "О теплоснабжении" от 27 июля 2010 года (с изменениями на 2 июля 2013 года) и Постановлением Правительства РФ N 154 "О требованиях к системам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" от 22 февраля 2012 года необходима разработка схем теплоснабжения населенных пунктов и городских округов на срок не менее 15 лет с учетом безопасности и надежности, энергетической эффективности теплоснабжения, приоритетного использования комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, минимизации затрат на теплоснабжение на единицу тепловой энергии.

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

Основные проблемы в сфере теплоснабжения и теплопотребления:

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

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

- централизованным теплоснабжением - 74,%#;

- горячим водоснабжением - 50,4%;

- водопроводом - 53,4%;

- канализацией - 52,9%.

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

4. Значительный износ оборудования и тепловых сетей в связи с несвоевременным их ремонтом и заменой. В настоящее время физический износ основного и вспомогательного оборудования котельных превышает 40%, средний износ тепловых сетей составляет 66%, в отдельных системах он превышает 70%.

5. Большие потери тепловой энергии в трубопроводных сетях. Эффективность систем транспорта в области в последние годы снижается, что связано с высоким износом тепловых сетей и нерациональными режимами их эксплуатации. Потери в тепловых сетях продолжают возрастать, в среднем по системам Республики Саха (Якутия) в 2012 г. они составили около 23,3%, в ряде районов Республики уровень потерь достигает 45-50% (Верхоянский, Вилюйский, Хангаласский, Томпонский и т.д.). Их рост в основном связан со старением оборудования тепловых сетей (ухудшением качества тепловой изоляции и гидравлической плотности коммуникаций).

6. Высокая степень износа жилищного фонда. Удельный расход тепловой энергии на отопление жилых зданий характеризуется широким диапазоном значений от 0,24 Гкал/м2 в год в Анабарском муниципальном районе до 1,09 Гкал/м2 в год в Абыйском муниципальном районе. Высокий уровень расхода тепловой энергии связан со значительным износом жилого фонда. Республика входит в число регионов Российской Федерации с наибольшим удельным весом ветхого и аварийного жилья - 13,8%. Одной из причин высокой доли ветхого жилья является то, что почти две трети жилищного фонда Республики является деревянным (61,1% от общей площади) и только чуть более трети (36,8%) в каменном (кирпичном, панельном, монолитном) исполнении.

Основные выводы

1. В якутской энергосистеме, как и в других энергосистемах субъектов РФ, высок износ оборудования и электрических сетей. На протяжении долгого времени темпы старения основных производственных фондов значительно опережали темпы их обновления. Деятельность электросетевых компаний по реконструкции и техперевооружению направлена на поддержание работоспособности действующего оборудования, на продление его ресурса.

2. Сложные климатические условия Республики усложняют эксплуатацию электросетевого хозяйства и приводят к увеличению затрат на ремонт и восстановление.

3. В Западном энергорайоне изолированно от энергосистемы функционирует Талаканская ГТЭС, установленной мощностью 144 МВт (максимум нагрузки в 2012 г. составил 56,75 МВт).

В связи отсутствием спроса на электроэнергию, Каскад Вилюйских ГЭС вырабатывает электроэнергии меньше возможной. За отчетный пятилетний период ежегодно производились холостые сбросы воды. Невостребованность электроэнергии Каскада Вилюйских ГЭС (к проектной среднемноголетней выработке) составила около 6 млрд кВт*ч за 5 отчетных лет.

4. В энергосистеме имеются "узкие места", связанные с превышением экономической плотности тока по линиям электропередачи. Особенно остро проблема стоит для Вилюйской группы потребителей: по экономической плотности тока ВЛ 110 кВ Сунтар-Эльгяй перегружена более чем в два раза. На подстанциях Нюрба, Верхневилюйск, Вилюйск наблюдается снижение уровней напряжения в сети 110 кВ ниже допустимых (-5% от номинального) - до 99 кВ на ПС 110 кВ Вилюйск в 2012 г.

5. По результатам контрольных замеров, в энергосистеме имеются центры питания, которые характеризуются перегрузкой трансформаторов свыше 5%, при ремонтном или аварийном отключении второго трансформатора: ПС 220 кВ Олекминск, ПС 110 кВ Нюрба, ПС 110 кВ Верхневилюйск в Западном энергорайоне, ПС 110 кВ Радиоцентр в Центральном энергорайоне, ПС 110 кВ Алдан, ПС 110 кВ Н. Куранахская ЗИФ в Южно-Якутском энергорайоне.

6. В общей сложности в трех районах энергосистемы Республики Саха (Якутия) 38 подстанций 110 кВ питаются по одноцепным линиям электропередачи, на 19 подстанциях установлено по одному трансформатору. Наличие протяженных ВЛ 110 кВ приводит к большим объемам потерь электроэнергии в сетях, низкой надежности электроснабжения потребителей (Вилюйская группа потребителей в Западном энергорайоне, группа заречных улусов в Центральном энергорайоне, Томмотский узел в Южно-Якутском энергорайоне).

7. Неразвитость электросетевой инфраструктуры, изолированность энергорайонов не позволяют рационально использовать структуру существующего энергетического хозяйства Республики, обеспечить требуемую надежность энергоснабжения потребителей и создать конкурентную среду по производству электроэнергии на межсистемном уровне, что негативно сказывается на социально-экономическом развитии Республики Саха (Якутия) в целом.

8. Все проблемные вопросы энергосистемы еще более остро проявляются в децентрализованной зоне. Высок износ зданий, сооружений и оборудования автономных энергоисточников, распределительных линий электропередачи. Функционирование электростанций характеризуется низкой эффективностью. Сложные схемы завоза топлива обуславливают высокие показатели стоимости топлива и, как следствие, себестоимости производства электроэнергии.

9. В системах теплоснабжения в качестве проблемных моментов следует особо отметить низкую эффективность и технический уровень оборудования котельных и высокий износ тепловых сетей. В дополнение к значительной доле ветхого жилья, все эти проблемы приводят к большим потерям тепловой энергии при транспортировке и потреблении.

10. С целью решения указанных проблем энергетики Республики Саха (Якутия), обеспечения энергобезопасности и надежного энергоснабжения потребителей необходимо привлечение значительных материальных ресурсов для реконструкции и ввода новых генерирующих мощностей, обновления электро- и теплосетевого хозяйства, создание электрических связей как между энергорайонами, так и с ЕНЭС РФ.

9 Правила устройства электроустановок. - М.: Минэнерго СССР, М., ЗАО "Энергосервис", 2002 г.

4. Основные направления развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия)

Основной целью развития электроэнергетики Республики является обеспечение надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей, повышение эффективности топливно-энергетического комплекса при безусловном обеспечении энергетической безопасности.

Для достижения указанной цели необходимо решить следующие задачи:

- замена выработавшего моторесурс оборудования энергоисточников;

- обеспечение возможности передачи мощности потребителям, разработка мер по снижению вероятности введения ограничений потребления электрической энергии и мощности;

- ликвидация существующих "узких мест" и ограничений на технологическое присоединение потребителей к электрическим сетям на территории Республики;

- повышение эффективности электроэнергетики за счет применения современных технологий и оборудования, в том числе развития малой и альтернативной энергетики, использования возобновляемых первичных энергоносителей;

- экономически эффективное использование местных источников топливно-энергетических ресурсов;

- преодоление старения основных фондов энергетики.

Стратегической задачей развития электроэнергетики Республики Саха (Якутия) является создание энергетического комплекса, интегрированного с российской энергосистемой, обеспечивающего возрастающие потребности внутреннего рынка, а также экспорт электроэнергии.

4.1 Прогноз потребления электроэнергии на 2014-2018 гг. и на перспективу до 2020 г.

Прогноз потребления электроэнергии содержит показатели спроса в целом по Республике Саха (Якутия) (с учетом Северного энергорайона), а также отдельно по энергорайонам, включая крупных потребителей, находящихся в зоне действия энергосистемы и обеспечивающихся электроэнергией от автономных энергоисточников.

Прогноз электропотребления крупных потребителей электроэнергии выполнен на основе имеющихся перспективных документов социально-экономического развития Республики, перечня (с указанием основных технико-экономических показателей) инвестиционных проектов, планируемых к реализации на ее территории, представленного Министерством экономики Республики Саха (Якутия) (Приложение 4.1), а также на основе ответов крупных компаний, осуществляющих или планирующих свою деятельность на территории Республики, направленных Исполнителю на официальные запросы в ходе выполнения настоящей Программы.

Динамика электропотребления по централизованной зоне Центрального и Западного энергорайонов представлена ОАО "Якутскэнерго", по Южно-Якутскому энергорайону - Представительством ОАО "СО ЕЭС" в Республике Саха (Якутия) (Приложения 4.2 и 4.3).

(1) Западный энергорайон

Крупнейшим потребителем в Западном энергорайоне является ОАО АК "АЛРОСА". В перспективе до 2020 г. ожидается существенный рост электропотребления предприятиями компании в связи с переходом на подземную добычу рудника Удачный (таблица 4.1.1). Ожидается рост электропотребления и у изолированных потребителей ОАО АК "АЛРОСА", которые обеспечиваются электроэнергией от автономных энергоисточников, таких как Нюрбинский ГОК и т.д. (см. Приложение 2.3).

Таблица 4.1.1

Прогноз потребности в электрической энергии крупных потребителей в Западном энергорайоне, млн. кВт*ч

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Централизованная зона
ОАО АК "АЛРОСА"	1548	1525	1577	1536	1577	1574	1636	1650	1648
ВСТО, всего, в том числе:	203	203	269	488	488	561	561	561	561
НПС-11	-	-	66	92	92	126	126	126	126
НПС-12	55	55	55	76	76	76	76	76	76
НПС-13	58	58	58	81	81	81	81	81	81
НПС-14	90	90	90	126	126	126	126	126	126
НПС-15	-	-	-	113	113	152	152	152	152
Нефтеперерабатывающий завод в г. Ленске	-	-	-	-	-	-	-	-	40
Перевод Вилюйской группы на электроотопление	-	-	-	-	-	-	-	-	100
Автономные потребители
ОАО "Сургутнефтегаз" (освоение Талаканского НГКМ)	347	402	422	482	506	524	539	545	549
ОАО АК "Транснефть" (ДЭС НПС-12, 13, 14)	47	55	64	124	124	127	200	212	260
Автономные ОАО АК "АЛРОСА"	78	75	111	122	122	124	127	202	199
Обустройство Чаяндинского НГКМ, всего, в том числе:	-	-	7,4	17,5	96	96	426	545	651
УПН	-	-	7,4	17,5	96	96	209	320	320
УКПГ-3	-	-	-	-	-	-	145	152	186
УППГ-2	-	-	-	-	-	-	72	73	73
УППГ-4	-	-	-	-	-	-	-	-	72
Освоение центрального блока Средне-Ботуобинского НГКМ	-	-	-	-	-	102	208	208	208
Освоение Среднетюнгского ГКМ	-	-	42	42	80	120	160	180	210

Значительный рост электропотребления ожидается у предприятий ОАО АК "Транснефть" (уже к 2015 г. более чем в 2 раза по сравнению с 2012 г.) в связи с увеличением загрузки нефтепровода ВСТО (см. Приложение 2.5). В настоящее время от централизованной энергосистемы Западного энергорайона получают электроснабжение НПС-12, НПС-13, НПС-14, а в рассматриваемый период будут введены в эксплуатацию НПС-11 и НПС-15. Кроме того, компания предполагает увеличение потребления электроэнергии и от собственных энергоисточников, установленных на НПС-12, НПС-13 и НПС-14: к 2018 г. в 4 раза по сравнению с 2012 г.

Предполагается повышение электропотребления и на объектах ОАО "Сургутнефтегаз", осваивающего Талаканское НГКМ, обусловленное ростом добычи нефти (см. Приложение 2.4). Электроснабжение предприятия осуществляется от Талаканской ГТЭС, в настоящее время функционирующей автономно, с 2019 г. предполагается ее подключение к якутской энергосистеме.

Резкое увеличение электропотребления в Западном энергорайоне к концу рассматриваемого периода связано с началом освоения Чаяндинского НГКМ, разрабатываемого ООО "Газпром добыча Ноябрьск" (Приложение 4.4), центрального блока Средне-Ботуобинского НГКМ (ООО "Таас-Юрях Нефтегаздобыча"), Среднетюнгского ГКМ (ОАО "Сахатранснефтегаз") (см. Приложение 4.1), электроснабжение предприятий на которых в настоящее время предполагается от автономных энергоисточников.

В результате такого интенсивного развития западных районов Республики электропотребление за период 2012-2020 гг. в централизованной зоне возрастет в 1,5 раза, у автономных потребителей - в 3,2 раза (таблица 4.1.2).

Таблица 4.1.2

Динамика электропотребления в Западном энергорайоне, млн. кВт*ч

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Централизованная зона, всего	2796	2793	2930	3181	3250	3323	3395	4013	4214
в том числе:
существующие потребители	2796	2793	2864	2976	3045	3045	3117	3190	3247
новые потребители	-	-	66	205	205	278	278	823	967
Автономные потребители, всего	472	533	646	788	928	1093	1660	1347	1528
в том числе:
существующие	472	533	597	728	752	775	866	414	459
новые	-	-	49	60	176	318	794	933	1069
Всего по энергорайону	3268	3326	3576	3969	4178	4416	5055	5360	5742

(2) Центральный энергорайон

Наиболее крупным потребителем на территории Центрального энергорайона, вводимым до 2020 г., по данным ОАО АК "Якутскэнерго", является металлургический мини-завод в п. Н. Бестях (таблица 4.1.3).

В децентрализованной зоне наибольший прирост электропотребления связан с вводом в эксплуатацию перспективных предприятий по освоению свинцово-цинкового месторождения Сардана и Нежданинского месторождения золота (см. Приложение 4.1).

Предполагаемое развития центральных районов вызовет существенный рост потребности в электроэнергии: за период 2012-2020 гг. электропотребление в централизованной зоне возрастет в 1,3 раза, у автономных потребителей - в 11,3 раза (таблица 4.1.4).

В случае электрификации железной дороги Беркакит-Томмот-Якутск электропотребление в централизованной зоне в этот период может возрасти на 100-120 млн. кВт*ч.

Таблица 4.1.3

Прогноз потребности в электрической энергии крупных потребителей в Центральном энергорайоне, млн. кВт*ч

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Централизованная зона
Развитие промзоны в п. Нижний Бестях			4,1	9,3	9,3	9,3	9,3	9,3	9,3
Туристический кластер "Северный Мир"						20	36	36	36
Мостовой переход через р. Лена	-	-	-	11,4	11,4	11,4	11,4	11,4	11,4
Металлургический мини-завод в п. Нижний Бестях									100
ОПУ по переработке метанола в п. Нижний Бестях									10
Автономные потребители
ОАО "Якутская топливно-энергетическая компания"	15	15	15	15	15	16	16	16	16
Потребители Центральных электрических сетей	17	17	17	18	18	18	18	18	19
Освоение свинцово-цинкового месторождения Сардана					65	135	135	135	135
Освоение Нежданинского месторождения золота						191	191	191	191

Таблица 4.1.4

Динамика электропотребления в Центральном энергорайоне, млн. кВт*ч

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Централизованная зона, всего	1653	1669	1712	1757	1792	1828	1865	1900	2083
в том числе:
существующие потребители	1653	1669	1708	1736	1771	1787	1808	1843	1916
новые потребители	-	-	4	21	21	41	57	57	167
Автономные потребители, всего	32	32	33	33	98	360	360	360	360
в том числе:
существующие	32	32	33	33	33	34	34	34	34
новые	-	-	-	-	65	326	326	326	326
Всего по энергорайону	1685	1701	1745	1790	1890	2187	2225	2260	2443

(3) Южно-Якутский энергорайон

Наибольший прирост электропотребления в Южно-Якутском энергорайоне обусловлен вводом в эксплуатацию Таежного ГОКа (таблица 4.1.5).

Как и в Западном энергорайоне, в Южно-Якутском ожидается рост электропотребления у предприятий ОАО АК "Транснефть" за счет увеличения загрузки нефтеперекачивающих станций нефтепровода ВСТО: существующих (НПС-16, НПС-17, НПС-18) и ввода НПС-19 в 2014 г.

Таблица 4.1.5

Прогноз потребности в электрической энергии крупных потребителей в Южно-Якутском энергорайоне, млн. кВт*ч

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Централизованная зона
Таежный ГОК*	-	-	-	-	-	-	182	375	375
Шахта "Чульмаканская"	-	-	10	16	47	47	47	47	47
Горнодобывающая компания "Алдголд"	-	10	10	10	20	20	20	20	20
ВСТО, всего, в том числе:	265	265	289	348	418	418	418	418	418
НПС-16	62	62	62	62	83	83	83	83	83
НПС-17	115	115	115	122	126	126	126	126	126
НПС-18	88	88	88	88	88	88	88	88	88
НПС-19	-	-	24	76	121	121	121	121	121
ОАО "ГМК Тимир"	-	-	-	10	25	50	50	50	50
Освоение месторождения рудного золота "Нижнеякокитского"	-	-	-	5	25	25	25	25	25
ОАО "УК Нерюнгриуголь"	26	26	50	62	74	95	93	95	97
Автономные потребители
Освоение Эльгинского месторождения угля	-	12	18	54	54	108	108	138	168

Примечание - показан вариант Представительства ОАО "СО ЕЭС", по варианту Правительства потребность в электроэнергии Таежного ГОКа в 2016-2017 гг. составляет 75 млн. кВт*ч, в 2018-2020 гг. - 375 млн. кВт*ч.

Кроме того, в рассматриваемый период намечается ввод угледобывающих предприятий: Чульмаканской шахты, Денисовского и Инаглинского ГОКов ОАО "Нерюнгриуголь" (см. Приложение 2.8), находящихся в централизованной зоне, а также освоение Эльгинского месторождения, находящегося за пределами энергорайона, с выходом к 2020 г. на добычу 27 млн. т угля в год (см. Приложение 4.1).

По причине различного представления о динамике развития Южно-Якутского энергорайона в период 2017-2020 гг. у Министерства ЖКХ и энергетики Республики Саха (Якутия) и Представительства ОАО "СО ЕЭС" в Республике Саха (Якутия) (Приложения 4.5 и 4.6) сформированы два варианта электропотребления в централизованной зоне, отличающиеся динамикой электропотребления Таежного ГОКа и существующих потребителей в этот период (см. таблицу 4.1.5).

Ожидаемое развитие южных районов Республики вызовет существенный рост потребности в электроэнергии: за период 2012-2020 гг. электропотребление в централизованной зоне возрастет в 1,8 раза (вариант Представительства ОАО "СО ЕЭС"), в 1,5 раза (вариант Правительства Республики) (таблица 4.1.6).

(1) Северный энергорайон

В Северном энергорайоне основной прирост потребности в электроэнергии связан с освоением месторождения золота Кючус и месторождения ниобий-редкоземельных металлов Томтор (таблица 4.1.7), обеспечение электроэнергией которых предполагается от автономных энергоисточников. Начало строительства предприятий на этих месторождениях планируется в 2017-2018 гг., окончание строительства - в 2020-2021 гг. (см. Приложение 4.1).

Таблица 4.1.6

Динамика электропотребления в Южно-Якутском энергорайоне, млн. кВт*ч

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Вариант ОАО "СО ЕЭС"
Централизованная зона, всего	1675	1705	1768	1890	2309	2659	2839	3034	3036
в том числе:
существующие потребители	1675	1705	1734	1783	2091	2416	2414	2416	2418
новые потребители	-	-	34	107	218	243	425	618	618
Автономные потребители, всего	-	12	18	54	54	108	108	138	168
Итого по энергорайону	1675	1717	1786	1944	2363	2767	2947	3172	3204
Вариант Правительства Республики Саха (Якутия)
Централизованная зона, всего	1675	1705	1768	1890	2130	2198	2519	2544	2569
в том числе:
существующие потребители	1675	1705	1734	1783	1837	1880	1901	1926	1951
новые потребители	-	-	34	107	293	318	618	618	618
Автономные потребители, всего	-	12	18	54	54	108	108	138	168
Всего по энергорайону	1675	1717	1786	1944	2184	2306	2627	2682	2737

Таблица 4.1.7

Прогноз потребности в электрической энергии крупных потребителей в Северном энергорайоне, млн. кВт*ч

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребители ОАО "Сахаэнерго"	261	268	273	280	283	285	288	292	296
Освоение Кючусского месторождения золота	-	-	-	-	-	-	20	40	185
Освоение месторождения редкоземельных металлов Томтор	-	-	-	-	-	20	20	40	40

Вследствие предполагаемого развития северных районов электропотребление за период 2012-2020 гг. в этой зоне возрастет в 1,5 раза (таблица 4.1.8).

Таблица 4.1.8

Динамика электропотребления в Северном энергорайоне, млн. кВт*ч

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Автономные потребители, всего	497	506	511	519	522	545	568	613	763
в том числе:
- существующие, всего	497	506	511	519	522	525	528	533	538
в том числе:
п. Черский	15	16	16	16	16	16	16	16	17
п. Усть-Нера	146	146	147	147	147	147	147	148	148
- новые потребители	-	-	-	-	-	20	40	80	225

В целом по Республике электропотребление возрастет к 2020 г. по сравнению с 2012 г. в 1,7 раза и составит 12,2 млрд. кВт*ч (вариант ОАО "СО ЕЭС"), в 1,6 раза и составит 11,7 млрд. кВт*ч (вариант Правительства Республики) (таблица 4.1.9).

Таблица 4.1.9

Прогноз электропотребления по энергорайонам Республики, млн. кВт*ч

Энергорайон, прирост	Год, период									Всего за период
Энергорайон, прирост	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	Всего за период
Вариант ОАО "СО ЕЭС"
Республика, в целом	7125	7250	7618	8222	8953	9915	10795	11405	12152	-
ежегодный прирост, млн. кВт*ч	-	125	369	603	731	963	880	610	747	5027
темп прироста, % в том числе по энергорайонам:	-	2	5	8	9	11	9	6	7	55
Западный	2796	2793	2930	3181	3250	3323	3395	4013	4214	-
ежегодный прирост, млн. кВт*ч	-	-3	137	251	69	73	72	618	201	1418
темп прироста, %	-	-0,1	4,9	8,6	2,2	2,2	2,2	18,2	5,0	43
Центральный	1653	1669	1712	1757	1792	1828	1865	1900	2083
ежегодный прирост, млн. кВт*ч	-	16	43	45	35	36	37	35	183	430
темп прироста, %	-	1	3	3	2	2	2	2	10	24
Южно-Якутский	1675	1705	1768	1890	2309	2659	2839	3034	3036	-
ежегодный прирост, млн. кВт*ч	-	30	63	122	419	350	180	195	2	1361
процент прироста, %	-	2	4	7	22	15	7	7	0,1	63
Децентрализованная зона	1001	1083	1208	1394	1602	2105	2696	2458	2819	-
ежегодный прирост, млн. кВт*ч	-	82	125	186	208	503	591	-239	361	1818
темп прироста, %	-	8	12	15	15	31	28	-9	15	115
Вариант Правительства Республики Саха (Якутия)
Республика, в целом	7125	7250	7618	8222	8774	9454	10475	10915	11685	-
ежегодный прирост, млн. кВт*ч	-	125	369	603	552	681	1021	440	770	4560
темп прироста, % в том числе по энергорайонам:	-	2	5	8	7	8	11	4	7	51
Западный	2796	2793	2930	3181	3250	3323	3395	4013	4214	-
ежегодный прирост, млн. кВт*ч	-	-3	137	251	69	73	72	618	201	1418
темп прироста, %	-	-0,1	4,9	8,6	2,2	2,2	2,2	18,2	5,0	43
Центральный	1653	1669	1712	1757	1792	1828	1865	1900	2083	-
ежегодный прирост, млн. кВт*ч	-	16	43	45	35	36	37	35	183	430
процент прироста, %	-	1	3	3	2	2	2	2	10	24
Южно-Якутский	1675	1705	1768	1890	2130	2198	2519	2544	2569	-
ежегодный прирост, млн. кВт*ч	-	30	63	122	240	68	321	25	25	894
темп прироста, %	-	2	4	7	13	3	15	1	1	45
Децентрализованная зона	1001	1083	1208	1394	1602	2105	2696	2458	2819	-
ежегодный прирост, млн. кВт*ч	-	82	125	186	208	503	591	-239	361	1818
темп прироста, %	-	8	12	15	15	31	28	-9	15	115

Разница в абсолютных цифрах между вариантами электропотребления в Республике к 2020 г. составит 467 млн. кВт*ч (10%) за счет различной динамики ввода потребителей Южно-Якутского энергорайона.

В структуре электропотребления Республики в 2020 г. 35% приходится на Западный энергорайон, 25% - на Южно-Якутский энергорайон, 17% - на Центральный энергорайон.

Динамика электропотребления характеризуется ростом для обоих вариантов: наиболее интенсивный рост наблюдается, начиная с 2016 г., в варианте ОАО "СО ЕЭС" (рисунок 4.1.1).

ГАРАНТ:

Графический объект "Прогноз электропотребления по энергорайонам Республики: а) вариант ОАО "СО ЕЭС"; б) вариант Правительства Республики Саха (Якутия)" (рис. 4.1.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

4.2 Прогноз максимума нагрузки энергосистемы Республики на 2014-2018 гг. и на перспективу до 2020 г.

Прогноз максимумов нагрузки выполнен по энергорайонам, включая крупных потребителей, находящихся как в зоне действия энергосистемы, так и обеспечивающихся электроэнергией от автономных энергоисточников, а также в целом по Республике Саха (Якутия) (с учетом Северного энергорайона).

Динамика нагрузок по централизованной зоне Центрального и Западного энергорайонов представлена ОАО "Якутскэнерго", Южно-Якутского энергорайона - Представительством ОАО "СО ЕЭС" в Республике Саха (Якутия).

Прогноз максимумов нагрузок крупных потребителей выполнен на основании перспективных документов развития Республики, изложенных во введении настоящей Программы, перечня и основных технико-экономических показателей инвестиционных проектов, планируемых к реализации на территории Республики, представленного Министерством экономики Республики Саха (Якутия) (Приложение 4.1), а также ответов крупных компаний, осуществляющих или планирующих свою деятельность на ее территории, направленных на официальные запросы в ходе выполнения настоящей Программы.

(1) Западный энергорайон

Динамика прогнозных показателей максимумов нагрузки крупных потребителей в Западном энергорайоне приведена в таблице 4.2.1. Основной прирост нагрузок связан с развитием предприятий ОАО АК "АЛРОСА", ОАО АК "Транснефть", ОАО "Сургутнефтегаз" (см. Приложение 2.3, 2.4, 2.5).

