УТВЕРЖДЕН Распоряжением Правительства Республики Коми от 29 апреля 2011г. №168-р СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ КОМИ на 2011-2015 годы СОДЕРЖАНИЕ I. II. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 III. 3.1 3.2 3.3 IV. Введение Общая характеристика региона Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Республики Коми Отчетная динамика потребления электроэнергии в Республике Коми и структура электропотребления по основным группам потребителей Перечень основных крупных потребителей электрической энергии за последние 5 лет Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Республике Коми, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Коми, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований. Типы используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности и года ввода в эксплуатацию Структура установленной электрической мощности на территории Республики Коми Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике) Основные характеристики электросетевого хозяйства Республики Коми 110 кВ и выше. Основные внешние электрические связи энергосистемы Республики Коми Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории субъекта Российской Федерации в последнем году Единый топливно-энергетический баланс Республики Коми (ЕТЭБ) за предшествующие пять лет Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Коми Особенности текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Коми Оценка балансовой ситуации Проблемы текущего состояния электроэнергетики. Основные направления развития электроэнергетики Республики Стр. 4 5 8 12 16 17 18 18 21 22 23 25 26 28 31 31 33 33 33 34 34 38 2 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15 4.16 Коми Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Коми Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-летний период по территории Республики Коми Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Республики Коми Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Коми мощностью не менее 5 МВт Прогноз развития энергетики Республики Коми на основе ВИЭ (возобновляемые источники энергии) и местных видов топлива Оценка перспективной балансовой ситуации на 5-летний период. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических режимов Предложения по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации узких мест Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ с выделением сводных данных для сети до 110 кВ Потребность электростанций и отдельных генерирующих компаний в топливе Наличие выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Республики Коми (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных) Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Республики Коми с учетом максимального развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных (с указанием при необходимости мероприятий по реконструкции газовых сетей) Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Республики Коми на 5-летний период. Приложения Сокращения и определения 38 41 42 42 43 44 48 49 53 56 60 61 62 63 63 64 66 117 3 Введение Схема и программа развития электроэнергетики Республики Коми (далее программа) разработана в соответствии с: - Федеральным законом "Об электроэнергетике", Постановлением Правительства Российской Федерации № 823 от 17.10.2009г.; - Поручением Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 г. (перечень поручений от 29.03.2010г. № Пр-839 пункт 5) предусмотреть в рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований; - Схемой размещения и развития производительных сил в Республике Коми на период до 2020 года, одобренной распоряжением Правительства Республики Коми от 14 февраля 2008 г. N 39-р; - Схемой территориального планирования Республики Коми, утвержденная постановлением Правительства Республики Коми от 24.12.2010 № 469; - Схемой развития распределительных электрических сетей напряжением 35-110 кВ Комиэнерго на период до 2015 года. При разработке программы выполнены положения: - Федерального закона от 23.11.2009 № 261 -ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности...»; - Федерального закона от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, определенных: - Постановлением Правительства Российской Федерации от 15.05.2010 № 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности". Основной целью Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Коми является создание эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально экономическое развитие региона и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории республики. Для достижения цели Программа предусматривает решение следующих задач: -планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на основе оценки достаточности энергетической и сетевой инфраструктуры для обеспечения социально-экономического развития и реализации местных программ, выявления «узких мест» в энергосистеме Республики Коми, обеспечения синхронизации программ развития электрических сетей и планов развития генерирующих мощностей (электростанций); -максимальное развитие когенерации и модернизация систем централизованного теплоснабжения; - формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций. Показатели в Схеме и программе развития электроэнергетики Республики Коми представлены по состоянию на 1 января 2010 года. 4 I. Общая характеристика региона. Республика Коми расположена на крайнем северо-востоке Европейской части Российской Федерации в пределах Печорской низменности и Мезенско-Вычегодской равнины, Среднего и Южного Тимана, западных склонов Уральских гор (Северный, Приполярный и Полярный Урал). Республика Коми на западе граничит с Архангельской областью, на северо-западе и севере - с Ненецким автономным округом, на востоке - с Ямало-Ненецким автономным округом и Ханты-Мансийским автономным округом - Югра, на юго-востоке - со Свердловской областью, на юге - с Пермским краем, на юго-западе - с Кировской областью. Общая длина границ республики составляет 4415 км. Расстояние от столицы России города Москвы до столицы Коми города Сыктывкара 1410 км. Территория Республики Коми по площади составляет 416,8 тыс. кв.км. Наибольшая протяженность - с юго-запада на северо-восток - 1275 км, с севера на юг - 785 км, с запада на восток - 695 км. Распределение земельного фонда Республики Коми по категориям земель: земли лесного фонда - 86,1 процента, земли особо охраняемых природных территорий - 6,3 процента, земли сельскохозяйственного назначения - 4,5 процента, земли запаса - 1,6 процента, земли промышленности и иного специального назначения - 0,7 процента, земли населенных пунктов - 0,5 процента, земли водного фонда - 0,3 процента. Климат. Размеры и континентальная протяженность территории Республики Коми, влияние Северного Ледовитого и Атлантического океанов, природного барьера Уральских гор на востоке создают неоднородность климата с юго-запада на северо-восток. Здесь характерно частое вторжение холодных арктических, относительно теплых атлантических и воздушных масс умеренных широт. Это вызывает повышенную циркуляцию атмосферы, доминирование циклонической погоды, резкие перепады давления и температуры воздуха, быструю смену направления и скорости ветров, обилие осадков в виде дождя и снега. Расположение в субарктическом (на крайнем севере и северо-востоке Российской Федерации) и умеренном климатических поясах обуславливает климат с продолжительной, довольно суровой зимой и коротким, сравнительно прохладным летом. Средняя температура в Республике Коми в январе - от минус 14 градусов на юге и до минус 23 градусов на северовостоке, в июле - от плюс 19 градусов на юге и до плюс 12 градусов на северо-востоке. Территория Республики Коми входит в зону избыточного увлажнения. Значительное преобладание выпадающих на ее поверхность атмосферных осадков над испарением, особенности рельефа и геологического строения определили повышенную заболоченность территории и развитую гидрографическую сеть. Население. Республика Коми многонациональна - на начало 2010 г. в республике проживало 951,2 тысячи человек, составляющих более 100 наций и народностей. По национальному составу преобладают русские (59,6 процента) и коми (25,2 процента). Средний возраст населения 35 лет. 75,5 процента населения республики проживает в городах, 24,5 процента - жители села. Административное деление. По состоянию на 1 января 2010 г. в республике насчитывалось 12 районов и 8 городов республиканского значения с подчиненными территориями, 2 города районного значения и 1 внутригородской район, 29 поселков городского типа, 720 сельских населенных пунктов. Столица республики - г.Сыктывкар (до 1930 г. – г. Усть-Сысольск, основан в 1780 г.). Наиболее крупные города: Сыктывкар, Ухта, Воркута. 5 Территория и административно-территориальное деление Республики Коми на 1 января 2010 года. Терри Числен тор ия, тыс.к м² ность населения тыс.чел Число жителе й на 1 км² Административнотерриториальные единицы Муници райо ны пальные образо город Посе лки горо дско го типа Сельс кие насел е центры вания нные пункт ы Республика 416,8 951,2 2,3 12 10 29 720 211 г. Сыктывкар Сыктывкар 0,7 251,1 342,5 - 1 3 3 1 г. Сыктывкар Воркута 24,2 110,6 4,6 - 1 8 7 1 г. Воркута Вуктыл 22,5 15,8 0,7 - 1 - 10 6 г. Вуктыл Инта 30,1 36,4 1,2 - 1 2 20 1 г. Инта Печора 28,9 61,1 2,1 - 1 3 28 16 г. Печора Сосногорск 16,5 48,7 2,9 - 1 2 16 11 г. Сосногорск Усинск 30,6 50,4 1,6 - 1 1 18 1 г. Усинск Ухта районы 13,3 127,1 9,6 - 1 4 13 1 г. Ухта Ижемский 18,4 19,3 1,0 1 - - 34 11 с. Ижма Княжпогостский 24,6 25,1 1,0 1 1 1 45 13 г. Емва Койгородский 10,4 9,0 0,9 1 - - 21 11 с. Койгородок Корткероссий 19,7 22,3 1,1 1 - - 53 19 с. Корткерос Прилузский 13,2 22,0 1,7 1 - - 89 17 с. Объячево Сыктывдинский 7,5 24,7 3,3 1 - - 49 14 с. Выльгорт Сысольский 6,1 15,5 2,5 1 - - 79 12 с. Визинга ТроицкоПечорский 40,6 15,2 0,4 1 - 1 32 12 пгс. ТроицкоПечорск Удорский 35,8 22,8 0,6 1 - 3 52 16 с. Кослан Усть-Вымский 4,8 30,7 6,4 1 1 1 51 13 с. Айкино УстьКуломский 26,4 29,9 1,1 1 - - 63 23 с. Усть-Кулом Усть-Цилемсий 42,5 13,6 0,3 1 - - 37 12 с. Усть-Цильма Коми Природные ресурсы. Современная оценка: Республика располагает уникальным по запасам, условиям залегания, разнообразию и качеству сочетанием минерально-сырьевых ресурсов. По существующим экспертным данным, валовая ценность запасов полезных ископаемых республики достигает 11 трлн. долл. США или 8% прогнозного потенциала России. Минеральные ресурсы территории представлены запасами угля, нефти, газа, бокситов, титановых руд, солей, золота, алмазов, руд цветных и редких металлов, флюорита, горючих сланцев, минеральных вод и строительных материалов. Основная роль в этом потенциале (до 97%) принадлежит топливно-энергетическому сырью, который остается доминирующим в ближайшей перспективе. При этом достаточно широко освоены Печорский угольный бассейн, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. Подготовлен к освоению ряд 6 рудных месторождений Тиманской гряды, Северного и Полярного Урала. Ведется поиск полезных ископаемых на территории Вычегодского бассейна. Основное количество балансовых запасов угля сосредоточено на разрабатываемых Интинском (25 %), Воргашорском (23 %), Воркутинском (14 %) и резервном Усинском (21 %) месторождениях. Биоклиматические ресурсы территории позволяют вести интенсивное полевое земледелие на юге республики, оленеводство и промысловое хозяйства на севере. Экономическая активность на значительной части территории связана с лесом. Его запасы по различным оценкам достигают 2,8 млрд.куб.м. Фактором, ограничивающим развитие, является невысокая экологическая емкость природных комплексов, особенно на севере республики. В активную экономическую деятельность, по оценкам специалистов, вовлечена половина территории Республики Коми. Значительная часть ее выполняет роль экологического резервата, сохраняющего генетический фонд тайги и тундры. Проводится активная государственная политика по сбережению и воспроизводству природно-ресурсного потенциала и прежде всего ресурсов жизнеобеспечения: земельных, водных, рыбных, флористических и т.п. Природные комплексы республики представляют интерес для рекреационного использования - отдыха, лечения, туризма. Экономика. Важнейшей отраслью промышленности республики в целом является добывающая, которая возникла на базе месторождений угля, нефти, газа и других полезных ископаемых. Ведущими являются лесозаготовительная, угольная, нефтяная и газовая. Заготовка древесины сосредоточена в бассейнах рек Вычегды, Печоры и Мезени. Основные центры деревопереработки: Сыктывкар, Ухта, Печора. Переработка нефти и газа производится в Ухте и Сосногорске. Энергетика представлена объектами ГРЭС и ТЭЦ. Крупнейшие предприятия республики: Ухтинский нефтеперерабатывающий завод, Сосногорский газоперерабатывающий завод, ОАО «Воркутауголь», ООО «Лукойл-Коми», ЗАО «Жешартский фанерный комбинат», ОАО «Монди СЛПК» и многочисленные предприятия пищевой и строительной промышленности. Сельское хозяйство в республике Коми представлено в основном животноводством. Разводят в республике также лошадей, овец; в северных районах республики развито оленеводство, пушной промысел. Неплохое в регионе получила развитие транспортная инфраструктура. Важнейшие авиалинии соединяют республику не только с Москвой, Санкт-Петербургом и другими крупными городами нашей страны, но и столицами независимых государств ближнего зарубежья. Основной поток грузов идет железнодорожным (магистраль Котлас-ВоркутаСалехард) и речным (по рекам Вычегда, приток Северной Двины, и Печоре) транспортом. Особое развитие получили в республике нефтепроводы. Положение же автомобильного транспорта оставляет желать лучшего: он охватывает только южные и центральные районы. Перевозку пассажиров и грузов в основном обеспечивают предприятия муниципальной и смешанной форм собственности. Экологическая ситуация республики Коми носит неоднородный характер. Относительно благоприятная обстановка в малодоступных юго-восточных и северозападных частях республики, острая - в местах добычи нефти и газа, которая резко отрицательно сказалась на многих оленьих пастбищах. Ухудшают также экологическое состояние сплошные вырубки коренных таежных лесов и лесные пожары. Республика Коми является научным центром Российской АН. Количество высших учебных заведений (государственный университет, педагогический институт, филиал Лесотехнической академии Санкт-Петербурга и др.), научно-исследовательских институтов и культурных учреждений (музыкальный и драматический театры, филармония, художественный, историко-краеведческий, литературно-мемориальный, геологический музеи и др.) говорит об интеллектуальном потенциале республики Коми. 7 II. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Республики Коми. На начало 2010 г. в республике имелось 1238 электростанций (включая дизельные электростанции и автономные резервные источники электропитания), что на 3 % больше, чем на начало 2009г. Из общего количества электростанций 70 - электростанций общего пользования, 523 - принадлежали организациям промышленного производства, 223 транспорта, 15 - сельского и лесного хозяйства, 91 - строительства, 316 - прочим хозяйствующим субъектам. Общая установленная мощность станций- 2,5 миллиона киловатт. Основную долю производства электроэнергии (72 %) осуществляли 6% электростанций общего пользования, остальные электростанции небольшой мощности выработали 28 % электроэнергии. Распределение электростанций по категориям на 1 января 2010 года Все электростанции число Всего электростанций в том числе Общего пользования При организациях сельского и лесного хозяйства При организациях промышленного производства При строительных организациях При транспортных организациях Прочие электростанции 1238 Мощность, тыс кВт 2523,4 В том числе передвижные Выработано электроэнер гии в 2009г. млн.