Таблица 4.2.1

Прогноз максимумов нагрузки крупных потребителей в Западном энергорайоне, МВт

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Централизованная зона
ОАО АК "АЛРОСА"	293	307	298	302	305	304	311	323	322
ВСТО, всего, в том числе:	40,5	40,5	53,6	69,8	69,8	80,2	80,2	80,2	80,2
НПС-11	-	-	13,1	13,1	13,1	18	18	18	18
НПС-12	10,9	10,9	10,9	10,9	10,9	10,9	10,9	10,9	10,9
НПС-13	11,6	11,6	11,6	11,6	11,6	11,6	11,6	11,6	11,6
НПС-14	18	18	18	18	18	18	18	18	18
НПС-15	-	-	-	16,2	16,2	21,7	21,7	21,7	21,7
Нефтеперерабатывающий завод в г. Ленске	-	-	-	-	-	-	-	-	18
Перевод Вилюйской группы на электроотопление	-	-	-	-	-	-	-	-	20
Автономные потребители
ОАО "Сургутнефтегаз" (освоение Талаканского НГКМ)	52	60	63	72	75	78	80	81	82
АК "Транснефть" (ДЭС НПС-12, 13, 14)	7,0	8,2	10	19	19	19	30	32	35
Автономные ОАО АК "АЛРОСА"	12	11	17	18	18	19	19	30	27
Обустройство Чаяндинского НГКМ, всего, в том числе:			1	2	11	11	49	62	91
УПН	-	-	0,8	2,0	11	11	24	37	37
УКПГ-3	-	-	-	-	-	-	17	17	21
УППГ-2	-	-	-	-	-	-	8,3	8,3	8,3
УППГ-4	-	-	-	-	-	-	-	-	25
Освоение центрального блока Средне-Ботуобинского НГКМ	-	-	-	-	-	15	30	30	30
Освоение Среднетюнгского ГКМ	-	-	6	6	12	17	23	25	30

Кроме того, к концу рассматриваемого периода в энергорайоне предусматривается существенное увеличение нагрузок в связи с ростом добычи углеводородов на западе Республики (см. Приложения 4.1, 4.2).

При реализации всех намечаемых в западных районах Республики инвестиционных проектов электрические нагрузки за период 2012-2020 гг. в централизованной зоне возрастут в 1,5 раза, у автономных потребителей - в 3 раза (таблица 4.2.2).

Таблица 4.2.2

Динамика максимальных нагрузок в Западном энергорайоне, МВт

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Централизованная зона, всего	552	570	601	649	663	677	692	788	826
в том числе:
существующие потребители	552	570	588	620	634	638	653	668	667
новые потребители	-	-	13	29	29	40	40	120	159
Автономные потребители, всего	70	80	96	117	135	159	231	179	213
в том числе:
существующие	70	80	89	109	112	116	129	62	63
новые	-	-	7	8	23	43	101	117	151
Всего по энергорайону	622	649	697	766	798	836	923	967	1039

(2) Центральный энергорайон

Основной прирост нагрузки на территории Центрального энергорайона приходится в зоне действия энергосистемы на металлургический мини-завод в п. Н. Бестях (таблица 4.2.3), в децентрализованной зоне - на перспективные предприятия по освоению свинцово-цинкового месторождения Сардана и Нежданинского месторождения золота (см. Приложение 4.1).

Таблица 4.2.3

Прогноз максимумов нагрузки крупных потребителей в Центральном энергорайоне, МВт

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Централизованная зона
Развитие промзоны в п. Нижний Бестях	-	-	0,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8
Туристический кластер "Северный Мир"	-	-	-	-	-	7,0	7,0	7,0	7,0
Мостовой переход через р. Лена	-	-	-	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2
Металлургический мини-завод в п. Нижний Бестях	-	-	-	-	-	-	-	-	20
ОПУ по переработке метанола в п. Нижний Бестях	-	-	-	-	-	-	-	-	2,1
Автономные потребители
ОАО "Якутская топливно-энергетическая компания"	3,7	3,7	3,7	3,7	3,8	3,8	3,9	4,0	4,0
Потребители Центральных электрических сетей	4,2	4,2	4,2	4,3	4,3	4,4	4,5	4,6	4,6
Освоение свинцово-цинкового месторождения Сардана	-	-	-	-	13	27	27	27	27
Освоение Нежданинского месторождения золота	-	-	-	-	-	36	36	36	36

При реализации всех намечаемых в центральных районах Республики инвестиционных проектов электрические нагрузки за период 2012-2020 гг. в централизованной зоне возрастут в 1,3 раза, у автономных потребителей - в 9 раз (таблица 4.2.4).

Таблица 4.2.4

Динамика максимальных нагрузок в Центральном энергорайоне, МВт

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Централизованная зона, всего	320	318	330	337	344	356	358	365	400
в том числе:
существующие потребители	320	318	329	333	340	345	347	354	367
новые потребители	-	-	0,8	4,0	4,0	11	11	11	331
Автономные потребители, всего	7,9	7,9	7,9	8	21	71	71	72	72
в том числе:
существующие	7,9	7,9	7,9	8,0	8,1	8,2	8,4	8,6	8,6
новые	-	-	-	-	13	63	63	63	63
Всего по энергорайону	328	326	338	345	365	427	429	437	472

В случае электрификации в этот период железной дороги Беркакит - Томмот - Якутск максимум нагрузки в централизованной зоне может возрасти на 40-50 МВт.

(3) Южно-Якутский энергорайон

Наибольший прирост электрических нагрузок в Южно-Якутском энергорайоне обусловлен вводом в эксплуатацию Таежного ГОКа, увеличением объемов перекачки нефти по нефтепроводу ВСТО и вводом Чульмаканской шахты, Денисовского и Инаглинского ГОКов ОАО "Нерюнгриуголь" (см. Приложение 2.8), освоением Эльгинского месторождения (см. Приложение 4.1).

В таблице 4.2.5 представлен прогноз максимумов нагрузок для варианта ОАО "СО ЕЭС" в Республике Саха (Якутия). В варианте Правительства предполагается, что максимум нагрузки Таежного ГОКа уже к 2016 г. составит 15 МВт, и с 2018 г. достигнет 75 МВт.

Таблица 4.2.5

Прогноз максимумов нагрузки крупных потребителей в Южно-Якутском энергорайоне, МВт

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Централизованная зона
Таежный ГОК	-	-	-	-	-	-	50	75	75
Шахта "Чульмаканская"	-	-	4,6	4,6	9,4	9,4	9,4	9,4	9,4
Горнодобывающая компания "Алдголд"	-	2	4	4	4	4	4	4	4
ВСТО, всего, в том числе:	37,8	37,8	56,7	56,7	59,7	59,7	59,7	59,7	59,7
НПС-16	8,8	8,8	8,8	8,8	11,8	11,8	11,8	11,8	11,8
НПС-17	16,4	16,4	18	18	18	18	18	18	18
НПС-18	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6
НПС-19	-	-	17,3	17,3	17,3	17,3	17,3	17,3	17,3
ОАО "ГМК Тимир"	-	-	-	2	5	10	10	10	10
Освоение месторождения рудного золота "Нижнеякокитского"	-	-	-	5	5	5	5	5	5
ОАО "УК Нерюнгриуголь"	10	10	10	19	25,7	25,7	25,7	25,7	25,7
Автономные потребители
Освоение Эльгинского месторождения угля		2	3	9	9	18	18	23	28

При реализации всех намечаемых в южных районах Республики инвестиционных проектов электрические нагрузки за период 2012-2020 гг. в централизованной зоне возрастут в 1,6 раза. Разница между вариантами ОАО "СО ЕЭС" и Правительства Республики и заключается в различном характере роста максимумов нагрузки новых потребителей централизованной зоны в 2016-2018 гг. (таблица 4.2.6).

Таблица 4.2.6

Динамика максимальных нагрузок в Южно-Якутском энергорайоне, МВт

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Вариант ОАО "СО ЕЭС"
Централизованная зона, всего	269	271	304	325	344	350	401	428	432
в том числе:
существующие потребители	269	271	282	296	307	308	309	311	315
новые потребители	-	-	22	29	37	42	92	117	117
Автономные потребители, всего	-	2	3	9	9	18	18	23	28
Итого по энергорайону	269	273	307	334	353	368	419	451	460
Вариант Правительства Республики Саха (Якутия)
Централизованная зона, всего	269	271	304	325	359	365	426	428	432
в том числе:
существующие потребители	269	271	282	296	307	308	309	311	315
новые потребители	-	-	22	29	52	57	117	117	117
Автономные потребители, всего	-	2	3	9	9	18	18	23	28
Итого по энергорайону	269	273	307	334	368	383	444	451	460

(4) Северный энергорайон

В Северном энергорайоне основной прирост электрических нагрузок связан с освоением месторождений Кючус и Томтор (таблица 4.2.7).

Таблица 4.2.7

Прогноз максимумов нагрузки крупных потребителей в Северном энергорайоне, МВт

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребители ОАО "Сахаэнерго"	63	64	65	67	68	68	69	70	71
Освоение Кючусского месторождения золота	-	-	-	-	-	-	5	10	37
Освоение месторождения редкоземельных металлов Томтор	-	-	-	-	-	5	5	10	10

При реализации намечаемых в северных районах Республики инвестиционных проектов электрические нагрузки за период 2012-2020 гг. в этой зоне возрастут в 1,6 раза (таблица 4.2.8).

Таблица 4.2.8

Динамика максимальных нагрузок в Северном энергорайоне, МВт

Потребитель	Год
Потребитель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Автономные потребители, всего	121	122	124	126	126	132	138	149	177
в том числе:
существующие, всего	121	122	124	126	126	127	128	129	130
в том числе:
п. Черский	4	4	4	4	4	4	4	4	4
п. Усть-Нера	36	36	36	36	36	36	36	36	36
новые	-	-	-	-	-	5	10	20	47

В целом по Республике Саха (Якутия) электрические нагрузки возрастут к 2020 г. по сравнению с 2012 г. в 1,6 раза и достигнут 2147 МВт. Абсолютная величина прироста составит 808 МВт. При этом в 2018 г. по варианту ОАО "СО ЕЭС" они составят 1909 МВт, а по варианту Правительства Республики Саха (Якутия) - 1934 МВт (таблица 4.2.9).

Таблица 4.2.9

Прирост нагрузок по энергорайонам Республики, МВт

Энергорайон, прирост	Год, период									Всего за период
Энергорайон, прирост	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	Всего за период
Вариант ОАО "СО ЕЭС"
Республика, в целом	1339	1370	1465	1570	1642	1763	1909	2003	2147	-
ежегодный прирост, МВт	-	31	95	105	71	121	146	95	144	808
темп прироста, %	-	2	7	7	5	7	8	5	7	49
в том числе по энергорайонам:
Западный	552	570	601	649	663	677	692	788	826	-
ежегодный прирост, МВт	-	18	31	48	14	14	15	96	38	274
темп прироста, %	-	3	5	8	2	2	2	14	5	42
Центральный	320	318	330	337	344	356	358	365	400	-
ежегодный прирост, МВт	-	-2	12	7	7	12	2	7	35	80
темп прироста, %	-	-1	4	2	2	3	1	2	10	23
Южно-Якутский	269	271	304	325	344	350	401	428	432	-
ежегодный прирост, МВт	-	2	34	21	19	6	51	27	4	163
темп прироста, %	-	1	12	7	6	2	15	7	1	50
Децентрализованная зона	199	212	230	259	291	380	458	423	490	-
ежегодный прирост, МВт	-	13	19	29	32	89	78	-35	67	291
темп прироста, %	-	6	9	12	12	30	21	-8	16	99
Вариант Правительства Республики Саха (Якутия)
Республика, в целом	1339	1370	1465	1570	1657	1778	1934	2003	2147	-
ежегодный прирост, МВт	-	31	95	105	86	121	156	70	144	808
темп прироста, %	-	2	7	7	5	7	9	4	7	49
в том числе по энергорайонам:
Западный	552	570	601	649	663	677	692	788	826	-
ежегодный прирост, МВт	-	18	31	48	14	14	15	96	38	274
темп прироста, %	-	3	5	8	2	2	2	14	5	42
Центральный	320	318	330	337	344	356	358	365	400	-
ежегодный прирост, МВт	-	-2	12	7	7	12	2	7	35	80
процент прироста, %	-	-1	4	2	2	3	1	2	10	23
Южно-Якутский	269	271	304	325	359	365	426	428	432	-
ежегодный прирост, МВт	-	2	34	21	34	6	61	2	4	163
темп прироста, %	-	1	12	7	10	2	17	0,5	1	50
Децентрализованная зона	199	212	230	259	291	380	458	423	490	-
ежегодный прирост, МВт	-	13	19	29	32	89	78	-35	67	291
темп прироста, %	-	6	9	12	12	30	21	-8	16	99

Динамика изменения максимума нагрузок по энергорайонам Республики представлена на рисунке 4.2.1. Наибольшую долю (около 40%) в суммарных нагрузках занимает Западный энергорайон, как в начале рассматриваемого периода (552 МВт), так и в 2020 г. - 826 МВт. За этот период наиболее существенный рост нагрузок происходит в Южно-Якутском энергорайоне - в 1,6 раза, и в децентрализованной зоне - в 2,5 раза.

ГАРАНТ:

Графический объект "Прогноз нагрузок по энергорайонам Республики: а) вариант ОАО "СО ЕЭС"; б) вариант Правительства Республики Саха (Якутия)" (рис. 4.2.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

4.3 Прогноз потребления тепловой энергии на 2014-2018 гг. и на перспективу до 2020 г.

В рассматриваемой перспективе в Республике намечается значительный рост теплопотребления в связи с развитием и расширением существующих промышленных производств, а также освоением и разработкой новых крупных месторождений угля, нефти и газа. Прогноз потребления тепловой энергии крупными промышленными потребителями на период до 2020 г. представлен в таблице 4.3.1.

Прогноз потребления тепловой энергии населением и коммунально-бытовым сектором выполнен с учетом прогноза численности населения и данным по перспективному вводу жилой площади. В таблице 4.3.2 представлены исходные данные для прогнозирования теплопотребления населением и коммунально-бытовым сектором.

В соответствии с выполненным прогнозом теплопотребления прирост суммарного потребления тепловой энергии в Республике к 2020 г. составит 15,3%. При этом прирост теплопотребления населением и коммунально-бытовым сектором составит 1,9 и 7,5% соответственно. Основной прирост теплопотребления на период до 2020 г. будет обеспечиваться за счет развития существующих и строительства новых промышленных производств. В таблице 4.3.3 представлена структура потребления тепловой энергии на период до 2020 г.

Таблица 4.3.1

Прогноз теплопотребления крупных потребителей, тыс. Гкал

Предприятие	Год разработки	Год
Предприятие	Год разработки	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
ОАО "УК "Нерюнгриуголь"		1,7	1,7	47	44	81	112	112	112	112
ОАО "Нерюнгриводоканал"		13,6	14	14	14	14	14	14	14	14
ОАО "Сургутнефтегаз"		172,4	179	259	263	265	270	272	274	277
ОАО АК "Транснефть"		33	31	50	52	52	52	52	52	52
Шахта "Чульмаканская"	2014	-	-	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
Горнодобывающая компания "Алдголд"	2014	-	3,6	5,4	5,4	5,4	5,4	5,4	5,4	5,4
Таежный ГОК	2015	-	-	-	66	80	100	100	100	100
Освоение месторождения рудного золота "Нижнеякокитское"	2015	-	-	-	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Освоение Эльгинского месторождения угля	2013	-	25	25	80	130	240	240	290	338
ОАО "Газпром добыча Ноябрьск" (освоение Чаяндинского НГКМ)	2014	-	-	-	112	112	112	224	224	224
ОАО "Таас Юрях нефтегазодобыча" (освоение Центрального блока Средне-Ботуобинского НГКМ)	2013	-	2,6	13	19	46	62	65	69	69
Освоение Нежданинского месторождения золота	2017	-	-	-	-	-	1,2	1,2	2,7	2,7
Освоение свинцово-цинкового месторождения Сардана	2017	-	-	-	-	-	20	20	20	20
Металлургический мини-завод в п. Нижний Бестях	2020	-	-	-	-	-	-	-	-	2,4
Освоение Кючусского месторождения золота	2020	-	-	-	-	-	-	-	-	3,6
Освоение редкоземельного месторождения Томтор	2020	-	-	-	-	-	-	-	-	0,3
Нефтеперерабатывающий завод в г. Ленск	2020	-	-	-	-	-	-	-	-	15

Источник: данные компаний - см. Приложения 2.4, 2.5, 2.8, 4.1, 4.4; оценки авторов.

Таблица 4.3.2

Исходные данные для прогнозирования теплопотребления населением и коммунально-бытовым сектором

Показатель	Год
Показатель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Численность населения, тыс. чел.	955,7	955,7	956	956,1	956	955,5	954,7	953,5	952,3
Суммарный ввод жилья, тыс. м2	н. д.	300	400	450	450	450	450	450	450
из них:
Ввод жилья взамен
выведенного ветхого и	н. д.	74,2	165,0	205,0	190,0	170,0	170,0	170,0	170,0
аварийного жилья, тыс. м2
Ввод жилья, тыс. м2	171,7	225,8	235,0	245,0	260,0	280,0	280,0	280,0	280,0
Доля ветхого и аварийного жилья, %	13,6	13,7	13,8	14,2	14,8	15,4	15,9	16,4	16,9
Жилищный фонд, тыс. м	19750	19976	20211	20456	20716	20996	21276	21556	21836
Обеспеченность жильем, м /чел.	20,7	20,9	21,1	21,4	21,7	22,0	22,3	22,6	22,9

Источник: Федеральная служба государственной статистики Статистический бюллетень "Предположительная численность населения Российской Федерации до 2030 года"; Государственная программа Республики Саха (Якутия) "Обеспечение качественным жильем на 2012-2016 гг."

Таблица 4.3.3

Структура потребления тепловой энергии, тыс. Гкал

Показатель	Год
Показатель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Теплопотребление, всего	11733	11910	12181	12479	12670	12940	13200	13320	13532
в том числе:
населением	5372	5462	5533	5544	5558	5576	5669	5683	5775
коммунально-бытовым сектором	2039	2048	2050	2051	2056	2063	2069	2074	2079
промышленностью, из них:	4322	4399	4598	4884	5056	5301	5462	5563	5678
вновь вводимые производства	221	257	415	658	789	991	1109	1166	1237

На рисунке 4.3.1 представлена структура потребления тепловой энергии в Республике на период до 2020 г.

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура потребления тепловой энергии" (рис. 4.3.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Суммарные уровни теплопотребления в Республике на период до 2020 г. представлены в таблице 4.3.4.

Таблица 4.3.4

Прогноз потребления тепловой энергии

Показатель	Год
Показатель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	11733	11910	12181	12479	12670	12940	13200	13320	13532
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал		177	271	298	191	270	260	120	212
Среднегодовые темпы прироста, %		1,5	2,2	2,4	1,5	2,1	2,0	0,9	1,6

Прогноз производства тепловой энергии в Республике на период до 2020 г. по типам источников приведен в таблице 4.3.5.

Таблица 4.3.5

Прогноз производства тепловой энергии, млн. Гкал

Показатель	Год
Показатель	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Производство тепловой энергии, всего, в том числе:	14,56	14,74	14,95	15,26	15,49	15,82	15,89	15,91	16,08
электростанции	4,70	4,71	4,73	5,40	5,60	6,11	6,12	6,15	6,22
котельные	8,96	9,10	9,06	8,80	8,79	8,72	8,68	8,60	8,58
электрокотельные	0,52	0,50	0,52	0,52	0,52	0,52	0,52	0,52	0,58
теплоутилизационные установки	0,09	0,10	0,14	0,14	0,14	0,17	0,17	0,18	0,18
прочие источники	0,29	0,33	0,50	0,40	0,44	0,30	0,40	0,46	0,50

Источник: данные компаний - см. Приложения 2.4, 2.5, 2.8, 4.1, 4.4; оценки авторов.

Рост производства тепловой энергии в Республике к концу рассматриваемого периода составит 10,7%. При этом доля производства тепла на электростанциях увеличится с 32,3% в 2012 г. до 38,6% в 2020 г. Кроме того, сокращение доли тепловой энергии, вырабатываемой котельными, к 2020 г. достигнет 8,3%. Изменения в структуре производства тепловой энергии связаны с вводом в эксплуатацию Якутской ГРЭС-2 и одновременным выведением из эксплуатации Якутской ГРЭС. Кроме того, предполагается строительство электростанций (в том числе и ГТУ-ТЭЦ) для энергоснабжения крупных промышленных предприятий. Уровень потерь тепловой энергии к 2020 г. предположительно сократиться на 3,4%.

4.4 Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях

4.4.1 Энергоисточники централизованной зоны электроснабжения

В рассматриваемый период производится постепенный вывод из эксплуатации газотурбинных установок Якутской ГРЭС (Приложение 4.7) суммарной мощностью 275 МВт. Поэтому ввод Якутской ГРЭС-2 в две очереди (первая - 2015 г. 194 МВт, вторая - 2017 г. 145,5 МВт) необходим не только для повышения надежности электроснабжения потребителей Центрального энергорайона, но и для покрытия дефицитов электроэнергии и мощности, обусловленных выводом Якутской ГРЭС из эксплуатации.

По балансовым условиям необходим ввод установки 4-го гидрогенератора (92,5 МВт) на Светлинской ГЭС в 2020 г.

В Южно-Якутском энергорайоне, согласно утвержденной "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2013-2019 годы" в 2016 г. производится демонтаж всех генераторов Чульманской ТЭЦ (4x12 МВт).

Сводный перечень планируемых к вводу или выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Саха (Якутия) приведен в таблице 4.4.1. Суммарный ввод к концу периода составит 432 МВт, вывод - 323 МВт.

Таблица 4.4.1

Перечень вводов и выводов генерирующих мощностей на электростанциях

N п/п	Электростанция	Номер блока, тип оборудования	Ввод / вывод	Мощность, МВт	Год	Обоснование
1	ЯГРЭС	1. ГТЭ-45-3	Вывод	45	2016	Предельная наработка
2		2. ГТЭ-45-3		45	2016
3		5. ГТ-35-770-2		35	2016
4		6. ГТ-35-770-2		35	2017
5		3. ГТЭ-45-3		45	2018
6		7. ГТ-35-770-2		35	2018
7		8. ГТ-35-770-2		35	2019
8	ЯГРЭС-2	4 газотурбинных генератора	Ввод	4x48,5	2015	Балансовая необходимость, повышение надежности электроснабжения
9	ЯГРЭС-2	3 газотурбинных генератора		3x48,5	2017	Балансовая необходимость
10	Светлинская ГЭС	4 гидроагрегат	Ввод	92,5	2020	Балансовая необходимость
11	Чульманская ТЭЦ	3. ПТ-12-35	Вывод	12	2016	Предельная наработка
12		5. К-12-35		12	2016
13		6. ПТ-12-35		12	2016
14		7. ПТ-12-35		12	2016

4.4.2 Энергоисточники децентрализованной зоны электроснабжения

В рассматриваемой перспективе зона автономного электроснабжения сохранится в силу больших расстояний между населенными пунктами и слабой транспортной инфраструктуры, что не позволяют существенно расширять централизацию. 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.

1) Крупные энергоисточники

В зоне децентрализованного электроснабжения планируется реализация перспективных крупных проектов, нагрузки и электропотребление которых представлены в разделах 4.1 и 4.2.

Для обеспечения потребности в электроэнергии этих потребителей необходимо сооружение собственных энергоисточников. С этой целью, исходя из наличия топливных ресурсов на разрабатываемых месторождениях, планируется строительство ТЭЦ на угле на Эльгинском месторождении угля, ГТУ-ТЭЦ на Среднетюнгском ГКМ, Чаяндинском и Среде-Ботуобинском НГКМ и ДЭС для освоения месторождений Кючус, Томтор, Сардана и Нежданинское. Вводы мощности этих энергоисточников приведены в таблице 4.4.2.

Таблица 4.4.2

Вводы мощности энергоисточников крупных потребителей децентрализованной зоны, МВт

Потребитель	Год							Всего за период
Потребитель	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	Всего за период
Всего, в том числе:	-	-	20	158	170	48	-	396
ТЭЦ для освоения Эльгинского месторождения угля	-	-	-	40	-	-	-	40
ГТУ-ТЭЦ всего, в том числе:	-	-		40	160	-	-	200
Освоение Среднетюнгского ГКМ	-	-	-	40	-	-	-	40
Объекты обустройства Чаяндинского НГКМ	-	-	-	-	120	-	-	120
освоение центрального блока Средне-Ботуобинского НГКМ	-	-	-	-	40	-	-	40
ДЭС всего, в том числе:	-	-	20	78	10	48	-	156
освоение Кючусского месторождения золота	-	-	-	-	10	40	-	50
освоение месторождения редкоземельных металлов Томтор	-	-	-	8	-	8	-	16
освоение свинцово-цинкового месторождения Сардана	-	-	20	20	-	-	-	40
развитие Нежданинского месторождения золота	-	-	-	50	-	-	-	50

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

Важно иметь ввиду, что в начальный период освоения месторождений угля и углеводородов, где необходимо строительство ТЭЦ, потребность в электроэнергии относительно небольшая, и электроснабжение предполагается осуществлять от временных энергоисточников - передвижных дизельных электростанций с последующим их выводом из эксплуатации. Мощности ДЭС на месторождениях металлов также вводятся поэтапно в соответствие с ростом нагрузок, при этом освоение месторождения Томтор в рассматриваемом периоде не достигает проектных показателей, следовательно, мощность энергоисточника в последующие годы должна быть увеличена.

2) Энергоисточники малой мощности

Высокие тарифы на электроэнергию, а также имеющиеся проблемы современного состояния малой энергетики в зоне децентрализованного электроснабжения, определяют важность и актуальность Программы оптимизации локальной энергетики, разработанной Министерством экономики и промышленной политики, Министерством жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия), ОАО РАО "Энергетические системы Востока", ОАО АК "Якутскэнерго".

Основными целями Программы являются:

- снижение затрат на дальнепривозное дизельное топливо;

- когенерация электрической и тепловой энергии за счет строительства ТЭС малой мощности;

- снижение технологического и стоимостного уровня потерь в сетях;

- минимизация негативного воздействия на окружающую среду;

- повышение качества жизни населения арктических районов;

- обеспечение энергобезопасности.

В соответствие с Программой в период с 2014 по 2018 г. планируется строительство 36 дизельных электростанций ОАО "Сахаэнерго" мощностью от 70 кВт до 6 МВт (таблица П4.8.1 Приложения 4.8). Суммарный ввод мощности ДЭС за период составит более 26 МВт. Необходимо отметить, что в Программе показаны вновь вводимые коммунальные ДЭС, находящиеся в ведении ОАО "Сахаэнерго", но такие дизельные электростанции имеются и на балансе ОАО АК "Якутскэнерго", однако сведения по ним отсутствуют.

Максимальный ввод мощности намечается в 2015 г. - 10,6 МВт. Наиболее крупные ДЭС будут построены в п. Черский (Нижнеколымский улус) установленной мощностью 6 МВт, учитывая в перспективе прекращение централизованного электроснабжения в связи с выводом из эксплуатации Билибинской АТЭЦ, и п. Оленек (Оленекский улус) 4,7 МВт. В сс. Андрюшкино (Нижнеколымский улус) и Сайылык (Усть-Янский улус) планируется ввод по 1 МВт в каждом, в остальных населенных пунктах вновь вводимая установленная мощность на ДЭС составит менее 1 МВт.

Однако, учитывая месторасположение п. Черский и возможность поставок угля Зырянского месторождения водным транспортом, в перспективе целесообразно вместо ДЭС строительство мини-ТЭЦ на угле. Предварительное технико-экономическое сравнение различных вариантов электро- и теплоснабжения п. Черский приведено в Приложении 4.9.

В соответствие с задачами Программы одним из инновационных направлений является строительство газотурбинных станций при реализации программы газификации населенных пунктов Республики Саха (Якутия). Поэтому в Кобяйском улусе планируется строительство четырех станций суммарной мощностью более 2 МВт, из которых 1,7 МВт - в 2015 г., кроме того перевод ДЭС в с. Улуу (Алданский улус) на газовое топливо мощностью 300 кВт. Также предусматривается строительство газогенераторной электростанции в с. Таймылыр (Булунский улус) мощностью 1 МВт с вводом в 2018 г. (таблица П4.8.2 Приложения 4.8).

В рассматриваемый период намечено строительство 11 тепловых электростанций, использующих в качестве топлива угли местных месторождений, две из которых - мини-ТЭЦ. В Программе указаны мини-ТЭЦ в пп. Депутатский и Томтор. Поскольку Депутатская мини-ТЭЦ электрической мощностью 7,5 МВт введена в эксплуатацию, дальнейший ввод мощности на ней не рассматривается. Сооружение мини-ТЭЦ в п. Зырянка, предусмотренное в Программе оптимизации локальной энергетики на 2008-2011 гг., из-за отсутствия необходимого объема финансирования реализовано частично, в связи с чем окончание строительства и ввод мощности в эксплуатацию должно быть реализовано в рамках Программы на 2013-2018 гг. Так как конкретные сроки в Программе не указаны, ориентировочно ввод мощности Зырянской мини-ТЭЦ обозначен в 2015 г. (таблица П4.8.3 Приложения 4.8).

Строительство тепловых станций в количестве 9 шт. единичной мощностью от 1 до 12 МВт, суммарной установленной мощностью 43 МВт намечено в 2018 г.

Все эти объекты расположены на территории, электроснабжение которой осуществляется от энергоисточников ОАО "Сахаэнерго".

Однако, по нашему мнению, строительство тепловых станций в пп. Тикси, Жиганск, Сангар, с. Колымское и г. Среднеколымск не рационально. Исходя из их месторасположения, приближенного к водным транспортным путям, и значительной потребности в тепловой энергии, в этих пунктах более эффективно сооружение мини-ТЭЦ (Приложение 4.9). В населенных пунктах Кюсюр, Саньяхтах, Усть-Куйга и Казачье целесообразно строительство ДЭС, учитывая отрицательный опыт эксплуатации Депутатской ДЭС со сложной (необходимость нескольких перегрузов топлива) и протяженной транспортной схемой доставки угля Джебарики-Хайского месторождения.

Кроме того, для решения поставленных в Программе задач необходимо проведение реконструкции и модернизации оборудования ДЭС и строительство внутрипоселковых распределительных линий электропередачи с использованием защищенных и изолированных проводов.

Реконструкцию существующих дизельных станций с установкой современного оборудования и автоматизации взамен морально и физически устаревшего планируется провести в период 2015-2016 гг. на 19 ДЭС суммарной установленной мощностью 30,7 МВт (таблица П4.8.5 Приложения 4.8).

Реализация мероприятий, предусмотренных Программой оптимизации локальной энергетики, позволит увеличить надежность электроснабжения и длительность эксплуатации ВЛ, снизить объем потребления дизельного топлива и потери электрической энергии.

Общая мощность вводимых энергогенерирующих объектов составит 86,8 МВт электрической и 35 Гкал/ч тепловой мощности (таблица 4.4.3, карта-схема Северного энергоузла).

Таблица 4.4.3

Суммарные вводы мощности энергоисточников, МВт/Гкал/ч

Объект	Год					Всего за период
Объект	2014	2015	2016	2017	2018
Всего, в том числе:	3,3	24,3/25	4,2	2,9/10	52,1	86,8/35
дизельные электростанции ОАО "Сахаэнерго"	3,3	10,6	3,9	0,9	7,7	26,4
газотурбинные электростанции		1,7	-	-	0,4	2,1
перевод на газовое топливо ДЭС в с. Улуу	-	-	0,3	-	-	0,3
строительство газо-генераторной электростанции с. Таймылыр	-	-	-	-	1,0	1,0
тепловые электростанции, всего, в том числе:	-	12/25	-	2/10	43,0	57/35
мини-ТЭЦ	-	12/25	-	2/10	-	14/35
тепловые станции	-	-	-	-	43,0	43,0

Поскольку суммарный рост нагрузок в этой зоне составляет порядка 10 МВт, по мере реализации мероприятий строительства и ввода мощности энергоисточников морально и физически устаревшее оборудование существующих дизельных электростанций будет выводиться из эксплуатации.

4.5 Прогноз развития энергетики на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива

Возобновляемые источники энергии в силу их высокой капиталоемкости на современно 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.

Прогноз применения возобновляемых источников энергии детально представлен в Проектной программе оптимизации локальной энергетики Республики Саха (Якутия) на период до 2018 г. Реализация мероприятий по вводу мощностей ВИЭ предусмотрена в составе направления 1 "Реализация программ энергоресурсосбережения" (ветроэнергетические станции (ВЭС) и солнечные электростанции (СЭС)) и направлении 2 "Реализация Программы установки сезонных микро- и мини-ГЭС в зоне локальной энергетики"

Одним из важных мероприятий Программы является определение приоритетных мест использования мини-ГЭС с сезонной выработкой, что связано с суровыми природными условиями Республики, обуславливающими резкое снижение расхода воды в реках и перемерзание мелких водотоков. Установка и эксплуатация сезонных мини-ГЭС в зоне локальной энергетики позволит значительно сократить в летнее время выработку электроэнергии на ДЭС и тем самым уменьшить расход дизельного топлива.

В период до 2018 г. предусматривается ввод 17 мини-ГЭС мощностью от 40 до 700 кВт (таблица П4.10.1 Приложения 4.10), из которых 6 станций располагаются в улусах, электроснабжение которых осуществляют "Западные электрические сети" и 1 станция - "Центральные электрические сети", принадлежащие ОАО АК "Якутскэнерго", остальные мини-ГЭС будут находиться в ведении ОАО "Сахаэнерго". Суммарная установленная мощность составит 3,45 МВт. Основной ввод мощности мини-ГЭС (1,7 МВт или почти 50%) планируется в 2018 г.

Ветроэнергетические станции в рассматриваемый период планируется ввести в количестве 9 штук мощностью от 40 до 1000 кВт, суммарной установленной мощностью 3,49 МВт (таблица П.4.10.2 Приложения 4.10). Все ВЭС локализируются в улусах, расположенных в северной части Республики, приближенной к побережью, где ветроэнергетический потенциал имеет лучшие показатели. Электроснабжение этих улусов осуществляется от объектов ОАО "Сахаэнерго". Самая крупная ВЭС мощностью 1 МВт будет установлена в п. Тикси Булунского улуса. Ввод всех ветроэнергетических станций намечается в 2016 г.

Наибольший по количеству и величине суммарной установленной мощности предполагается ввод солнечных электростанций: 64 шт., 8,58 МВт (таблица П4.10.3 Приложения 4.10).

Единичная мощность СЭС варьируется в достаточно больших пределах: от 10 до 1000 кВт. Все солнечные станции размещаются в улусах, электроснабжение которых осуществляет ОАО "Сахаэнерго". В 2014 г. планируется ввести в эксплуатацию только 1 СЭС в п. Кулун-Елбют (Момский улус). Значительный ввод мощности намечается в 2015 г. и в 2017 г. - 2,8 и 3,1 МВт или 33 и 36% соответственно.

Суммарные вводы мощности различных типов возобновляемых источников энергии представлены в таблице 4.5.1. К концу периода реализации программы суммарная установленная мощность составит 15,5 МВт. Наибольший ввод мощности планируется в 2016 г. за счет сооружения ветроэнергетических установок.

Таблица 4.5.1

Суммарные вводы мощности возобновляемых источников энергии, МВт

Тип ВИЭ	Год					Всего за период
Тип ВИЭ	2014	2015	2016	2017	2018	Всего за период
Всего ВИЭ, в том числе:	0,14	2,8	5,4	3,9	3,3	15,5
мини-ГЭС	0,1	-	0,9	0,8	1,7	3,5
ветроэнергетические станции	-	-	3,5	-	-	3,5
солнечные электростанции	0,04	2,8	1,0	3,1	1,6	8,5

Структура вводов мощности по типам возобновляемых энергоисточников приведено на рисунке 4.5.1.

ГАРАНТ:

Графический объект "Соотношение вводов мощности различных типов возобновляемых источников энергии (состояние 2018 г.)" (рис. 4.5.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Суммарная установленная мощность ВИЭ в 2018 г. составит около 16 МВт (таблица 4.5.2, см. рисунок 4.4.1).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "см. рисунок 4.5.1"

Таблица 4.5.2

Динамика суммарной установленной мощности возобновляемых источников энергии, МВт

Тип ВИЭ	Год
Тип ВИЭ	2014	2015	2016	2017	2018
Всего ВИЭ, в том числе:	0,5	3,3	8,7	12,6	15,9
мини-ГЭС	0,1	0,1	1,0	1,8	3,5
ветроэнергетические станции	0,3	0,3	3,8	3,8	3,8
солнечные электростанции	0,1	2,9	3,9	7,0	8,6

Суммарная установленная мощность ВИЭ включает существующие ветроэлектростанцию в п. Тикси мощностью 0,3 МВт и солнечные электростанции. На начало 2014 г. в Республике функционируют 4 солнечных электростанции суммарной мощностью 90 кВт. Две из них в пп. Батамай Кобяйского улуса (30 кВт) и Ючюгей Оймяконского улуса (20 кВт) введены в эксплуатацию в 2012 г., СЭС в п. Куду-Кюель Олекминского улуса (20 кВт) и п. Дулгалах Верхоянского улуса (20 кВт) функционируют с 2013 г.

Выработка электроэнергии ВИЭ в соответствие с намеченными вводами мощности составит в 2018 г. 17 млн. кВт*ч (таблица 4.5.3).

Таблица 4.5.3

Динамика выработки электроэнергии возобновляемыми источниками энергии, млн. кВт*ч

Тип ВИЭ	Год
Тип ВИЭ	2014	2015	2016	2017	2018
Всего ВИЭ, в том числе:	0,6	3,9	9,3	13,6	17,0
мини-ГЭС	0,1	0,1	0,8	1,4	2,8
ветроэнергетические станции	0,3	0,3	3,8	3,8	3,8
солнечные электростанции	0,2	3,5	4,7	8,4	10,4

В таблице 4.5.4 представлены темпы роста мощности и выработки электроэнергии ВИЭ в рассматриваемый период.

Таблица 4.5.4

Темпы роста установленной мощности и выработки электроэнергии возобновляемыми источниками энергии

Показатель	Год
Показатель	2014	2015	2016	2017	2018
Установленная мощность, МВт	0,5	3,3	8,7	12,6	15,9
Темпы прироста, %		560	164	45	26
Выработка, млн. кВт*ч	0,6	3,9	9,3	13,6	17,0
Темпы прироста, %		550	138	46	25

Наибольшие темпы роста, как установленной мощности, так и выработки электроэнергии, намечаются в 2015 г., в последующие годы происходит их снижение.

4.6 Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 2014-2018 гг. и на перспективу до 2020 г.

Оценки перспективной балансовой ситуации выполнены по трем энергорайонам и по Республике в целом. При этом рассмотрена необходимость ввода новых генерирующих источников, возможность покрытия дефицитов электроэнергии и мощности за счет перетоков между энергорайонами (после объединения), приема (передачи) электроэнергии и мощности из (в) ОЭС Востока.

(1) Западный энергорайон

Балансы электроэнергии и мощности в Западном энергорайоне приведены в таблицах 4.6.1. и 4.6.2 соответственно.

Таблица 4.6.1

Баланс электроэнергии Западного энергорайона, млн. кВт*ч

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление,	2796	2793	2930	3181	3250	3323	4108	4187	4679
Выработка электроэнергии	2796	2793	2930	3971	3971	3971	4867	4867	5097
ГЭС	2789	2787	2924	3969	3969	3969	3969	3969	4199
ТЭС	7	6	6	2	2	2	898	898	898
Дефицит (-)/Избыток (+)	0	0	0	790	721	648	759	680	418
Передача в Бодайбо				255	255	470	470	470	470
Дефицит (-)/Избыток (+) с учетом передачи в Бодайбо				535	466	178	289	210	-52

Таблица 4.6.2

Баланс мощности Западного энергорайона, МВт

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность
Максимум нагрузки	552	570	601	649	663	677	801	817	903
Расчетный резерв мощности	90	90	90	90	146	149	176	180	197
Итого потребность	642	660	691	739	809	826	977	997	1100
Покрытие
Установленная мощность на конец года (без учета ДЭС)		1029,5	1029,5	1029,5	1029,5	1029,5	1173,5	1173,5	1266
ГЭС	957,5	957,5	957,5	957,5	957,5	957,5	957,5	957,5	1050
ТЭС	72	72	72	72	72	72	216	216	216
Ограничения мощности на час нагрузки	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	90
ГЭС	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	67,5	90
ТЭС
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	890	890	890	890	890	890	1018	1018	1088
ГЭС	890	890	890	890	890	890	890	890	960
ТЭС							128	128	128
Избыток (+) / Дефицит (-)	249	231	199	151	81	64	41	21	-12
Передача в Бодайбо	-	-	-	51	51	94	94	94	94
Избыток (+) / Дефицит (-) с учетом передачи в Бодайбо	249	231	199	100	30	-30	-53	-73	-106

Баланс электроэнергии Западного энергорайона для средневодных лет до 2018 г. складывается удовлетворительно. Присоединение Талаканской ГТЭС учтено с 2018 г.

Нормативный резерв мощности в Западном энергорайоне принят в размере самого мощного генератора энергосистемы до объединения в 2015 г. с Южно-Якутским энергорайоном и ЕНЭС России, после объединения - в размере 22% от собственного максимума нагрузки, по нормативному резерву для ОЭС Востока, согласно "Методических рекомендаций по проектированию энергосистем", 2003 г.

Резкий рост нагрузки в 2015 г. обусловлен присоединением потребителей Бодайбинского района Иркутской области. Нагрузка Бодайбинского района в 2015-2016 гг. принята 51 МВт согласно утвержденных технических условий и договора на технологическое присоединение.

На основании заявки от 19.02.2013 г. N 18-1/277 ЗАО "Витимэнерго" к электрическим сетям ОАО "ФСК ЕЭС" и в соответствии с письмом от 22.10.2013 г. N 18-1/1609, потребность Бодайбинского энергорайона, с учетом Мамаканской ГЭС, составит в 2017 г. 187 МВт. Исходя из недостаточной пропускной способности и невозможности получения дополнительной мощности из иркутской энергосистемы, дефицит мощности в объеме 94 МВт предусматривается покрывать от Западного энергорайона Республики с подключением потребителей к ПС 220 кВ Сухой Лог и ПС 220 кВ Чертово Корыто: ГОК Тонодинский (23,9 МВт), ГОК Вернинский (38,2 МВт), ГОК Угаханский (14,5 МВт), ГОК Западный (14,8 МВт). Таким образом, с учетом потерь, мощность, получаемая с шин 220 кВ ПС 220 кВ Пеледуй, составляет 94 МВт.

С учетом увеличения передачи мощности в Бодайбинский район Иркутской области в 2017 г. баланс мощности энергосистемы Западного энергорайона становится дефицитным с 2017 г. (см. таблицу 4.6.2). Исходя из балансовой ситуации, необходим ввод четвертого гидроагрегата на Светлинской ГЭС.

Динамика установленной мощности и выработки электроэнергии электростанциями Западного энергорайона приведена в таблице 4.6.3.

Таблица 4.6.3

Установленная мощность и прогнозная выработка электроэнергии электростанциями Западного энергорайона

Электростанция	Год
Электростанция	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Покрытие, МВт
Установленная мощность (без учета ДЭС), в т.ч.:	1029,5	1029,5	1029,5	1029,5	1029,5	1029,5	1173,5	1173,5	1266
Каскад ВГЭС 1-2	680	680	680	680	680	680	680	680	680
Светлинская ГЭС	277,5	277,5	277,5	277,5	277,5	277,5	277,5	277,5	370
Мирнинская ГРЭС	72	72	72	72	72	72	72	72	72
Талаканская ГТЭС	Работает изолированно						144	144	144
Прочие электростанции (ДЭС) - холодный резерв	78,8	78,8	78,6	78,6	78,6	78,6	78,6	78,6	78,6
Располагаемая мощность, в том числе:	890	890	890	890	890	890	890	1018	1088
Каскад ВГЭС 1-2	680	680	680	680	680	680	680	680	680
Светлинская ГЭС	210	210	210	210	210	210	210	210	280
Мирнинская ГРЭС	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Талаканская ГТЭС	Работает изолированно						128	128	128
Прочие электростанции (ДЭС) - холодный резерв	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Итого покрытие	890	890	890	890	890	890	1018	1018	1088
Выработка, млн. кВт*ч
Каскад ВГЭС 1-2	2140	2138	2200	2857	2857	2857	2857	2857	2857
Светлинская ГЭС	649	649	724	1112	1112	1112	1112	1112	1340
Мирнинская ГРЭС	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Талаканская ГТЭС	Работает изолированно						896	896	896
Прочие электростанции (ДЭС) - холодный резерв	7	6	6	2	2	2	2	2	2
Итого выработка	2796	2793	2930	3971	3971	3971	4867	4867	5095

Выработка ГЭС для средневодных условий приведена в соответствии с работой "Расчет обоснования перехода на щадящий режим эксплуатации гидроузла КВГЭС с понижением отметки наполнения водохранилища до 244.0 м СГ", выполненной ОАО "Ленгидропроект" в 2010 г. Установка 4-ого гидрогенератора (92,5 МВт) на Светлинской ГЭС учтена в 2020 г.

Покрытие дефицитов мощности и электроэнергии в возможные маловодные годы будет осуществляться за счет перетоков из Южно-Якутского энергорайона.

Выработка электроэнергии электростанциями энергорайона в маловодные годы и баланс электроэнергии для маловодного года приведены в таблицах 4.6.4 и 4.6.5 соответственно.

Таблица 4.6.4

Выработка электроэнергии электростанциями Западного энергорайона в маловодные годы, млн. кВт*ч

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Каскад Вилюйских ГЭС 1-2	2140	2138	2200	2286	2286	2286	2286	2286	2286
Светлинская ГЭС	649	649	724	750	750	750	750	750	750
Мирнинская ГРЭС				468	468	468	468	468	468
Талаканская ГТЭС	Работает изолированно						896	896	896
Прочие электростанции (ДЭС) - холодный резерв	7	6	6	2	2	2	2	2	2
Всего выработка	2796	2793	2930	3506	3506	3506	4402	4051	4055

Таблица 4.6.5

Баланс электроэнергии Западного энергорайона в маловодные годы, млн. кВт*ч

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление,	2796	2793	2930	3181	3250	3323	4108	4187	4679
Выработка электроэнергии	2796	2793	2930	3506	3506	3506	4402	4402	4402
ГЭС	2789	2787	2924	3036	3036	3036	3036	3036	3036
ТЭС	7	6	6	470	470	470	1366	1366	1366
Дефицит (-) / Избыток (+)	0	0	0	325	256	183	294	215	-277
Передача в Бодайбинский район	-	-	-	255	255	470	470	470	470
Дефицит (-) / Избыток (+) с учетом передачи в Бодайбинский район	-	-	-	70	1	-287	-176	-255	-747

Число часов использования установленной мощности Мирнинской ГРЭС принято: 6500 с 2015 г. Ввод 4-ого гидрогенератора на Светлинской ГЭС в маловодные годы не дает увеличения выработки электроэнергии в маловодные годы.

Анализ таблицы 4.6.5 показывает, что в маловодные годы баланс электроэнергии (с учетом передачи в Бодайбинский район Иркутской области) в Западном энергорайоне является дефицитным, начиная с 2017 г.; с присоединением Талаканской ГТЭС в 2018 г. дефицит уменьшается, но баланс электроэнергии остается отрицательным. Покрытие дефицита электроэнергии при маловодности предполагается за счет перетока из Южно-Якутского энергорайона.

(2) Центральный энергорайон

Балансы электроэнергии и мощности в Центральном энергорайоне приведены в таблицах 4.6.6 и 4.6.7 соответственно.

Таблица 4.6.6

Баланс электроэнергии Центрального энергорайона, млн. кВт*ч

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление	1653	1669	1712	1757	1792	1828	2365	2400	2583
Выработка электроэнергии	1653	1669	1712	1870	2210	2065	2895	2720	2720
ГЭС
ТЭС	1653	1669	1712	1870	2210	2065	2895	2720	2720
Дефицит (-) / Избыток (+)				113	418	237	530	320	137

Таблица 4.6.7

Баланс мощности Центрального энергорайона, МВт

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность
Максимум нагрузки	320	318	330	337	344	356	458	465	500
Расчетный резерв мощности	60	60	60	60	76	78	101	102	110
Итого потребность	380	378	390	397	420	434	559	567	610
Покрытие
Установленная мощность на конец года (без учета ДЭС)	332	380	380	574	449	559,5	579,5	544,5	544,5
ГЭС
ТЭС	332	380	380	574	449	559,5	579,5	544,5	544,5
Ограничения мощности на час нагрузки
ГЭС
ТЭС
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	404	452	452	646	491	595,5	597,5	556,5	556,5
ГЭС
ТЭС	404	452	452	646	491	595,5	597,5	556,5	556,5
Избыток (+) / Дефицит (-)	24	74	62	249	71	161	39	-10	-53

Балансы электроэнергии Центрального энергорайона на весь рассматриваемый период остаются удовлетворительными. В 2020 г. намечается дефицит мощности, который будет покрываться за счет перетока из Южно-Якутского энергорайона (таблица 4.6.7).

Нормативный резерв мощности Центрального энергорайона принят в размере самого мощного генератора энергосистемы до объединения в 2015 г. с Южно-Якутским энергорайоном и ЕНЭС России, после объединения - в размере 22% от собственного максимума нагрузки, по нормативному резерву для ОЭС Востока, согласно "Методических рекомендаций по проектированию энергосистем", 2003 г.

Динамика установленной мощности и выработки электроэнергии электростанциями Центрального энергорайона приведена в таблице 4.6.8.

В рассматриваемый период производится постепенный вывод из эксплуатации газотурбинных установок Якутской ГРЭС. В связи с этим, ввод Якутской ГРЭС-2 в две очереди (первая - в 2015 г., вторая - в 2017 г.) необходим не только для повышения надежности электроснабжения потребителей Центрального энергорайона, но и для покрытия дефицитов электроэнергии и мощности, связанных с выводом Якутской ГРЭС из эксплуатации.

Ввод ТЭЦ Джебарики-Хая учтен с 2018 года, ТЭЦ предназначена для покрытия нагрузок Нежданинского ГОКа (100 МВт с 2018 года).

Таблица 4.6.8

Установленная мощность и прогнозная выработка электроэнергии электростанциями Центрального энергорайона

Электростанция	Год
Электростанция	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Покрытие, МВт
Установленная мощность, в т.ч.:	332	380	380	574	449	559,5	579,5	544,5	544,5
Якутская ГРЭС	320	368	368	368	243	208	128	93	93
Якутская ТЭЦ	12	12	12	12	12	12	12	12	12
Якутская ГРЭС-2	-	-	-	194	194	339,5	339,5	339,5	339,5
ТЭЦ Джебарики-Хая	-	-	-	-	-	-	100	100	100
Прочие электростанции (ДЭС) - холодный резерв	89,3	89,3	89,3	88,4	88,4	88,4	88,4	88,4	88,4
Располагаемая мощность, в т.ч.:	404	452	452	646	491	595,5	597,5	556,5	556,5
Якутская ГРЭС	392	440	440	440	285	244	146	105	105
Якутская ТЭЦ	12	12	12	12	12	12	12	12	12
Якутская ГРЭС-2	-	-	-	194	194	339,5	339,5	339,5	339,5
ТЭЦ Джебарики-Хая	-	-	-	-	-	-	100	100	100
Прочие электростанции (ДЭС) - холодный резерв	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Итого покрытие	404	452	452	646	491	596	598	557	557
Выработка, млн. кВт*ч
Якутская ГРЭС	1598	1617	1652	1810	1428	1256	628	456	456
Якутская ТЭЦ	55	52	60	60	60	60	60	60	60
Якутская ГРЭС-2	-	-	-	-	722	749	1707	1704	1704
ТЭЦ Джебарики-Хая	-	-	-	-	-	-	500	500	500
Прочие электростанции (ДЭС) - холодный резерв	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Итого выработка	1653	1669	1712	1870	2210	2065	2895	2720	2720

(3) Южно-Якутский энергорайон

Балансы электроэнергии и мощности в Южно-Якутском энергорайоне для варианта ОАО "СО ЕЭС" приведены в таблицах 4.6.9 и 4.6.10 соответственно.

Таблица 4.6.9

Баланс электроэнергии Южно-Якутского энергорайона, млн. кВт*ч (вариант ОАО "СО ЕЭС")

Статья баланса	Год
	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление	1675	1705	1768	1890	2309	2659	2839	3034	3036
Выработка электроэнергии	3164	3129	2946	2946	2850	2850	2850	2850	2850
ГЭС
ТЭС	3164	3129	2946	2946	2850	2850	2850	2850	2850
Дефицит (-) / Избыток (+)	1489	1424	1178	1056	541	191	11	-184	-186

Нормативный резерв мощности Южно-Якутского энергорайона принят в размере 22% от собственного максимума нагрузки, по нормативному резерву для ОЭС Востока, согласно "Методических рекомендаций по проектированию энергосистем", 2003 г.

Таблица 4.6.10

Баланс мощности Южно-Якутского энергорайона, МВт (вариант ОАО "СО ЕЭС")

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность
Максимум нагрузки	269	271	304	325	344	350	401	428	432
Расчетный резерв мощности	59	60	67	72	76	77	88	94	95
Итого потребность	328	330	371	397	419	427	489	522	527
Покрытие
Установленная мощность на конец года (без учета ДЭС)	618	618	618	618	570	570	570	570	570
ГЭС
ТЭС	618	618	618	618	570	570	570	570	570
Ограничения мощности на час нагрузки
ГЭС
ТЭС
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	618	618	618	618	570	570	570	570	570
ГЭС
ТЭС	618	618	618	618	570	570	570	570	570
Избыток (+) / Дефицит (-)	290	288	247	221	151	143	81	48	43

Анализ таблиц 4.6.9 и 4.6.10 показывает, что балансы электроэнергии и мощности Южно-Якутского энергорайона складываются удовлетворительно до 2018 г. Дефицит электроэнергии в 2019-2020 гг. предполагается покрывать за счет перетоков из Западного энергорайона (только в средневодные годы), увеличения выработки Нерюнгринской ГРЭС или перетока из ОЭС Востока. Для передачи электроэнергии в Западный энергорайон в маловодные годы также возможно получение электроэнергии из ОЭС Востока.

При необходимости сохранения величин сальдо-перетока из Южно-Якутского энергорайона в Амурскую энергосистему необходимо рассматривать увеличение мощности Нерюнгринской ГРЭС.

Балансы электроэнергии и мощности в Южно-Якутском энергорайоне для варианта Правительства Республики Саха (Якутия) приведены в таблицах 4.6.11 и 4.6.12 соответственно.

Таблица 4.6.11

Баланс электроэнергии Южно-Якутского энергорайона, млн. кВт*ч (вариант Правительства Республики Саха (Якутия)

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление	1675	1705	1768	1890	2130	2198	2519	2544	2569
Выработка электроэнергии	3164	3129	2946	2946	2850	2850	2850	2850	2850
ГЭС
ТЭС	3164	3129	2946	2946	2850	2850	2850	2850	2850
Дефицит (-) / Избыток (+)	1489	1424	1178	1056	720	652	331	306	281

Таблица 4.6.12

Баланс мощности Южно-Якутского энергорайона, МВт (вариант Правительства Республики Саха (Якутия)

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность
Максимум нагрузки	269	271	304	325	359	365	426	428	432
Расчетный резерв мощности	59	60	67	72	79	80	94	94	95
Итого потребность	328	330	371	397	438	445	519	522	527
Покрытие
Установленная мощность на конец года (без учета ДЭС)	618	618	618	618	570	570	570	570	570
ГЭС
ТЭС	618	618	618	618	570	570	570	570	570
Ограничения мощности на час нагрузки
ГЭС
ТЭС
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	618	618	618	618	570	570	570	570	570
ГЭС
ТЭС	618	618	618	618	570	570	570	570	570
Избыток (+) / Дефицит (-)	290	288	247	221	132	125	51	48	43

Анализ таблиц 4.6.11 и 4.6.12 показывает, что балансы электроэнергии и мощности в Южно-Якутском энергорайоне в рассматриваемый период складываются удовлетворительно. Для передачи электроэнергии в Западный энергорайон в маловодные годы возможно получение электроэнергии из ОЭС Востока.