кВтч число 9414,7 477 Мощность, тыс кВт Выработано электроэнергии в 2009г. млн.кВтч 80,5 58,1 70 15 1798,4 1,4 6775,6 0,2 18 9 2,1 0,4 0,1 523 611,1 2572,0 248 55,5 45,6 91 9,8 5,5 86 9,2 5,5 223 82,6 53,2 33 8,5 - 316 20,1 8,2 83 4,8 6,8 В 2009 г. производство электроэнергии составило 9,4 миллиарда киловатт-час и снизилось на 0,9% по сравнению с уровнем предыдущего года. Максимальный в республике объем электроэнергии по-прежнему производился в Печоре (41% от итогов 2009г.), где ее выработка относительно 2008г. увеличилась на 1%. Также существенные объемы производились в Сыктывкаре (25%, снижение на 4%), Сосногорске (17%, снизилось на 3%) и Воркуте (13%, снизилось на 3%). Теплоэнергия производится во всех городах и районах республики, сокращение по сравнению с 2008г. зафиксировано в 11 территориях, максимально в Усть-Цилемском (на 15%) и Княжпогостском (на 11%) районах. Коми энергосистема осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Коми и части Ненецкого автономного округа. Коми энергосистема входит в состав Объединенной энергосистемы Северо-Запада. Наряду с ней в ОЭС Северо-Запада входят Кольская, Карельская, Ленинградская, Новгородская, Псковская, Вологодская и Архангельская энергосистемы, а также с 2004 г. Янтарьэнерго. Все перечисленные энергосистемы находятся в зоне диспетчерской отвественности ДЦ филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада. Диспетчерское управление объектами электроэнергетики на территории Республики Коми осуществляет ДЦ Филиала ОАО «СО ЕЭС» Коми РДУ. 8 Энергетическая система республики представляет собой единый, практически замкнутый территориальный комплекс, имеющий электрические связи с энергосистемой Архангельской области по ВЛ 220 кВ Микунь-Урдома, ВЛ 110 кВ Жешарт-Яренск и с энергосистемой Кировской области по ВЛ 110 кВ Летка-Мураши. Энергосистема республики состоит из пяти энергоузлов: Воркутинского, Интинского, Печорского, Ухтинского и Южного, соединенных системообразующими одноцепными ВЛ 220 кВ протяженностью 930 км. По двум ВЛ 220 кВ Печора – Усинск – Возей/Газлифт - Северный Возей - Харьяга протяжённостью порядка 300 км осуществляется электроснабжение нефтедобывающих районов севера Республики Коми и Ненецкого АО. 9 Общая протяженность электрических сетей составляет: ЛЭП 220 кВ – 1,8 тыс.км, ЛЭП 110 кВ – 4,2 тыс. км, 35 кВ и ниже – более 19 тыс. км. Энергосистема Республики Коми формально избыточна по электрической мощности: резерв составляет около 40%, однако фактически мощность заперта в северной части энергосистемы за ВЛ 220 кВ Ухта-Синдор. При этом Южный энергоузел республики является дефицитным. От 50% до 70% нагрузки Южного энергоузла обеспечивает ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК», от 40% до 60% - ВЛ 220 кВ Ухта-Микунь. Производство электроэнергии в республике определяется внутренними потребностями. За пределы республики передается 7% производимой электроэнергии, поступает из-за пределов республики (из Кировской области) – менее 1%. Энергосистема Республики Коми объединяет электростанции, принадлежащие ОАО «Территориальная генерирующая компания №9», ОАО «Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии», ОАО «Монди СЛПК» и электрические сети филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго», ОАО «ФСК ЕЭС» и других субъектов рынка электроэнергии Республики Коми. Согласно сводному прогнозному балансу производства и поставок электрической энергии (мощности) по Республике Коми на 2011 год, утвержденному приказом Федеральной службы по тарифам от 20.07.2010 № 153-э/1, общая установленная мощность электростанций, осуществляющих поставку электрической энергии (мощности) потребителям, равна 2354,6 МВт. Сводные данные по объектам генерации приведены в таблице. Установленная мощность электростанций на 1 января 2010 года Собственные электростанции ОАО «Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» Печорская ГРЭС ОАО «Территориальная генерирующая компания №9» Воркутинская ТЭЦ-1 Воркутинская TЭЦ-2 Интинская TЭЦ Cосногорская TЭЦ ОАО «Монди Сыктывкарский ЛПК» Блок-станция ОАО «МРСК Северо-Запада» Дизельные станции* ОАО «Российские железные дороги» Дизельные станции Итого: МВт 1060 25 270 18 377 465,3 47,12 4,52 2354,64 * с 01.09.2010 г. ДЭС ОАО «МРСК Северо-Запада» находятся на балансе ООО «Республиканская генерирующая компания» Магистральные электрические сетевые компании, осуществляющие деятельность на территории Республики Коми: 1. Северное предприятие магистральных электрических сетей - Филиала ОАО «ФСК ЕЭС». Распределительные сетевые компании, осуществляющие деятельность на территории Республики Коми: 1. Филиал ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго»; 2. ООО «Энерготрейд»; 3. ООО «Газпром энерго»; 4. ГУП РК «Комиавиатранс»; 5. ООО «КВСМ»; 10 6. ОАО «ЛПК Сыктывкарский ЛДК»; 7. ООО «Роялти»; 8. ООО «Газпром трансгаз Ухта»; 9. ООО «СтройМонтаж»; 10. ООО «Газпром переработка»; 11. ООО «СамараТранснефтьСервис» (осущ. регулируемую деятельность с 18.12.2010); 12. ООО «Республиканская сетевая компания»; 13. СМУП «Жилкомфонд»; 14. ОАО «Российские железные дороги»; 15. ОАО «28 Электрическая сеть» (осущ. регулируемую деятельность с 01.01.2011) ; 16. ООО «Системы автоматизации производства» (осущ. регулируемую деятельность с 01.01.2011); 17. ОАО «Северные магистральные нефтепроводы» (осущ. регулируемую деятельность до 31.12.2010); 18. ОАО «Транснефтьэнерго» (осущ. регулируемую деятельность до 18.12.2010); 19. ООО «Лукойл-энергосети» (осущ. регулируемую деятельность до 31.12.2009). Объем услуг по передаче электрической энергии в границах филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго» приведен в таблице. Объем услуги по передаче, млн.кВт.ч 2005г. 4910,2 2006г. 5182,3 2007г. 5396,8 2008г. 5465,8 2009г. 5400,5 Республика Коми является неценовой зоной и не включена в перечень субъектов Российской Федерации, территории которых объединены в ценовые зоны оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 года № 643. Субъектами оптового рынка электрической энергии (мощности) на территории Республики Коми являются: Филиал ОАО «ТГК- 9» «Коми» (Воркутинская ТЭЦ-1, Воркутинская ТЭЦ-2, Интинская ТЭЦ, Сосногорская ТЭЦ), Филиал ОАО «ОГК-3» «Печорская ГРЭС»; ОАО «Коми энергосбытовая компания»; ОАО «ВСК-энерго» (на 01.01.2010г). Субъектами розничного рынка электрической энергии (мощности) на территории Республики Коми являются: ОАО «Монди СЛПК» (блок-станция); ООО «Республиканская генерирующая компания» (дизельные электростанции); ОАО «Российские железные дороги» (дизельные электростанции); территориальные сетевые организации (резервные электростанции); независимые сбытовые организации. Энергосбытовые (поставка электроэнергии) компании осуществляющие деятельность на территории Республики Коми: Деятельность в качестве гарантирующего поставщика на территории Республики Коми осуществляет ОАО «Коми энергосбытовая компания». В качестве независимых сбытовых организаций осуществляют деятельность: 1.ООО «Торговый дом «Энергосервис», 2.ОАО «ВСК-энерго», 3.ОАО «Оборонэнергосбыт», 4.ООО «Русэнергоресурс», 5.ЗАО «Евразийская энергетическая компания». 11 2.1. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Республике Коми и структура электропотребления по основным группам потребителей. Производство электроэнергии по Республике Коми и России. Млрд. кВт.ч 2009 в 2000г. 2005г. 2006г. 2007г. 2008г. 2009г. %к 2000 Республика Коми 7,9 8,4 8,9 9,1 9,5 9,4 119 в процентах к 102,1 98,1 105,6 102,6 104,3 99,1 119 предыдущему году Россия 878 940 991 1015 1037 992 113 в процентах к … 1008 105,4 102,4 102,2 95,7 113 предыдущему году Рост выработки электроэнергии в 2001-2008 гг. на 20 % связан с увеличением объемов промышленного производства в целом за этот период почти на 33 %. В 2009 г. производство электроэнергии составило 9,4 миллиарда киловатт-час и снизилось на 0,9% по сравнению с уровнем предыдущего года, а по сравнению с 2000 г. оно возросло на 19%. В 2009 г. всеми потребителями (юридическими и физическими лицами) республики, включая потребление на собственные нужды генерирующими станциями было израсходовано 8 770,1 млн. кВтч электроэнергии, что на 1% меньше, чем в предыдущем году. Основная доля в потреблении электроэнергии приходится на производственные предприятия (около 80%). Наиболее электроемкими в 2009 г. являлись такие виды экономической деятельности, как добывающие и обрабатывающие производства, на которые приходилось соответственно 26% и 25,9 % от всего потребления. Из них самыми крупными потребителями были предприятия целлюлозно-бумажной промышленности, на которые в течении пяти лет приходится более 20%, добыча сырой нефти и природного газа - 16,1% и добыча каменного угля - 7,7%. Производство, передача и распределение электроэнергии, газа, пара и воды составило 12,2 %. Структура потребления электроэнергии по видам экономической деятельности в Республике Коми млн. кВт.ч Потребление всего Сельское хозяйство, охота, лесное хозяйство Промышленность Добыча полезных ископаемых Добыча каменного угля и торфа Добыча сырой нефти и природного газа Добыча ПИ, кроме энергетических Обрабатывающие производства Производство пищевых продуктов Текстильно-швейное производство Деревообработка кроме производства мебели Целлюлозно-бумажное производство Производство нефтепроводов Производство прочих неметаллопродуктов Производство металлоизделий Производство машин и оборудования Прочие производства 2004г. 2005г. 2006г. 2007г. 2008г. 2009г. 8135,0 8040,5 8465,4 8697,8 8825,9 8770,1 71,1 104,2 85,8 104,1 87,4 78,8 1992,6 729,7 1081,4 6,9 2204,4 22,2 25,0 254,1 1655,6 116,5 16,8 6,8 2,4 2,4 2084,1 724,4 1209,6 13,3 2303,3 22,5 26,0 278,3 1706,4 117,0 14,7 7,5 2,5 4,7 2162,1 718,0 1287,9 11,3 2336,3 29,8 28,9 287,3 1767,2 125,6 14,9 9,8 1,2 2,9 2206,6 705,6 1362,9 12,4 2330,8 23,1 30,1 280,5 1754,1 121,2 56,7 7,6 1,1 2,8 2283,0 674,7 1415,0 9,6 2274,8 20,1 27,0 229,7 1786,0 125,1 29,4 4,9 3,9 2,9 741,8 1041,5 23,9 23,9 1656,7 108,4 28,1 12 Производство и распределение э/э, газа и воды 655,2 966,3 1056,3 1063,7 1098,5 1068,7 814,6 170,0 847,1 176,5 831,0 170,8 881,8 182,4 860,3 161,0 114,1 484,5 119,0 33,5 200,7 88,9 33,6 122,3 560,7 110,9 35,5 263,1 97,7 33,9 143,9 598,0 87,5 32,7 343,3 77,2 34,6 155,2 614,0 72,6 26,5 355,3 96,8 39,4 104,1 534,0 63,1 16,4 305,0 80,5 39,8 663,6 120,5 664,8 516,8 92,1 703,9 524,8 91,2 701,9 594,6 71,4 752,1 552,3 83,7 763,5 605,0 877,7 872,3 932,0 902,0 957,6 974,5 Производство и распределение э/э, газа и гор.воды Сбор, очистка, распределение воды Строительство Транспорт и связь Железнодорожный транспорт Сухопутный транспорт Транспорт нефти Транспорт газа Связь Прочие коммунальные, социальные и персональные услуги Население Прочие виды экономической деятельности Потери в электросетях 120,7 437,9 110,2 174,7 88,5 13 Динамика структуры потребления электроэнергии в Республике Коми в 2005-2009 годах 2005г. 2009г. 2009г к 2005г Показатель, % Потребление всего Сельское хозяйство, охота, лесное хозяйство Добыча полезных ископаемых Добыча каменного угля и торфа Добыча сырой нефти и природного газа Добыча полезных ископаемых, кроме энергетических Обрабатывающие производства Производство пищевых продуктов Текстильно-швейное производство Деревообработка кроме производства мебели Целлюлозно-бумажное производство Производство нефтепроводов Производство прочих неметаллопродуктов Производство металлоизделий Производство машин и оборудования Прочие производства 100 1,3 24,8 9,1 13,4 Производство и распределение э/э, газа и воды Производство и распределение э/э, газа и гор.воды Сбор, очистка, распределение воды Строительство Транспорт и связь Железнодорожный транспорт Сухопутный транспорт Транспорт нефти Транспорт газа Связь Прочие коммунальные, социальные и персональные услуги Население Прочие виды экономической деятельности Потери в электросетях 27,4 0,3 0,3 3,2 20,6 1,4 0,2 100 0,9 26,0 7,7 16,1 0,1 25,9 0,2 0,3 2,6 20,4 1,4 0,3 12,0 10,1 2,1 1,4 6,0 1,5 0,4 2,5 1,1 0,4 12,2 9,8 1,8 1,2 6,1 0,7 0,2 3,5 0,9 0,5 0,2 -0,3 -0,3 -0,2 0,1 -0,8 -0,2 1 -0,2 0,1 1,5 8,3 6,4 10,8 1,0 8,7 6,9 11,1 -0,5 0,4 0,5 0,3 -0,4 1,2 -1,4 2,7 -1,5 -0,1 0 0,6 -0,2 0 0,1 Потребление энергосистемы Республики Коми в составе ЕЭС России, а также от электростанций общего назначения, в 2009 году составило 8770,1 миллионов киловаттчасов, что на 729 миллиона киловатт-часов больше 2005 года с ростом 9% Индекс промышленного производства и индексы производства по видам экономической деятельности В процентах 2000 Индекс промышленного производства к предыдущему году к 2000г Добыча полезных ископаемых к предыдущему году к 2000г Добыча топливноэнергетических полезных 2005 2006 2007 2008 2009 105,3 101,8 104,1 118,5 105,0 124,5 103,4 128,7 103,7 132,6 98,3 130,3 102,5 110,6 105,5 117,1 105,0 123,0 102,7 126,3 107,3 134,6 98,0 132,2 14 ископаемых к предыдущему году к 2000г Добыча каменного угля и торфа к предыдущему году к 2000г Добыча сырой нефти и природного газа, предоставление услуг в этих областях к предыдущему году к 2000г Обрабатывающее производство к предыдущему году к 2000г Производство нефтепродуктов к предыдущему году к 2000г Производство и распределение электроэнергии, газа и воды к предыдущему году к 2000г 102,5 110,9 105,2 116,4 104,7 121,8 103,0 125,6 107,6 134,3 98,3 132,0 95,9 86,4 88,2 71,3 108,3 77,2 91,4 70,6 100,5 71,0 91,7 65,1 106,4 122,8 110,8 140,0 103,8 145,3 106,3 154,5 109,3 167,6 99,8 167,3 117,0 94,9 105,8 128,4 105,4 135,3 106,3 143,8 98,0 138,8 97,9 135,9 151,3 99,0 120,3 115,9 107,7 124,8 113,8 142,0 97,0 137,6 109,7 150,9 98,6 93,1 96,4 110,0 104,1 106,0 100,0 110,4 103,2 110,4 99,3 109,6 Динамика потребления электрической энергии потребителями энергосистемы РК за 2005-2009 годы Показатель Электропотребление, млн. кВтч Прирост, % Собственный максимум нагрузки, МВт Прирост, % 2005 8040 -1,3* 1239 2006 8465 6,1 1292 Год 2007 8699 2,1 1349 2008 8826 1,4 1292 2009 8770 -1,3 1362 4,3 4,4 -4,3 5,4 * - по отношению к величине потребления электрической энергии в 2004 году. Начало пятилетки характеризуется устойчивым ростом электропотребления (до 6% в год), сменившееся в середине 2008 года снижением, достигшем 1,3% в 2009 году. Относительная стабилизация наступила осенью 2009 года. Несмотря на снижение динамики потребления электроэнергии, потребление мощности в отдельные часы максимальной нагрузки энергосистемы увеличилось. Так при сходных условиях наиболее холодной части зимы 2006-2007гг. и зимы 2008-2009гг, максимальная мощность в энергосистеме в 2009 году составила 1 362 МВт, что на 70 МВт больше чем в предыдущем году и на 123 МВт больше, чем в 2005 году. График электропотребления в Коми энергосистеме достаточно плотный. Число часов использования максимума нагрузки превышает 6,5 тысяч часов, что объясняется большим удельным весом промышленности в структуре электропотребления. 15 В связи с небольшой долей нецентрализованного электроснабжения в Республике Коми, электропотребление основных групп потребителей энергосистемы совпадает со структурой электропотребления в республике в целом. 2.2. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии за последние 5 лет. Наиболее крупными потребителями энергосистемы Республики Коми являются предприятия целлюлозно-бумажной промышленности - ОАО "Монди СЛПК" и нефтедобывающей - ООО "Лукойл-Коми", доли которых в электропотреблении составили в 2009 году соответственно 20% и 15%. К наиболее крупным с уровнем электропотребления более 1% в общем потреблении энергосистемы Коми относятся предприятия угольной промышленности: ОАО"Воркутауголь" - более 510 миллионов киловатт-часов и ЗАО "Шахта Воргашорская"- 99 миллионов киловатт-часов, производство нефтепродуктов ОАО"Лукойл- Ухтанефтепереработка" с электропотреблением более 127 миллионов киловатт-часов за 2009 год. ОАО "Северные магистральные нефтепроводы" (транспорт нефти) за 5 лет увеличило электропотребление на 54% до 302 миллионов киловатт-часов. В связи со снижением объема производства на 15% к предыдущему году снизило в 2009 году электропотребление крупное предприятие деревообрабатывающей промышленности ООО "Сыктывкарский фанерный завод". 16 Крупные потребители электроэнергии, млн. кВтч Наименование потребителя 2005г. 2006г. 2007г. 2008г. 2009г. Уд.вес в 2009г % Целлюлозно-бумажное производство ОАО "Монди -СЛПК" Деревообработка ООО «Сыктывкарский фанерный завод» Производство нефтепродуктов ОАО ""Лукойл-УНП"" Добыча сырой нефти и природного газа ООО ""ЛУКОЙЛ - Коми"" Добыча каменного угля и торфа ОАО ""Воркутауголь"" ЗАО ""Шахта Воргашорская"" Производство и распределение электроэнергии газа и воды ОАО «ТГК-9» Транспорт нефти ООО "Транснефтьсервис С" (объекты ОАО "Северные магистральные нефтепроводы") Прочие виды экономической деятельности Печорская ВЧ 1635 1679 1739 1720 1743 20 85,0 85,9 89,0 90,0 76,8 0,9 120,3 121,3 129,4 123,9 127,6 1,5 1105,26 1166,7 1207,7 1253,8 1311,2 15 526,4 100,8 546,3 96,5 532,9 101,3 531,3 98,9 510,1 99,1 6 1 122,0 127,7 118,8 120,0 115,8 1,3 196,36 257,88 338,7 352,7 302,2 3,5 130,0 133,2 126,1 115,0 117,6 1,3 2.3. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет. Показатель 2005 1239 2006 1292 Год 2007 1349 2008 1292 2009 1362 Максимум нагрузки потребления, МВт Прирост, % 0,3* 4,3 4,4 -4,2 5,4 * - по отношению к величине максимума нагрузки потребления электрической энергии в 2004 году. Основными потребителями в Интинском и Воркутинском энергоузлах являются угледобывающие предприятия. Потребление Печорского энергоузла в основном приходится на нефте- и газодобывающие, нефте- и газотранспортные предприятия. Основной потребитель Ухтинского энергоузла – нефте- и газодобыча, нефте- и газотранспорт, а также горнорудная промышленность. Около 55% потребления электроэнергии Южного энергоузла приходится на производство ОАО «Монди СЛПК», 45% распределены между бытовыми потребителями, сельским хозяйством, предприятиями среднего бизнеса. В распределении потребления мощности в Южном энергоузле ситуация иная: около 45% потребления мощности – ОАО «Монди СЛПК», 55% - остальные потребители. 17 Резерв мощности крупных узлов нагрузки на часы годового максимума за 2005-2009гг., МВт Год Энергоузел 2005 2006 2007 2008 2009 Южный -83,7 -111,7 -119,7 -163,7 -178,7 Ухтинский 68 131 90 118 153 Печорский 595 522 465 286 480 Интинский -42 -35 -31 -33 -35 Воркутинский 96 88 82 84 63 2.3.1. Динамика изменения максимальных нагрузок по Центрам питания напряжением 110, 220 кВ в максимум прошлых периодов по филиалу ОАО «МРСК Северо-Запада» приведена в приложении 1. 2.4. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Республике Коми, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей. Приложение 2, Приложение 3, Приложение 4. 2. 5. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Коми, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований. Типы используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности и года ввода в эксплуатацию. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в республике. Наименование Воркута ОПП ООО "ТСВ" Промышленность ОАО "Воркутауголь" Инта Промышленность ОАО "Шахтоуправление" Управляющие компании УК "Ремсервис" УК "Патера" Ухта Промышленность ООО " Лукойл- Ухтанефтепереработка" ООО " Газпром трансгаз Ухта" Сыктывкар Управляющие компании ООО"ЖУК" ООО "Октябрьская управляющая компания" ООО "УРЭК" Сосногорск Промышленность ООО "Газпром переработка" Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии 18 от ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» Показатели Ед.изм. 2005г 2006г 2007г 2008г 2009г Отпуск теплоэнергии с коллекторов ТЭЦ всего в том числе: потребление цехами ОАО "Монди СЛПК" отпуск на сторону (товар) - всего в т.ч. основным потребителям: тыс.Гкал 4 202,612 4 230,603 4 074,611 3 945,875 4 018,943 тыс.Гкал 3 422,449 3 399,458 3 293,047 3 165,067 3 256,914 тыс.Гкал 780,163 831,145 781,564 780,808 762,029 ЭМУП "Жилкомхоз" тыс.Гкал 533,115 570,054 540,492 553,992 556,680 тыс.Гкал 108,075 110,052 93,779 85,304 74,233 тыс.Гкал 35,505 30,716 33,583 31,176 43,760 ООО "Теплосервис" тыс.Гкал 10,973 26,211 24,722 24,126 23,871 ООО "Горстрой" тыс.Гкал 29,794 25,139 23,711 17,732 13,235 ООО "СевЛесПил" тыс.Гкал 32,922 39,418 34,336 41,490 21,891 Прочие потребители тыс.Гкал 29,779 29,555 30,941 26,988 28,359 ООО "Сыктыв. Фанзавод" ОАО "СыктывкарТиссьюГ рупп" Установки тепловой генерации ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" Ст. № Маркировк а Произво дительн ость т/ч Год ввода в эксплуата цию Давлене свежего пара, Мпа Темпера тура свежего пара, C Основное топливо Резервно е топливо Котел ст.№ 1э ТГМ-84 420 1967 14 555 газ мазут Котел ст.№ 2э ТГМ-84А 420 1967 14 555 газ мазут Котел ст.№ 3э ТГМ-84А 420 1970 14 555 газ мазут Котел ст.№ 4э ТГМ-84Б 420 1977 14 555 газ мазут Котел ст.№ 5э ТГМ-84Б 420 1981 14 555 газ мазут Котел ст.№ 6э ТГМ-84Б 420 1983 14 555 газ мазут Котел ст.№ 1у КМ-75-40 75 1966 4 440 древесные отходы газ/мазут Котел ст.№ 5у КМ-75-40 75 1985 4 440 древесные отходы газ/мазут Котел ст.№ 4у СРК-720 120 1970 4 440 Котел ст.№ 3у СРК-780 126 1969 4 440 Котел ст.№ 6у СРК-700 102 1980 4 440 Котел ст.№ 7у СРК-3560 550 2010 9,4 490 черный щелок черный щелок черный щелок черный щелок мазут мазут мазут газ 3568 19 Динамика потребления тепловой энергии от Филиала ОАО "ОГК-3""Печорской ГРЭС" (тыс. Гкал) Наименование потребителя 2006г 2007г отношен ие 2007г. к 2006г.,% отноше ние 2008г 2008г. к 2007г., % 2009г отношен ие 2009г. к 2008г., % МУП 180,2 «Печоражилкомх 2* оз» Магистральные абоненты 7,8 22,1 283,3 16,3 73,8 15,3 93,9 Население и жилищные организации 60,7 147,7 243,3 147,4 99,8 147,6 100,1 Бюджетные организации 6,4 15,9 248,4 16,2 101,9 16,2 100,0 Прочие организации 11,2 22,1 197,3 25,8 116,7 25,1 97,3 ВСЕГО: 266,3 207,8 78,0 205,7 99,0 204,2 99,3 * - фактический отпуск тепла за первое полугодие 2006 года Филиала ОАО «ОГК-3» Печорской ГРЭС" потребителю 2010г (прог ноз) 15,3 145,9 16,3 19,3 196,8 Основным потребителем тепловой энергии Филиала ОАО "ОГК-3""Печорская ГРЭС" является ОАО "Тепловая сервисная компания". Отпуск тепла в 2009 г. составил 312,043 тыс. Гкал, что практически совпадает с уровнем 2008 г. (99,01%). Соотношение отпуска тепла в 2010 году по сравнению с 2006 годом составляет 86,24%. За последние 5 лет происходит постоянное снижение выработки тепла из-за сокращения потребления тепловой энергии потребителями, а также закрытие промышленных предприятий. Типы используемых установок - Печорская ГРЭС: Турбина ТПБ 01 ТПБ 02 ТПБ 03 ТПБ 04 ТПБ 05 РОУ (5шт*28 Гкал) Всего Тип (марка) ЗаводДата ввода турбины изготовитель К-210-130-3 К-210-130-3 К-210-130-3 К-215-130-1 К-215-130-1 ЛМЗ ЛМЗ ЛМЗ ЛМЗ ЛМЗ 05.02.79 30.10.80 03.10.84 30.06.88 26.06.91 Установленная Тепловая электрическая мощность, мощность, Гкал/час. МВт 210.00 210.00 210.00 215.00 215.00 37,40 37,40 37,40 37,40 37,40 140,00 1060,0 140,0 2. 6. Структура установленной электрической мощности на 20 территории Республики Коми. Мощность электростанций и производство электроэнергии Показатель 2000г 2003г Всего электростанции: Мощность* электростанции (на 2,5 2,4 конец года), млн.кВт производство электроэнергии, 7,9 8,3 млрд. кВтч в том числе электростанции общего пользования: мощность электростанции (на 1,8 1,8 конец года), млн.кВт производство электроэнергии, 6,1 6,1 млрд. кВтч * с учетом всех источников 2004г 2005г 2006г 2007г 2008г 2009г 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 8,6 8,4 8,9 9,1 9,5 9,4 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 6,4 6,2 6,4 6,5 6,8 6,8 Структура установленной электрической мощности энергосистемы Республики Коми (на 01 января 2010 года). Наименование электростанции Величина, МВт Электрические станции – поставщики: Воркутинская ТЭЦ-1 Воркутинская ТЭЦ-2 Сосногорская ТЭЦ Интинская ТЭЦ Печорская ГРЭС Блок-станции (потребители с электростанциями): установленной мощностью 5 МВт и более: ТЭЦ СЛПК ЭСН КС-3 «Вуктыльская» ЭСН КС-10 «Ухтинская» ТЭС СЛДК ТЭС Завода ДВП установленной мощностью менее 5 МВт: ЭСН КС-12 и КС «Микуньская» ДЭС Комиэнерго (53 шт.) ДЭС РЖД (2 шт.) Всего: 1750 25 270 377 18 1060 556,267 465,3 12 9 6,4 6 4,5 47,122 5,945 2306,267 Информация по вводам, демонтажам и другим действиям с объектами электроэнергетики в 2009 году. 21 Величина, МВт 12,23 12 0,23 0 0 Показатель Ввод, всего, в т.ч.: ЭСН КС-3 «Вуктыльская» ДЭС Комиэнерго Демонтаж, всего Другие действия Сведения об электрогенерирующем оборудовании в Приложении 5. 2.7. Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт. Все электростанции число Всего электростанций в том числе Общего пользования При организациях сельского и лесного хозяйства При организациях промышленного производства При строительных организациях При транспортных организациях Прочие электростанции 1238 Мощность, МВт 2523,4 В том числе передвежные Выработано электроэнер гии в 2009г. млн.кВтч число 9414,7 477 Мощность, Выработано электроэнер гии в 2009г. млн.кВтч МВт 80,5 58,1 70 15 1798,4 1,4 6775,6 0,2 18 9 2,1 0,4 0,1 523 611,1 2572,0 248 55,5 45,6 91 9,8 5,5 86 9,2 5,5 223 82,6 53,2 33 8,5 - 316 20,1 8,2 83 4,8 6,8 Состав существующих электростанций с установленной мощностью более 5 МВт с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям. Компания-собственник Электростанция Воркутинская ТЭЦ-1 Филиал ОАО «ТГК-9» «Коми» Воркутинская ТЭЦ-2 Филиал ОАО «ТГК-9» «Коми» Сосногорская ТЭЦ Филиал ОАО «ТГК-9» «Коми» Интинская ТЭЦ Филиал ОАО «ТГК-9» «Коми» Печорская ГРЭС Филиал ОАО «ОГК-3» Блок-станции: ТЭЦ СЛПК ОАО «Монди СЛПК» ЭСН КС-3 «Вуктыльская» ООО «Газпром трансгаз Ухта» ЭСН КС-10 «Ухтинская» ООО «Газпром трансгаз Ухта» ТЭС СЛДК ОАО «Лесопромышленная компания» «Сыктывкарский ЛДК» ТЭС Завода ДВП ООО «Княжпогостский Завод ДВП» 22 2.8. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций энергосистемы Республики Коми. млн.кВтч Тип электростанции ДЭС Блок-станция СЛПК Печорская ГРЭС ТЭЦ ТГК-9 Выработка электроэнергии всего по Республике Коми 2006г 16,93 2007г 20,57 2008г 19,79 2009г 20,60 2271,5 3480,0 2937,472 2417,05 3647,67 2831,90 2465,90 2377,65 3792,95 3822,77 3012,72 2936,63 8705,94 8917,19 9291,36 9157,65 Структура производства электрической энергии свидетельствует о том, что основной объем электроэнергии для потребителей Республики Коми производится крупными генерирующими компаниями оптового рынка и блок-станцией ОАО «Монди СЛПК». Структура производства электрической энергии для потребителей Республики Коми ДЭС блок-станция СЛПК Печорская ГРЭС ТЭЦ ТГК-9 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций (собственность акционерных обществ) Показатели Единиц ы измерен ия период, год 2005г 2006г 2007г 2008г 2009г 3012,7 2936,6 филиала ОАО «ТГК-9» «Коми» Выработка электроэнергии всего млн. кВтч 3028,8 2937,4 2832,0 23 в том числе по теплофикационному циклу в том числе по конденсационному циклу В том числе: Воркутинская ТЭЦ-1 Выработка электроэнергии всего в том числе по теплофикационному циклу Воркутинская ТЭЦ-2 Выработка электроэнергии всего в том числе по теплофикационному циклу в том числе по конденсационному циклу Интинская ТЭЦ Выработка электроэнергии всего в том числе по теплофикационному циклу Сосногорская ТЭЦ Выработка электроэнергии всего в том числе по теплофикационному циклу в том числе по конденсационному циклу млн. кВтч 671,4 705,6 673,1 632,7 627,7 млн. кВтч 2357,4 2231,8 2158,9 2380,0 2308,9 млн. кВтч 117,4 128,0 126,8 109,5 129,6 млн. кВтч 117,4 128,0 126,8 109,5 129,6 млн. кВтч 1114,5 1177,0 1099,2 1175,3 1115,6 млн. кВтч 323,1 328,5 312,5 302,1 287,0 млн. кВтч 791,4 848,5 786,7 873,2 828,6 млн. кВтч 76,0 71,4 69,2 63,9 76,1 млн. кВтч 76,0 71,4 69,2 63,9 76,1 млн. кВтч 1720,9 1561,0 1536,8 1664,0 1615,4 млн. кВтч 154,9 177,7 164,6 157,1 135,1 млн. кВтч 1566,0 1383,3 1372,2 1506,9 1480,3 ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" Выработка электроэнергии ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" Отпуск электроэнергии с шин - всего в том числе: отпуск на сторону (товар) потребление цехами ОАО "Монди СЛПК" млн.кВтч 2019,262 2271,529 2417,048 2465,949 2377,653 млн.кВтч 1723,261 1964,994 2097,531 2139,789 2068,627 млн.кВтч 386,907 592,576 677,983 746,265 634,240 млн.кВтч 1336,354 1372,417 1419,548 1393,524 1434,387 Филиал ОАО «ОГК-3» Печорская ГРЭС Выработка электроэнергии ПГРЭС, всего млн. кВтч 3217,22 3480,0 3647,67 3792,95 3822,76 20,57 19,79 20,60 ДЭС Выработка электроэнергии ДЭС, всего млн. кВтч 16,18 16,93 2.9. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет. 24 Выработка электроэнергии в Республике Коми за четыре докризисных года выросла на 13,6% с ростом от 2,6% до 5,6% в год и составила в 2008 году 9561 миллионов киловаттчасов. Снижение выработки электроэнергии в 2009 году составило 146,5 миллиона киловаттчасов или 1,5%. С 2000 года рост выработки составил 19,3% со среднегодовым ростом 2,1%. В электробалансе Республики Коми с 2000 года электропотребление снизилось с 88% до 83% в 2009 году . Максимум передачи электроэнергии за пределы республики пришелся на 2008 год и составил 735 миллионов киловатт-часов. Снизился до 0.3% транзит электроэнергии из-за пределов республики, на уровне 1011% сохраняется уровень потерь в сетях от общего объема выработки. Электробаланс Республики Коми за 2005-2009 годы Производство электроэнергии Получено из-за пределов республики Итого ресурсов Потреблено электроэнергии потери в сетях общего пользования Отпущено за пределы республики 2005г 2006г 2007г 2008г Млн. кВт.ч 2009г 8409,4 8880,0 9111,0 9561,2 9414,7 63,4 8472,8 7168,2 61,6 8941,6 7533,4 65,8 9176,8 7795,8 57,3 9618,5 7867,4 33,9 9448,5 7795,5 872,3 432,3 932,0 476,2 902,0 479,0 957,6 735,3 974,5 678,5 Баланс производства и поставок электрической энергии энергосистемы Республики Коми Показатель энергосистемы Потребление электроэнергии Выработка электроэнергии всего, в том числе Ед. изм. Год 2005 2006 2007 2008 2009 млн. кВтч 8040 8484 8710 8829 8714 млн. кВтч 8247 8702 8913 9288 9153 ТЭС и ТЭЦ млн. кВтч 6228 6431 6496 6822 6776 Блок-станции млн. кВтч 2019 2272 2417 2466 2378 Сальдо-переток (отдача) млн. кВтч 207 218 203 458 440 МВт 1239 1292 1349 1292 1362 Максимум электрической нагрузки* Начало пятилетки характеризуется устойчивым ростом электропотребления (порядка 2-3%), сменившееся в середине 2008 года снижением вместе с проникновением финансового кризиса в Россию. Относительная стабилизация наступила осенью 2009 года. В течение 2010 года происходит восстановление электропотребления на уровень «докризисного» 2008 года. В связи со снижением электропотребления в 2008-2009 гг. и избыточностью северной части энергосистемы нагрузка на магистральные сети 220 кВ (транзит Печорская ГРЭС – Ухта – Микунь) возрастает практически до максимума пропускной способности со значительным увеличением отпуска в энергосистему Архангельской области. В то же время в силу наличия 25 относительно слабых межсистемных связей динамика выработки электростанций в целом соответствует динамике потребления. В отличие от потребления электрической энергии снижение потребления мощности оказалось не столь значительным, либо вообще отсутствовало. Так при сходных условиях наиболее холодной части зимы 2006-2007гг. и зимы 2008-2009гг., уровень электропотребления не только не уменьшился, но и увеличился, повысив абсолютный максимум с постсоветского периода на 20 МВт. Одновременно был побит абсолютный максимум потребления мощности и по Южному энергоузлу (с 532 МВт в 2002г. до 590 МВт). Динамика роста электропотребления показывает, что растет неравномерность графика нагрузки – структура потребления становится все более «бытовой», давая значительный прирост потребления мощности, особенно в периоды резких колебаний температуры. Баланс производства и поставок электрической мощности в энергосистеме Республики Коми МВт* 2006 2007 2008 2009 Установленная мощность 2267 2268 2266 2313 Располагаемая мощность 2045 2044 2134 2286 Рабочая мощность 1785 1583 1800 1773 Сальдо-переток мощности -869 -589 -757 -558 Собственный максимум нагрузки (потребление) 915 994 1044 1215 Покупка мощности с оптового рынка 608 652 683 832 Покупка мощности с розничного рынка 40 46 68 61 * - с учетом ДЭС Согласно представленным балансовым показателям, собственный максимум нагрузки (потребление мощности) имел тенденцию роста в течение 2006-2009 годов. 