Динамика установленной мощности и выработки электроэнергии электростанциями Южно-Якутского энергорайона приведена в таблице 4.6.13.

Таблица 4.6.13

Установленная мощность и прогнозная выработка электроэнергии электростанциями Южно-Якутского энергорайона

Наименование	Год
Наименование	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Покрытие, МВт
Установленная мощность, в т.ч.:	618	618	618	618	570	570	570	570	570
Нерюнгринская ГРЭС	570	570	570	570	570	570	570	570	570
Чульманская ТЭЦ	48	48	48	48	0	0	0	0	0
Располагаемая мощность, в т.ч.:	618	618	618	618	570	570	570	570	570
Нерюнгринская ГРЭС	570	570	570	570	570	570	570	570	570
Чульманская ТЭЦ	48	48	48	48	0	0	0	0	0
Итого покрытие	618	618	618	618	570	570	570	570	570
Выработка, млн. кВт*ч
Нерюнгринская ГРЭС	3068	3033	2850	2850	2850	2850	2850	2850	2850
Чульманская ТЭЦ	96	96	96	96	0	0	0	0	0
Итого выработка	3164	3129	2946	2946	2850	2850	2850	2850	2850

В Южно-Якутском энергорайоне, согласно утвержденной "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2013-2019 годы", в 2016 г. производится демонтаж всех генераторов Чульманской ТЭЦ (4x12 МВт).

(4) Республика Саха (Якутия)

Балансы электроэнергии и мощности в Республике Саха (Якутия) в целом для варианта ОАО "СО ЕЭС России" приведены в таблицах 4.6.14 и 4.6.15 соответственно.

Таблица 4.6.14

Баланс электроэнергии Республики, млн. кВт*ч (вариант ОАО "СО ЕЭС")

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Производство электроэнергии	8438	8497	8620	9968	10420	10557	11477	11548	12083
- ГЭС	2789	2787	2924	3969	3969	3969	3969	3969	4199
- ТЭС	5157	5193	5123	5333	5717	5621	6502	6442	6552
- ДЭС и прочие	492	517	572	662	725	953	989	1120	1315
- ВИЭ	0,1	0,2	0,6	3,9	9,3	14	17	17	17
- Западный энергорайон	2796	2793	2930	3971	3971	3971	3971	4516	4750
- ГЭС	2789	2787	2924	3969	3969	3969	3969	3969	4199
- ТЭС	-	-	-	-	-	-	-	545	549
- ДЭС	7	6	6	2	2	2	2	2	2
- Центральный энергорайон	1653	1669	1712	1870	2210	2065	2395	2220	2220
- Южно-Якутский энергорайон	3164	3129	2946	2946	2850	2850	2850	2850	2850
- децентрализованное производство	839	921	1046	1231	1439	1942	2533	2294	2655
- ГТУ-ТЭЦ	347	402	472	542	682	842	1333	933	1069
- Мини-ТЭЦ на угле	7	7	7	25	25	136	136	166	196
- ТЭС на угле	-	-	-	-	-	-	60	60	60
- ДЭС и прочие	485	511	566	660	723	951	987	1118	1313
- ВИЭ	0,1	0,2	0,6	3,9	9,3	14	17	17	17
Поступление из-за пределов Республики	161	162	162	163	163	163	164	164	164
Потребление электроэнергии	7125	7250	7618	8222	8953	9915	10795	11399	12155
- Западный энергорайон	2796	2793	2930	3181	3250	3323	3395	4007	4217
- Центральный энергорайон	1653	1669	1712	1757	1792	1828	1865	1900	2083
- Южно-Якутский энергорайон	1675	1705	1768	1890	2309	2659	2839	3034	3036
- децентрализованная зона	1001	1083	1208	1394	1602	2105	2696	2458	2819
Выдача за пределы республики	-	-	-	255	255	470	470	470	470
- в Иркутскую область	-	-	-	255	255	470	470	470	470
Дефицит (-), избыток (+)	1474	1410	1164	1654	1375	335	376	-156	-377

Примечание - с учетом присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики в 2016 году.

В средневодных условиях энергосистема Республики Саха (Якутия) является избыточной по электроэнергии до 2018 г.

Таблица 4.6.15

Баланс мощности Республики, МВт (вариант ОАО "СО ЕЭС")

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность
Максимум нагрузки	269	271	304	325	1366	1398	1476	1580	1658
Расчетный резерв мощности	59	60	67	72	300	308	325	348	365
Итого потребность	328	330	371	397	1666	1706	1801	1928	2022
Покрытие
Установленная мощность на конец года (без учета ДЭС)	618	618	618	618	2048, 5	2159	2079	2188	2280, 5
ГЭС					957,5	957,5	957,5	957,5	1050
ТЭС	618	618	618	618	1091	1201,5	1121,5	1230,5	1230,5
Ограничения мощности на час нагрузки					67,5	67,5	67,5	67,5	90
ГЭС					67,5	67,5	67,5	67,5	90
ТЭС
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	618	618	618	618	1951	2055,5	1957,5	2044,5	2114,5
ГЭС					890	890	890	890	960
ТЭС	618	618	618	618	1061	1165,5	1067,5	1154,5	1154,5
Избыток (+) / Дефицит (-)	290	288	247	221	285	350	157	117	92
Передача в Бодайбо	-	-	-	51	51	94	94	94	94
Избыток (+) / Дефицит (-) с учетом передачи в Бодайбо	290	288	247	170	234	256	63	23	-2

Примечание - с учетом присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики в 2016 году.

Баланс мощности энергосистемы Республики Саха (Якутия) в целом в рассматриваемый период складывается удовлетворительно, за исключением 2020 г. Покрытие этого дефицита предусматривается за счет перетоков из ОЭС Востока. Строительства новых электросетевых объектов при этом не требуется. При необходимости сохранения величин сальдо-перетока из Южно-Якутского энергорайона в Амурскую энергосистему необходимо рассматривать увеличение мощности Нерюнгринской ГРЭС. Баланс электроэнергии Республики в маловодные годы (вариант ОАО "СО ЕЭС России") приведен в таблице 4.6.16.

Баланс электроэнергии Республики в целом в маловодные годы для варианта ОАО "СО ЕЭС России" складывается удовлетворительно до 2016 г.

Балансы электроэнергии и мощности по Республике для варианта Правительства Республики приведены в таблицах 4.6.17 и 4.6.18 соответственно.

В средневодных условиях энергосистема Республики является избыточной по электроэнергии.

Таблица 4.6.16

Баланс электроэнергии Республики для маловодных лет, млн. кВт*ч (вариант ОАО "СО ЕЭС")

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Производство электроэнергии	8438	8497	8620	9503	9955	10092	11012	11083	11388
ГЭС	2789	2787	2924	3036	3036	3036	3036	3036	3036
ТЭС	5157	5193	5123	5801	6185	6089	6970	6910	7020
ДЭС и прочие	492	517	572	662	725	953	989	1120	1315
ВИЭ	0,1	0,2	0,6	3,9	9,3	14	17	17	17
- Западный энергорайон	2796	2793	2930	3506	3506	3506	3506	4051	4055
ГЭС	2789	2787	2924	3036	3036	3036	3036	3036	3036
ТЭС	-	-	-	468	468	468	468	1013	1017
ДЭС	7	6	6	2	2	2	2	2	2
- Центральный энергорайон	1653	1669	1712	1870	2210	2065	2395	2220	2220
- Южно-Якутский энергорайон	3164	3129	2946	2946	2850	2850	2850	2850	2850
- децентрализованное производство	839	921	1046	1231	1439	1942	2533	2294	2655
ГТУ-ТЭЦ	347	402	472	542	682	842	1333	933	1069
Мини-ТЭЦ на угле	7	7	7	25	25	136	136	166	196
ТЭС на угле	-	-	-	-	-	-	60	60	60
ДЭС и прочие	485	511	566	660	723	951	987	1118	1313
ВИЭ	0,1	0,2	0,6	3,9	9,3	14	17	17	17
Поступление из-за пределов Республики	161	162	162	163	163	163	164	164	164
Потребление электроэнергии	7125	7250	7618	8222	8953	9915	10795	11399	12155
- Западный энергорайон	2796	2793	2930	3181	3250	3323	3395	4007	4217
- Центральный энергорайон	1653	1669	1712	1757	1792	1828	1865	1900	2083
- Южно-Якутский энергорайон	1675	1705	1768	1890	2309	2659	2839	3034	3036
- децентрализованная зона	1001	1083	1208	1394	1602	2105	2696	2458	2819
Выдача за пределы Республики				255	255	470	470	470	470
- в Иркутскую область	-	-	-	255	255	470	470	470	470
Дефицит (-), избыток (+)	1474	1410	1164	1189	910	-130	-89	-621	-1072

Примечание - с учетом присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики в 2016 году.

Таблица 4.6.17

Баланс электроэнергии Республики, млн. кВт*ч (вариант Правительства Республики Саха (Якутия))

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Производство электроэнергии	8452	8512	8634	10018	10470	10828	13145	12731	13322
- ГЭС	2789	2787	2924	3969	3969	3969	3969	3969	4199
- ТЭС	4824	4804	4664	4818	5062	4917	6643	6468	6468
- ДЭС и прочие	492	517	572	662	725	953	989	1120	1315
- ВИЭ	0,1	0,2	0,6	3,9	9,3	14	17	17	17
- Западный энергорайон	2796	2793	2930	3971	3971	3971	4867	4867	5097
- ГЭС	2789	2787	2924	3969	3969	3969	3969	3969	4199
- ТЭС	-	-	-	-	-	-	898	898	898
- ДЭС	7	6	6	2	2	2	2	2	2
- Центральный энергорайон	1653	1669	1712	1870	2210	2065	2895	2720	2720
- Южно-Якутский энергорайон	3164	3129	2946	2946	2850	2850	2850	2850	2850
- децентрализованное производство	839	921	1046	1231	1439	1942	2533	2294	2655
- ГТУ-ТЭЦ	347	402	472	542	682	842	1333	933	1069
- Мини-ТЭЦ на угле	7	7	7	25	25	136	136	166	196
- ТЭС на угле	-	-	-	-	-	-	60	60	60
- ДЭС и прочие	485	511	566	660	723	951	987	1118	1313
- ВИЭ	0,1	0,2	0,6	3,9	9,3	14	17	17	17
Поступление из-за пределов Республики	161	162	162	163	163	163	164	164	164
Потребление электроэнергии	7125	7250	7618	8222	8953	9915	12008	12079	13117
- Западный энергорайон	2796	2793	2930	3181	3250	3323	4108	4187	4679
- Центральный энергорайон	1653	1669	1712	1757	1792	1828	2365	2400	2583
- Южно-Якутский энергорайон	1675	1705	1768	1890	2309	2659	2839	3034	3036
- децентрализованная зона	1001	1083	1208	1394	1602	2105	2696	2458	2819
Выдача за пределы республики	-	-	-	255	255	470	470	470	470
- в Иркутскую область	-	-	-	255	255	470	470	470	470
Дефицит (-), избыток (+)	1488	1424	1178	1704	1425	606	831	346	-101

Примечание - с учетом присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики в 2016 году.

Таблица 4.6.18

Баланс мощности Республики, МВт (вариант Правительства Республики Саха (Якутия))

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность
Максимум нагрузки	269	271	304	325	1366	1398	1685	1710	1835
Расчетный резерв мощности	59	60	67	72	301	308	371	376	404
Итого потребность	328	330	371	397	1667	1706	2056	2086	2239
Покрытие
Установленная мощность на конец года (без учета ДЭС)	618	618	618	618	2048,5	2159	2323	2288	2380,5
ГЭС					957,5	957,5	957,5	957,5	1050
ТЭС	618	618	618	618	1091	1201,5	1365,5	1330,5	1330,5
Ограничения мощности на час нагрузки					67,5	67,5	67,5	67,5	90
ГЭС					67,5	67,5	67,5	67,5	90
ТЭС
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	618	618	618	618	1951	2055,5	2185,5	2144,5	2214,5
ГЭС					890	890	890	890	960
ТЭС	618	618	618	618	1091	1201,5	1365,5	1330,5	1330,5
Избыток (+) / Дефицит (-)	290	288	247	221	284	350	130	58	-24
Передача в Бодайбо					51	94	94	94	94
Избыток (+) / Дефицит (-) с учетом передачи в Бодайбо	290	288	247	221	233	256	36	-36	-118

Примечание - с учетом присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики в 2016 году.

Республиканский баланс электроэнергии в целом в маловодные годы в варианте Правительства Республики Саха (Якутия) складывается до 2018 г. удовлетворительно (таблица 4.6.19).

Для варианта Правительства Республики Саха (Якутия) выполнен расчет нормальных электрических режимов зимнего максимума на перспективу 2018 и 2020 гг. Послеаварийные режимы не рассматривались, в связи самобалансирования района строительства ВЛ 220/110 кВ Хандыга - Теплый Ключ - Развилка - Нера Новая и улучшения режимной ситуации после строительства ВЛ 220 кВ Мирный - Чаяндинское НГКМ - Талаканское НГКМ - Пеледуй. Загрузка электрических сетей и уровни напряжения в аварийных режимах находятся в допустимых пределах.

Таблица 4.6.19

Баланс электроэнергии Республики для маловодных лет, млн. кВт*ч (вариант Правительства Республики Саха (Якутия))

Статья баланса	Год
Статья баланса	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Производство электроэнергии	8452	8512	8634	9553	10005	10363	12680	12266	12627
- ГЭС	2789	2787	2924	3969	3969	3969	3969	3969	4199
- ТЭС	4824	4804	4664	5286	5530	5385	7111	6936	6936
- ДЭС и прочие	492	517	572	662	725	953	989	1120	1315
- ВИЭ	ОД	0,2	0,6	3,9	9,3	14	17	17	17
- Западный энергорайон	2796	2793	2930	3506	3506	3506	4402	4402	4402
- ГЭС	2789	2787	2924	3036	3036	3036	3036	3036	3036
- ТЭС	-	-	-	-	-	-	898	898	898
- ДЭС	7	6	6	2	2	2	2	2	2
- Центральный энергорайон	1653	1669	1712	1870	2210	2065	2895	2720	2720
- Южно-Якутский энергорайон	3164	3129	2946	2946	2850	2850	2850	2850	2850
- децентрализованное производство	839	921	1046	1231	1439	1942	2533	2294	2655
- ГТУ-ТЭЦ	347	402	472	542	682	842	1333	933	1069
- Мини-ТЭЦ на угле	7	7	7	25	25	136	136	166	196
- ТЭС на угле	-	-	-	-	-	-	60	60	60
- ДЭС и прочие	485	511	566	660	723	951	987	1118	1313
- ВИЭ	ОД	0,2	0,6	3,9	9,3	14	17	17	17
Поступление из-за пределов Республики	161	162	162	163	163	163	164	164	164
Потребление электроэнергии	7125	7250	7618	8222	8953	9915	12008	12079	13117
- Западный энергорайон	2796	2793	2930	3181	3250	3323	4108	4187	4679
- Центральный энергорайон	1653	1669	1712	1757	1792	1828	2365	2400	2583
- Южно-Якутский энергорайон	1675	1705	1768	1890	2309	2659	2839	3034	3036
- децентрализованная зона	1001	1083	1208	1394	1602	2105	2696	2458	2819
Выдача за пределы Республики	-	-	-	255	255	470	470	470	470
- в Иркутскую область	-	-	-	255	255	470	470	470	470
Дефицит (-), избыток (+)	1488	1424	1178	1239	960	141	366	-119	-796

Примечание - с учетом присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики в 2016 г.

4.7 Определение развития электрических сетей 110 кВ и выше на 2014-2018 гг. и 2020 г. на основании расчетов электрических режимов

4.7.1 Расчеты электрических режимов

Для определения уровня напряжений в узлах электрической сети, загрузки элементов сети и соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности выполнены расчеты электрических режимов сети. В случае превышения расчетными величинами допустимых уровней напряжения в узлах электрической сети определены мероприятия по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима. При превышении расчетными величинами допустимых токовых загрузок элементов сети предложены мероприятия по усилению сети или замене оборудования.

Топология сети модели для расчетов электрических режимов разработана на основе принципиальной схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше якутской энергосистемы, представленной на чертеже (Том 3, лист 2), с учетом реконструкции и ввода/вывода электросетевых объектов, объектов генерации и динамики изменения электрических нагрузок на перспективу 2014-2018 гг. по годам и 2020 г.

Электрические нагрузки на шинах ПС рассматриваемого района приняты в соответствии с прогнозными уровнями нагрузок, приведенными в разделе 4.2.

Для каждого расчетного года сформирована расчетная модель для расчета установившихся режимов:

- режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня;

- режим зимних минимальных нагрузок рабочего дня;

- режим летних максимальных нагрузок рабочего дня;

- режим летних минимальных нагрузок выходного дня.

Для каждого из рассматриваемых расчетных лет выполнены расчеты нормальных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов 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.

При формировании расчетных моделей энергосистемы на территории Республики Саха (Якутия) учитываются:

- утвержденная "Схема и программа развития ЕНЭС России на 2013-2019 годы";

- инвестиционная программа и перспективные планы развития ОАО "ФСК ЕЭС";

- инвестиционная программа и перспективные планы развития ОАО АК "Якутскэнерго";

- материалы Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2030 года;

- инвестиционная программа и перспективные планы развития прочих электросетевых организаций, осуществляющих свою деятельность на территории Республики Саха (Якутия);

- технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям (ТУ на ТП) ОАО АК "Якутскэнерго", ОАО "ДРСК", ОАО "ФСК ЕЭС".

Расчет электрических режимов производится для трех изолированно работающих энергорайонов до 2016 г. С 2016 г. учтено объединение энергорайонов посредством электрических сетей 220 кВ. Для обеспечения возможности параллельной работы с ОЭС Сибири предусматривается ввод вставки несинхронной связи на ПС 220 кВ Пеледуй в 2019 г. Сальдо-перетоки между Западным и Южно-Якутским энергорайонами (ОЭС Востока) не должны превышать МДП (приняты согласно работе "Разработка предложений по ликвидации "узких мест" электрической сети с использованием математической модели на примере объединенных энергетических систем (ОЭС), определенных ОАО "СО ЕЭС", выполненной ОАО "НТЦ ЕЭС" в 2013 г.).

На основании электрических расчетов производится уточнение перечня "узких мест" в электрической сети 110 кВ и выше. Сформированы перечни электросетевых объектов 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу.

Выполнен анализ необходимости сооружения дополнительных электросетевых объектов 110 кВ и выше, реконструкции существующих и установки устройств компенсации реактивной мощности.

Результаты расчетов электрических режимов приведены в Томе 3.

В работе рассмотрены следующие электрические режимы зимнего максимума и минимума, летнего максимума и минимума:

на уровне 2014 года:

1. Нормальный режим. Зимний максимум 2014 г.;

2. Отключение ВЛ 220 кВ Сунтар - Районная. Недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ Вилюйск. Зимний максимум 2014 г.;

3. Отключение ВЛ 220 кВ Сунтар - Районная. Ограничение нагрузки ПС 110 кВ Вилюйск. Зимний максимум 2014 г.;

4. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная. Зимний максимум 2014 г.;

5. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал. Недопустимое снижение напряжения на ПС 220 кВ Айхал. Зимний максимум 2014 г.;

6. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал. Установка СТК 100 МВАр на ПС 220 кВ Айхал. Зимний максимум 2014 г.;

7. Отключение ВЛ 110 кВ ЯГРЭС - Табага (с отп. на ДСК, Птицефабрику и Набережную). Зимний максимум 2014 г.;

8. Отключение ВЛ 110 кВ ЯГРЭС - Табага (с отп. на Южную). Зимний максимум 2014 г.;

9. Отключение ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18. Зимний максимум 2014 г.;

10. Отключение ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-18. Зимний максимум 2014 г.;

11. Нормальный режим. Зимний минимум 2014 г.;

12. Нормальный режим. Летний максимум 2014 г.;

13. Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Районная - Городская на ремонт ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар. Летний максимум 2014 г.;

14. Нормальный режим. Летний максимум 2014 г.;

15. Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ ЯГРЭС - Табага (с отп. на ДСК, Птицефабрику и Набережную) на ремонт ВЛ 110 кВ ЯГРЭС - РЛТ. Летний максимум 2014 г.;

16. Нормальный режим. Летний минимум 2014 г.;

17. Профилактика НПС Западного энергорайона. Летний минимум 2014 г.;

18. Включение на XX ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар со стороны ПС 220 кВ Сунтар. Летний минимум 2014 г.;

19. Включение на XX ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал со стороны ПС 220 кВ Айхал. Недопустимое повышение напряжения на ПС 220 кВ Айхал. Летний минимум 2014 г.;

20. Включение на XX ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал со стороны ПС 220 кВ Айхал. Установка СТК 100 МВАр на ПС 220 кВ Айхал. Летний минимум 2014 г.;

21. Включение на XX ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18 со стороны ПС 220 кВ НПС-18. Летний минимум 2014 г.;

22. Включение на XX ВЛ 110 кВ Лебединый - Юхта со стороны ПС 110 кВ Юхта. Летний минимум 2014 г.

на уровне 2015 года:

1. Нормальный режим. Зимний максимум 2015 г.;

2. Отключение ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар. Недопустимое снижение напряжения на ПС 110 кВ Вилюйск. Зимний максимум 2015 г.;

3. Отключение ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар. Ограничение нагрузки на ПС 110 кВ Вилюйск. Зимний максимум 2015 г.;

4. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС-1, 2 - Районная. Зимний максимум 2015 г.;

5. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС-1, 2 - Айхал. Зимний максимум 2015 г.;

6. Отключение ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-1 - Табага. Зимний максимум 2015 г.;

7. Отключение ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-2 - Радиоцентр. Зимний максимум 2015 г.;

8. Отключение ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18. Зимний максимум 2015 г.;

9. Отключение ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-18. Зимний максимум 2015 г.;

10. Нормальный режим. Зимний минимум 2015 г.;

11. Нормальный режим. Летний максимум 2015 г.;

12. Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар на ремонт ВЛ 220 кВ Районная - Городская. Летний максимум 2015 г.;

13. Нормальный режим. Летний максимум 2015 г.;

14. Включение на XX ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар со стороны ПС 220 кВ Сунтар. Летний минимум 2015 г.;

15. Включение на XX ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал со стороны ПС 220 кВ Айхал. Летний минимум 2015 г.;

16. Включение на XX ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18 со стороны НГРЭС. Летний минимум 2015 г.;

17. Профилактика НПС в Западном энергорайоне. Летний минимум 2015 г.

В нормальных и послеаварийных режимах Западного энергорайона на уровне зимнего максимума и минимума нагрузок 2014, 2015 гг. напряжение на ПС 110 кВ Вилюйск составляет 90 кВ. При отключения ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар на уровне зимнего максимума 2014, 2015 гг. наблюдается недопустимое снижение напряжений до 82 кВ (режим не расчетный). Согласно этому, до строительства ВЛ 220 кВ Сунтар-Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба (2016 г.), рекомендуется снижение нагрузки на ПС 110 кВ Вилюйск до 3,5 МВт.

В режиме при отключении ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал на уровне зимнего максимума нагрузок 2014 г. наблюдается недопустимое снижение напряжений, а при включении на XX ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал со стороны ПС 220 кВ Айхал превышение напряжений, в связи с этим работой рекомендуется установка на ПС 220 кВ Айхал СТК мощностью 100 МВАр в 2014-2016 гг.

Во всех остальных нормальных и послеаварийных режимах и режимах наложения аварийного отключения одной ВЛ на ремонт другой на уровне зимнего максимума и минимума, летнего максимума и минимума нагрузок 2014 г., 2015 г. уровни напряжения и токовая загрузка ВЛ находятся в допустимых пределах.

на уровне 2016 года:

1. Нормальный режим. Зимний максимум 2016 г.;

2. Отключение ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар. Зимний максимум 2016 г.;

3. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная. Зимний максимум 2016 г.;

4. Отключение ВЛ 220 кВ KB ГЭС - Айхал. Зимний максимум 2016 г.;

5. Отключение ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18. Зимний максимум 2016 г.;

6. Отключение ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-2 - Радиоцентр. Зимний максимум 2016 г.;

7. Отключение ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-1 - Табага. Зимний максимум 2016 г.;

8. Отключение ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-18. Зимний максимум 2016 г.;

9. Нормальный режим. Зимний минимум 2016 г.;

10. Нормальный режим. Летний максимум 2016 г.;

11. Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Районная - Городская на ремонт ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар. Летний максимум 2016 г.;

12. Нормальный режим. Летний минимум 2016 г.;

13. Включение на XX ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар со стороны ПС 220 кВ Сунтар. Летний минимум 2016 г.;

14. Включение на XX ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал со стороны ПС 220 кВ Айхал. Летний минимум 2016 г.;

15. Включение на XX ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18 со стороны ПС 220 кВ НПС-18. Летний минимум 2016 г.;

16. Профилактика НПС в Западном энергорайоне. Летний минимум 2016 г.;

17. Ремонт УШР на ПС 220 кВ Томмот. Летний минимум 2016 г.;

18. Ремонт УШР на ПС 220 кВ Майя. Летний минимум 2016 г.

на уровне 2017 года:

1. Нормальный режим. Зима максимум 2017 г.;

2. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал. Зимний максимум 2017 г.;

3. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная. Зима максимум 2017 г.;

4. Отключение ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-1 - Табага. Зимний максимум 2017 г.;

5. Отключение ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-2-Радиоцентр. Зимний максимум 2017 г.;

6. Отключение ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18. Зимний максимум 2017 г.;

7. Отключение ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-18. Зимний максимум 2017 г.;

8. Нормальный режим. Зима минимум 2017 г.;

9. Нормальный режим. Летний максимум 2017 г.;

10. Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар на ремонт ВЛ 220 кВ Районная - Городская. Летний максимум 2017 г.;

11. Нормальный режим. Летний минимум 2017 г.;

12. Включение на XX ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар со стороны ПС 220 кВ Сунтар. Летний минимум 2017 г.;

13. Включение на XX ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал со стороны ПС 220 кВ Айхал. Летний минимум 2017 г.;

14. Включение на XX ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18 со стороны НГРЭС. Летний минимум 2017 г.;

15. Профилактика НПС в ЗЭР. Летний минимум 2017 г.;

16. Ремонт УШР на ПС 220 кВ Томмот. Летний минимум 2017 г.;

17. Ремонт УШР на ПС 220 кВ Майя. Летний минимум 2017 г.

Во всех рассмотренных режимах на уровне зимнего максимума и минимума, летнего максимума и минимума нагрузок 2016, 2017 гг. токовая загрузка ВЛ находится в допустимых пределах, мощности установленных СКРМ достаточно для поддержания допустимых уровней напряжения.

на уровне 2018 г.:

1. Нормальный режим. Зимний максимум 2018 г.;

2. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС-1, 2 - Районная. Зимний максимум 2018 г.;

3. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС-1, 2 - Айхал. Зимний максимум 2018 г.;

4. Отключение ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-2 - Радиоцентр. Зимний максимум 2018 г.;

5. Отключение ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18. Зимний максимум 2018 г.;

6. Нормальный режим. Зимний минимум 2018 г.;

7. Нормальный режим. Летний максимум 2018 г.;

8. Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар на ремонт ВЛ 220 кВ Районная - Городская. Летний максимум 2018 г.;

9. Нормальный режим. Летний минимум 2018 г.;

10. Включение на XX ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар со стороны ПС 220 кВ Сунтар. Летний минимум 2018 г.;

11. Включение на XX ВЛ 220 кВ КВГЭС-1, 2 - Айхал со стороны ПС 220 кВ Айхал. Летний минимум 2018 г.;

12. Включение на XX ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18 со стороны ПС 220 кВ НПС-18. Летний минимум 2018 г.;

13. Включение на XX ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга со стороны ПС 220 кВ Хандыга. Превышение напряжений на ПС 220 кВ Хандыга. Летний минимум 2018 г.;

14. Включение на XX ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга со стороны ПС 220 кВ Хандыга. Включение ШР 32 МВАр и УШР 32 МВАр на ПС 220 кВ Хандыга. Летний минимум 2018 г.;

15. Профилактика НПС в Западном энергорайоне. Летний минимум 2018 г.;

16. Ремонт УШР 100 МВАр на ПС 220 кВ Томмот. Летний минимум 2018 г.;

17. Ремонт УШР 100 МВАр на ПС 220 кВ Томмот. Летний минимум 2018 г.

Во всех рассмотренных режимах на уровне зимнего максимума и минимума, летнего максимума и минимума нагрузок 2018 г. уровни напряжений и токовая загрузка ВЛ находятся в допустимых пределах, кроме режима включения на XX ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга со стороны ПС 220 кВ Хандыга на уровне летнего минимума 2018 г. В данном режиме наблюдается недопустимое превышение напряжений на ПС 220 кВ Хандыга: в работе рекомендуется установка на ПС 220 кВ Хандыга ШР-32, УШР-32 МВАр.

на уровне 2020 г.:

1. Нормальный режим. Зимний максимум 2020 г.;

2. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС - Районная. Зимний максимум 2020 г.;

3. Отключение ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал. Зимний максимум 2020 г.;

4. Отключение ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-2 - Радиоцентр. Зимний максимум 2020 г.;

5. Отключение ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18. Зимний максимум 2020 г.;

6. Отключение ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - НПС-18. Зимний максимум 2020 г.;

7. Нормальный режим. Зимний минимум 2020 г.;

8. Нормальный режим. Летний максимум 2020 г.;

9. Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар на ремонт ВЛ 220 кВ Районная - Городская. Летний максимум 2020 г.;

10. Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18 на ремонт ВЛ 220 кВ НГРЭС - Таежный ГОК. Летний максимум 2020 г.;

11. Нормальный режим. Летний минимум 2020 г.;

12. Включение на XX ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар со стороны ПС 220 кВ Сунтар. Летний минимум 2020 г.;

13. Включение на XX ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал со стороны ПС 220 кВ Айхал. Летний минимум 2020 г.;

14. Включение на XX ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга со стороны ПС 220 кВ Хандыга. Летний минимум 2020 г.;

15. Ремонт УШР на ПС 220 кВ Томмот. Летний минимум 2020 г.;

16. Ремонт УШР на ПС 220 кВ Майя. Летний минимум 2020 г.;

17. Включение на XX ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18 со стороны НГРЭС. Летний минимум 2020 г;

18. Профилактика НПС в Западном энергорайоне. Летний минимум 2020 г.

Во всех рассмотренных режимах на уровне зимнего максимума и минимума, летнего максимума и минимума нагрузок 2020 г. токовая загрузка ВЛ находится в допустимых пределах, мощности установленных СКРМ достаточно для поддержания допустимых уровней напряжения.

4.7.2 Анализ баланса реактивной мощности и обоснование размещения компенсирующих устройств

Для поддержания допустимых уровней напряжения в сетях 110-220 кВ энергосистемы предусмотрена установка следующих средств компенсации реактивной мощности:

- ШР-32 МВАр, УШР-32 МВАр на ПС 220 кВ Хандыга;

- СТК-100 МВАр на ПС 220 кВ Айхал.

Средств компенсации реактивной мощности, предусмотренных к установке в проектах на вновь вводимых подстанциях: ПС 220 кВ Нюрба (УШР-25 МВАр, ШР-25 МВАр), ПС 220 кВ Томмот (УШР-100 МВАр, СТК-20 МВАр), ПС 220 кВ Майя (УШР-100 МВАр, СТК-20 МВАр), НПС-15 (УШР-32, ШР-32 МВАр) достаточно для поддержания допустимых уровней напряжения в прилегающих сетях 110-220 кВ, как в нормальных, так и в послеаварийных режимах. В таблице 4.7.1 приведен перечень СКРМ, необходимых к установке в рассматриваемый период.

Таблица 4.7.1

Перечень средств компенсации реактивной мощности, предусматриваемых к установке на подстанциях якутской энергосистемы до 2020 г.

Подстанция	Год ввода	Средства компенсации реактивной мощности, МВАр
ПС 220 кВ Айхал	2016	СТК-100
НПС-15	2014	УШР-32, ШР-32
ПС 220 кВ Томмот	2015	УШР-100, СТК-20
ПС 220 кВ Майя	2015	УШР-100, СТК-20
ПС 220 кВ Нюрба	2016	УШР-25, ШР-25
ПС 220 кВ Хандыга	2018	УШР-32, ШР-32

С учетом мероприятий, приведенных выше, загрузка электрических сетей 110-220 кВ и уровни напряжения находятся в допустимых пределах.

4.8 Уточненный перечень "узких мест" в электрических сетях 110 кВ и выше

На основе расчета и анализа послеаварийных режимов выполнено уточнение перечня "узких мест" в электрических сетях 110 кВ и выше и выполнен анализ мероприятий, предложенных для их ликвидации компанией ОАО АК "Якутскэнерго" и Представительством ОАО "СО ЕЭС" в Республике Саха (Якутия) (Приложение 4.11). Перечень "узких мест" с мероприятиями по их устранению приведен в таблице 4.8.1.

Таблица 4.8.1

Перечень "узких мест" с мероприятиями по их устранению

"Узкое место"	Описание проблемы	Мероприятия по устранению
1	2
ПС 220 кВ Фабрика N 3	Неисправность РПН (в нейтральном положении, Кт=0,55): ограничена возможность регулирования напряжения источников генерации Западного энергорайона, что приводит к ограничениям в послеаварийном режиме в узле Айхал - ГПП-6	Перевод питания ПС 220 кВ Фабрика N 3 на питание от сети 110 кВ (Л-131, Л-132) с отключением от сети 220 кВ (2016 г.)
СВМ Светлинской ГЭС	Мощность выдается по одной линии 220 кВ Светлинская ГЭС - Районная N 2. При отключении линии мощность Светлинской ГЭС оказывается заперта. Вторая линия сдана в аренду ОАО АК "Якутскэнерго" и используется для электроснабжения ПС 110 кВ Вилюй.	Включение ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - Районная на проектную схему. Строительство ПС 220 кВ ГПП в пос. Светлый. ИП ОАО "ВГЭС-3"
ПС 220 кВ Айхал	Отсутствие выключателя на стороне 220 кВ АТ-1. Погашение 1СШ-220 кВ приводит к потере 1 из 3 связей КВГЭС - Айхал.	Установка выключателя на стороне 220 кВ АТ-1 ПС 220 кВ Айхал.
ПС 220 кВ ГПП-6	Л-205 и Д-206 Айхал - ГПП-6 подключены через один выключатель. Одна из ВЛ постоянно отключена по условиям РЗ	Приведение ГПП-6 к проектной схеме с раздельным присоединением ВЛ
Л-241 Районная - Сунтар	РУ 220 кВ ПС Районная выполнено по схеме 12 "Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин". Отключение двух СШ на ПС 220 кВ Районная приводит к отключению Л-241 на Сунтар, что приводит к загрузке Л-231, Л-232 (на ПС 220 кВ Городская). Необходимо введение ограничений по Вилюйской группе потребителей	Реконструкция РУ 220 кВ ПС Районная, с приведением его к схеме 14 "Две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями". Строительство второй цепи ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар
Вилюйская группа потребителей	Недостаточная пропускная способность Л-104 Сунтар - Эльгяй, низкие уровни напряжений.	Строительство ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба, ПС 220 кВ Нюрба (2016 г)
Противоаварийная автоматика	Отсутствие скоординированного комплекса ПА по Западному энергорайону	Разработка и введение в эксплуатацию комплекса ПА
Якутская ГРЭС	Полная выработка ресурса части основного оборудования, возможный дефицит мощности в Центральном энергорайоне на перспективу (2017 г.)	Строительство и введение в эксплуатацию нового источника когенерации в г. Якутске - Якутской ГРЭС-2 (2015-2017 гг. в две очереди)
Л-105, Л-106	Линии перегружены по экономической плотности тока	Реализация СВМ Якутской ГРЭС-2 (2015 г.)
Нерюнгринская ГРЭС	Трансформаторы тока по двум ВЛ 220 кВ НГРЭС - Тында на НГРЭС являются ограничивающим элементом	Замена ТТ на НГРЭС на ТТ с большим коэффициентом трансформации
Центры питания г. Алдан	Центры питания ПС 110 кВ Алдан и ПС 35 кВ Восточная перегружены	Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Алдан (ИП ОАО "ДРСК"), строительство ПС 110 кВ Восточная, двухцепной ВЛ 110 кВ Н. Куранах - Алдан с заходами на В. Куранах и Восточную
Томмотский узел	Низкая степень надежности электроснабжения Томмотского узла	Строительство ПС 220 кВ Томмот, реконструкция распределительных сетей района (2015-2016 г.)
ПС 220 кВ Районная	При возможном одновременном погашении двух систем шин возникает вероятность полного прекращения энергоснабжения потребителей ЗЭР, за исключением получающих электроэнергию по трем ВЛ КВГЭС - Айхал.	Реконструкция РУ 220 кВ ПС Районная, с приведением его к схеме 14 "Две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями"
ПС 110 кВ Верхний Куранах 1x16+1x10 МВА	Покрытие нагрузок ПС 110/35/6 кВ Верхний Куранах и кольца 35 кВ не обеспечивается при выходе трансформатора 16 МВА	Расширение ПС 110/35/6 кВ Верхний Куранах с заменой трансформатора 10 МВА на 16 МВА.
ПС 110 кВ Большой Нимныр, ПС 110 кВ Гранитная	При подключении объектов магистрального газопровода "Сила Сибири", строительство которого планируется по территории Алданского-Нерюнгринского энергорайонов, возникает необходимость в расширении и реконструкции подстанций.	Реконструкция ПС позволит дополнительно присоединять энергопринимающие устройства магистрального газопровода и других потребителей, а также повысить надежность и качество электроснабжения существующих объектов

Результаты расчетов электрических режимов показывают, что все предложенные мероприятия являются обоснованными.

Перечень режимных и балансовых "узких мест" с мероприятиями по их устранению приведен в таблице 4.8.2.

Для поддержания нормальных уровней напряжения в электрических сетях 110-220 кВ энергосистемы Республики предусматривается установка СКРМ на ПС 220 кВ Айхал, ПС 220 кВ Хандыга.

Таблица 4.8.2

Перечень режимных и балансовых "узких мест" с мероприятиями по их устранению

"Узкое место"	Описание проблемы	Мероприятия по устранению
ПС 220 кВ Сунтар и Вилюйская группа потребителей	Низкие уровни напряжений на ПС 110 кВ Вилюйской группы потребителей. При аварийном отключении ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар наблюдается низкий уровень напряжения на ПС 220 кВ Сунтар, необходимо ограничение нагрузок у Вилюйской группы потребителей	Ввод ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба (с установкой УШР-25 МВАр и ШР-25 МВАр) на ПС 220 кВ Нюрба в 2016 г.
ПС 220 кВ Айхал	Неисправность СК. Невозможность регулирования напряжения. Высокие уровни напряжений в режимах с включением ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал на холостой ход (летний режим); Низкие уровни напряжений при отключении ВЛ 220 кВ КВГЭС - Айхал (зимний режим) - необходимо ограничение нагрузок	Установка СКРМ на ПС 220 кВ Айхал: СТК-100 МВАр в 2016 гг.
ПС 220 кВ Хандыга (с 2018 г.)	Высокие уровни напряжений на ПС 220 кВ Хандыга и прилегающей сети 110 кВ при включении ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга на холостой ход (летний режим)	Установка СКРМ на ПС 220 кВ Хандыга: УШР-32 МВАр и ШР-32 МВАр в 2018 г. (с вводом подстанции)

Ввод ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба необходимо для поддержания допустимых уровней напряжения, обеспечения надежности электроснабжения Вилюйской группы потребителей. После ввода этих объектов аварийное отключение ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар не вызывает необходимости ограничения нагрузки у Вилюйской группы потребителей за счет того, что ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба является источником реактивной мощности и способствует поддержанию напряжения в данном узле.

При включении ВЛ 220 кВ Каскад Вилюйских ГЭС - Айхал на холостой ход со стороны Айхала в летних режимах наблюдаются недопустимо высокие уровни напряжений, независимо от того, одна или две ВЛ 220 кВ Каскад Вилюйских ГЭС - Айхал (из двух оставшихся) находятся в работе. В режимах зимних максимальных нагрузок отключение ВЛ 220 кВ Каскад Вилюйских ГЭС - Айхал приводит к загрузке двух оставшихся в работе ВЛ и низким уровням напряжения на ПС 220 кВ Айхал и прилегающей сети 110-220 кВ, необходимо ограничение нагрузок у потребителей. В этой связи предусматривается установка СКРМ на ПС 220 кВ Айхал в указанных в таблице объемах.

Реконструкция РУ 220 кВ ПС Районная предлагается для повышения надежности электроснабжения потребителей Западного энергорайона. При вероятном погашении одновременно обеих систем шин 220 кВ полностью нарушается схема выдачи мощности Светлинской ГЭС, схема выдачи мощности КВГЭС-1, 2 (за исключением ВЛ 220 кВ Каскад Вилюйских ГЭС - Айхал).

Расчеты и анализ соответствия отключающей способности коммутационной аппаратуры токам короткого замыкания выполнен с помощью программного комплекса "ТКЗ-3000" и приведены в Приложении 4.12 (таблица П4.12.1-П4.12.3).

Результаты расчетов показывают, что значения токов короткого замыкания в электрических сетях 110-220 кВ Республики на 2020 г. не превышают отключающей способности установленных выключателей.

4.9 Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу

Карта-схема существующих, проектируемых и намечаемых к сооружению электросетевых объектов на территории Республики Саха (Якутия) в период 2014-2018 гг. и до 2020 г. приведена на чертеже лист 1 (Том 3). Принципиальные схемы с учетом существующих, проектируемых и намечаемых к сооружению электросетевых объектов в период 2014-2018 гг. и 2020 г. приведены на чертеже лист 2 (Том 3).

Для формирования перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для устранения "узких мест" в перспективе уточнен перечень электросетевых объектов введенных в 2013 г. (таблица 4.9.1).

Таблица 4.9.1

Перечень электросетевых объектов, введенных и выведенных из эксплуатации в 2013 г.

Электросетевой объект	Параметр	Обосновывающие материалы
Ввод в эксплуатацию
ПС 220 кВ Городская (Ленск)	2x63 МВА	ОАО "ДВЭУК"*
ВЛ 220 кВ Мирный - Ленск	2x234 км
Реконструкция ПС 110/35/10 Тойбохой, 2 этап	2x6,3 МВА	ОАО АК "Якутскэнерго"
ПС 110/10 кВ Северная Нюя	6,3 МВА	ОАО АК "Якутскэнерго"
ВЛ 110 кВ Временная (Майя) - Н. Бестях	30 км	ОАО АК "Якутскэнерго"
ПС 110/35/10 кВ Н. Бестях	2x25 МВА	ОАО АК "Якутскэнерго"
ПС 220 кВ Турук (НПС-12)	2x25 МВА	ОАО "ДВЭУК"*
ВЛ 220 кВ Городская - Турук (НПС-12)	28,3 км (Л-248) 27,5 км (Л-247)	ОАО "ДВЭУК"*
ВЛ 220 кВ Турук (НПС-12) - Каменка (НПС-13)	196,75 км	ОАО "ДВЭУК"*
Реактор 220 кВ на ПС Олекминск	32 МВАр
Заходы с ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Н. Куранах N 2 на ПС НПС-18 (вторая линия)		ОАО "ФСК ЕЭС"
Вторая ВЛ 110 кВ Табага - Майя		ОАО АК "Якутскэнерго"
Вывод из эксплуатации
ВЛ 110 кВ Мирный - Тойхобой - выведена из эксплуатации	104 км	ОАО АК "Якутскэнерго"
ПС 110/6 кВ Крестовая - выведена из действующих электроустановок	2,5 МВА	ОАО АК "Якутскэнерго"

Примечание - * обосновывающие материалы см. Приложение 4.13

При формировании перечня вводимых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на территории Республики Саха (Якутия) в период 2014-2018 гг. и 2020 г. (таблицы 4.9.2 и 4.9.3) были учтены следующие документы:

- Схема и программа развития ЕЭС России на 2013-2019 гг.;

- Инвестиционная программа развития ОАО "ФСК ЕЭС";

- Инвестиционная программа филиала ОАО "ДРСК" "Южно-Якутские электрические сети" на 2014-2018 годы;

- Инвестиционная программа ОАО АК "Якутскэнерго" на 2013-2015 гг.;

- Инвестиционная программа ОАО "РАО ЭС Востока" на 2014-2016 гг.;

- Инвестиционная программа ОАО "РусГидро";

- Инвестиционная программа ОАО "ДВЭУК";

- Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям (ТУ на ТП) ОАО АК "Якутскэнерго", ОАО "ДРСК", ОАО "ФСК ЕЭС".

Таблица 4.9.2

Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше в период 2014-2018 гг.

Электросетевой объект	Параметр	Год ввода объекта	Обосновывающие материалы
Западный энергорайон
ПС 220 кВ Пеледуй	2x63 МВА	2014	ПП ОАО "ДВЭУК"
ВЛ 220 кВ Ленск - Пеледуй	2x227 км	2014	ПП ОАО "ДВЭУК"
ПС 220 кВ Нюя (НПС-11)	2x25 МВА	2014	1. СиПР ЕЭС России 2013-2019 гг. 2. ПП ОАО "ФСК ЕЭС"
Две одноцепные отпайки на ПС
220 кВ при НПС-11 от ВЛ 220 кВ	2x1,5 км	2014
Пеледуй - Городская
Две одноцепные ВЛ 220 кВ Юрях (НПС-15) - Открытая (НПС-16)	2x134 км	2014
Две одноцепные ВЛ 220 кВ Юрях (НПС-15) - Солянка (НПС-14)	2x100 км	2014
ПС 220 кВ Юрях (НПС-15)	2x25 МВА УШР-32 МВАр ШР-32 МВАр	2014
Вывод в резерв участка ВЛ 110 кВ Мирный - Ленск (Л-101) от ПС Заря до ПС Дорожная	79,025 км	2015	ОАО АК "Якутскэнерго"
Реконструкция ПС 220/6 кВ "Фабрика-3" с переводом на напряжение 110 кВ*	2x16 МВА 5,3 км	2016	ИП ОАО АК "Якутскэнерго"
Строительство ПС 220 кВ ГШ 1-6. Перевод нагрузки ПС Вилюй на ПС 220 /6 кВ ГПП*	2x25 МВА	2016	ИП ОАО "ВГЭС-3"
ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба*	151 км	2016	ИП Министерство жилищно-коммунального хозяйства
ПС 220 кВ Нюрба, ВЛ 110 кВ*	2x63 МВА УШР-25 МВАр, ШР-25 МВАр, 30 км	2016	ИП Министерство жилищно-коммунального хозяйства
ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс (в габ. 220 кВ)	1x297 км	2014	ЗАО "Полюс Золото"
ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово корыто - Сухой Лог - Мамакан с ПС 220 кВ Чертово Корыто, ПС 220 кВ Сухой Лог	1x288 км 2x200 МВА 2x25 МВА	2017	ОАО "ДВЭУК"
ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (вторая цепь)*	211,3 км	2017	ИП Министерство жилищно-коммунального хозяйства
ВЛ 220 кВ Мирный - Чаяндинское НГКМ - Талаканское НГКМ - Пеледуй	620 км 628 МВА	2018	ОАО "ДВЭУК"
Центральный энергорайон
Реализация СВМ ЯГРЭС-2* - строительство двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС Хатын-Юрях (10,1 км); - строительство двухцепной ВЛ 110 кВ до Якутской ГРЭС (5,6 км); - строительство двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС Табага (31,1 км); - строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от опоры N 46Ат до ПС Табага (23,8 км); - строительство одноцепной ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-2 - Бердигестях (0,75 км); Переключение ПС Южная на ВЛ ЯГРЭС - Табага (0,5 км).		2015	ИП ОАО "РусГидро"
Строительство ПС 110/6 кВ Марха с отпайками	0,3 км, 2x10 МВА	2016	ИП ОАО АК "Якутскэнерго"
ПС 220 кВ Майя	2x125 МВА, УШР-100 МВАр, СТК-20 МВАр	2016	ИП ОАО "ФСК ЕЭС"
Двухцепная ВЛ 220 кВ Томмот - Майя	2x434,6 км	2016	ИП ОАО "ФСК ЕЭС"
Две одноцепные ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга	2x350 км	2018	СиПР ЕЭС России 2013-2019 гг.
ПС 220 кВ Хандыга	2x63 МВА	2018	СиПР ЕЭС России 2013-2019 гг.
Строительство ВЛ 220/110 кВ Хандыга - Теплый Ключ - Развилка - Нера Новая	506 км 2x125 МВА	2018	ОАО "ДВЭУК"
Южно-Якутский энергорайон
Реконструкция ПС 110 кВ Угольная (замена трансформаторов). Строительство заходов 110 кВ от ВЛ ЧТЭЦ - Хатыми и ВЛ ЧТЭЦ - М. Нимныр	2x16 МВА	2014	ИП ОАО "ДРСК"
Электросетевой объект	Параметр	Год ввода объекта	Обосновывающие материалы
Западный энергорайон
ПС 220 кВ НПС-19	2x25 МВА	2014
Две одноцепные ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-19 с ПС 220 кВ НПС-19	2x15 км	2014	1. СиПР ЕЭС России 2013-2019 гг. 2. ПП ОАО "ФСК ЕЭС"
Две одноцепные ВЛ 220 кВ Юрях (НПС-15) - Открытая (НПС-16)	2x134 км	2014	1. СиПР ЕЭС России 2013-2019 гг. 2. ПП ОАО "ФСК ЕЭС"
ВЛ 110 кВ ТДЭС на 24 км (Л-112)	0,1 км	2015	ИП ОАО "ДРСК"
ПС 110/10 кВ Тимир	2x16	2015	ТУ на ТП
ПС 220/110 кВ Таежный ГОК с заходами ВЛ НГРЭС - НПС 18 N 2	1x125 МВА 2x6 км	2015	1. СиПР ЕЭС России 2013-2019 гг. 2. ТУ на ТП
ПС 220/110 кВ Таежный ГОК с заходами ВЛ НГРЭС - НПС 18 N 2	1x125 МВА	2018	1. СиПР ЕЭС России 2013-2019 гг. 2. ТУ на ТП
ПС 110/10 кВ Таежный ГОК - карьеры	1x16 МВА	2015	ТУ на ТП
ПС 110/10 кВ Таежный ГОК - карьеры	1x16 МВА	2018	ТУ на ТП
ПС 110/10 кВ Таежный ГОК - фабрика обогащения,	1x80 МВА	2015	ТУ на ТП
ПС 110/10 кВ Таежный ГОК - фабрика обогащения,	1x80 МВА	2018	ТУ на ТП
ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя	2x45,5 км, 2x434,6 км	2016	ИП ОАО "ФСК ЕЭС"
ПС 220 кВ Томмот	2x63 МВА, УШР-100 МВАр, СТК-20 МВАр	2016	ИП ОАО "ФСК ЕЭС"
две ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь	2x268 км		ИП ОАО "ФСК ЕЭС"
ПС 220 кВ Эльгауголь	2x125 МВА 2хШР-25 МВАр 4хБСК-25 МВАр
ПС 220 кВ А	2x10 МВА	2016
ПС 220 кВ Б	2x10 МВА
и заходами ВЛ 220 кВ	4x1 км 4x1 км
и ПС 220 кВ Призейская (установка УШР 220 кВ)	1хУШР-100 МВАр
Реконструкция ПС 110 кВ Хатыми (замена трансформаторов)	2,5 МВА	2017	ИП ОАО "ДРСК"
Реконструкция ПС 110 кВ Алдан (замена трансформаторов)*	2x25 МВА	2018	ИП ОАО "ДРСК"
Одноцепная ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18 N 3	150 км	2018	ТУ на ТП

Примечание - * мероприятие входит в перечень рекомендуемых для устранения "узких мест".

Таблица 4.9.3

Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше в период 2019-2020 гг.

Электросетевой объект	Параметр	Год ввода объекта	Обосновывающие материалы
ВЛ 220 кВ ВГЭС - Айхал (замена участка линии с проводом АС-240 на АС-400) - 3 этап	99,06 км	2019	ИП ОАО АК "Якутскэнерго"
вне на ПС 220 кВ Пеледуй	200 МВт	2019	СиПР ЕЭС России 2013-2019 гг.
Две одноцепные ВЛ 220 кВ Пеледуй - Рассоха (НПС-9) (достройка участка ВЛ 220 кВ от Талаканской до ПС 220 кВ Пеледуй)	2x125 км	2019	СиПР ЕЭС России 2013-2019 гг.
ПС 220 кВ Талаканская	2x125 МВА	2019	СиПР ЕЭС России 2013-2019 гг.
ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан	3,3 км	2019	-

Кроме того, при составлении перечня были учтены данные Представительства ОАО "СО ЕЭС" в Республике Саха (Якутия) и ОАО АК "Якутскэнерго", высказанные в ходе выполнения работы.

Существующие, проектируемые и намечаемые к сооружению в период 2014-2018 гг. и до 2020 г. электросетевые объекты по энергорайонам Республики (Южный, Центральный, Западный) представлены на картах-схемах.

Объединение Южно-Якутского и Центрального энергорайонов Республики намечается за счет сооружения ВЛ 220 кВ Томмот - Майя. Объединение Западного и Южно-Якутского энергорайонов Республики намечается путем сооружения ВЛ 220 кВ Юрях (НПС-15) - Открытая (НПС-16). Объединение Западного энергорайона Республики с иркутской энергосистемой (ОЭС Сибири) будет осуществляться за счет строительства ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто - Сухой Лог - Мамакан.

Для устранения "узких мест" в электрической сети в перспективе до 2020 г. рекомендуется ввод электросетевых объектов, представленных в таблице 4.9.4, но не включенных в ИП электросетевых организаций и не предусматриваемых СиПР ЕЭС России на 2013-2019 гг. (см. таблицы 4.9.2-4.9.3).

Перечень электросетевых объектов, по которым произошли изменения по сравнению со Схемой и программой развития ЕЭС России на 2013-2019 гг. с учетом инвестиционным программам электросетевых компаний, договорам на технологическое присоединение (таблица 4.9.5).