2.10. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике). Обобщенным показателем энергоэффективности экономики является энергоемкость валового регионального продукта (ВРП). Показатели эффективности энергоиспользования в Республике Коми Объем потребления первичных энергоресурсов - всего, тыс тут из него: каменный уголь естественный газ нефтепродукты дрова Энергоемкость экономики всего, тут (потреблено топлива на 1 млн. рублей ВРП в основных ценах 2008 г.): из него: каменный уголь 2000 2005 2006 2007 2008 2009 9032 10078 10480 9949 10323 10016 1672 6036 1114 210 1190 7593 1161 134 1332 7790 1244 114 1115 7503 1220 111 1146 7898 1172 107 1201 7606 1122 87 40,4 38,0 36,5 34,8 34,9 …. 7,5 4,5 4,6 3,9 3,9 …. 26 естественный газ нефтепродукты дрова Электроемкость экономики, тыс кВт- час (потреблено электроэнергии на 1 млн. рублей ВРП (ВВП по России) в основных ценах 2008 г.): Республика Коми Россия Теплоемкость экономики, Гкал (потреблено теплоэнергии на 1 млн. рублей ВРП (ВВП по России) в основных ценах 2008 г.): Республика Коми Россия 27,0 5,0 0,9 28,7 4,4 0,5 27,1 4,3 0,4 26,2 4,3 0,4 26,7 4,0 0,4 … … … 32,0 … 27,1 24,4 26,2 23,9 27,2 22,7 26,6 22,9 … …. 78,4 … 73,2 42,5 70,4 40,0 66,1 36,5 64,5 33,0 …. …. В республике энергоемкость ВРП снизилась с 40 тут на 1 миллион рублей ВРП в 2000 г. до 35 тут – в 2008 году. Снижение энергоемкости в последние годы обусловлено более опережающим ростом ВРП в сравнении с ростом потребления ТЭР. Необходимо отметить, что электроемкость и теплоемкость в последние годы снижаются и в целом по стране, однако ее уровень заметно ниже, чем в республике. Показатель электроемкости экономики - важнейший показатель эффективности использования электрической энергии. Электроемкость ВРП Республики Коми за период с 2000 года по 2008 год снизилась с 32,0 тыс. кВт.ч на 1 млн. рублей ВРП Республики Коми до 26,6 тыс. кВт.ч (-16,9 процента). Сопоставление темпов роста потребления электроэнергии и развития экономики показывает, что в последние годы ВРП Республики Коми растут существенно быстрее, чем потребление электроэнергии. Несмотря на то, что в последние годы электроемкость снижается и в целом по стране, ее уровень в Республике Коми заметно выше, чем в России (на 16% в 2008 году). Теплоемкость экономики республики снизилась с 2000 года на 17,7%, при этом оставаясь в 2 раза выше Российского показателя в 2008 году. Это связано с особенностями климатических условий республики в условиях Севера. В настоящее время главная задача энергосбережения состоит в эффективном использовании энергоресурсов. Уровень эффективности энергоиспользования является своего рода индикатором использования ТЭР. Один из важных показателей эффективности расход энергоресурсов на душу населения. В республике этот показатель по сравнению с 2000 г. существенно вырос (на 22 %), что связано с заметным ростом потребления природного газа (на 26 %), а также снижением численности населения (на 9 %). Расход энергоресурсов на душу населения в Республике Коми Показатели Расход энергоресурсов всего, т у.т. в том числе: каменный уголь, т естественный газ, куб.м 2000г 8,598 2005г 10,212 2006г 10,580 2007г 10,142 2008 г 10,715 2009г 10,448 2,107 4996 1,591 6636 1,747 6914 1,520 6716 1,576 7129 1,257 6927 автомобильный бензин, кг 188 192 194 203 202 195 Дизельное топливо, кг 287 405 470 454 451 338 топочный мазут, кг 265 217 225 185 183 171 27 сжиженный газ, кг дрова для отопления, плотн. куб.м Электроэнергия, тыс. кВт.ч 7 0,750 8 0,507 9 0,435 9 0,431 9 0,419 7 0,344 6,638 7,235 7,688 8,026 8,168 8,164 Теплоэнергия, Гкал 17,528 19,375 20,235 18,919 19,062 19,158 Расход электроэнергии на душу населения возрос с 6,6 тыс. кВт.ч в 2000 году до 8,2 тыс. кВт.ч в 2009 году (+22,9 процентов), к общероссийскому показателю составил 121%, расход теплоэнергии вырос на 9,7% и составил в 2000 году 19,2 Гкал/чел, что к общероссийскому уровню составило 202%. К немаловажным показателям энергоэффективности относится изменение доли топлива и энергии на производство продукции (работ и услуг) в общем объеме материальных затрат. Удельный вес топлива в общих затратах на производство продукции (услуг) по республике возрос с 8 % в 2000г. до 12 % в 2009 г., а доля энергии - с 5 % до 8 %. Причиной роста топливной и энергетической составляющей в общих затратах явились прежде всего опережающие темпы роста цен и тарифов на нефтепродукты и теплоэнергию. Расход электроэнергии на производство единицы продукции млн. кВт.ч Показатели Добыча нефти (включая газовый конденсат Добыча газа Добыча угля Целлюлоза Бумага Картон Цемент Мясо Хлеб и хлебобулочные изделия Ед.изм. 2000г 2006 г 2005г 2007г 2008г 2009г тыс.т 97,3 85,0 89,4 82,5 78,8 78,4 млн. м³ тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т 5,8 38,7 0,9 0,8 0,8 0,13 1,0 4,4 44,0 0,8 0,9 0,7 1,2 4,9 41,2 0,8 0,9 0,7 1,3 … 45,5 1,1 0,6 0,7 … 1,5 …. 41,4 1,1 0,6 0,6 … 1,4 …. 44,2 1,1 0,6 0,6 0,2 1,4 тыс.т 0,26 0,38 0,36 0,47 0,38 0,37 В 2009 г. удельный расход на выработку 1 тысячи киловатт-час электроэнергии составил 366,6 килограмма условного топлива и остался на уровне предыдущего года, а на выработку 1 гигакаллории теплоэнергии - 179,6 килограмма условного топлива, что на 1,1 % больше, чем в предыдущем году. 2.11. Основные характеристики электросетевого хозяйства Республики Коми 110 кВ и выше. 2.11.1. Оборудование высшим классом напряжения 220 кВ: Общая протяженность сетей 220 кВ – 1769 км; Протяженность транзитных ВЛ 220 кВ – 924,41 км; 17 подстанций напряжением 220 кВ. Собственники ЛЭП 220 кВ: ОАО «ФСК ЕЭС» – 18 шт; ОАО «МРСК Северо-Запада» (филиал Комиэнерго) – 6 шт. Количество ПС 220 кВ – 17 шт; 28 Собственниками ПС 220 кВ являются: ОАО «Лукойл-Коми» («Харьягинская»); ОАО «МРСК Северо-Запада» («КС УГПЗ», «Промысловая»); ОАО «ФСК ЕЭС» - 14 шт. 2.11.2. Оборудование высшим классом напряжения 110 кВ: Протяженность сетей 110 кВ – 4232,2 км; Собственниками ВЛ 110 кВ в основном является ОАО «МРСК Северо-Запада» (филиал «Комиэнерго»). Количество ПС 110 кВ – 101 шт; Собственниками ПС 110 кВ в основном является ОАО «МРСК Северо-Запада» (филиал «Комиэнерго»). 2.11.3. ОАО «ФСК ЕЭС" № пп Наимен. ВЛ/КЛ Проектное напряж., кВ 1 2 3 ВЛ 220 кВ Микунь Урдома ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС – Инта (ВЛ-256) ВЛ 220 кВ Инта – Воркута Рабочее напряж., кВ Год ввода, г Число цепей Протяженность По трассе По цепям 220 220 1983 1 120,11 124,70 220 220 1978 1 177,46 177,46 220 220 1985 1 246,53 246,53 220 220 1979 1 9,18 9,18 220 220 1979 1 6,81 6,81 220 220 1975 1 144,07 144,07 220 220 1979 1 6,84 6,84 220 220 1980 1 148,81 148,81 220 220 1976 1 2,71 2,71 220 220 1973 1,2 125,69 129,40 220 220 1982 1 51,36 51,36 220 220 1982 1 59,92 59,92 (ВЛ-273) ВЛ 220 кВ 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Печорская ГРЭС – Северная (ВЛ-247) ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС – Печора (ВЛ243_ ВЛ 220 кВ Печора Усинская с отпайкой на ПС Сыня (ВЛ-245) ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС – Печора (ВЛ244) ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Усинская с отпайкой на ПС Сыня (ВЛ-246 ВЛ 220 кВ Печора – Северная (ВЛ-248) ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС – Зеленоборск (ВЛ-241) ВЛ 220 кВ № 257 "Возейская - Северный Возей" ВЛ 220 кВ Газлифт - 29 Северный Возей (ВЛ258) ВЛ 220 кВ Усинская – Газлифт (ВЛ-251) ВЛ 220 кВ Усинская – Возейская (ВЛ-252) ВЛ 220 кВ Зеленоборск – Ухта (ВЛ-222) ВЛ 220 кВ Ухта – Синдор (ВЛ-221) ВЛ 220 кВ Синдор – Микунь (ВЛ-204) ВЛ 220 кВ Микунь – Сыктывкар (ВЛ-202) 13 14 15 16 17 18 220 220 1976 1 43,58 43,58 220 220 1976 1 50,18 50,18 220 220 1974 1 128,37 128,37 220 220 1975 1 135,05 135,05 220 220 1975 1 109,70 109,70 220 220 1989 1, 2 87,60 107,50 К объектам ЕНЭС относятся следующие подстанции 220 кВ: ПС 220 кВ Микунь, 2х125 МВ∙А; ПС 220 кВ Сыктывкар, 125 МВ∙А; ПС 220 кВ Синдор, 2х25 МВ∙А; ПС 220 кВ Ухта, 2х125 МВ∙А; ПС 220 кВ Зеленоборск, 2х32 МВ∙А; ПС 220 кВ Печора, 2х63 МВ∙А; ПС 220 кВ Усинск, 2х40 МВ∙А; ПС 220 кВ Возей, 2х40 МВ∙А; ПС 220 кВ Газлифт, 2х40 МВ∙А; ПС 220 кВ Инта, 2х40 МВ∙А; ПС 220 кВ Воркута, 2х125 МВ∙А. ПС 220 кВ «Сыня», 2х25 МВ∙А ПС 220 кВ «Северная» 2х63 МВ∙А ПС 220 кВ «Северный Возей» 2х25 МВ∙А. 2.11.4. Филиал ОАО «МРСК Северо-Запада»« Комиэнерго». По состоянию на 01.01.2010 на балансе филиала ОАО «МРСК СевероЗапада»« Комиэнерго» имеется 4956,3 км ВЛ 35-110 кВ (протяженность по трассе) и 197 ПС 35-110 кВ установленной трансформаторной мощностью 3157,9 МВ∙А. Количество подстанций: 220 кВ – 2 шт.; 110 кВ – 88 шт. Установленная мощность силовых трансформаторов ПС составляет: 220 кВ 160 МВА; 110 кВ – 1832,5 МВА (по состоянию на 01.01.2010). ПС 35 кВ ПС 110 кВ Кол -во, шт. Мощност ь, М·ВА Кол -во, шт. Мощност ь, М·ВА 107 1165,4 88 1832,5 ПС 150 кВ Кол -во, шт. Мощност ь, М·ВА ПС 220 кВ Кол -во, шт. Мощност ь, М·ВА 2 160 Итого ПС Кол -во, шт. Мощност ь, М·ВА 197 3157,9 30 Перечень воздушных линий электропередачи и подстанций напряжением 110220 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго» приведены в приложении 6. 2.12. Основные внешние электрические связи энергосистемы Республики Коми. Энергосистема Республики Коми связана: - с энергосистемой Кировской области: через ВЛ 110 кВ Летка-Мураши, общая протяженность нормально разомкнутой связи 110 кВ от ПС 220 кВ Сыктывкар до ПС 220 кВ Мураши 319 км. По границе субъектов РФ: принимаемая мощность до 30 МВт, отдаваема 0 МВт; - с энергосистемой Архангельской области: - через ВЛ 110 кВ Жешарт-Яренск, общая протяженность нормально разомкнутой связи 110 кВ от ПС 220 кВ Микунь до ПС 220 кВ Урдома 162 км. По границе субъектов РФ: принимаемая мощность до 10 МВт, отдаваемая до 15 МВт; - через ВЛ 220 кВ Микунь-Урдома, общая протяженность нормально замкнутой связи 220 кВ от ПС 220 кВ Микунь до ПС 220 кВ Коноша 630 км, от ПС 220 кВ Коноша» по ПС 500 кВ Вологодская 240 км – связь с ЕЭС России. По границе субъектов РФ: максимальная принимаемая мощность до 100 МВт, максимальная отдаваемая до 200 МВт. Переток по границам определяется: - на выдачу: электропотреблением Южного энергоузла (от ПС 220 кВ Микунь до ПС 220 кВ Синдор), а также нагрузкой ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК»; - на прием: электропотреблением Котласского энергоузла (от ПС 220 кВ Вельск до ПС 220 кВ Урдома), нагрузкой энергосистемы Вологодской области от энергосистемы Архангельской области, точками деления сети 110 кВ Архангельской и Вологодской областей, а также нагрузкой ТЭЦ Котласского ЦБК, Вельской и Красавинской ГТТЭЦ. 2.13. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории субъекта Российской Федерации в последнем году. Для большинства тепловых электростанций приоритетным топливом на производство электроэнергии является естественный газ, при этом его доля по сравнению с 2000г. возросла с 69 % до 77 %, за счет уменьшения удельного веса угля и топочного мазута. Топочный мазут в настоящее время почти не используется, а 70-90-е годы его доля составляла более 10 %, и потреблялся он преимущественно небольшими электростанциями и котельными, удаленными от магистральных газопроводных сетей. 31 Расход топлива на производство теплоэнергии Показатель Всего Нефть Каменный уголь Естественный газ Топочный мазут Дрова Прочие виды топлива 2000г 2968 20 820 1539 294 58 237 2005г 3213 20 565 2011 264 45 308 2006г 3321 31 628 2083 237 38 302 2007г 3212 38 593 1994 219 54 314 2008г 3242 57 587 2071 192 42 293 Тыс.т.у.т. 2009г 3260 45 640 2019 192 35 329 2008г 3141 511 2427 22 18 163 Тыс.т.у.т. 2009г 3155 508 2420 55 11 160 Расход топлива на производство электроэнергии Показатель Всего Каменный уголь Естественный газ Дизельное топливо Топочный мазут Прочие виды топлива 2000г 2773 564 1925 12 33 239 2005г 2806 492 2140 18 9 147 2006г 2938 522 2202 17 34 163 2007г 3024 499 2327 22 12 164 Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии и теплоэнергии в Республике Коми Показатель Удельный расход топлива на производство электроэнергии Удельный расход топлива на производство теплоэнергии Единицы 2000г 2005г 2006г 2007г 2008г 2009г кг/тыс. 376,0 360,5 358,7 358,2 366,1 366,6 кВт.ч кг/Гкал 164,7 170,0 178,6 177,6 177,6 179,6 Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных за 2009 год. Вид топлива Ед изм. Израсходовано топлива за 2009 г. натурального уголь Филиал ОАО "ТГК-9" мазут "Коми" дизтопливо в том числе газ уголь Воркутинская ТЭЦ-1 мазут мазут Воркутинская ЦВК дизтопливо уголь Воркутинская ТЭЦ-2 мазут уголь Интинская ТЭЦ мазут дизтопливо мазут Сосногорская ТЭЦ газ т т т тыс. м3 т т т т т т т т т т тыс. м3 1052614 83652 36 981779 200185 875 78915 28 699772 1921 150716 381 2 535 561130 условного 809100 118144 53 1131528 156317 1240 111479 41 557068 2708 94195 529 3 741 649397 32 Ухтинские Тепловые Сети Сыктывкарские Тепловые Сети ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» Филиал ОАО «ОГК-3» «Печорская ГРЭС» мазут газ уголь мазут дизтопливо газ газ мазут черный щелок кора и отходы газ мазут т тыс. м3 т т т тыс. м3 тыс. м3 т т Куб.м тыс. м т 3 30 183404 1941 995 6 237245 923 673 000 2 193 43 210960 1520 1404 9 271171 1057 612 3085 1 166 365 337 589 430935 1 035 029 4745 82869 1190283 6645 На производство электрической и тепловой энергии в 2009 г. израсходовано топлива: Вид топлива Уголь воркутинский Уголь интинский Уголь кузнецкий Мазут топочный Топливо дизельное Газ природный Количество, тыс.тонн (млн.куб.м) 900,026 150,716 1,872 83,652 0,036 981,779 В структуре топливного баланса филиалов ОАО «ТГК-9», расположенных на территории Республики Коми, за отчетный период наибольший удельный вес составляет газ – 54,960 %. Остальная доля – это воркутинский уголь – 34,653 %, интинский уголь – 4,575 %, кузнецкий уголь – 0,071 %, мазут – 5,738 %, дизельное топливо – 0,003 %. 2.14.