Подпрограмма сокращения зоны децентрализованного электроснабжения Программы оптимизации локальной энергетики Республики Саха (Якутия) включает в себя строительство линий электропередачи различного класса напряжения общей протяженность 359,1 км к населенным пунктам с автономными источниками электроснабжения и установку современных трансформаторных подстанций (таблица П4.8.4 Приложение П4.8). Ввод в эксплуатацию электросетевых объектов, намеченный в период 2014-2016 гг., позволит снизить потребность в электроэнергии децентрализованной зоны практически на 6 млн. кВт*ч ежегодно, что соответствует около 1,6 тыс. т дизельного топлива.

Таблица 4.9.4

Перечень реконструируемых и вновь вводимых электросетевых объектов, необходимых для устранения "узких мест" в электрической сети

Электросетевой объект	Параметр	Год ввода объекта	Назначение объекта
Установка СТК на ПС 220 кВ Айхал	СТК-100 МВАр	2016	Регулирование уровней напряжения в различных послеаварийных режимах
Установка УШР и ШР на ПС 220 кВ Хандыга	УШР-32 МВАр, ШР-32 МВАр	2018	Снижение высоких уровней напряжений при включении ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга на холостой ход со стороны ПС Хандыга
Установка выключателя на стороне 220 кВ АТ-1 ПС 220 кВ Айхал	Выключатель 220 кВ	2016	Повышение надежности электроснабжения потребителей
Приведение ГПП-6 к проектной схеме с раздельным присоединением ВЛ (установка выключателя)	Выключатель 220 кВ	2016	Повышение надежности электроснабжения потребителей
Замена ТТ на НГРЭС на ТТ с большим коэффициентом трансформации	ТТ с коэффициентом трансформации не менее 1000 А	2016	Трансформаторы тока по двум ВЛ 220 кВ НГРЭС - Тында на НГРЭС являются ограничивающим элементом
Замена ТТ на ТТ с большим коэффициентом трансформации по подстанциям транзита 110 кВ ЧТЭЦ - Н. Куранах	ТТ с коэффициентом трансформации не менее 500 А	2016	Увеличение пропускной способности транзита 110 кВ
Реконструкция РУ 220 кВ ПС Районная, с приведением его к схеме 14 "Две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями"	4 ячейки выключателей 220 кВ	2016	Повышение надежности электроснабжения потребителей ЗЭР
Разработка и введение в эксплуатацию комплекса ПА	Должны быть определены проектом	2016	Повышение надежности электроснабжения потребителей ЗЭР
Реконструкция ПС 110 кВ Верхний Куранах (замена трансформатора)	1x16 МВА	2016	ОАО "ДРСК"
ПС 110 кВ Большой Нимныр, ПС 110 кВ Гранитная	Расширение	2016	ОАО "ДРСК"

Таблица 4.9.5

Перечень электросетевых объектов, параметры которых откорректированы относительно СиПР ЕЭС России

Электросетевой объект	До корректировки		Основание для корректировки СиПР ЕЭС России	После корректировки
Электросетевой объект	Параметры	Год ввода объекта	Основание для корректировки СиПР ЕЭС России	Параметры	Год ввода объекта
ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба	151 км	2014	ИП Министерство Жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия)	151 км	2016
ПС 220 кВ Нюрба	2x63 МВА	2016	ИП Министерство Жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия)	2x63 МВА, УШР-25 МВАр, ШР-25 МВАр	2016
ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар	-	-	ИП Министерство Жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия)	211,3	2017
две ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь	2x268 км	2013; 2014	ИП ОАО "ФСК ЕЭС"	2x268 км	2016
с ПС 220 кВ Эльгауголь	2x125 МВА 2хШР-25 МВАр 4хБСК-25 Мвар			2x125 МВА 2хШР-25 МВАр 4хБСК-25 Мвар
ПС 220 кВ А	2x10 МВА			2x10 МВА
ПС 220 кВ Б	2x10 МВА			2x10 МВА
с заходами ВЛ 220 кВ	4x1 км 4x1 км			4x1 км 4x1 км
и ПС 220 кВ Призейская (установка УШР 220 кВ)	1хУШР-100 МВАр			1хУШР-100 МВАр
ПС 220 Талаканская	220/10 кВ 2x25	2019	Необходимость выдачи мощности Талаканской ГТЭС в ЕНЭС	220/110/10 кВ 2x125	2019
ВНС на ПС 220 кВ Пеледуй	450 МВт	2019	"Технико-экономическое сравнение и обоснование вариантов объединения ОЭС Востока и ОЭС Сибири с оценкой тарифно-балансовых последствий объединения второй неценовой зоны (Дальний Восток) и второй ценовой зоны (зона Сибири)". Этап 1. "Разработка вариантов объединения ОЭС Востока и ОЭС Сибири, выполнение их технико-экономического сравнения и обоснования"	200	2019
ПС 220 кВ Майя	2x125 МВА, 2хШР-20 МВАр	2015	ИП ОАО "ФСК ЕЭС", согласно ПД выполненной ООО "Томскэлектросеть-проект" по титулу "Расширение ПС 220 кВ Майя "	2x125 МВА, УШР-100 МВАр, СТК-20 МВАр	2016
ПС 220 кВ Томмот	2x63 МВА, 2хШР-20 МВАр	2016	ИП ОАО "ФСК ЕЭС", согласно РД выполненной ОАО "ДЭСП" по титулу "Строительство ВЛ 220 кВ "Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах - Томмот - Майя с ПС 220 кВ Томмот..."	2x63 МВА, УШР-100 МВАр, СТК-20 МВАр	2016

В ходе реализации Программы оптимизации локальной энергетики на 2008-2011 гг. было завершено строительство ВЛ 220 кВ "Сунтар - Олекминск" с ПС 220 кВ. Это позволило подключить г. Олекминск к централизованному электроснабжению и сократить потребление электроэнергии децентрализованной зоны на 41,9 млн. кВт*ч. В Программе на 2013-2018 гг. предусмотрено строительство ПС 35/6 кВ "Городская" в г. Олекминск мощностью 16 МВа.

Строительство распределительных электрических сетей напряжением 10-0,4 кВ намечено суммарной протяженностью 469,3 км, из них более 300 км - напряжением 0,4 кВ. Применение современных материалов, в том числе самонесущих изолированных проводов (СИП), дает следующие преимущества:

обеспечивается работа линий электропередачи даже при схлестывании проводов или падения на них деревьев;

не происходит ледообразования;

требуется меньшая полоса отчуждения земли;

снижаются эксплуатационные расходы до 80%;

затрудняется возможность незаконных подключений;

исключается гибель птиц на проводах.

4.10 Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше по классам напряжения в период 2014-2018 гг.

Объемы инвестиций в электросетевое строительство на перспективу до 2018 г. приведены в таблице 4.10.1, в период 2019-2020 гг. - в таблице 4.10.2, на мероприятия по ликвидации "узких мест" - в таблице 4.10.3.

Таблицы составлены на основании следующих документов:

- Схема и программа развития ЕЭС России на 2013-2019 гг.;

- Инвестиционная программа развития ОАО "ФСК ЕЭС";

- Инвестиционная программа филиала ОАО "ДРСК" "Южно-Якутские электрические сети" на 2014-2018 годы;

- Инвестиционная программа ОАО АК "Якутскэнерго" на 2013-2015 гг.;

- Инвестиционная программа ОАО "РАО ЭС Востока" на 2014-2016 гг.;

- Инвестиционная программа ОАО "ДВЭУК";

- Инвестиционная программа ОАО "РусГидро";

Таблица 4.10.1

Объемы инвестиций в электросетевые объекты, вводимые до 2018 г.

N п/п	Электросетевой объект	Технические характеристики	Год ввода	Инвестиции, млн. руб.
N п/п	Электросетевой объект	Технические характеристики	Год ввода	2014	2015	2016	2017	2018	Итого
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ОАО "ДВЭУК"
1	ПС 220 кВ Пеледуй (в рамках проекта ВЛ 220 кВ "Чернышевский - Мирный - Ленск - Пеледуй" с ПС 220/10 НПС-12, 13, ПС 220 /110/6 кВ Городская, ПС 220/110/10 кВ Пеледуй с отпайкой до НПС N 14	2x63 МВА	2014	300					300
2	ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово корыто - Сухой Лог - Мамакан с ПС 220 кВ Чертов Корыто и ПС 220 кВ Сухой Лог	1x288 км 2x40 МВт 2x125 МВт 2x128	2017		4832	6444	4832		16108
3	Строительство ВЛ 220/110 кВ Майя-Хандыга-Теплый Ключ-Развилка-Нера Новая	506 км 2x125 МВА	2018			525	8475	10700	19700
4	ВЛ 220 кВ Мирный - Чаяндинское НГКМ - Талаканское НГКМ - Пеледуй	620 км 628 МВА	2018			4697	8922	4914	18533
Всего ОАО "ДВЭУК":				300	4832	11666	22229	15614	54641
ЗАО "Полюс Золото"
3	ВЛ 220 кВ Пеледуй - РП Полюс (временно на 110 кВ)	1x297 км 3x26 МВАр	2014	7784					7784
ОАО "ФСК ЕЭС"
4	ПС 220 кВ Нюя (НПС-11)	2x25 МВА	2014	65	444				509
4	Две одноцепные отпайки на ПС 220 кВ Нюя (НПС-11) от ВЛ 220 кВ Пеледуй - Городская	2x1,5 км	2014	65	444				509
5	Две одноцепные ВЛ 220 кВ Юрях (НПС-15) - Открытая (НПС-16)	2x134 км	2014	531	2556				3087
6	Две одноцепные ВЛ 220 кВ Юрях (НПС-15) - Солянка (НПС-14)	2x100 км	2014	300	2845				3145
6	ПС 220 кВ Юрях (НПС-15)	2x25 МВА, ШР 32 МВАр, УШР-32 МВАр	2014	300	2845				3145
7	ПС 220 кВ Майя	2x125 МВА, УШР-100 МВАр, СТК-20 МВАр	2016	2856	3592	996			7445
	Двухцепная ВЛ 220 кВ Томмот - Майя	2x434,6 км	2016
	ВЛ 220 кВ Нижний Куранах - Томмот - Майя	2x45,5 км,	2016
	ПС 220 кВ Томмот	2x63 МВА, УШР-100 МВАр, СТК-20 МВАр	2016
8	Две одноцепные ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-19 с ПС 220 кВ НПС-19	2x15 км	2014	300	885				1185
8	ПС 220 кВ НПС-19	2x25 МВА	2014	300	885				1185
9	Одноцепная ВЛ 220 кВ НГРЭС - НПС-18 N 3	150 км	2018		645	1000	1000	1000	3645
10	ПС 220/110 кВ Таежный ГОК с заходами ВЛ НГРЭС - НПС 18 N 2	1x125 МВА 2x6 км	2015	1218	1530				2748
		1x125 МВА	2018
		1x80 МВА	2018
11	Две одноцепные ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга (не включено в сущ. ИП)	2x350 км	2018			4606	7524	7914	20044
12	ПС 220 кВ Хандыга (не включено в сущ. ИП)	2x63 МВА УШР-32 МВАр, ШР-32 МВАр.	2018
13	две ВЛ 220 кВ Призейская - Эльгауголь	2x268 км	2016		900	1660			2560
	с ПС 220 кВ Эльгауголь	2x125 МВА 2хШР-25 МВАр 4хБСК-25 МВАр
	ПС 220 кВ А	2x10 МВА
	ПС 220 кВ Б	2x10 МВА
	и заходами ВЛ 220 кВ	4x1 км 4x1 км
	и ПС 220 кВ Призейская (установка УШР 220 кВ)	1хУШР-100 МВАр
Всего ОАО "ФСК ЕЭС"				5270	13397	8262	8524	8914	44368
ОАО "ГМК "Тимир"
14	ПС 110/10 кВ	1x16 МВА	2015 2018	150	200			150	500
14	Таежный ГОК - карьеры	1x16 МВА	2015 2018	150	200			150	500
15	ПС 110/10 кВ	1x80 МВА	2015	150	300			200	650
15	Таежный ГОК - фабрика обогащения	1x80 МВА	2018	150	300			200	650
Всего ОАО "ГМК "Тимир"				300	500			350	1150
ИП ОАО АК "Якутскэнерго"
16	Реконструкция ПС 220/6 кВ "Фабрика-3" с переводом на напряжение 110 кВ*	2x16 МВА 5,3 км	2016	93	82				175
17	Строительство ПС 110/6 кВ Марха с отпайками	0,3 км, 2x10 МВА	2016			50			50
18	Реконструкция ВЛ 110 кВ Хатын - Юрях - Радиоцентр (Л-101, Л-102)	19,8 км	2016	8					8
Всего ОАО АК "Якутскэнерго"				102	82	50	0	0	233
ИП ОАО "ДРСК"
19	Реконструкция ПС 110 кВ Угольная (замена трансформаторов). Строительство заходов 110 кВ от ВЛ ЧТЭЦ - Хатыми и ВЛ ЧТЭЦ - М. Нимныр	2x16 МВА	2014	110					110
20	ВЛ 110 кВ ТДЭС на 24 км (Л-112)	0,1 км	2015		2				2
21	ПС 110/10 кВ Тимир	2x16	2015	250	250				500
22	Реконструкция ПС 110 кВ Хатыми (замена трансформаторов)	2,5 МВА	2017				25		25
23	Реконструкция ПС 110 кВ Алдан (замена трансформаторов)*	2x25 МВА	2018				65	65	130
24	Реконструкция ПС 110 кВ Верхний Куранах (замена трансформатора)*	1x16 МВА	2016		25	35			60
25	Реконструкция ПС 110 кВ Большой Нимныр, ПС 110 кВ Гранитная (расширение)*		2016	2	3	7			12
Всего ОАО "ДРСК				362	280	42	90	65	839
ИП ОАО "ВГЭС-3"
26	Строительство ПС 220 кВ ГПП-6. Перевод нагрузки ПС Вилюй на ПС 220 / 6 кВ ГПП*	2x25 МВА	2016		300	500			800
ИП ОАО "РусГидро"
27	Реализация мероприятий по схеме выдачи мощности Якутской ГРЭС-2* - строительство двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС Хатын-Юрях (10,1 км); - строительство двухцепной ВЛ 110 кВ до Якутской ГРЭС (5,6 км); - строительство двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС Табага (31,1 км); - строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от опоры N 46Ат до ПС Табага (23,8 км); - строительство одноцепной ВЛ 110 кВ ЯГРЭС-2 - Бердигестях (0,75 км); - переключение ПС Южная на ВЛ ЯГРЭС - Табага (0,5 км)		2015		2200				2200
МЖКХиЭ PC (Я)
28	ВЛ 220 кВ Мирный - Сунтар - Нюрба*	151 км	2016	1000	2000	2000			5000
	ПС 220 кВ Нюрба, ВЛ 110 кВ*	2x63 МВА УШР-25 МВАр, ШР-25 МВАр, 30 км	2016
29	ВЛ 220 кВ Районная - Сунтар (вторая цепь)*	211,3 км	2017		1000	2000	1900		4900
Всего МЖКХиЭ PC (Я)				1000	3000	4000	1900		9900
Всего Республика Саха (Якутия)				15118	24591	24520	32743	24943	121915

Примечание - * мероприятие входит в перечень рекомендуемых для устранения "узких мест".

Таблица 4.10.2

Объемы инвестиций в электросетевые объекты, вводимые в 2019-2020 гг.

Электросетевой объект	Технические характеристики	Год ввода	Инвестиции, млн. руб.
Электросетевой объект	Технические характеристики	Год ввода	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	Итого
ВНС на ПС 220 кВ Пеледуй	200 МВт	2019				1000	2000	3000		6000
Две одноцепные ВЛ 220 кВ Пеледуй - Рассоха (НПС-9) (достройка участка ВЛ 220 кВ до ПС 220 кВ Пеледуй)	2x125 км	2019				2000	2400	1675		6075
ВЛ 220 кВ ВГЭС - Айхал (замена участка линии с проводом АС-240 на АС-400) (3 этап)	99,06 км	2019						37		37
ПС 220 кВ Талаканская	2x125	2019					560	1440		2000
ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан	3,3 км	2019						67		67
Выполнение ПИР по 4 этапу замены проводов АС-240 на АС-400 - ВЛ 220 кВ ВГЭС - Айхал	99 км	2019						9		9
Выполнение ПИР по реконструкции ВЛ 110 кВ Хатын-Юрях - Радиоцентр	19,9 км	2019						12		12
Всего			0	0	0	3000	4960	6240	0	1420 0

Таблица 4.10.3

Инвестиции, необходимые для ликвидации "узких мест" (реконструкции электросетевых объектов)

N	Мероприятие	Технические характеристики	Год ввода	Инвестиции, млн. руб.
N	Мероприятие	Технические характеристики	Год ввода	2014	2015	2016	2017	2018	Итого
1	Установка СТК на ПС 220 кВ Айхал	100 МВАр	2016		100	100			200
2	Установка выключателя на стороне 220 кВ АТ-1 ПС 220 кВ Айхал	Выкл. 220 кВ	2016			63			63
3	Приведение ГПП-6 к проектной схеме с раздельным присоединением ВЛ	Выкл. 220 кВ	2016			63			63
4	Замена ТТ на НГРЭС на ТТ с большим коэффициентом трансформации	1000 А	2016			4			4
5	Замена ТТ на ТТ с большим коэффициентом трансформации по подстанциям транзита 110 кВ ЧТЭЦ - Н. Куранах	500 А	2016			4			4
6	Реконструкция РУ 220 кВ ПС Районная, с приведением его к схеме 14 "Две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями"	4 ячейки выкл. 220 кВ	2017			150	100		250
7	Разработка и введение в эксплуатацию комплекса ПА в Западном энергорайоне	-	2016		10	5			15
Всего				-	110	389	100	-	599

В целом объемы инвестиций в развитие электрической сети 110 кВ и выше в период 2014-2018 гг. составляют 130,5 млрд руб.(таблица 4.10.4).

Таблица 4.10.4

Суммарные объемы инвестиций в развитие электроэнергии Республики Саха (Якутия)

N п/п	Инвестиции	Инвестиции, млн. руб.
N п/п	Инвестиции	2014	2015	2016	2017	2018	Итого до 2018 г.	2019	2020	Итого
1	Электросетевые объекты, вводимые до 2018 г.	15118	24591	24520	32743	24943	121915	0	0	83682
2	Электросетевые объекты, вводимые в 2019-2020 гг.	0	0	0	3000	4960	7960	6240	0	14200
3	Электросетевые объекты, необходимые для ликвидации "узких мест" (реконструкция)	0	110	389	100	0	599	0	0	599
Всего		15118	24701	24909	35843	29903	130474	6240	0	136714

4.11 Потребность электростанций и котельных в топливе

Потребление топлива на выработку электроэнергии в рассматриваемом периоде будет расти в среднем на 5,5% в год и составит к 2020 г. 3,2 млн. т у.т. Рост потребления топлива, в основном, обеспечивается за счет природного газа, который в структуре потребления займет к 2020 г. более 50%. Потребление дизельного топлива на электростанциях вырастет к 2020 г. относительно 2012 г. в 2,5 раза и составит 615,7 тыс. т у.т. (таблица 4.11.1, рисунок 4.11.1, 4.11.2)

Таблица 4.11.1

Прогноз потребности в топливе для выработки электроэнергии, тыс. т у.т.

Вид топлива	Год
Вид топлива	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
каменный уголь	1118,9	1099,7	1037,2	1042,2	987,7	988,6	988,6	988,6	988,6
природный газ (в т.ч. попутный)	938,3	941,5	999,4	1106,3	1181,4	1187,1	1356,1	1573,8	1628,6
дизельное топливо	250,2	255,4	216,0	303,0	326,5	442,7	482,9	536,5	615,7
Всего	2307,4	2296,5	2312,6	2451,6	2495,6	2618,4	2827,5	3098,9	3232,9

ГАРАНТ:

Графический объект "Прогноз потребности в топливе для выработки электроэнергии, тыс. т у.т." (рис. 4.11.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Структура потребности в топливе для выработки электроэнергии, %" (рис. 4.11.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Потребление топлива для производства тепловой энергии также будет расти, но сравнительно низкими темпами. Прирост годового потребления к 2020 г. составит 270 тыс. т у.т. К концу прогнозного периода ожидается снижение объема потребления жидкого топлива для производства теплоэнергии. Рост потребности в топливе также в значительной степени будет обеспечиваться увеличением потребления природного газа (таблица 4.11.2, рисунки 4.11.3 - 4.11.5).

Таблица 4.11.2

Прогноз потребности в топливе электростанций и котельных для производства тепловой энергии, тыс. т у.т

Вид топлива	Год
Вид топлива	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребление топлива, всего	2703,7	3438,9	2713,9	2794,8	2872,6	2891,0	2974,7	2962,6	2973,8
в том числе:
уголь	1466,0	2206,8	1485,7	1540,7	1554,4	1594,7	1580,3	1580,2	1579,4
природный газ (включая попутный)	1050,0	1062,0	1074,9	1131,0	1210,3	1203,2	1301,4	1289,5	1301,4
нефть (включая мазут и газоконденсат)	187,7	170,1	153,3	123,0	108,0	93,1	93,0	93,0	93,0
Потребление электростанциями, всего	767,0	768,6	776,8	813,8	817,2	800,4	869,6	848,2	848,2
в том числе:
уголь	407,4	404,4	406,2	423,9	364,0	364,0	364,0	364,0	364,0
природный газ (включая попутный)	359,6	364,2	370,7	389,9	453,2	436,4	505,6	484,2	484,2
Потребление котельными, всего	1936,8	2670,3	1937,1	1981,0	2055,4	2090,6	2105,1	2114,5	2125,6
в том числе:
уголь	1058,6	1802,4	1079,6	1116,8	1190,4	1230,7	1216,2	1216,1	1215,4
природный газ (включая попутный)	690,5	697,9	704,2	741,1	757,1	766,9	795,8	805,3	817,2
нефть (включая мазут и газоконденсат)	187,7	170,1	153,3	123,0	108,0	93,1	93,0	93,0	93,0

ГАРАНТ:

Графический объект "Прогноз потребности в топливе для выработки тепловой энергии" (рис. 4.11.3) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Прогноз потребности в топливе котельными" (рис. 4.11.4) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Прогноз потребности в топливе для выработки тепловой энергии" (рис. 4.11.5) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Прогноз суммарного потребления топлива электростанциями и котельными республики приведен в таблице 4.11.3. Среднегодовой темп роста потребности в топливе до 2020 г. составит 3,4%. В структуре топливного баланса ожидается постепенный рост доли природного газа, который к 2020 г. составит 46,3%. Доля угля снизится до 40,6% с 51,6% в 2012 г. Доля жидкого топлива вырастет с 8,7% до 13,2% (см. таблицу 4.11.3, рисунок 4.11.6).

Таблица 4.11.3

Прогноз потребления топлива электростанциями и котельными, тыс. т у.т.

Вид топлива	Год
Вид топлива	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребление топлива на производство электро-, и	5011	5002	5065	5308	5458	5617	5910	6186	6331
теплоэнергии, всего
в том числе:
уголь	2585	2572	2523	2583	2542	2583	2568	2569	2568
природный газ (включая попутный)	1988	2004	2074	2237	2392	2390	2658	2863	2930
нефть (включая мазут, газоконденсат, дизтопливо)	438	426	468	488	524	644	684	754	833

ГАРАНТ:

Графический объект "Структура потребности в топливе электростанциями и котельными, %" (рис. 4.11.6) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

4.12 Основное содержание выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Республики с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных).

Схема теплоснабжения объекта согласно статье 2 Федерального закона "О теплоснабжении" - это документ, содержащий предпроектные материалы по обоснованию эффективного и безопасного функционирования системы теплоснабжения, ее развития с учетом правового регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

В настоящее время в стадии разработки находятся "Схемы теплоснабжения" гг. Якутска и Нерюнгри. Утверждены главами администраций муниципальных образований и находятся в стадии согласования "Схемы теплоснабжения" гг. Мирного и Ленска.

Советами депутатов муниципальных районов утверждены Программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО "Аллаиховский улус (район)" на 2013-2025 гг., МО "Город Удачный" на период 2011-2025 гг. и МО "Город Мирный" на период до 2020 г.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО "Аллаиховский улус (район)" на 2013-2015 гг., разработанной ООО "ЛЕКС-Консалтинг", предусматривается перевод котельных с жидкого топлива на уголь:

- реконструкция котельной N 1 в п. Чокурдах, взамен существующей, установленной мощностью 5,3 Гкал/ч;

- реконструкция котельной N 2 в п. Чокурдах, взамен существующей, установленной мощностью 4,3 Гкал/ч;

- реконструкция котельной N 3 в п. Чокурдах, с ликвидацией котельной N 7, установленной мощностью 6,7 Гкал/ч;

- реконструкция котельной N 8 в п. Чокурдах, взамен существующей, установленной мощностью 0,34 Гкал/ч;

- реконструкция котельной N 8 в п. Чокурдах, взамен существующей, установленной мощностью 0,34 Гкал/ч.

Согласно Программе комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО "Город Удачный" на 2010-2025 гг., разработанной ООО "ЛЕКС-Консалтинг", в перечень мер по модернизации системы теплоснабжения входят мероприятия по техническому перевооружению, реконструкции городского коллектора, замены тепловых сетей.

По "Программе комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО "Город Мирный" Мирнинского района Республики Саха (Якутия) на период до 2020 года", разработанной ООО "ЛЕКС-Консалтинг" г. Тюмень в 2012 г. и утвержденная 27.05.2013 г. постановлением администрации муниципального образования "город Мирный", тепловая мощность источников значительно превышает существующие и перспективные тепловые нагрузки города, численность населения в перспективном периоде имеет тенденцию к снижению. Таким образом, строительство новых котельных не предусматривается. Меры по выводу из эксплуатации, консервации и демонтажа избыточных источников тепловой энергии (мощности) также не запланированы. Планируется строительство тепловых сетей и тепловых пунктов.

Проектом "Схемы теплоснабжения г. Ленск", разработанной в 2008 г. ЗАО НППО "ЭКОТЕП" г. Москва и утвержденной постановлением администрации муниципального образования "город Ленск" 11.01.2013 г., предусматривается:

- укрупнение котельных N 1 и N 4; N 5, N 6 и N 9; N 2, N 12, N 13 строительство новых блочных котельных установок на природном газе взамен существующих: котельной N 2, N 6, N 10 и N 15;

- строительство котельной микрорайона "Северный" с установленной мощностью 6,52 Гкал/ч;

- реконструкция Центральной котельной с использованием в качестве топлива природного газа и с рекомендуемой тепловой мощностью 87,96 Гкал/ч;

- строительство новой котельной N 1 "Больничный комплекс" установленной мощностью 11,58 Гкал/ч;

- строительство котельной взамен существующей котельной N 11;

- реконструкция ведомственных котельных с учетом их перевода на природный газ.

В целом по г. Ленску на период до 2021 г. предусматривается ввод в эксплуатацию до 30,6 Гкал/ч тепловой мощности, а также демонтаж до 28,3 Гкал/ч тепловой мощности.

В соответствии с проектом "Схемы теплоснабжения города Якутска до 2032 года", подготовленной ООО "Энергоцентр", предусматривается следующее развитие новых и действующих ТЭЦ, крупных котельных:

- строительство Якутской ГРЭС-2 в две очереди установленной электрической мощностью 340 МВт и тепловой мощностью 570 Гкал/ч;

- строительство новой котельной "Покровский тракт 16 км" установленной тепловой мощностью 52 Гкал/ч;

- реконструкция котельной ДСК с увеличением мощности до 172 Гкал/ч;

- реконструкция котельной Мелиорация-2 с увеличением мощности до 13 Гкал/ч;

- реконструкция котельной "Теплоремонт" с увеличением мощности до 17 Гкал/ч;

- реконструкция котельной СПБ ИНКОМ с увеличением мощности до 17 Гкал/ч;

- реконструкция котельной ЯПО "Центральная" с увеличением мощности до 10 Гкал/ч;

- реконструкция котельной У чур с увеличением мощности до 13 Гкал/ч;

- реконструкция котельной Аэропорт с увеличением мощности до 39 Гкал/ч.

В целом согласно данной "Схемы теплоснабжения г. Якутска до 2032 года" по городу на период до 2030 г. предусматривается ввод в эксплуатацию до 650 Гкал/ч тепловой мощности, а также демонтаж до 335 Гкал/ч тепловой мощности.

4.13 Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований

Теплоснабжение потребителей обладает высокой экономической и социальной значимостью. При этом суровые климатические условия накладывают повышенные требования к надежности и экономичности систем теплоснабжения.

Система теплоснабжения Республики характеризуется высокой степенью износа оборудования источников тепловой энергии и тепловых сетей, сложностью доставки топлива, ненормативными потерями топлива при транспортировке, низкой надежностью теплоснабжения, а также низкой степенью использования установленной мощности, что с одной стороны показывает высокую степень резервирования источников теплоснабжения, а с другой стороны - неэффективность использования оборудования.

В рассматриваемый период до 2020 г. предполагается осуществить значительный ввод и вывод тепловой мощности на электростанциях Республики. В основном, это связано со строительством и вводом в эксплуатацию Якутской ГРЭС-2 и одновременным выбытием мощностей Якутской ГРЭС-1. Кроме того, планируется строительство крупных источников электро- и теплоснабжения для энергообеспечения крупных промышленных объектов. В таблице 4.13.1 представлены вводы и выбытие тепловых мощностей крупных источников тепловой энергии.

Таблица 4.13.1

Ввод и вывод тепловой мощности на источниках тепловой энергии до 2020 г.

Показатель	Год
Показатель	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Ввод тепловой мощности, всего	4,0	52,0	730,7	-229,0	88,7	-77,0	-50,0	18,6
в том числе:
электростанции, из них:			471,6	-269,0	78,7	-137,0	-50,0
ОАО "Якутскэнерго"			471,6	-224,0	78,7	-137,0	-50,0
Якутская ГРЭС				-224,0	-50,0	-137,0	-50,0
Якутская ГРЭС-2			471,6		128,7
ОАО "ДГК"				-45
Чульманская ТЭЦ				-45,0
Эльгинская ТЭЦ			160,0
мини-ТЭЦ, из них:			25,0		10,0
мини-ТЭЦ п. Томтор					10,0
мини-ТЭЦ п. Зырянка			25,0
ГТУ-ТЭЦ, из них:			60,0	40,0		60,0
ГТУ-ТЭЦ Чаяндинского НГКМ			60,0			60,0
ГТУ-ТЭЦ Средне-Ботуобинского НГКМ				40,0
котельные, из них:	4,0	52,0	14,1
ОАО "Якутскэнерго"			-36,0
котельная Денисовский ГОК		50,0
котельная шахта "Чульмаканская"		2,0
котельная Куранахское рудное поле	4,0
котельная Таежный ГОК			50,0
котельная Нижнеякокитского месторождения			ОД
электрокотельные, из них:								18,6
перевод на электроотопление котельных Вилюйской группы								18,6
теплоутилизационные установки					0,02

Показатель ежегодного изменения тепловой мощности за рассматриваемый период разнороден. В 2015 г. ожидается наибольший ввод тепловой мощности на уровне 580 Гкал/ч, что обусловлено вводом в эксплуатацию первой очереди Якутской ГРЭС-2. Кроме того, планируется ввод в эксплуатацию станций и котельных на крупных промышленных объектах. В следующем 2016 г. ожидается наибольшее за рассматриваемый период выбытие тепловой мощности - около 230 Гкал/ч за счет вывода из эксплуатации трех турбоустановок на Якутской ГРЭС-1 и Чульманской ТЭЦ. На рисунке 4.13.1 представлена динамика ввода и выбытия тепловой мощности в Республике за рассматриваемый период.

ГАРАНТ:

Графический объект "Динамика ввода и выбытия тепловой мощности в Республике до 2020 г." (рис. 4.13.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Развитие теплоснабжения г. Якутска

К 2020 г. рост теплопотребления составит около 17,5%, при этом увеличение потребления тепловой энергии населением и коммунально-бытовым сектором составит 7,5% и 2% соответственно. Рост теплопотребления в данных секторах обеспечивается за счет увеличения жилищного и общественного фонда, и в незначительной степени - роста численности населения.

Основной объем вводов жилой площади предполагается в Центральном энергорайоне, при этом около 80% ввода жилой площади приходится на г. Якутск. Прирост теплопотребления планируется обеспечить за счет строительства и ввода в эксплуатацию в 2015 г. Якутской ГРЭС-2 с одновременным выбытием мощностей Якутской ГРЭС-1. Тепловую мощность Якутская ГРЭС-2 составят семь водогрейных котлов-утилизаторов (КУВ) единичной тепловой мощностью 42,9 Гкал/ч, а также три водогрейных пиковых котла единичной тепловой мощностью 100 Гкал/ч. Ввод в эксплуатацию мощностей Якутская ГРЭС-2 планируется осуществить в два этапа, при этом в 2015 г. предполагается ввод 471,6 Гкал/ч тепловой мощности, в 2017 г. тепловая мощность станции достигнет 600,3 Гкал/ч. Однако к 2015 г. вводимая на Якутской ГРЭС-2 тепловая мощность является избыточной, в связи с этим водогрейные котлы станции мощностью 300 Гкал/ч при необходимости будут обеспечивать только пиковые нагрузки.

Выбытие мощностей Якутской ГРЭС-1 будет происходить постепенно, начиная с 2016 г. параллельно с выводом из эксплуатации газотурбинных установок тепловая мощность станции будет сокращаться и к 2019 г. составит 87 Гкал/ч. При увеличении тепловой мощности вновь вводимой Якутской ГРЭС-2 появляется возможность закрытия неэффективных котельных в зоне обслуживания станции. В связи с размещением Якутской ГРЭС-2 отдаленно от существующих электростанций предполагается строительство магистральных тепловых сетей протяженностью около 4,6 км, а также ответвлений от магистральных сетей около 6,1 км. Кроме того, зоны обслуживания тепловой энергией электростанций территориально несколько отличаются. В связи с этим при возникновении дефицита тепловой мощности в зоне обслуживания Якутской ТЭЦ возможно сохранение Якутской ГРЭС-1 в эксплуатации в качестве водогрейной котельной с установкой пиковых водогрейных котлов. Эти вопросы должны быть детально рассмотрены при разработке схемы теплоснабжения города.

Выбытие мощностей Чульманской ТЭЦ

В 2016 г. планируется выбытие из эксплуатации Чульманской ТЭЦ (ОАО "Дальневосточная генерирующая компания"). На станции в настоящее время установлено пять паровых котлов (два котла БКЗ-75 и три котла ЦКТИ-75), при демонтаже турбинных установок для дальнейшей эксплуатации станции в режиме котельной необходима установка дополнительного оборудования (например, РОУ, теплообменников).

Строительство мини-ТЭЦ на угле

Строительство мини-ТЭЦ на угле является альтернативой для децентрализованных районов, расположенных вдоль водных путей, что сокращает затраты на доставку топлива и себестоимость производства электрической и тепловой энергии. Вместе с тем, в соответствии с "Программой оптимизации локальной энергетики" в этих районах предполагается строительство 11 ТЭС на угле без выработки тепловой энергии с сохранением в работе существующих неэффективных угольных котельных с высокой себестоимостью производства тепловой энергии. В Приложении 4.9 представлена укрупненная технико-экономическая оценка строительства мини-ТЭЦ на угле в п. Сангар. Из расчетов видно, что себестоимость производства тепловой энергии на станции почти в два раза ниже соответствующих показателей при выработке тепловой энергии на существующих котельных. Кроме того, поселок является электроизолированным, электроэнергия вырабатывается на ДЭС, где себестоимость производства может достигать 29 руб./кВт*ч. В случае строительства мини-ТЭЦ себестоимость производства электроэнергии составит 1,9 руб./кВт*ч.

В настоящее время строительство мини-ТЭЦ на угле в п. Зырянка приостановлено. Ввод в эксплуатацию этой станции установленной тепловой мощностью 25 Гкал/ч предполагается в 2015 г. Кроме того, в 2017 г. планируется ввод мини-ТЭЦ на угле в п. Томтор (Оймяконский улус) установленной тепловой мощностью 10 Гкал/ч. Тепловая мощность станции позволит покрыть потребность в тепловой энергии поселка, которую в настоящее время обеспечивают котельные.

Особое внимание следует уделить вопросу энергоснабжения п. Черский. В Приложении 4.9 представлена укрупненная технико-экономическая оценка трех вариантов энергоснабжения поселка. В настоящее время энергоснабжение поселка осуществляется от Чаун-Билибинского энергорайона Чукотского АО и четырех котельных, работающих на жидком топливе. В связи с возможным прекращением централизованного электроснабжения из соседнего региона возникает необходимость в собственном источнике электрической энергии. Целесообразно сравнивать вариант строительства мини-ТЭЦ и вариант энергоснабжения от новой ДЭС и котельной. Капиталовложения в строительство мини-ТЭЦ в 1,5 раза превышают соответствующее значение второго варианта (см. Приложение 4.9), но при этом ежегодные эксплуатационные затраты и себестоимость производства тепловой энергии на 22% и 33% соответственно ниже, чем при рассмотрении варианта строительства дизельной электростанции и котельной.

Строительство ЛГУ и ГТУ-ТЭЦ

Наличие природного газа в топливном балансе Республики предполагает возможность строительства газотурбинных станций или переоборудование в станции котельных путем газотурбинной надстройки. Строительство ГТУ-ТЭЦ может быть целесообразным в крупных поселках, расположенных вдоль трассы газопровода, в электроизолированных районах. Кроме того, можно рассмотреть сооружение распределенной генерации энергии у конечных потребителей распределительных электрических сетей для повышения надежности энергоснабжения. В Приложении 4.9 представлена укрупненная технико-экономическая оценка строительства ПГУ-ТЭЦ в п. Бердигестях Горного улуса. В настоящее время энергоснабжение поселка осуществляется от 6 котельных на жидком топливе и Центрального энергорайона. Согласно "Инвестиционной программе ГУП "ЖКХ РС (Я)" на период 2012-2017 годы" планируется перевод котельных поселка на сжигание природного газа. Строительство газовой станции позволит сократить себестоимость производства тепловой энергии более чем в два раза и повысить надежность электроснабжения.

Теплоснабжение промышленных объектов

В рассматриваемый период планируется разработка новых и расширение существующих нефтегазовых месторождений. В связи с этим потребуется строительство крупных источников энергоснабжения на Чаяндинском и Средне-Ботуобинском нефтегазоконденсатных месторождениях. Ввод в эксплуатацию станции на Чаяндинском месторождении планируется провести в два этапа в соответствии с увеличением добычи полезных ископаемых. Единичная тепловая мощность энергоблоков составит 60 Гкал/ч, которые будут введены в 2015 и 2018 гг. соответственно.

Целесообразность переоборудования котельных в ГТУ-ТЭЦ требует детальной проработки, а также будет зависеть от удаленности населенного пункта от газопровода, включения поселка в программу газификации, наличия электрических сетей, существующих электрических и тепловых нагрузок потребителей.

Крупным объектом энергоснабжения в рассматриваемый период станет Эльгинское угольное месторождение. В связи с высокими прогнозируемыми электрическими и тепловыми нагрузками для обеспечения надежного энергоснабжения данного промышленного производства планируется ввод в эксплуатацию Эльгинской ТЭЦ. Установленная тепловая мощность блока, ввод которого намечен на 2015 г., составит 160 Гкал/ч. В дальнейшей перспективе необходимо предусмотреть увеличение установленной тепловой мощности станции до 320 Гкал/ч при условии роста объемов производства промышленной продукции. На время строительства ТЭЦ энергоснабжение будет обеспечено дизельной электростанцией и котлами-утилизаторами.

Расширение существующих и разработка новых месторождений полезных ископаемых потребует также ввода в эксплуатацию новых промышленных котельных. В Южно-Якутском энергорайоне в рассматриваемый период планируется развитие крупных промышленных производств, таких как строительство Таежного ГОКа, Денисовского ГОКа, разработка шахты "Чульмаканская", Куранахского рудного поля. В связи с расположением в непосредственной близости угольных разрезов, теплоснабжение данных промышленных объектов планируется осуществлять на базе угольных котельных. Установленная мощность котельных для теплоснабжения промышленных объектов Таежного ГОКа и Денисовского разреза (добыча и обогащение угля) предположительно составит 50 Гкал/ч каждая. Для теплоснабжения промышленных объектов при разработке Куранахского рудного поля и шахты "Чульмаканской" потребуются котельные установленной тепловой мощностью 4 и 2 Гкал/ч соответственно.

Теплоснабжение промышленных объектов, расположенных в децентрализованной зоне электроснабжения, будет обеспечено за счет установки котлов-утилизаторов на дизельные электростанции. Такой способ энергоснабжения предусмотрен для энергоснабжения промышленных производств Нежданинского месторождения, свинцово-цинкового месторождения "Сардаана", Кючусского месторождения, ниобий- редкоземельного месторождения "Томтор". Это связано с отдаленным расположением данных промышленных объектов, а также со сравнительно невысоким уровнем теплопотребления данного вида промышленных производств.

4.14 Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований на 5-летний период

Протяженность тепловых сетей в Республике в 2012 г. составила 3,6 тыс. км, причем 82,4% из них распределительные сети диаметром до 200 мм. Согласно статистическим данным (формы Росстата 1-ТЕП) износ тепловых сетей в 2012 г. не превысил 22%, в действительности фактический уровень износа значительно выше. Основная доля эксплуатируемых тепловых сетей (около 61%) принадлежит ОАО "Теплоэнергосервис" и ГУП "ЖКХ РС (Я)", обеспечивающим теплоснабжение потребителей в различных районах Республики. По данным ГУП "ЖКХ РС (Я)", в ведении которого находится более трети тепловых сетей Республики, их износ составляет 66%.

Данные по протяженности тепловых сетей различной ведомственной принадлежности представлены в таблице 4.14.1.

Прокладка тепловых трасс во многих районах Республики надземная, тепловая изоляция трубопроводов выполнена минватой, ПСХТ. Изоляция на некоторых участках находится в неудовлетворительном состоянии, что приводит к дополнительным тепловым потерям в сетях. Количество участков тепловых трасс, не утепленных надлежащим образом, составляет от 40 до 60%. 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.

Таблица 4.14.1

Протяженность тепловых сетей (состояние 2012 г.)

Предприятие, ведомство	Протяженность тепловых сетей, км			Износ, %
	Всего	из них:
	Всего	магистральные	внутриквартальные
ОАО "Якутскэнерго"	411,8	123,2	288,6	н/д
ОАО "Сахаэнерго"	64,1		64,1	35
ОАО "ДГК"	279	н/д	н/д	н/д
ГУП ЖКХ РС (Я)"	1214		1214	66
ОАО "Теплоэнергосервис"	986,6		986,6	н/д
ОАО "АЛРОСА"	430	12	418	12
ОАО "Транснефть"	11,86		11,86	н/д
ОАО "Нерюнгринский водоканал"	4,04		4,04	97
Прочие ведомства	213,9	н/д	н/д	н/д
Всего	3615,3	166,8	3448,5	22,4

Объемы перекладки тепловых сетей, необходимые для поддержания нормального их функционирования представлены в таблице 4.14.2.

Таблица 4.14.2

Прогноз развития теплосетевого хозяйства на 5-летний период

Показатель	Год
Показатель	2013	2014	2015	2016	2017
Протяженность тепловых сетей, км, всего	3618,7	3633,1	3635,2	3636,9	3640,0
Строительство новых тепловых сетей, км
из них:
тепловые сети от Якутской ГРЭС-2		10,7
Модернизация существующих тепловых сетей, км
из них:
ОАО "Сахаэнерго"	3,39	3,675	2,128	1,7	3,15
ГУП "ЖКХ РС (Я)"	52	76	24	24	41
Износ тепловых сетей, %	22,0%	20,8%	21,1%	21,4%	21,3%

Увеличение протяженности тепловых сетей к 2017 г. составит порядка 1%, однако данные приведены без учета их строительства для новых источниках теплоснабжения промышленных предприятий. В связи с отсутствием достоверной информации о размещении источников теплоснабжения на промплощадках остается невозможным оценить примерную протяженность тепловых сетей. В соответствии с представленной динамикой замены тепловых сетей уровень износа останется практически неизменным.

В связи с этим необходимо рекомендовать энергоснабжающим предприятиям при разработке программ модернизации оборудования увеличивать темпы замены изношенных тепловых сетей.

4.15 Рекомендации по выполнению дополнительных исследований, проектных работ в период до 2018 г.

В разделе приведены проблемные вопросы в развитии электроэнергетических сетей 110 кВ и выше, балансовой ситуации по электрической мощности и электрической энергии, а также даны рекомендации по выполнению дополнительных, углубленных обосновывающих исследований по их решению.

(1) Схема внешнего электроснабжения Чаяндинского НГКМ

В ближайшие годы ожидается освоение Чаяндинского НГКМ, которое станет одним из крупных потребителей электроэнергии в Западном энергорайоне.

Полная электрическая нагрузка предприятия на месторождении определена в 77 МВт, которая может в дальнейшем уточняться. Электроснабжение на начальной этапе предполагается осуществлять от собственных источников электроэнергии в автономном режиме.

Проектом технических условий на технологическое присоединение центров питания Чаяндинского НГКМ к электрическим сетям якутской энергосистемы, предусмотрено строительство одноцепной ВЛ 220 кВ от ПС 220 кВ Мирный до Талаканской ГТЭС и далее до ПС 220 кВ Пеледуй со строительством узловой ПС 220 кВ Талакан и потребительской ПС 220 кВ УПН в центре нагрузок месторождения. На ПС 220 кВ Талакан предусмотрено подключение Талаканской ГТЭС (рисунок 4.15.1).

Предложенный проектом технических условий на технологическое присоединение вариант внешнего электроснабжения Чаяндинского НГКМ является весьма затратным. Поскольку вопрос внешнего электроснабжения Чаяндинского НГКМ является значимым для Западного энергорайона якутской энергосистемы и увязывается со схемой присоединения Талаканской ГТЭС к сетям централизованного электроснабжения рекомендуется совместная экономическая, техническая и режимная проработка вариантов реализации развития электрических сетей в этом узле. Далее рассмотрены все возможные варианты развития электрических сетей 110-220 кВ в рассматриваемом узле со стоимостной оценкой.

Варианты развития электрических сетей 110-220 кВ в узле Талаканского и Чаяндинского НГКМ

Для присоединения Талаканской ГТЭС необходимо не менее трех ВЛ 110 кВ, согласно требованиям "Методических рекомендаций по определению предварительных параметров выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов в условиях нормальных режимов функционирования энергосистемы, учитываемых при определении платы за технологическое присоединение таких генерирующих объектов к объектам электросетевого хозяйства", утвержденными Приказом Министерства промышленности и энергетики Российской федерации N 216 от 30 апреля 2008 г. и необходимости обеспечения выдачи мощности при ремонте одного элемента сети и аварийном отключении другого элемента сети.

ГАРАНТ:

Графический объект "Карта-схема варианта 1" (рис. 4.15.1) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Вариант 1

Для реализации варианта 1 предполагается выполнить следующие мероприятия:

- Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Мирный на 1 линейную ячейку;

- Расширение ОРУ 220 кВ Пеледуй на 1 линейную ячейку;

- Строительство ПС 220 кВ УПН (Чаяндинское НГКМ)

- Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ГТЭС;

- Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан;

- ВЛ 220 кВ Мирный - УПН - Талакан - Пеледуй.

Вариант 1 позволит осуществить подключение потребителей Чаяндинского НГКМ по двум одноцепным ВЛ 220 кВ, Талаканскую ГТЭС по трем ВЛ 110 кВ с подключением к якутской энергосистеме. Возможность параллельной работы генераторов Талаканской ГТЭС с генераторами станций энергосистемы Республики необходимо проработать в рамках отдельной работы.

Карта-схема варианта 1 представлена на рисунке 4.15.1, принципиальная схема - на рисунке 4.15.2. Капитальные затраты на выполнение этих мероприятий приведены в таблице 4.15.1.

ГАРАНТ:

Графический объект "Принципиальная схема варианта 1" (рис. 4.15.2) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Таблица 4.15.1

Капитальные затраты на реализацию варианта 1

Мероприятие	км / МВА / шт.	Цена единицы без	Общая стоимость
		НДС, млн. руб.	без НДС млн. руб.
		Текущие цены (I квартал 2014 г.)
Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Мирный	1 шт.	63	63
Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Пеледуй	1 шт.	63	63
Строительство ПС 220 кВ УПН	2x63 МВА	1517	1517
Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ТГЭС	2x125 МВА	1816	1816
Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан	3,3 км	20,3	67
ВЛ 220 кВ Мирный - УПН - Талакан - Пеледуй	620 км	24,3	15066
Всего			18592

Вариант 2

Для реализации варианта 2 предполагается выполнить следующие мероприятия:

- Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ГТЭС;

- Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан;

- Заходы ВЛ 220 кВ Рассоха - Пеледуй на ПС 220 кВ Талакан;

- Строительство ПС 220 кВ УПН (Чаяндинское НГКМ);

- Строительство ВЛ 220 кВ Талакан - УПН.

Вариант 2 позволит осуществить подключение потребителей Чаяндинского НГКМ по двум одноцепным ВЛ 220 кВ, Талаканскую ГТЭС по трем ВЛ 110 кВ с подключение к Иркутской энергосистеме. Возможность параллельной работы генераторов Талаканской ГТЭС с генераторами станций Иркутской энергосистемы по условиям динамической устойчивости необходимо проработать в рамках отдельной работы.

Карта-схема варианта 2 представлена на рисунке 4.15.3, принципиальная схема - на рисунке 4.15.4. Капитальные затраты на выполнение мероприятий в варианте 2 приведены в таблице 4.15.2.

ГАРАНТ:

Графический объект "Карта-схема варианта 2" (рис. 4.15.3) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Принципиальная схема варианта 2" (рис. 4.15.4) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Таблица 4.15.2

Капитальные затраты на реализацию варианта 2

Мероприятие	км / МВА / шт.	Цена единицы без НДС, млн. руб.	Общая стоимость без НДС, млн. руб.
Мероприятие	км / МВА / шт.	Текущие цены (I квартал 2014 г.)
Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ГТЭС	2x125 МВА	2068	2068
Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан	3,3 км	20,3	67
Заходы ВЛ 220 кВ Рассоха - Пеледуй на ПС 220 кВ Талакан	4x15	24,3	1458
Строительство ПС 220 кВ УПН	2x63 МВА	1517	1517
2 одноцепные ВЛ 220 кВ Талакан - УПН	2x230 км	24,3	11178
Всего			16288

Вариант 2а

Схемы подключения предлагается выполнить по варианту 2 с подключением потребителей Чаяндинского НГКМ на напряжении 110 кВ с сооружением ПС 110 кВ УПН и ПС 110 кВ УВГК. Капитальные затраты на выполнение указанных мероприятий приведены в таблице 4.15.3.

Таблица 4.15.3

Капитальные затраты на реализацию варианта 2а

Мероприятие	км / МВА / шт.	Цена единицы без НДС, млн. руб.	Общая стоимость без НДС, млн. руб.
Мероприятие	км / МВА / шт.	Текущие цены (I квартал 2014 г.)
Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ГТЭС и УПН	2x125 МВА	1986	1986
Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан	3,3 км	20,3	67
Заходы ВЛ 220 кВ Рассоха - Пеледуй на ПС 220 кВ Талакан	4x15	24,3	1458
Строительство ПС 110 кВ УПГ	2x63 МВА	1001	1101
Строительство ПС 110 кВ УВГК	2x25 МВА	770	770
2 одноцепные ВЛ 110 кВ Талакан - УПН с отпайкой на УПГ	2x230 км	20,3	9338
Всего			14802

Вариант 3

Для реализации варианта 3 предполагается выполнить следующие мероприятия:

- Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Городская;

- Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Пеледуй;

- Заходы ВЛ 220 кВ Рассоха - Пеледуй на ПС 220 кВ Талакан;

- Строительство ПС 220 кВ УПН (Чаяндинское НГКМ)

- Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ГТЭС;

- Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан;

- ВЛ 220 кВ Городская - УПН;

- ВЛ 220 кВ Пеледуй - УПН.

Вариант 3 позволит осуществить подключение потребителей Чаяндинского НГКМ по двум одноцепным ВЛ 220 кВ, Талаканскую ГТЭС по трем ВЛ 110 кВ с подключением к иркутской энергосистеме. Возможность параллельной работы генераторов Талаканской ГТЭС с генераторами станций иркутской энергосистемы необходимо проработать в рамках отдельной работы.

Карта-схема варианта 3 представлена на рисунке 4.15.5, принципиальная схема - на рисунке 4.15.6. Капитальные затраты на выполнение мероприятий в варианте 3 приведены в таблице 4.15.4.

ГАРАНТ:

Графический объект "Карта-схема варианта 3" (рис. 4.15.5) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Принципиальная схема вариант 3" (рис. 4.15.6) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Таблица 4.15.4

Капитальные затраты на реализацию варианта 3

Мероприятие	км / МВА / шт	Цена единицы без НДС, млн. руб.	Общая стоимость без НДС, млн. руб.
Мероприятие	км / МВА / шт	Текущие цены (I квартал 2014 г.)
Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Городская	1 шт.	63	63
Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Пеледуй	1 шт	63	63
Заходы ВЛ 220 кВ Рассоха - Пеледуй на ПС 220 кВ Талакан	4x15	24,3	1458
Строительство ПС 220 кВ УПН	2x63 МВА	1517	1517
Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ГТЭС	2x125 МВА	1860	1860
Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан	3,3 км	20,3	67
ВЛ 220 кВ Городская - УПН	200 км	24,3	4860
ВЛ 220 кВ Пеледуй - УПН	250 км	24,3	6075
Всего			15963

Вариант 4

Для реализации варианта 4 предполагается выполнить следующие мероприятия:

- Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Городская;

- Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Мирный;

- Заходы ВЛ 220 кВ Рассоха - Пеледуй на ПС 220 кВ Талакан;

- Строительство ПС 220 кВ УПН (Чаяндинское НГКМ)

- Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ГТЭС;

- Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан;

- ВЛ 220 кВ Городская - УПН;

- ВЛ 220 кВ Мирный - УПН.

Вариант 4 позволит осуществить подключение потребителей Чаяндинского НГКМ по двум одноцепным ВЛ 220 кВ, Талаканскую ГТЭС по трем ВЛ 110 кВ с подключение к Иркутской энергосистеме. Возможность параллельной работы генераторов Талаканской ГТЭС с генераторами станций иркутской энергосистемы необходимо проработать в рамках отдельной работы.

Карта-схема варианта 4 представлена на рисунке 4.15.7, принципиальная схема - на рисунке 4.15.8. Капитальные затраты на выполнение мероприятий в варианте 4 приведены в таблице 4.15.5.