Единый топливно-энергетический баланс Республики Коми (ЕТЭБ) за предшествующие пять лет. Приложение 5- Баланс энергоресурсов за 2009 г. Приложение 6 - Краткий расчетный топливно-энергетический баланс Республики Коми за 2008 год. Приложение 7- Краткий расчетный топливно-энергетический баланс Республики Коми за 2009 год. III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Коми. 3.1 Особенности текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Коми. К особенностям электроэнергетики на территории Республики Коми следует отнести: • однолинейный транзит 220 кВ, протяженностью 0,9 тыс. км; • избыток мощности в северной части энергосистемы и дефицит в ее южной части, включая дефицит мощности в Архангельской энергосистеме, которая имеет связь с 33 • • • • • • • • • южной частью энергосистемы Республики Коми; «запертая» мощность Печорской ГРЭС из-за ограниченности пропускной способности линий транзита 220 кВ; постоянная, не подверженная сезонным изменениям, полная загруженность электропередачи 220 кВ Печорская ГРЭС - Микунь, и слабая загрузка электропередачи Печорская ГРЭС - Воркута; злектроснабжение Усинского района Республики Коми осуществляется от Печорской ГРЭС по двум ВЛ 220 кВ пропускная способность которых ограничена; ограниченна пропускная способность в аварийном режиме центра питания 220 кВ ПС «Усинская», обеспечивающего электроснабжением г. Усинск и крупные промышленные объекты нефтедобывающей отрасли; в настоящее время сети 110 кВ г. Сыктывкара не обеспечивают надёжное электроснабжение существующих потребителей города. Это связано с тем, что большая часть ПС 110 кВ питается от одного источника – ПС 220 кВ Сыктывкар; отсутствие сколько бы то ни было значимых по пропускной способности связей напряжением 110 кВ, параллельных транзиту 220 кВ; длительный срок эксплуатации большинства электростанций (40-70 лет); отсутствие в южном энергоузле энергоисточников общего пользования, способных ликвидировать дефицит тепловой и электрической энергии; сложные климатические условия. 3.2. Оценка балансовой ситуации: В целом по территории баланс электрической энергии складывается с избытком, определяемым в условиях полной загрузки передачи с севера энергосистемы, объемом отпуска ТЭЦ СЛПК. Баланс мощности на час собственного максимума складывается с дефицитом: прием от энергосистемы Архангельской области составляет от 20 до 40 МВт при полной загрузке связи с избыточной северной частью энергосистемы. В то же время избыток мощности электростанций севера энергосистемы, «запертых» ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС-Зеленоборск, колеблется в пределах 700-1000 МВт. 3.3. Проблемы текущего состояния электроэнергетики. 3.3.1. Ограничение на технологическое присоединение: 3.3.1.1 Ограничение на технологическое присоединение имеется в южном энергоузле Республики Коми (узловые ПС 220 кВ Микунь и Сыктывкар, транзитные шины 110 кВ ТЭЦ СЛПК). Ограничение обусловлено значительным дефицитом (за 2005-2009 годы увеличился с 84 до 119 МВт) и отсутствием электростанций общего назначения. Покрытие основной части нагрузки (до 220 МВт) обеспечивается по одноцепной линии с избыточной северной частью энергосистемы. Покрытие остальной части нагрузки на час максимума обеспечивается блок-станцией ТЭЦ СЛПК в минимально-необходимом объеме и только в зимнее время. В летнее время, из-за технических ограничений, располагаемая мощность ТЭЦ СЛПК снижается до уровня потребления собственного производства ОАО «Монди СЛПК». Вследствие этих особенностей нормально возможности вывода в ремонт линий связи с северной частью энергосистемы значительно снизились: с 8-10 часов в ночное время в 2005 году до 4 часов в ночное время в 2009 году и только в летний минимум нагрузок. В остальное время возможности определяются исключительно планами и технологическими возможностями отпуска электроэнергии собственника ТЭЦ. 3.3.1.2. Ограничение по сети, питающей район г.Сыктывкар: Питание района г.Сыктывкар, а также части южных районов Республики Коми осуществляется от ПС 220 кВ «Сыктывкар» и от ТЭЦ Монди СЛПК. 34 • • Ограничения возникают из-за максимальной загрузки двух основных сечений: по линиям, питающим ПС 220 кВСыктывкар (две ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК-Сыктывкар); по линиям, питающим район г.Сыктывкар, включая п. Эжва и ТЭЦ Монди СЛПК (две ВЛ 110 кВ Микунь-ТЭЦ СЛПК, одна ВЛ 220 кВ Микунь-Сыктывкар). - Ограничения по линиям, питающим ПС 220 кВСыктывкар (две ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК-Сыктывкар): Нормально, максимально-допустимый переток по сечению 166 МВт в летнее и 220 МВт в зимнее время. В случае отключения одного элемента питающей сети, максимально-допустимый переток в послеавариином режиме составляет 83 МВт в летнее время и 110 МВт в зимнее время. Максимальная нагрузка за сечением в день летнего контрольного замера 2010г. составила 84 МВт, в день зимнего контрольного замера 2009г. - 162 МВт. При нормативном аварийном отключении дефицит на максимум нагрузки зимнего контрольного замера 2009 года достигает 52 МВт. Часть дефицита можно снять изменением точек деления сети при наличии необходимых для этого условий (погодных, организационно-технических). Это мероприятие требует значительного времени. На время его реализации необходимо отключение части нагрузки потребителей. - Ограничения по линиям, питающим район г.Сыктывкар, включая п.Эжва и ТЭЦ Монди СЛПК (две ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК- Микунь, одна ВЛ 220 кВ Микунь-Сыктывкар): Нормально, максимально-допустимый переток по сечению 121 МВт в летнее и 143 МВт в зимнее время. В случае отключения одного элемента питающей сети, максимальнодопустимый переток в послеаварийном режиме составляет 61 МВт в летнее время и 74 МВт в зимнее время. Максимальная нагрузка за сечением в день летнего контрольного замера 2010г. составила 322 МВт, в день зимнего контрольного замера 2009г. - 458 МВт. Нагрузка ТЭЦ СЛПК составила соответственно 220 МВт и 356 МВт. При нормативном аварийном отключении дефицит на максимум нагрузки летнего контрольного замера достигает 32 МВт. Для ликвидации дефицита необходима загрузка ТЭЦ СЛПК при условии наличия на ней резервов мощности. В случае отсутствия резервов или отказа от загрузки необходимо отключение части нагрузки потребителей. Часть дефицита можно снять изменением точек деления сети при наличии необходимых для этого условий (погодных, организационно-технических). Это мероприятие требует значительного времени. - Ограничения по связи южного энергоузла с основной частью энергосистемы (два автотрансформатора ПС 220 кВ Микунь, одна ВЛ 220 кВ Микунь-Сыктывкар): Нормально, максимально-допустимый переток по сечению примерно 220 МВт в летнее и 280 МВт в зимнее время. В случае отключения одного элемента питающей сети, максимально-допустимый переток в послеаварийном режиме составляет примерно 118 МВт в летнее время и 157 МВт в зимнее время. Максимальная нагрузка за сечением в день летнего контрольного замера 2010г. составила 363 МВт, в день зимнего контрольного замера 2009г. - 536 МВт. Нагрузка ТЭЦ СЛПК составила соответственно 220 МВт и 356 МВт. При нормативном аварийном отключении дефицит на максимум нагрузки летнего контрольного замера достигает 16 МВт. Для ликвидации дефицита необходима загрузка ТЭЦ СЛПК при условии наличия на ней резервов мощности. В случае отсутствия резервов или отказа от загрузки необходимо отключение части нагрузки потребителей. Часть дефицита можно снять изменением точек деления сети при наличии необходимых для этого условий (погодных, организационно-технических). Это мероприятие требует значительного времени. 3.3.1.3. ПС 220 кВ Зеленоборск (2x32 МВА). Нагрузка автотрансформаторов неоднородная. 35 Так на день зимних замеров 2009 года нагрузка АТ-1 - 9,2 МВА (29%), нагрузка АТ-2 - 32,1 МВА (100%). Различие обусловлено присоединением ко 2-й системе шин 110 кВ нагрузки ВЛ-110 кВ Зеленоборск-Лемью (ВЛ-138) и ВЛ-110 кВ Зеленоборск-Ижма (ВЛ-140). Загрузка АТ-2 в зимние замерные дни составила: Год 2005г. 2006г. 2007г. 2008г. 2009г. Загрузка от номинальной мощности, % 53% 60% 64% 64% 100% В качестве мероприятия по снижению нагрузки можно рассматривать строительство ВЛ-110 кВ Лемью-Ижма, с реконструкцией ПС 110 кВ Ижма, включенное в Соглашение о взаимодействии Правительства Республики Коми и ОАО «РАО «ЕЭС России» по развитию электроэнергетической системы Республики Коми и обеспечению надежного электроснабжения ее потребителей от 29 апреля 2008 года под титулом «Строительство ВЛ110 кВ Зеленоборск-Ижма (вторая цепь)». Также строительство включено в инвестиционную программу филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго» в 2014-2015гг. Это позволит в нормальном режиме перераспределить нагрузку между шинами 110 кВ ПС Зеленоборск и таким образом выровнять нагрузку автотрансформаторов. Другой стороной строительства (вместе со строительством ВЛ 110 кВ Ижма-Щельяюр-Синегорье в 20142017гг.) станет значительное повышение надежности электроснабжения Ижемского и УстьЦилемского районов. Тем не менее, при отключении любого трансформатора 220 кВ ПС 220 кВ Зеленоборск возможна работа второго трансформатора с допустимой перегрузкой. 3.3.1.4. ПС 220 кВ Усинская (2x40 МВА). Наиболее сложная ситуация с ПС 220 кВ Усинская. Нагрузка 6-35 кВ неодинакова. Нагрузка Т-1 - 44 МВА (110%), нагрузка Т-2 - 36,9 МВА (92%). Загрузка Т-1 в зимние замерные дни составила: Год 2005г. 2006г. 2007г. 2008г. 2009г. Загрузка от номинальной мощности, % 75% 92% 106% 102% 110% Данное обстоятельство является причиной ограниченности технологического присоединения и требует снижения нагрузки 6-35 кВ в ближайшей перспективе - путем ее перевода на ближайшие ПС 220 кВ Промысловая и ПС 220 кВ КС УГПЗ, где имеется резерв мощности, в отдаленной - строительством нового питающего центра ПС 220 кВ Городская, либо установкой дополнительного трансформатора на ПС 220 кВ Усинск. Необходимо отметить, что строительство ПС 220 кВ Городская предусмотрено Соглашением о взаимодействии Правительства Республики Коми и ОАО «РАО «ЕЭС России» по развитию электроэнергетической системы Республики Коми и обеспечению надежного электроснабжения ее потребителей от 29 апреля 2008 года. Источником финансирования строительства обозначена плата за технологическое присоединение, следствием чего является нерешенность этого вопроса. 3.3.2. Недостаток пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше: - Транзит 220 кВ Ухта - Микунь (ВЛ-221, ВЛ-204). Переток по транзиту ограничен 220 МВт по условию статической устойчивости. ВЛ-221 «запирает» мощность Печорской ГРЭС, Сосногорской ТЭЦ, Воркутинской ТЭЦ-2 суммарно от 700 МВт в зимнее время до 1040 МВт в летнее время. «Запертая» мощностью 36 значительно превышает нормируемый резерв мощности - не менее 215 МВт. Увеличение пропускной способности влечет за собою также снижение дефицитности южного энергоузла Республики Коми. - Транзит 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта (ВЛ-241, ВЛ-222). Переток по транзиту ограничен 235 МВт по условию статической устойчивости. ВЛ241 «запирает» мощность Печорской ГРЭС, Воркутинской ТЭЦ-2 суммарно от 600 МВт в зимнее время до 760 МВт в летнее время. «Запертая» мощностью значительно превышает нормируемый резерв мощности - не менее 215 МВт. - Транзит 110-220 кВ Микунь - Сыктывкар - ТЭЦ Монди СЛПК. ПС 220 кВ Микунь, ПС 220 кВ Сыктывкар, шины 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК и связывающие из ВЛ 110 кВ ВЛ-160, ВЛ-161, ВЛ-170, ВЛ-171, В Л 220 кВ ВЛ-202 образуют треугольник. Ограничения по всем возможным сечениям кольца рассмотрены выше в п.3.2.1.2. - Транзит 110 кВ СТЭЦ - Ухта. Транзит состоит из двух параллельных линий, связывающих Сосногорскую ТЭЦ с ПС 220 кВ Ухта. Переток по транзиту ограничен 117 МВт по условию предотвращение недопустимой токовой перегрузки одной линии при отключении другой. ВЛ-153, ВЛ-154 «запирают» мощность Сосногорской ТЭЦ от 135 МВт в зимнее время до 200 МВт в летнее время. «Запертая» мощностью значительно превышает нормируемый резерв мощности - 110 МВт. Увеличение пропускной способности повлечет за собою увеличение максимальной выдаваемой мощности в южный энергоузел Республики Коми. - Транзит 220 кВ Печорская ГРЭС - Усинская. Питание ПС 220 кВ Усинская обеспечивается по двум В Л 220 кВ: ВЛ-245 от ПС 220 кВ Печора и ВЛ-246 от Печорской ГРЭС. Нагрузка питаемого района (ПС 220 кВ Усинская, Газлифт, Возейская, Северный Возей, Харьягинская) составила на максимум дня зимнего замера 2009г. 195 МВт. Максимально-допустимый переток 230 МВт, ограничен максимальным рабочим током трансформатором тока ВЛ-245 и ВЛ-246 со стороны ПС 220 кВ Усинская. 3.3.3. Отсутствие возможности обеспечения допустимых уровней напряжения: Естественным следствием дефицита активной мощности в южном энергоузле и максимальной загрузки связи с северной частью энергосистемы является дефицит реактивной мощности и сопутствующее ему снижение уровней напряжения в сети 110-220 кВ узла. Также снижение нагрузки ТЭЦ СЛПК приводит к росту потерь реактивной мощности в сети и снижению напряжения в ней до минимально-допустимых величин. Способность ТЭЦ поддерживать допустимые уровни напряжения ограничивается допустимой загрузкой генераторов и трансформаторов связи. В связи с неодинаковостью нагрузки на шинах 6 кВ и 10 кВ регулярно имеет место транзитный переток через шины 110 кВ, создавая дополнительные потери мощности и напряжения. Аналогично практически постоянно поток реактивной мощности направлен из энергосистемы Архангельской области в энергосистему Республики Коми. В связи с высокой степенью компенсации реактивной мощности в энергоузле для повышения напряжения необходима разгрузка транзитных линий, как с северной частью энергосистемы, так и внутри энергоузла. Для этого необходимо выполнение ряда мероприятий по снижению дефицита активной мощности в узле, основные из которых: 37 - ввод в эксплуатацию генератора 5У на ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» в 2011 году; - строительство и ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Ухта-Микунь в 2012 году; - строительство и ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ ПГРЭС-Ухта в 2014 году; - строительство и ввод в эксплуатацию второй ВЛ 220 кВ Микунь-Сыктывкар с установкой второго автотрансформатора на ПС 220 кВ Сыктывкар. IV. Основные направления развития электроэнергетики Республики Коми. 4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Коми. Стратегией экономического и социального развития Республики Коми на период до 2020 года главной целью экономического и социального развития Республики Коми определено повышение уровня жизни населения в Республике Коми на основе устойчивого развития экономики. Стратегическими целями в области экономического развития республики, в том числе, являются: 1) обеспечение макроэкономической стабильности и достижение устойчивых темпов экономического роста не ниже 5 процентов в год; 2) повышение инвестиционной и инновационной активности организаций; 3) обеспечение эффективного использования природно-ресурсного потенциала; 4) диверсификация структуры экономики в пользу обрабатывающих и высокотехнологичных отраслей, а также сферы услуг; 5) создание транспортной системы, обеспечивающей потребности хозяйствующих субъектов и населения; 6) увеличение вклада малого и среднего предпринимательства в развитие экономики Республики Коми. Для достижения стратегических целей в области экономического развития необходимо решение следующих основных задач, таких как: 1) реализация инвестиционной политики Республики Коми, направленной на создание максимально благоприятных условий для привлечения внутренних и внешних инвестиций в экономику Республики Коми, создание системы инвестиционного маркетинга в целях формирования положительного имиджа Республики Коми, роста инвестиционного потенциала республики и снижения инвестиционных рисков; 2) эффективное комплексное освоение ресурсов Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, увеличение доли ресурсов, перерабатываемых в регионе, повышение глубины переработки нефти и степени утилизации попутного газа, создание оптимальной схемы транспортировки нефти и газа, обеспечение расширенного воспроизводства промышленных запасов углеводородного сырья; 4) развитие и модернизация угольных организаций Печорского угольного бассейна, позволяющие в долговременной перспективе развивать энергетику на широком использовании угля как базового стратегического топлива, обеспечивающего энергетическую безопасность Республики Коми и Российской Федерации; 5) развитие минерально-сырьевой базы Республики Коми, создание горнорудного комплекса, развитие