ГАРАНТ:

Графический объект "Карта-схема варианта 4" (рис. 4.15.7) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Принципиальная схема вариант 4" (рис. 4.15.8) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Таблица 4.15.5

Капитальные затраты на реализацию варианта 4

Мероприятие	км / МВА / шт.	Цена единицы без НДС, млн. руб	Общая стоимость без НДС, млн. руб.
Мероприятие	км / МВА / шт.	Текущие цены (I квартал 2014 г.)
Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Городская	1 шт.	63	63
Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Мирный	1 шт	63	63
Заходы ВЛ 220 кВ Рассоха - Пеледуй на ПС 220 кВ Талакан	4x15	24,3	1458
Строительство ПС 220 кВ УПН	2x63 МВА	1517	1517
Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ГТЭС	2x125 МВА	1860	1860
Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан	3,3 км	20,3	67
ВЛ 220 кВ Городская - УПН	200 км	24,3	4860
ВЛ 220 кВ Мирный - УПН	255 км	24,3	6196
Всего			16084

Вариант 5

Для реализации варианта 5 предполагается выполнить следующие мероприятия:

- Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Нюя (НПС-11);

- Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Мирный;

- Заходы ВЛ 220 кВ Рассоха - Пеледуй на ПС 220 кВ Талакан;

- Строительство ПС 220 кВ УПН (Чаяндинское НГКМ)

- Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ГТЭС;

- Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан;

- ВЛ 220 кВ Городская - УПН;

- ВЛ 220 кВ Нюя (НПС-11)- УПН.

Вариант 5 позволит осуществить подключение потребителей Чаяндинского НГКМ по двум одноцепным ВЛ 220 кВ, Талаканскую ГТЭС по трем ВЛ 110 кВ с подключением к Иркутской энергосистеме. Возможность параллельной работы генераторов Талаканской ГТЭС с генераторами станций иркутской энергосистемы необходимо проработать в рамках отдельной работы.

Карта-схема варианта 5 представлена на рисунке 4.15.9, принципиальная схема - на рисунке 4.15.10. Капитальные затраты на выполнение мероприятий в варианте 5 приведены в таблице 4.15.6.

ГАРАНТ:

Графический объект "Карта-схема варианта 5" (рис. 4.15.9) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Графический объект "Принципиальная схема вариант 5" (рис. 4.15.10) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Таблица 4.15.6

Капитальные затраты на реализацию варианта 5

Мероприятие	км / МВА / шт.	Цена единицы без НДС, млн руб	Общая стоимость без НДС, млн руб.
Мероприятие	км / МВА / шт.	Текущие цены (I квартал 2014 г.)
Реконструкция ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Нюя (НПС-11)	-	800	800
Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Мирный	1 шт	63	63
Заходы ВЛ 220 кВ Рассоха - Пеледуй на ПС 220 кВ Талакан	4x15	24,3	1458
Строительство ПС 220 кВ УПН	2x63 МВА	1517	1517
Строительство ПС 220 кВ Талакан с подключением НПС-10 и Талаканской ГТЭС	2x125 МВА	1860	1860
Строительство ВЛ 110 кВ Талаканская ГТЭС - Талакан	3,3 км	20,3	67
ВЛ 220 кВ Мирный - УПН	200 км	24,3	4860
ВЛ 220 кВ Нюя (НПС-11) - УПН	190 км	24,3	4617
Всего			15368

Bee рассмотренные варианты обеспечивают надежное электроснабжение потребителей Чаяндинского НГКМ по двум одноцепным ВЛ 220 (110) кВ. Схема выдачи мощности Талаканской ГТЭС осуществляется по трем ВЛ 110 кВ, что соответствует Методическим рекомендациям по определению предварительных параметров выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов в условиях нормальных режимов функционирования энергосистемы, учитываемых при определении платы за технологическое присоединение таких генерирующих объектов к объектам электросетевого хозяйства", утвержденным Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации Приказом N 216 от 30 апреля 2008 г., а также обеспечивает выдачу мощности при ремонте одного элемента сети и аварийном отключении другого элемента сети.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "утвержденным приказом Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации N 216 от 30 апреля 2008 г."

Наименее затратным является подключение Талаканской ГТЭС и потребителей Чаяндинского НГКМ по варианту 2а. Однако требуется более детальная проработка вариантов с учетом тарифных составляющих и режимных условий (таблица 4.15.7).

Таблица 4.15.7

Сравнение капитальных затрат по вариантам

Вариант 1	Вариант 2	Вариант 2а	Вариант 3	Вариант 4	Вариант 5
Стоимость без НДС млн. руб. Текущие цены (I квартал 2014 г.)
18592	16288	14802	15963	16084	15368
125%	110%	100%	108%	109%	104%

(2) Вставка несинхронной связи на ПС 220 кВ Пеледуй

Необходимость сооружения вставки несинхронной связи (ВНС) на ПС 220 кВ Пеледуй мощностью 200 МВт ранее была обоснована различными проектными и предпроектными работами:

- "Технико-экономическое обоснование строительства электросетевых объектов ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто - Сухой Лог - Мамакан с ПС 220 кВ Чертово Корыто и ПС 220 кВ Сухой Лог для электроснабжения Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области". Первый этап. "Строительство одноцепной ВЛ 110 кВ Пеледуй - Полюс. Строительство РП 110 кВ Полюс. Реконструкция ПС 110 кВ Вачинская";

- "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы";

- Строительство второй одноцепной ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто - Сухой Лог с ПС 220/110 кВ "Чертово Корыто", ПС 220/110 кВ "Сухой Лог". Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Сухой Лог - Мамакан. Расширение ОРУ 220 кВ ПС "Пеледуй";

- "Технико-экономическое сравнение и обоснование вариантов объединения ОЭС Востока и ОЭС Сибири с оценкой тарифно-балансовых последствий объединения второй неценовой зоны (Дальний Восток) и второй ценовой зоны (зона Сибири)". Этап 1. "Разработка вариантов объединения ОЭС Востока и ОЭС Сибири, выполнение их технико-экономического сравнения и обоснования";

- "Разработка предложений по ликвидации "узких мест" электрической сети с использованием математической модели на примере объединенных энергетических систем (ОЭС), определенных ОАО "СО ЕЭС".

Без ВНС на ПС 220 кВ Пеледуй невозможна параллельная работа электростанций Вилюйского каскада ГЭС якутской энергосистемы с Мамаканской ГЭС ЗАО "Витимэнерго" и вновь сооружаемой Усть-Кутской ГТЭС. Согласно Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы ввода ВНС на ПС 220 кВ Пеледуй предусмотрен в 2019 г. До ввода указанной ВНС работа сети 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто - Сухой Лог - Мамакан должна быть разомкнута по ВЛ 220 кВ Сухой Лог - Мамакан, что снижает надежность работы сети и не обеспечивает параллельную работу двух субъектов энергетики.

В инвестиционных программах ОАО "ФСК ЕЭС" проектирование и строительство ВНС на ПС 220 кВ Пеледуй до настоящего времени не предусмотрено. Необходимо ходатайство органов исполнительной власти Республики Саха (Якутия) и Иркутской области о выполнении ОАО "ФСК ЕЭС" в период 2015 г. проектных работ и строительству в 2017-2018 г. указанного объекта.

(3) Развитие сетей 110-220 кВ в направлении Хандыга - Джебарики-Хая

Неудовлетворительным по надежности электроснабжения является участок электрической сети 110 кВ от ПС 110 кВ Табага в направлениях Чурапча - Джебарики Хая, Чурапча - Солнечный, Табага - Борогонцы. Протяженность одноцепных ВЛ 110 кВ в этом узле, в основном на деревянных опорах, составляет 1032 км, протяженность наибольшего радиального участка Табага - Чурапча - Солнечный - 580 км при нормативе не более 150 км при двухстороннем питании. Питание подстанций 110 кВ по тупиковым одноцепным ВЛ 110 кВ не допускается в соответствии с методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.06.03 N 281.

К ВЛ 110 кВ в указанном узле, имеющей одну точку питания ПС 110 кВ Табага, подключено 11 штук ПС 110 кВ.

Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 гг. и данная работа учитывает строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга протяженностью 350 км каждая и ПС 220 кВ Хандыга установленной трансформаторной мощностью 2x63 МВА в 2018 г.

Однако, учитывая неудовлетворительное и ненадежное электроснабжение потребителей указанного узла, строительство ВЛ 220 кВ Майя - Хандыга с ПС 220 кВ Хандыга не решит всех проблем. Необходимо выполнить предпроектную работу по схеме развития электрических сетей 110-220 кВ данного узла с учетом дальнейшей перспективы на 10 лет с рассмотрением целесообразности соединения якутской и магаданской энергосистем.

(4) Возможность электроснабжения восточных районов Республики от магаданской энергосистемы по ВЛ Аркагалинская ГРЭС - Нера-Новая

Для оценки перспектив электроснабжения районов Республики от магаданской энергосистемы (ЭС) требуется провести анализ баланса мощности магаданской ЭС, с целью определения избытков электрической мощности, а также оценить возможности существующей электросетевой инфраструктуры магаданской ЭС по передаче электроэнергии в Республику Саха (Якутия).

Анализ баланса мощности магаданской ЭС

Баланс мощности составлен на основе материалов, предоставленных магаданской ЭС на 2019 г. (таблица 4.15.8). В результате анализа данных, представленных в таблице 4.15.8, можно сделать следующие выводы и замечания:

1. В магаданской ЭС предполагается рост собственного максимума нагрузки на 1% в год. Исходя из этого, в январе 2021 г. собственный максимум нагрузки составит 357 МВт*1,01*1,01=364 МВт.

2. Электрическая мощность золотодобывающего предприятия "Рудник им. Матросова" на Наталкинском месторождении, которое расположено на территории Тенькинского района Магаданской области, при вводе первой очереди составит 60 МВт, второй - 135 МВт, третьей - 250 МВт. В настоящее время перспективы ввода второй и третьей очередей не определены. Принимая потери в электрических сетях от магаданской ЭС до предприятия "Рудник им. Матросова" и расходы электрической энергии на собственные нужды электростанций, равными 10%, получим требуемую для обеспечения предприятия электрическую мощность на шинах электростанций: 60 МВт*1,1=66 МВт, 135 МВт*1,1=148,5 МВт для 2-х очередей, 250 МВт*1,1=275 МВт с учетом 3 очереди. Необходимый резерв мощности (также как и в балансе мощности магаданской ЭС) составит электрическую мощность самого крупного турбоагрегата Аркагалинской ГРЭС, т.е. 55 МВт.

3. По мнению авторов (позиция ИСЭМ СО РАН) указанная электрическая мощность Аркагалинской ГРЭС, равная 224 МВт, завышена на 59 МВт, так как в данный баланс включены агрегаты К-35-29 (год ввода 1955), АПТ-12-29 (год ввода 1964) и Р-12-90/10 (год ввода 1974).

Таблица 4.15.8

Баланс мощности магаданской ЭС на период на 2019 г. в условиях средневодного года

Показатель	Мощность, МВт													Выработка электроэнергии, млн. кВт*ч
Показатель	I	II	III	IV	1-2 д. V	3 д. V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	Зима	Лето	Год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
	Потребность
Собственный максимум нагрузки прогноз 2018 г.	353	341	333	310	266	266	257	220	232	303	328	339	344
прирост %	1%	1%	1%	1%	1%	1%	1%	1%	1%	1%	1%	1%	1%
Собственный максимум нагрузки прогноз 2019 г.	357	346	338	313	270	270	260	222	235	307	332	343	348
Необходимый резерв мощности*	55	55	55	55	55	55	55	55	55	55	55	55	55
Рудник им. Матросова	135	135	135	135	135	135	135	135	135	135	135	135	135
Итого потребность мощности	547	536	528	503	460	460	450	412	425	497	522	533	538
	Покрытие
Установленная мощность электростанций, в т.ч.	1790	1790	1790	1790	1790	1790	1790	1790	1790	1790	1790	1790	1790
Колымская ГЭС (5x180 МВт)	900	900	900	900	900	900	900	900	900	900	900	900	900
Усть-Среднеканская ГЭС (4x142,5 МВт)	570	570	570	570	570	570	570	570	570	570	570	570	570
Аркагалинская ГРЭС (6=4x55 МВт+2=224 МВт) в горячем резерве	224	224	224	224	224	224	224	224	224	224	224	224	224
Магаданская ТЭЦ (3x25 МВт теплофикац. оборудования)	75	75	75	75	75	75	75	75	75	75	75	75	75
ДЭС Магаданской ТЭЦ (6x3,5 МВт) находится в резерве	21	21	21	21	21	21	21	21	21	21	21	21	21
Мощность эл. станций, участвующая в покрытии максимума нагрузки,	807	807	808	808	808	855	854	1620	1526	1 148	808	808	808	2 830	3 053	5 883
в том числе:
Колымская ГЭС	319	319	319	319	319	85	93	850	755	389	319	319	319	1 776	1 563	3 339
Усть-Среднеканская ГЭС	189	189	190	190	190	471	463	471	472	460	190	190	190	1 054	1 490	2 544
Аркагалинская ГРЭС	224	224	224	224	224	224	224	224	224	224	224	224	224
Магаданская ТЭЦ	75	75	75	75	75	75	75	75	75	75	75	75	75
Дефицит (-), Избыток (+) мощности	260	271	280	304	348	395	404	1207	1101	652	286	274	270

Примечание - * для покрытия необходимого резерва мощности рассматривается величина наиболее мощного агрегата не обеспеченного автоматическим резервом. Для Магаданской энергосистемы данным оборудованием является ТГ 55 МВт Аркагалинской ГРЭС. (Энергоблоки 180 МВт Колымской ГЭС обеспечены резервом собственного не включенного оборудования 2x180 МВт)

Два первых агрегата не могут быть включены в баланс мощности магаданской ЭС из-за выработки своего ресурса к 2019 г. и низкой экономической эффективности, а третий турбоагрегат - из-за отсутствия необходимого уровня тепловой нагрузки. Поэтому правильнее будет для Аркагалинской ГРЭС в балансе мощности учитывать только три энергоблока с турбинами К-55-90, общей электрической мощностью 165 МВт.

Разработанный с учетом сделанных уточнений баланс мощности магаданской ЭС на 2021 г. (зимний период, средневодный год) представлен в таблице 4.15.9.

Таблица 4.15.9

Баланс мощности магаданской ЭС в 2021 г., МВт (зимний период, средневодный год)

Статья баланса	Варианты ввода очередей ОАО "Рудник им. Матросова"
Статья баланса	1 очередь	2 очереди	3 очереди
Потребность
Собственный максимум нагрузки прогноз 2021 г.	364	364	364
Необходимый резерв мощности*	55	55	55
Рудник им. Матросова (с учетом потерь в электрических сетях и расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций)	66	149	275
Итого потребность мощности	485	568	694
Покрытие
Мощность электростанций, участвующая в покрытии максимума нагрузки,	748	748	748
в том числе:
Колымская ГЭС	319	319	319
Усть-Среднеканская ГЭС	189	189	189
Аркагалинская ГРЭС**	165	165	165
Магаданская ТЭЦ	75	75	75
Избыток мощности	263	181	54

Примечания

* для покрытия необходимого резерва мощности рассматривается величина наиболее мощного агрегата не обеспеченного автоматическим резервом. Для магаданской энергосистемы данным оборудованием является ТГ 55 МВт Аркагалинской ГРЭС. (Энергоблоки 180 МВт Колымской ГЭС обеспечены резервом собственного не включенного оборудования 2x180 МВт);

** в баланс не включены турбоагрегаты Аркагалинской ГРЭС: К-35-29 (год ввода 1955), АПТ-12-29 (год ввода 1964) - из-за выработки своего ресурса и низкой экономической эффективности, и Р-12-90/10 (год ввода 1974) - из-за отсутствия тепловой нагрузки.

Таким образом, избыток электрической мощности в магаданской энергосистеме при покрытии зимнего максимума нагрузки составит 263 МВт при вводе первой очереди, 181 МВт при работе двух очередей ОАО "Рудник им. Матросова" и всего 54 МВт в случае ввода третьей очереди. Принятые в балансе мощности ГЭС соответствуют средневодным и многоводным годам. В маловодном году, вероятность реализации которого оценивается в 25%, суммарная электрическая мощность Колымской ГЭС и Усть-Среднеканской ГЭС уменьшится на 70 МВт (по расчетам, проводимым ранее в ИСЭМ СО РАН). То есть в маловодный год при работе 3-х очередей ОАО "Рудник им. Матросова" в системе возникнет дефицит электроэнергии. Для электроснабжения ОАО "Рудник им. Матросова" предполагается строительство ВЛ 220 кВ Усть-Омчуг - Омчак.

В настоящее время Правительством Чукотского автономного округа прорабатывается проект строительства ВЛ 220 кВ из магаданской ЭС в Чаун-Билибинский энергорайон Чукотского АО Омсукчан - Песчанка - Билибино, по которой предполагается передавать до 150 МВт мощности, что сопоставимо с мощностью, вырабатываемой на Усть-Среднеканской ГЭС.

Характеристика электросетевой инфраструктуры магаданской ЭС

Электроэнергия из магаданской ЭС в Республику Саха (Якутия) поставляется по ВЛ 220 кВ Аркагалинская ГРЭС - Нера-Новая протяженностью 288 км. В настоящее время данная ВЛ работает на напряжении 110 кВ (таблица 4.15.10, рисунок 4.15.11). Объем поставок электроэнергии вырос со 133 млн. кВт*ч в 2008 г. до 146 млн. кВт*ч в 2012 г. Это соответствует поставкам мощности в объеме 30-35 МВт, которые учтены в собственном максимуме нагрузки магаданской ЭС (таблица 4.15.8).

Таблица 4.15.10

Параметры системообразующих линий электропередачи Центрального энергоузла магаданской ЭС

Линия электропередачи	Длина	Число цепей	Сечение провода, мм2
Линия электропередачи	220 кВ
АрГРЭС - Нера Новая	288	1	240*
АрГРЭС - Берелех	61	1	240
Берелех - Ягодное	97	1	240
Ягодное - КГЭС	96		400
КГЭС - Усть-Омчуг	155		300
Усть-Омчуг - Палатка	175	1	240
Палатка - Центральная	70	1	240
КГЭС - Синегорье	33	1	300
Синегорье - Оротукан	77	1	300
Оротукан - Омсукчан	325	1	300
Оротукан - ГПП	42	1	300*
	154 кВ
Усть-Омчуг - Палатка	177	1	120
	110 кВ
Палатка - Центральная	81	1	120
Ягодное - Таскан	80	1	120
Таскан - Синегорье	120	1	120
АрГРЭС - Берелех	61	1	120
Берелех - Ягодное	70	1	120
Усть-Омчуг - Омчак	124	1	120
Омчак - АрГРЭС	202	1	150
АрГРЭС - Нера Новая	288	1	150

Примечание - * в настоящее время работают на напряжение 110 кВ.

ГАРАНТ:

Графический объект "Схема Центрального энергоузла магаданской энергосистемы " (рис. 4.15.11) будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

В разное время стратегическими документами предусматривалось строительство т.н. "магаданского кольца": Колымская ГЭС - Ягодное - Берелех - Аркагалинская ГРЭС - Омчак - Усть-Омчуг. Физически предполагалось строительство второй цепи ВЛ напряжением 220 кВ к уже имеющимся 1 цепным 220 кВ и 110 кВ на участках Ягодное - Берелех, Берелех - Аркагалинская ГРЭС и строительство 2-х цепных ВЛ 220 кВ на участках Аркагалинская ГРЭС - Омчак и Усть-Омчуг - Омчак. В настоящее время перечисленные ВЛ не построены, источники финансирования строительства не определены.

С учетом изложенных соображений, увеличение поставок электроэнергии в Республику Саха (Якутия) из магаданской ЭС возможно при переводе участка ВЛ Аркагалинская ГРЭС - Нера Новая на напряжение 220 кВ и выводе из резерва в нормальную эксплуатацию Аркагалинской ГРЭС.

Окончательные решения по возможности увеличения поставок электроэнергии в Республику Саха (Якутия) из магаданской ЭС возможно принять в рамках разработки программы развития магаданской энергосистемы с учетом программных документов, разрабатываемых Правительствами Республики Саха (Якутия) и Чукотского автономного округа.

(5) Развитие электрической сети 110-220 кВ в узле Нюрба - Вилюйск - Якутск

Наиболее загруженной ВЛ электрической сети 110-220 кВ ОАО АК "Якутскэнерго" в зоне централизованного электроснабжения ОАО "Якутскэнерго" является одноцепная ВЛ 110 кВ Сунтар - Эльгяй - Шея на деревянных опорах с проводом АС-95, протяженностью 79,5 км. Срок службы указанной ВЛ 110 кВ 40 лет. Загрузка головного участка ВЛ 110 кВ Сунтар - Эльгяй превышает в 2,2 раза нормируемую плотность тока 1,1 А/мм2. Следующие участки ВЛ 110 кВ Шея - Кюндядя - Нюрба также имеют большую загрузку, превышающую нормируемую экономическую плотность тока в 2 и 1,9 раза. Уровни напряжения на шинах 110 кВ в период зимних максимальных нагрузок в конечной точке ВЛ 110 кВ Вилюй достигают 99,4 кВ и ниже на ПС 110 кВ Верхневилюйск 99,9 кВ.

Общая протяженность одноцепной ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Сунтар до ПС 110 кВ Вилюйск составляет 320 км. К указанной ВЛ 110 кВ подключено 7 ПС 110 кВ, что превышает допустимые нормы.

Для смягчения неудовлетворительного электроснабжения от указанной ВЛ 110 кВ ИП ОАО "ДВЭУК", предусмотрено строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба. Проектная и рабочая документация выполнена. Необходимо ускорить строительство и ввод ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба с ПС 220 кВ Нюрба. В данной работе рекомендуется строительство указанной ВЛ выполнить в 2015-2016 гг., что снимет напряженного по надежности электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Онхой, Верхневилюйск, Вилюйск по одноцепной ВЛ 110 кВ.

Кроме неудовлетворительной надежности электроснабжения потребителей указанных ПС Западного энергорайона, в аналогичном положении находятся потребители ПС 110 кВ Магарассы, Бердигестях ЦЭР. Учитывая перспективную привлекательность соединения по ВЛ 220-110 кВ Западного и Центрального энергорайонов по северному направлению Сунтар - Нюрба - Вилюйск - Бердигестях - Якутск представляется целесообразной разработка Схемы развития электрических сетей 110-220 кВ северной части Якутской энергосистемы для объединения Западного и Центрального энергорайонов. Кроме того в предлагаемой работе следует рассмотреть целесообразность сооружения малой электростанции на газе в районе Вилюйска. Эта электростанция является актуальной в связи с появляющимся дефицитом электроэнергии в Западном энергорайоне к 2017 г. при маловодности.

(6) Целесообразность дальнейшего функционирования линии электропередачи Черский - Билибино

В настоящее время электроснабжение п. Черский осуществляется от Билибинской АЭС (Чаун-Билибинской энергоузел Чукотского АО) по одноцепной ВЛ 110 кВ Черский-Билибино. Длина ВЛ составляет 285 км. По данной ВЛ в направлении Черского передается не более 4 МВт. Переток электроэнергии в 2008-2012 гг. составлял 14-18 млн. кВт*ч в год.

Согласно утвержденному графику вывода из эксплуатации Билибинской АЭС последний из 4-х блоков будет выведен из эксплуатации в 2021 г. К этому времени заменить выведенное из эксплуатации оборудование в г. Билибино можно только тепловой электростанцией в связи с отсутствием готовых проектов атомных блоков малой мощности. Размещение ТЭС в г. Билибино не рационально в связи со сложной схемой доставки топлива.

Кроме этого, в Чаун-Билибинском энергоузле прогнозируется значительный прирост нагрузок и электропотребления и появление новых центров нагрузок. В связи с этим в настоящее время рассматривается несколько вариантов развития энергетики в этом энергоузле.

Одним из вариантов предусматривается сооружение ТЭС в п. Черский мощностью 165 МВт на зырянском угле и двухцепной ВЛ 220 кВ Черский - Билибино. Для нормальной работы ТЭС такой мощности ежегодно потребуется около 250 тыс. т угля, что в несколько раз больше объемов, перевозимых по р. Колыме в настоящее время. Для увеличения объема перевозок необходимы значительные инвестиции, которые пока не предусмотрены собственниками в связи с неопределенностью ситуации.

В связи с этим, вариант с размещением угольной ТЭС мощностью 165 МВт в п. Черский признан нецелесообразным из-за неопределенности с поставками угля и необходимости сетевого строительства.

В складывающейся ситуации эксплуатация участка ВЛ 110 кВ Черский - Билибино после 2020 г. вызывает много вопросов, а обеспечение нагрузок в п. Черский как электрических, так и тепловых возможно за счет сооружения мини-ТЭЦ на зырянском угле в непосредственной близости от поселка. Таким образом, данный вопрос требует дальнейшего изучения и поиска совместного решения с Правительством Чукотского автономного округа.

(7) Выполнение проектных работ целевой программы противоаварийной автоматики, системных устройств релейной защиты, средств связи, автоматизированного учета электроэнергии

В 2015-2016 гг. изолированно работающие энергоузлы якутской энергосистемы будут объединены электрической сетью 220 кВ и присоединены к ЕНЭС России. В 2017 г. якутская энергосистема по ВЛ 220 кВ Пеледуй - Чертово Корыто - Сухой Лог - Мамакан объединится с ОЭС Сибири. В 2020 г. со строительством ВЛ 220 кВ Рассоха - Пеледуй якутская энергосистема объединится с иркутской по сетям 220 кВ вдоль трассы нефтепровода ВСТО. Таким образом, якутская энергосистема присоединится к ОЭС Сибири и ОЭС Востока по трем направлениям.

С вводом ВНС на ПС 220 кВ Пеледуй якутская энергосистема выйдет на параллельную работу с ОЭС Сибири. Имеющиеся в настоящее время в изолированно работающих энергорайонах средства и системы системной противоаварийной автоматики, системные устройства релейной защиты, средства связи, автоматизированного учета электроэнергии не соответствуют условиям объединения энергорайонов энергосистемы и их параллельной работы.

Для приведения указанных устройств и систем к современным требованиям и нормам, а также к работе в условиях объединения необходима разработка целевой программы с ее поэтапной реализацией в период до 2016 г.

Рекомендуемые сроки выполнения дополнительных исследований и предпроектных работ по развитию электрических сетей 110 кВ и выше Республики Саха (Якутия) приведены в таблице 4.15.11.

Таблица 4.15.11

Перечень дополнительных исследований и предпроектных работ

Наименование работ	Сроки выполнения	Стоимость (без НДС) млн. руб. Текущие цены (I квартал 2014 г.))	Предполагаемый заказчик
Схема присоединение Талаканской ГТЭС к сетям ОАО АК "Якутскэнерго" (ЕНЭС)	2018	3	ОАО "ДВЭУК"
Схема внешнего электроснабжения Чаяндинского НГКМ (возможно совмещение с п. 1)	2018	2	ОАО "ДВЭУК"
Вставка несинхронной связи на ПС 220 кВ Пеледуй. Проектная и рабочая документация	2016-2017	120	ОАО "ФСК ЕЭС" ЦИУС Востока
Схема развития сети 110-220 кВ в узле Хандыга - Джебарики-Хая	2018	4	МЖКХиЭ
Комплексная оценка развития электрических сетей магаданской энергосистемы и Центрального энергорайона якутской энергосистемы	2015	5	МЖКХиЭ
Схема энергоснабжения Колымских районов Республики Саха (Якутия) с учетом изменения структуры генерирующих мощностей Чаун-Билибинского энергоузла Чукотского АО	2015	5	МЖКХиЭ
Схема развития электрической сети 110-220 кВ в узле Нюрба - Вилюйск - Якутск	2017	3	МЖКХиЭ
Целевая программа создания системной противоаварийной автоматики, системных устройств релейной защиты, средств связи, автоматизированного учета электроэнергии. Проектная документация.	2015	15	ОАО "ФСК ЕЭС" ЦИУС Востока

Приложение

Техническое задание
на выполнение работы

ГАРАНТ:

Текст приложения будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас

Получить бесплатный доступ

Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.