перспективных для Республики Коми металлургической, химической и нефтехимической промышленности (увеличение объемов добычи, обогащения, переработки углеводородного и минерального сырья: нефти, баритов, бокситов, марганца, жильного кварца и других); 6) развитие лесного комплекса Республики Коми, создание высокоэффективных производств, способных обеспечить выпуск конкурентоспособной продукции для нужд Республики Коми, регионов России и экспорта; реализация проектов глубокой химической и химико-механической переработки древесины; 38 7) совершенствование транспортно-коммуникационной системы на территории Республики Коми, в том числе за счет реализации крупных проектов строительства железнодорожных и автомобильных магистралей, развития трубопроводного транспорта, внедрения интермодальных транспортных схем; 8) создание благоприятных условий для ускоренного развития и роста конкурентоспособности малого и среднего предпринимательства, повышения его роли в развитии экономики, расширения доступа субъектов малого и среднего предпринимательства к финансовым и информационным ресурсам; 9) развитие энергетического комплекса Республики Коми, создание условий для соответствующего энергетического обеспечения растущих потребностей экономики, в том числе ускоренная модернизация действующего энергетического оборудования, создание новых энергетических мощностей на базе использования имеющихся на территории республики видов топлива; Таким образом, экономическая модель Республики Коми в рамках реализации Стратегии такова: 1) устойчивое развитие стратегически значимого для Республики Коми добывающего сектора (угольной, нефтяной, газовой и горнорудной промышленности); 2) опережающее развитие конкурентоспособного обрабатывающего сектора (деревообрабатывающей, целлюлозно-бумажной, нефтеперерабатывающей, химической и нефтехимической промышленности); 3) создание достаточной для обеспечения экономического и социального развития республики инфраструктуры (транспортная сеть, энергетика, связь). Наиболее значительное влияние на темпы экономического роста Республики Коми окажут следующие системообразующие проекты: строительство железнодорожной магистрали "БЕЛКОМУР" Соликамск - Гайны Сыктывкар - Карпогоры - Архангельск; строительство автомагистрали "Санкт-Петербург - Архангельск - Котлас - Сыктывкар Кудымкар - Пермь" с подъездом к Воркуте, Нарьян-Мару, Салехарду, Соликамску; строительство боксито-глиноземного комплекса в Республике Коми; комплексное освоение Ярегского нефтетитанового месторождения; создание и модернизация лесоперерабатывающей инфраструктуры ОАО "Монди СЛПК" (проект "Степ"); строительство Троицко-Печорского лесопромышленного комплекса; строительство лесопромышленного комплекса в Усть-Куломском районе; строительство на территории Республики Коми участков магистральных трубопроводов: газопровода "Северные районы Тюменской области (СРТО) - Торжок"; газопровода "Бованенково - Ухта - Торжок", который является частью газотранспортной системы "Ямал - Европа". Стратегия экономического и социального развития Республики Коми предусматривает на период до 2015 года рост ВРП до 610981 миллиона рублей (113,7% к уровню 2010 года), при этом индекс промышленного производства составит 110%, в том числе добыча полезных ископаемых 107,8%, обрабатывающие производства 113,8%. Развитие электроэнергетики должно быть адаптировано к изменяющемуся прогнозному уровню электропотребления и учитывать тенденции изменения территориальной и отраслевой структуры спроса. Основной целью Схемы и программы развития электроэнергнетики Республики Коми является создание эффективной и сбалансированной энергетической 39 инфраструктуры, обеспечивающей социально экономическое развитие региона и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории республики. Для достижения цели Программа предусматривает решение следующих задач. 1.Планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на основе оценки достаточности энергетической и сетевой инфраструктуры для обеспечения социально-экономического развития и реализации местных программ, выявления «узких мест» в энергосистеме Республики Коми, обеспечения синхронизации программ развития электрических сетей и планов развития генерирующих мощностей (электростанций). 2.Максимальное развитие когенерации и модернизация систем централизованного теплоснабжения. 3.Формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций. Основные принципы инновационного развития и технической политики: Опережающее развитие генерации, электрических сетей и систем теплоснабжения в целях обеспечения надёжности энергоснабжения, создания замещающих мощностей при проведении технического перевооружения и реконструкции действующих электростанций и сетей и выводе из эксплуатации неэффективного морально и физически устаревшего оборудования и технологий; Реализация идеологии построения интеллектуальной энергетической системы с активно-адаптивной (Smart grid) сетью, и повышение на этой основе надёжности и эффективности работы отрасли и энергоснабжения потребителей; Экономически эффективное сочетание системообразующих электросетевых, крупных генерирующих объектов и распределённых приближенных к потребителям энергоисточников средней и малой мощности; Переход на парогазовый цикл, вывод из эксплуатации и замещение паросиловых установок, использующих природный газ, высокоэффективными ПГУ с КПД до 60%, рациональное использование и экономия природного газа; Развитие угольной генерации на базе крупноблочных ТЭС, и на базе газификации угля (ПГУ ВЦГ) мощностью 20-220 МВт, увеличение на этой основе доли твёрдого топлива в топливном балансе ТЭС; Модернизация, техническое перевооружение и реконструкция действующих электростанций; Применение новейших технологий, унификация оборудования, модульные поставки, типовое проектирование; Развитие малой энергетики на базе местных топливных и возобновляемых источников энергии; Переход к стратегии инновационного развития распределительных электрических сетей на базе интеллектуальных цифровых технологий; Интенсивное вовлечение в баланс электроэнергии и мощности потенциала когенерации в городах и муниципальных образованиях на базе высокоэффективных ПГУТЭЦ; Качественно новое развитие систем теплоснабжения в городах и муниципальных образованиях на основе возобновляемых источников энергии, когенерации и тригенерации. 40 4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-летний период по территории Республики Коми. Прогноз потребления электроэнергии и мощности потребителями энергосистемы Республики Коми разработан ОАО "СО ЕЭС". Прогноз потребления электрической энергии потребителями энергосистемы Республики Коми на 2011 - 2017 годы Показатель Электропотребление энергосистемы, млн. кВтч Прирост, % Средний максимум нагрузки, МВт Прирост, % 2011 2012 2013 Год 2014 8766 8929 9088 9219 9352 9489 9629 0,01 1,87 1,77 1,44 1,45 1,46 1,48 1310 1335 1360 1384 1407 1430 1452 1,00 1,91 1,87 1,76 1,66 1,63 1,54 2015 2016 2017 Прогноз потребления предполагает сохранение в 2011 году уровня 2010 года. За пять лет потребление возрастет 638 миллионов киловатт-часов (7,3%) с максимальным ростом в 2012 году 1,87%. Синхронно с уровнем электропотребления будет расти нагрузка (7,4%), средний максимум мощности в 2015 году составит 1407 МВт. В прогнозе учтено электропотребление новых потребителей с ростом до 200 млн. киловатт-часов в 2015 году. ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕ, млн. кВтч Электропотребление новых потребителей всего, в т.ч.: ООО «Тимано-Печорская Газ. Компания» ООО «Лукойл – Коми» / ТПП «Лукойл – Усинскнефтегаз» ЗАО «Коми Алюминий» ПРОГНОЗИРУЕМЫЙ ПЕРИОД 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 71,6 115,7 169,2 199,5 199,5 199,5 199,5 199,5 0,6 4,9 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2 9,2 0,0 7,2 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 39,3 39,3 39,3 39,3 39,3 39,3 39,3 39,3 ООО «ПечораЭнергоРесурс» 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 ЗАО «Ямалгазинвест» «Малоперанская» компрессорная станция 0,0 0,0 8,6 8,6 8,6 8,6 8,6 8,6 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 18,1 47,8 84,1 114,3 114,3 114,3 114,3 114,3 3,9 6,9 6,9 6,9 6,9 6,9 6,9 6,9 ЗАО «Ямалгазинвест» База Воркутинского Линейнопроизводственного управления газопровода Бованенково-Ухта ООО «Лукойл-Коми» Ярегский нефтетитановый комплекс ООО «Жилой комплекс «Тимман» Наиболее крупным инвестиционным проектом, учтенным в прогнозе, является Ярегский нефтегазовый комплекс, реализуемый ООО "Лукойл-Коми" с годовым объемом электропотребления до 114 млн.кВтч. 41 4.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Республики Коми. Динамика потребление электроэнергии за последние 5 лет: Год 2007 Показатель 2005 2006 2008 Электропотребление 8040 8528 8710 8829 энергосистемы, млн. кВтч Прирост, % -1,3* 6,1 2,1 1,4 Южный энергоузел, млн. кВтч 3237 3397 3515 3556 Прирост, % -0,1 4,9 3,5 1,2 Ухтинский энергоузел, млн. кВтч 1264 1326 1369 1376 Прирост, % -0,4 4,9 3,2 0,5 Печорский энергоузел, млн. кВтч 1991 2244 2283 2360 Прирост, % 0,5 12,7 1,8 3,4 Интинский энергоузел, млн. кВтч 274 250 236 227 Прирост, % -9 -8,8 -5,5 -4,1 Воркутинский энергоузел, млн. 1275 1312 1306 1310 кВтч Прирост, % -5,7 2,9 -0,4 0,3 * - по отношению к величине потребления электрической энергии в 2004 году. 2009 8714 -1,3 3503 -1,5 1328 -3,5 2416 2,4 219 -3,2 1245 -4,9 Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет: Год 2007 1349 Показатель 2005 2006 2008 2009 Максимум нагрузки потребления 1239 1292 1292 1362 энергосистемы, МВт Прирост, % 0,3* 4,3 4,4 -4,2 5,4 Южный энергоузел 494 522 530 526 578 Прирост, % 1* 5,7 1,5 0,8 9,9 Ухтинский энергоузел 204 222 225 223 224 Прирост, % -4,7* 8,8 1,4 -4 0,4 Печорский энергоузел 307 345 359 355 370 Прирост, % 0,3* 12,4 4 -1,1 4,2 Интинский энергоузел 58 51 47 48 48 Прирост, % -12* -12 -8 2,1 0 Воркутинский энергоузел 203 210 207 195 190 Прирост, % -6,9* 3,4 -2,4 -5,8 -2,6 * - по отношению к величине максимума нагрузки потребления электрической энергии в 2004 году. 4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований. Прогноз потребления тепловой энергии на 5 летний период с выделением крупных потребителей (филиала ОАО «ТГК-9» «Коми»). Наименование Нагрузка, Гкал/час 2011 Гкал 2012 Гкал 2013 Гкал 2014 Гкал 2015 Гкал 42 Воркута ОПП ООО "ТСВ" Промышленность ОАО "Воркутауголь" Инта Промышленность ОАО "Шахтоуправление" Управляющие компании УК "Ремсервис" УК "Патера" Ухта Промышленность ООО " ЛукойлУхтанефтепереработка" ООО " Газпром трансгаз Ухта" Сыктывкар Управляющие компании ООО"ЖУК" ООО "Октябрьская управляющая компания" ООО "УРЭК" Сосногорск Промышленность ООО "Газпром переработка" 552 71 1 840 000 1 840 000 1 840 000 1 840 000 1 840 000 1 715 000 1 715 000 1 715 000 1 715 000 1 715 000 90 000 90 000 90 000 90 000 90 000 351 000 351 000 351 000 351 000 351 000 11 17 000 17 000 17 000 17 000 17 000 13 8 38 000 32 000 38 000 32 000 38 000 32 000 38 000 32 000 38 000 32 000 1 130 000 1 130 000 11 72 000 72 000 72 000 72 000 72 000 5 7 500 7 500 7 500 7 500 7 500 1 400 600 1 400 600 1 400 600 1 400 600 1 400 600 52,5 155 000 155 000 155 000 155 000 155 000 36,1 30,9 127 000 100 000 127 000 100 000 127 000 100 000 127 000 100 000 127 000 100 000 372 000 372 000 372 000 372 000 372 000 92 000 92 000 92 000 92 000 92 000 17,0 1 130 000 1 130 000 1 130 000 С учетом сокращения численности населения Республики Коми, динамики сокращения объектов теплоснабжения, их мощностей и полезного отпуска тепловой энергии, а также высоких тарифов на услуги централизованного теплоснабжения и недоступности данного вида коммунальной услуги для значительной доли сельского населения, политики закрытия убыточных котельных в связи с реализацией мероприятий по энергоэффективности и переводу потребителей на автономные источники теплоснабжения потребление тепловой энергии без развития реального сектора экономики на ближайший 5летний период будет незначительно сокращаться. 4..5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Коми мощностью не менее 5 МВт. В 2011 - 2012 годах запланировано ввод в эксплуатацию технологического блока (утилизационная часть) на ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» мощностью 87,7 МВт и котла мощностью 62 Гкал/час. 43 Ввод в эксплуатацию оборудования Оборудование Мощность 2011 год Котел CPK-3560 ст. №7У турбина NG90/80 ст. № 5У 370 Гкал/час; 87,7 МВт 2012 год котел КМ-90 ст. № 3У 62 Гкал/час Вывод из эксплуатации оборудования ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» 2011 год Оборудование котлы СРК ст. № 3У, № 4У и № 6У, турбины типа Р-12 ст. № 1У и № 2У Мощность 237 Гкал/час, 24,0 МВт В 2013-2015гг. ввод/вывод из эксплуатации собственниками оборудования не запланирован. Исходя из значительной дефицитности южного энергоузла Республики Коми необходимо строительство в районе г.Сыктывкара электростанции мощностью не менее 240 МВт в составе двух блоков 120 МВт с возможностью расширения еще на два блока в дальней перспективе. Ввод в эксплуатацию первого блока необходимо осуществить к 2020 году. 4.6. Прогноз развития энергетики Республики Коми на основе ВИЭ (возобновляемые источники энергии) и местных видов топлива. Один из факторов ресурсосбережения - это вовлечение вторичных энергоресурсов и технологических отходов в процесс производства электро- и теплоэнергии. Использование тепла отходящих газов, черного щелока, коры в 2009 г. сэкономило 461 тысячу тонн условного топлива и 41 тысячу гигакалорий тепла. Одновременно из-за недоиспользования вторичных ресурсов в республике потеряно 68 тысяч тонн условного топлива и 7,3 тысячи гигакалорий теплоэнергии. В соответствии с Основными направлениями государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года целевым ориентиром на указанный период является увеличение относительного объема производства и потребления электрической энергии с использованием возобновляемых источников энергии. Стратегией экономического и социального развития Республики Коми на период до 2020 года, использование возобновляемых энергоресурсов: древесного топлива, отходов лесопереработки, строительство и ввод в эксплуатацию малой ГЭС является приоритетной задачей, решение которой необходимо для качественного, надежного и доступного по цене обеспечения тепло- и электроэнергией внутренних и внешних потребителей. Несмотря на наличие больших запасов ископаемого топлива, сосредоточенных на севере Республики, из-за значительной протяженности территории с севера на юг стоимость энергоносителей для южных районов возрастает в 1,5-3,2 раза. Это обстоятельство является основной причиной убыточности сельских муниципальных котельных, обеспечивающих теплоснабжение объектов социальной сферы и частично жилого фонда. При этом основной вид деятельности данных сел и поселков сосредоточен в лесопромышленном производстве – лесозаготовке и деревообработке, обеспечивающем достаточными ресурсами древесной биомассы (дровяная и иная низкосортная древесина, отходы лесозаготовок, в т.ч. от санитарных рубок леса, отходы деревообработки, которая может быть использована в энергетических целях. 44 Потенциал возможного освоения местных топливных ресурсов (дрова, отходы лесозаготовки, биогаз) и возобновляемые источники энергии (гидро- и ветроэнергетика) в Республике Коми оценивается в 650 тыс.тут в год. Современный уровень использованияменее половины. Сфера интересов Республики Коми в развитии возобновляемой энергетики состоит в следующем: - исполнение задач в области охраны окружающей среды (включая производство биотоплива из промышленных отходов); - организация производства твердого биотоплива (древесных гранул) для внутреннего потребления и на экспорт; - решение вопросов тепло- и электроснабжения населенных пунктов и промышленных объектов, находящихся в зонах децентрализованного энергоснабжения. Отходы деревопереработки. Для развития малой энергетики в центральных и южных районах республики есть большой потенциал неиспользуемого древесного биотоплива в виде отходов лесозаготовок, порядка 300 тыс. тут. Наиболее богаты биотопливом являются УстьКуломский -67 тыс.тут., Прилузский -56,3 тыс.тут., Корткероссий – 44 тыс.тут., Удорский 43 тыс.тут. районы. В настоящее время 70% отходов деревообработки используется в качестве топлива для выработки энергии. На крупных предприятиях лесопромышленного комплекса Республики Коми установлены котельные на отходах лесопиления и деревообработки, позволяющие получать теплоэнергию для отопления производственных помещений и обслуживания сушильных камер. В таблице указаны предприятия, использующие древесные отходы. Наименование предприятия ОАО «Монди Сыктывкарский ЛПК» ЗАО «Жешартский фанерный комбинат» ООО «Сыктывкарский фанерный завод» ООО «СевЛесПил» ОАО ЛПК «Сыктывкарский ЛДК» ЗАО «Леском» ООО «Лузалес» ИТОГО: Объем перерабатываемой биомассы в 2009г. тонн всего Объем использованных древесных отходов в качестве топлива в 2009г. тонн 519 144 515 485 92 500 31 053 59 000 5 882 75 000 14 100 84 200 60 000 75 000 8 462 41 000 8 000 973 400 558 432 ОАО «Монди Сыктывкарский ЛПК» планирует в 2012 году ввод котла КМ-90 на коро-древесных отходах, сжигающего 42 тонны/час этого топлива. Эффективная лесопереработка предполагает стопроцентную переработку сырья, в том числе древесных отходов и низкосортной древесины. Путем прессования хорошо размельченного первичного древесного сырья или опилок и стружек можно изготовить топливные брикеты (облагороженное древесное топливо). Топливные брикеты могут идти и на отопление, но для этого требуется строительство миниТЭЦ и модернизация существующих котельных. Себестоимость продукции колеблется в диапазоне от 3,0 до 3,5 тыс. рублей за тонну. 45 В Республике Коми на сегодняшний день работает только одна компания в УстьКуломском районе – это ООО «Марко» по производству топливных брикетов, мощность производства составляет 45 тонн в месяц. Кроме этого есть бизнес-идея по производству топливных брикетов в Усть-Вымском районе с. Айкино ИП «Тузенко В.И.». При больших производствах брикетного топлива, оно должно реализовывать до 80% своей продукции на экспорт, а остальное реализовываться на внутреннем рынке региона и которые сжигаться на специально подготовленных котельных установках. Но в самой республике большого спроса на брикеты пока нет, как нет и специальных котельных установок. Хотя в рамках реализации инвестиционных проектов в области освоения лесов в Республике Коми ООО «ЦентроВудКом» и ООО «Лесозавод №1», а также двух проектов по глубокой переработке древесины в Троицко-Печорском районе запланировано строительство предприятий по производству топливных гранул и топливных брикетов в 2013 году. В настоящее время ОАО «Коми тепловая компания» разработан план мероприятий по переводу центральной котельной с.Объячево Прилузского района с мазута на биотопливо с окончанием работ в 2012 году. Для обеспечения интенсивного развития лесопромышленного комплекса Республики Коми и эффективного использования лесных древесных ресурсов в энергетических целях, для выполнения основных социально-экономических задач, необходима разработка республиканской целевой программы по использование лесных древесных ресурсов в энергетических целях и развитию биоэнергетики на длительную перспективу. Использование черного щелока. При производстве бумаги на ОАО «Монди Сыктывкарский ЛПК» образуется черный щелок, который используется в качестве топлива на ТЭЦ. В 2009 году было использовано 337,5 тыс. тут черного щелока, что составило 22,8 % от общего потребления топлива на ТЭЦ. В 2010 году запущен котел СРК-3500 (ст. № 7У), сжигающий 3,5 тыс.тонн черного щелока в сутки. К 2015 году использование щелока возрастет на 40%. Использование шахтного метана. Отдельно можно выделить еще один альтернативный вид топлива - сжиженный шахтный метан. Для шахт Воркуты на глубине отработки угольных пластов 800-1200м. природная газоносность пластов достигает 25 – 32 м3/ т. Выделение газа метана идет на всех шахтных участках, но основные объемы приходятся на действующие очистные забои. Выделение газа метана в очистном забое идет из двух различных источников: разрабатываемого пласта, как часть добычного участка, а также из надрабатывемых и подрабатываемых очистным забоем прилегающих угольных пластов. Удаление газа метана из выработок очистного забоя осуществляется двумя способами: системой вентиляции и системой дегазации. Около 30% газа метана, из общего количества выделившегося в процессе работы очистного забоя, приходится на долю вентиляции, а 70% и более – на дегазацию. Возможности вентиляции ограничены невозможностью подачи большего количества воздуха в очистной забой по скорости, сечении прилегающих горных выработок, вентиляционной сети шахты и т.д. В настоящее время в ОАО «Воркутауголь» работают стационарные вакуум-насосные станции на метановоздушной смеси, извлекаемой из выемочных участков выработанного пространства шахт. ОАО «Воркутауголь» в 2010 году приступило к проектированию строительства газопоршневых теплоэлектростанции на шахтном метане. Газопоршневые электростанции будет построена на шахте «Северная». По проекту мощность станции составит 12 и 6 МВт и будет способна на выработку 16 Гкал тепла в час. Стоимость проекта по генерации энергии из шахтного метана составит порядка 780 млн. рублей. Ожидаемый экономический эффект около 300 млн. рублей в год. 46 Наименование генерирующего объекта Место расположения генерирующего объекта Вид (виды) используемых генерирующим объектом возобновляемых источников энергии Установленная мощность генерирующего объекта Срок ввода в эксплуатацию генерирующего объекта (ввода в эксплуатацию очереди генерирующего объекта) ГПТЭС №1 (газопоршневая тепловая электростанция №1) Республика Коми, г.Воркута, ш. Северная, вентствол №2 (в районе ПС 110/6,6/6,3 кВ «Северная-2») Шахтный метан ГПТЭС №2 (газопоршневая тепловая электростанция №2) Республика Коми, г.Воркута, ш. Северная, основная промплощадка (в районе ПС 35/6 кВ «Северная») Шахтный метан 11592 кВ (14490 кВА) 5796 кВ (7245 кВА) IV кв. 2011г. IV кв. 2011г. Использование потока воды. Одним из возможных направлений применения возобновляемых источников энергии (ВИЭ) является использование гидроэнергетического потенциала малых рек. Очевидно, что стоимость электроэнергии, выработанной на малых и микро ГЭС, уже сейчас ниже стоимости электроэнергии, выработанной на традиционных типах электростанций. К тому же из-за постоянно растущих цен на энергоносители стоимость электроэнергии на традиционных электростанциях постоянно повышается. Использование энергии воды будет способствовать децентрализации объединенной энергетической системы и улучшению энергоснабжения отдаленных и труднодоступных районов сельской местности. Рассматривается вопрос восстановления и ввода в эксплуатацию МГЭС «Кажимская» в Койгородском районе, с установленной мощностью 425 кВт. Подготовлен проект Соглашения о сотрудничестве в области малой энергетики между Правительством Республики Коми и ЗАО «Норд Гидро» (в стадии согласования с членами Правительства РК). Компания ЗАО «Норд Гидро» планирует в 2011 году подготовить проектную документацию и получить заключение Госэкспертизы. Ввести в эксплуатацию планируется к концу 2013 года. В республике будет продолжаться работа по гидротехническим сооружениям, для возможной реализации пилотных проектов направленных на развитие малой гидрогенерации в Республике Коми. Расширению использования в качестве источников энергии вторичных энергетических ресурсов и возобновляемых источников энергии препятствует ряд барьеров, к основным их которых относятся технические, финансовые и информационные барьеры. Развитие биоэнергетики в Республике Коми напрямую зависит от увеличения объемов промышленного производства лесопромышленного комплекса, лесозаготовок, вводе новых объектов. 47 4.7. Оценка перспективной балансовой ситуации на 5-летний период. Баланс электрической энергии на 2011-2015гг: Показатель, млн. кВтч. Потребление 2011г. 2012г. 2013г. 2014г. 2015г. 8766 8929 9088 9219 9352 10057 10169 10669 10745 11829 Воркутинская ТЭЦ-1 122 122 122 122 122 Воркутинская ТЭЦ-2 1089 1089 1089 1089 1089 71 70 69 68 67 Сосногорская ТЭЦ 1432 1445 1853 1866 1701 Печорская ГРЭС 4179 4278 4370 4433 5136 Другие поставщики 3164 3164 3164 3164 3164 в.т.ч. отпуск ТЭЦ СЛПК 1226 1226 1226 1226 1226 -1291 -1240 -1581 -1526 -1927 Выработки, в т.ч. Интинская ТЭЦ Сальдо-переток Ввод в работу ВЛ 220 кВ Ухта-Микунь в 2012 году позволит в нормальной схеме увеличить выработку электростанций северной части энергосистемы (в первую очередь Сосногорской ТЭЦ) с 2013 года и передавать излишки выработки электростанций РК в энергосистему Архангельской области, снижая нагрузку на транзиты 220 кВ связи с ЕЭС и риск нарушения устойчивости их работы. Ввод в работу ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС-Ухта в 2014 году позволит в нормальной схеме увеличить выработку электростанций северной части энергосистемы (в первую очередь Печорской ГРЭС) с 2015 года и передавать излишки выработки электростанций РК в энергосистему Архангельской области, снижая нагрузку на транзиты 220 кВ связи с ЕЭС и риск нарушения устойчивости их работы. Также обеспечивая покрытие нагрузок Котласского энергоузла. Дальнейшая загрузка установленных мощностей электростанций ограничивается возможностями связи с энергосистемой Архангельской области. Баланс электрической мощности на час максимума 2011-2015гг: Показатель, МВт 2011г. 2012г. 2013г. 2014г. Максимальное потребление 1310 1335 1360 1384 1407 2186,3 2186,3 2186,3 2186,3 2186,3 Воркутинская ТЭЦ-1 24,5 24,5 24,5 24,5 24,5 Воркутинская ТЭЦ-2 270 270 270 270 270 Интинская ТЭЦ 14,5 14,3 14,1 13,9 13,7 Сосногорская ТЭЦ 377 377 377 377 377 1060 1060 1060 1060 1060 440,3 440,3 440,3 440,3 440,3 Располагаемая мощность, в т.ч. Печорская ГРЭС Другие поставщики 2015г. 48 В условиях отсутствия значительных вводов и демонтажей генерирующего оборудования, баланс мощности характеризуется, формально, сохранением значительной избыточности по располагаемой мощности электростанций. Данные приведены в таблице «Сводные предложения по балансовым показателям». Перспективная балансовая ситуация на 5 лет для региональной энергосистемы прогнозируется с учетом ежегодного роста электропотребления населения в среднем на 1 % и ежегодного роста полезного отпуска электрической энергии (мощности) прочим потребителям на 1-1,5%. С учетом этих предпосылок ежегодный рост электропотребления региона составит 1-1,69 %. При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Республики Коми потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдоперетоков с соседними регионами. В связи с тем, что прогноз величины перетоков производится системным оператором, данный прогноз балансовой ситуации сделан только по объемам электропотребления, с учетом утвержденной на 2011 год величины сальдоперетока. Сводные предложения по балансовым показателям приведены в приложении 10. 4. 8. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических режимов. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше. Развитие производства, рост требований к условиям проживания населения предопределяют повышение требований к качеству электроснабжения и, как следствие, к качеству функционирования распределительных электрических сетей. В период до 2015 г. основными направлениями развития распределительных электрических сетей будут их реконструкция и техническое перевооружение на новых принципах и новой технической базе. Распределительная электрическая сеть должна быть построена таким образом, чтобы обеспечивать электроснабжение потребителей, как в нормальном, так и в послеаварийных режимах работы сети. В период до 2015 г. при проектировании нового строительства, расширения, реконструкции и технического перевооружения линий электропередачи и подстанций 110 кВ выдвигается требование в качестве схемного решения повышения надежности электроснабжения применять однократное сетевое резервирование. Основными требованиями к сетям нового поколения являются также нормированный уровень качества электрической энергии, адаптивность сетей к динамично развивающимся условиям региона, росту электрических нагрузок, применению новых технологий обслуживания электросетевых объектов и их автоматизации. Схема развития сетей 110 кВ разработана с учётом следующих основных положений и принципов: присоединение к сетям централизованного электроснабжения новых потребителей; повышение надежности электроснабжения потребителей путём обеспечения двухстороннего питания; более полное использование существующих сетей; увеличение пропускной способности сетей 110 кВ; ограничение расхода электроэнергии на ее транспорт. 4.8.1.Южные электрические сети В соответствии с «Соглашением о взаимодействии Правительства Республики Коми и ОАО РАО «ЕЭС России» по развитию электроэнергетической системы Республики Коми 49 и обеспечению надежного электроснабжения ее потребителей» и Инвестиционной программой ОАО «ФСК ЕЭС» в период до 2015 г. для обеспечения надёжного электроснабжения Южного и Центрального энергоузлов Коми энергосистемы намечается сооружение второй ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС – Ухта – Микунь. В настоящее время сети 110 кВ г. Сыктывкара не обеспечивают надёжное электроснабжение существующих потребителей города и возможность присоединения новых. Это связано с тем, что большая часть ПС 110 кВ питается от одного источника – ПС 220 кВ Сыктывкар, а также, несмотря на наличие незадействованных ВЛ 110 кВ, в ремонтных и аварийных ситуациях возникают токовые перегрузки ВЛ 110 кВ; имеют место пересечения взаиморезервирующих ВЛ. Для исключения аварийных ситуаций и обеспечения возможности присоединения строящихся и намечаемых потребителей предусматривается выполнение ряда мероприятий в сети 110 кВ г. Сыктывкара. Эти мероприятия обеспечат присоединение большинства ПС 110 кВ г. Сыктывкара к двум источникам электроснабжения ПС 220/110 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК», использование существующих незадействованных ВЛ 110 кВ, а также исключат аварийные токовые перегрузки ВЛ 110 кВ, пересечения взаиморезервирующих ВЛ, присоединение более трёх подстанций к одной ВЛ. Предусматривается ввод новой ПС 110/10 кВ Краснозатонская-2 с двумя трансформаторами мощностью 16 МВ∙А каждый. На ПС 110 кВ Краснозатонская-2 помимо двухцепной ВЛ-110 кВ со стороны ПС 110 кВ Восточная намечается подключить, ликвидировав ответвления, ВЛ 110 кВ на ПС 110/10 кВ Мордино и ВЛ 110 кВ на ПС 110/10 кВ Корткерос. ПС 110 кВ Краснозатонская-2 предусматривается присоединить по намечаемым ВЛ 110 кВ протяжённостью порядка 25 км с использованием участков существующих ВЛ к ПС 220/110 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК». Электроснабжение района Пажга – Визинга – Летка осуществляется по протяженной одноцепной ВЛ 110 кВ от ПС 220/110 кВ Сыктывкар, причём район Объячево – Летка питается со стороны Кировской энергосистемы. При этом в ремонтных и послеаварийных режимах не выдерживается уровень напряжение у потребителя. Для обеспечения качества электроэнергии, надёжного электроснабжения, возможности технологического присоединения потребителей южных районов РК предусматривается строительство ВЛ 110 кВ Соколовка – Визинга на участке от ПС 110/10 кВ Соколовка до ПС 110/10 кВ Пажга протяжённостью 28,4 км с реконструкцией ПС 110/10 кВ Соколовка, Пажга. Для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей п. Ропча, в районе Чиньяворыка и обеспечения дальнейшего развития сети 110 кВ предусматривается строительство ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ Ропча – Чиньяворык протяжённостью 31 км.” После 2015г. предполагается выполнение следующего сетевого строительства: - для обеспечения надёжного электроснабжения населённых пунктов предполагается на ПС 110 кВ Междуреченск, Серегово, Часово, Усть-Нем и Керчомья установка вторых трансформаторов. - сооружение ВЛ 110 кВ Благоево – Чернутьево протяжённостью порядка 67 км - сооружение ВЛ 110 кВ Койгородок – Объячево длиной порядка 100 км с реконструкцией подстанций. - сооружение ВЛ 110 кВ Соколовка – Визинга на участке от ПС 110/10 кВ «Пажга» до ПС 110/10 кВ «Визинга» с реконструкцие ПС 110/10 кВ «Визинга». - сооружение ВЛ 110 кВ от ПС 220/35/10 кВ Синдор до ПС 110/10 кВ Богородск для технологического присоединения ООО «Центровудком» в Усть – Куломском районе. - в соответствии «Генеральным планом г. Сыктывкара на период до 2025 г.», для обеспечения электроснабжения района Чит-Кочпон в г. Сыктывкаре предполагается строительство ПС 110/10 кВ Чит с двумя трансформаторами мощностью 16 МВ∙А каждый, присоединяемой ответвлениями к существующим ВЛ 110 кВ 50 4.8.2. Центральные электрические сети. Для электроснабжения намечаемых к обустройству пилотных участков на Ярегском нефтетитановом месторождении предусматривается строительство ПС 35/6 кВ Опытная с установкой двух трансформаторов мощностью 16 МВ∙А взамен существующей ПС 35 кВ Н. Доманик, присоединяемой по существующим ВЛ 35 кВ к ПС 110/35/6 кВ Ярега и ПС 110/35/6 кВ Новая с двумя трансформаторами мощностью 40 МВ∙А каждый. ПС 110 кВ Новая намечается присоединить по двухцепной ВЛ 110 кВ длиной порядка 30 км ответвлениями к ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ – Сосновка и Сосногорская ТЭЦ – СГПЗ. Электроснабжение Сосногорского глиноземного завода (СГЗ) с электрической нагрузкой на полное развитие 64 МВт намечается осуществить от сетей Коми энергосистемы. Для этого предусматривается строительство двух ВЛ 110 кВ длиной порядка 20 км и ПС 110/10 кВ с двумя трансформаторами мощностью 63 МВ∙А каждый. Для обеспечения надёжного электроснабжения, в том числе потребителей первой категории особой группы, намечается строительство электростанции установленной мощностью 24 МВт. Для обеспечения питания СГЗ, больше 80% потребителей которого являются электроприёмниками 1 и 2 категории, от ПС 220/110 кВ Ухта и шин 110 кВ Сосногорской ТЭЦ предусматривается выполнить переустройство ВЛ 110 кВ в узле пересечения с ВЛ 220 кВ Зеленоборск – Ухта, а также строительство и реконструкцию ячеек ОРУ 110 кВ на ПС 220/110 кВ Ухта и Сосногорской ТЭЦ. В настоящее время в связи с кризисом сооружение СГЗ и Ярегского ГХК отложено. Также намечается сооружение в г. Ухта: -ПС 110/10 кВ «Промышленная», которая присоединяется существующим ответвлением, временно включенным на напряжение 10 кВ, к ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ – КС-10. Ввод в эксплуатацию ПС 110/10 кВ «Промышленная» позволит перевести часть нагрузок с перегруженной ПС 110/10 кВ «Городская»; -в соответствии с генеральным планом развития г. Ухта ПС 110/10 кВ «Юго-Западная» с трансформаторами 2х25 МВА в юго-западной части центрального района г. Ухта, присоединяемой 2-х цепным заходом ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ №№ 157, 158 ПС 220 кВ «Ухта» - ПС 110 кВ «Западная» до 2014 г. Ввод в эксплуатацию ПС 110/10 кВ «Юго-Западная» позволит перевести часть нагрузки с перегруженной в перспективе ПС 110/10 кВ «Западная», перераспределить нагрузки по технологическим присоединениям, тем самым позволит избежать установки третьего трансформатора 25 МВА на ПС 110/10 кВ «Западная» и обеспечить развитие 5, 6, 7 кварталов северо-западной части, старой части города, мкр. «Нагорный» и мкр. УРМЗ в целом, п. Шудаяг в ближайшей перспективе, а в дальнейшем – развитие 8, 9, 10 кварталов и всей юго-восточной части центрального района г. Ухта. В соответствии с «Соглашением о взаимодействии Правительства Республики Коми и ОАО РАО «ЕЭС России» по развитию электроэнергетической системы Республики Коми и обеспечению надежного электроснабжения ее потребителей» в период до 2015 г. для обеспечения надёжного электроснабжения района Ижма – Усть-Цильма – Синегорье предусматривается сооружение второй ВЛ 110 кВ. ВЛ 110 кВ протяжённостью порядка 110 км предполагается присоединить с одной стороны к ПС 110/35/10 кВ Лемью, а с другой к ПС 110/10 кВ Ижма с реконструкцией РУ 110 кВ последних. Для обеспечения надёжного электроснабжения удалённых населённых пунктов и объектов нефтедобычи намечается установка секционирующих пунктов 110 кВ на ВЛ 110 кВ в сторону ПС 110 кВ Усть-Цильма, Щельяюр, Замежная и Синегорье. После 2015 года предполагается: - строительство второй ВЛ-110 кВ Ижма-Щельяюр-Синегорье. - для обеспечения надёжного электроснабжения района п. Седью предусматривается строительство однотрансформаторной ПС 110/35/6 кВ Седью. 51 - для обеспечения надёжного электроснабжения Троицко-Печорского района предполагается сооружение второй ВЛ 110 кВ ПС 220/110 кВ Ухта – ПС 110 кВ Вой-Вож – ПС 110 кВ Троицк протяжённостью порядка 180 км. - строительство ВЛ 110 кВ ПС 110/10 кВ Таежная – ПС 110 кВ Лемью длиной порядка 25 км. С сооружением этой ВЛ ПС 110 кВ Лемью и район Ижма – Усть-Цильма – Синегорье получат возможность резервного электроснабжения от второй опорной ПС 220 кВ Ухта. 4.8.3. Печорские электрические сети ПС 220 кВ Усинск является опорной для электроснабжения г. Усинска и нефтедобывающего района. В настоящее время ПС 220/35/6 кВ Усинск перегружена: два трансформатора мощностью по 40 МВ∙А загружены на 94% каждый. Для ее разгрузки предполагается реконструкция сети 35 кВ. В отдаленной перспективе -сооружение ПС 220/35/10 кВ «Городская». ПС 220 кВ Городская предусматривается присоединить ответвлениями к существующим ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС – Усинск и Печора – Усинск. В дальнейшем ПС 220 кВ Городская предполагается присоединить в рассечку третьей ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС– Усинск. «Соглашением о взаимодействии Правительства Республики Коми и ОАО РАО «ЕЭС России» по развитию электроэнергетической системы Республики Коми и обеспечению надежного электроснабжения ее потребителей» предусматривается строительство третьей ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС – Усинск протяжённостью 150 км для обеспечения надёжного электроснабжения нефтедобывающего района Усинск – Возей – Харьяга в период до 2015 г. Данные мероприятия не предусмотрены Схемой и программой развития ЕЭС России, включая развитие ЕНЭС до 2016г. В период до сооружения ПС 220 кВ Городская намечается для разгрузки ПС 220 кВ Усинск и обеспечения присоединения новых потребителей перевести часть ПС 35 кВ, питающихся от ПС 220 кВ Усинск, на ПС 220/35/6 кВ КС УГПЗ и Промысловая с реконструкцией последних. Для резервного электроснабжения от сетей филиала ОАО “МРСК Северо – Запада”Комиэнерго” КС-6 Интинской, КС-7 Сынинской, КС-8 Чикшинской и КС-9 Малоперанской системы магистральных газопроводов Бованенково – Ухта предусматривается сооружение одноцепных ВЛ напряжением 35 или 110 кВ и установка трансформаторов 35/10 кВ или 110/10 кВ при электростанциях собственных нужд, обеспечивающих основное питание КС. Также предусматривается строительство ПС 220 кВ ЦХП 2x40 МВА, присоединяемой двумя В 220 кВ к 170 км ПС 220 кВ Северный Возей в 2014г. 4.8.4. Воркутинские электрические сети На период до 2015 г. сохраняется электроснабжение г. Инта по сетям 35 кВ от Интинской ТЭЦ установленной мощностью 18 МВт и ПС 220/35/10 кВ Инта, на которой установлены два трансформатора мощностью 40 МВ∙А каждый. Связь ПС 220 кВ Инта с Интинской ТЭЦ осуществляется по двум двухцепным ВЛ в габаритах 110 кВ, включенным на напряжение 35 кВ. Основными источниками электроснабжения г. Воркуты являются Воркутинские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, а также ПС 220/110 кВ Воркута. От этих источников по двухцепным ВЛ 110 кВ питаются все существующие шахты, город Воркута и прилегающие поселки. Выдача мощности Воркутинской ТЭЦ-1 осуществляется на напряжении 6 и 35 кВ по ВЛ 35 кВ ТЭЦ-1 – ПС 110 кВ Городская, ТЭЦ-1 – ПС 35 кВ Воркутинская, ТЭЦ-1 – ТЭЦ-2. 4.8.5. Снижение потерь электроэнергии в сетях. 52 В соответствии с Программой энергосбережения на период 2011-2015 гг. при транспортировке электроэнергии планируется снижение потерь в сетях филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго» в следующих объемах: №п. 1 ед. изм. млн.кВтч 2011 г 8,62 2012 г 6,10 2013 г 13,40 2014 г 4,17 2015 г 5,06 На объектах филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -Северное ПМЭС на данный момент устройства компенсации реактивной мощности на территории Республики Коми отсутствуют. В 2012-2014 годах на втором этапе реализации титула нового строительства ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС-Ухта-Микунь, планируется установка шунтирующих реакторов на ПС 220 кВ Ухта и на территории Печорской ГРЭС, позволяющая снизить потери электрической энергии в электрических сетях напряжением 220 кВ. 4.9. Предложения по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации узких мест. Мероприятия по ликвидации узких мест: 1. Реконструкция ПС 220 кВ Микунь с заменой силовых трансформаторов 110 кВ (Т-3, Т-4), ОПУ-110 кВ. 2. Присоединение части существующей ВЛ-162 к ТЭЦ СЛПК (новое сокращенное наименование ВЛ-137) с переводом части нагрузки ПС 220 кВ Сыктывкар на ТЭЦ СЛПК – III квартал 2011г. 3. Строительство второй ВЛ 220 кВ Микунь-Сыктывкар и установка второго автотрансформатора 125 MB А на ПС 220 кВ Сыктывкар. - 2013-2016гг. 4. Строительство электростанции в районе г.Сыктывкара мощностью не менее 240 МВт (для уровня 2017г.). Состав: минимум два блока 120 МВт, с учетом необходимости поддержания резервов мощности - три блока, с возможностью расширения еще на один блок для обеспечения подключения новых потребителей в отдаленной перспективе - при условии выдачи соответствующей мощности ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» и поддержания необходимого резерва мощности (не менее 100 МВт) - не ранее 2020 года. При прекращении выдачи мощности ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» ввод генерирующих мощностей необходим безотлагательно. 5. Строительство и ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Ухта-Микунь, с реконструкцией ПС 220 кВ Ухта и ПС 220 кВ Микунь и установкой шунтирующего реактора на Печорской ГРЭС (1-й этап строительства - пусковой комплекс), включенное в инвестиционную программу ОАО«ФСК ЕЭС» к реализации в 2012 году. 6. В обеспечение возможности полного использования пропускной способности ВЛ221 и ВЛ 220 кВ Ухта-Микунь в более полном объеме, из-за ограничений по выдаче мощности Сосногорской ТЭЦ, необходимо также осуществить замену выключателей ВЛ153, ВЛ-154, ОВ-110, ШСВ-110, ВЧ-заградителя ВЛ-153 на ПС 220 кВ Ухта в составе ее реконструкции в пусковом комплексе в 2012 году. При этом возможно увеличение загрузки Сосногорской ТЭЦ, а также незначительно Печорской ГРЭС, на величину порядка 100 МВт. 7. Установка УРОВ-110 на Сосногорской ТЭЦ - 2012г. 8. Модернизация системы возбуждения с установкой регулятора сильного действия на ТГ-8 Сосногорской ТЭЦ - 2012г. 9. Строительство и ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ ПГРЭС-Ухта, с реконструкцией ПС 220 кВ Ухта и ОРУ-220 Печорской ГРЭС (2-й этап строительства), включенное в инвестиционную программу ОАО «ФСК ЕЭС» к реализации в 2014 году. Установка и ввод в 53 эксплуатацию обновленного комплекса противоаварийной автоматики энергосистемы по второму этапу - не позднее 2014г. При этом возможно увеличение загрузки Печорской ГРЭС и Воркутинской ТЭЦ-2 на величину порядка 260 МВт. 10. В целях дальнейшего снижения дефицита юга, и снижения запертой мощности Печорской ГРЭС, целесообразно выполнить установку устройств продольной компенсации на ПС 220 кВ Ухта (3-й этап строительства) вместе со строительством и вводом эксплуатацию ВЛ 220 кВ Микунь-Заовражье. – 2014-2016гг. 11. Использование обмоток трансформаторов тока MB ВЛ-245 ПС 220 кВ Печора и MB ВЛ-245, MB ВЛ-246 ПС 220 кВ Усинская, номинальным током не менее 750 А, или замена трансформаторов тока. 12. Замена (либо дополнительная установка третьих) трансформаторов на трансформаторы большей мощности на ПС 220 кВ Усинская, Зеленоборск. 13. Замена двухцепного участка, идущего с опоры №№ 410-428 ВЛ № 246 «Печорская ГРЭС – ПС Усинская» и опоры №№ 334-352 ВЛ № 245 «ПС Печора – ПС Усинская» на два одноцепных, либо строительство третьей цепи, идущей на одноцепных опорах. 14. Строительство ВЛ 110 кВ Лемью-Ижма, с реконструкцией ПС 110 кВ Ижма, включенное в Соглашение о взаимодействии Правительства Республики Коми и ОАО «РАО «ЕЭС России» по развитию электроэнергетической системы Республики Коми и обеспечению надежного электроснабжения ее потребителей от 29 апреля 2008 года под титулом «Строительство ВЛ-110 кВ Зеленоборск-Ижма (вторая цепь)». Также строительство включено в инвестиционную программу филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго» в 2012-2014гг. 15. Снятие нагрузок с ПС 220 кВ Усинская путем реконструкции сети 35 кВ. 16. Строительство ПС 220 кВ Городская (г.Усинск) для обеспечения подключения новых потребителей в районе г.Усинск. 17. Строительство ВЛ 110 кВ Соколовка – Пажга – Визинга 18. Строительство ПС 110/10 кВ «Краснозатонская – 2» в г. Сыктывкар с двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС 220/110 КВ «Сыктывкар и ТЭС ОАО «Монди СЛПК». 19. Строительство ВЛ 35 кВ Ропча - Чиньяворык 20. Строительство ПС 110/10 кВ «Юго-Западная» (2х25 МВА) с 2-х цепным заходом ВЛ 110 кВ (3 км) в г.Ухта. 21. Установка и ввод в эксплуатацию обновленного комплекса противоаварийной автоматики энергосистемы по первому этапу - не позднее 2012г. 22. Установка и ввод в эксплуатацию обновленного комплекса противоаварийной автоматики энергосистемы –до 2015г. Мероприятия по ликвидации узких мест* : № п/п 1 2 3 4 5 6 7 7.1 Мероприятие Реконструкция ПС «Микунь» с заменой силовых трансформаторов, ОПУ-110 кВ, устройством маслоприемных емкостей. Присоединение части существующей ВЛ-162 к ТЭЦ СЛПК. Строительство второй ВЛ 220 кВ Микунь-Сыктывкар и установка второго автотрансформатора 125 MB А на ПС 220 кВ Сыктывкар. Строительство электростанции в районе г.Сыктывкара мощностью не менее 240 МВт Строительство и ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Ухта-Микунь. Замена выключателей ВЛ-153, ВЛ-154, ОВ-110, ШСВ-110, ВЧ-заградителя ВЛ153 на ПС 220 кВ Ухта. Установка и ввод в эксплуатацию обновленного комплекса противоаварийной автоматики (ПА) энергосистемы. Установка дополнительных двух шкафов УПАСК на ПС 220 кВ Зеленоборск Срок реализации 2011-2015 2011 2011-2017 2017 2012 2012 2012- 2014 2012 54 Ввод в работу устройств ПА, УПАСК на ПС 220кВ Синдор, Микунь, Сосногорская ТЭЦ. Создание среды передачи команд релейной защиты и ПА по ВЛ 110 кВ, между 7.3 ПС 220 кВ Ухта и Сосногорской ТЭЦ; по ВЛ 220 кВ, между ПС220кВ Микунь и ПС 220 кВ Ухта Модернизация автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР) на ПС 7.4 220 кВ Микунь, Ухта, Воркута, Сосногорская ТЭЦ, Печорская ГРЭС 7.5 Ввод в работу устройства ПА на ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ СЛПК. 7.6 Модернизация ПА на ПС 220 кВ Ухта. 7.7 Модернизация АЛАР на ПС 220 кВ Инта 7.8 Ввод в работу АЛАР на ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК». Создание ВОЛС для передачи команд релейной защиты и ПА по ВЛ 220 кВ, 7.10 между ПС кВ Микунь и Сыктывкар, Печорская ГРЭС и ПС 220 кВ Инта, по ВЛ 110 кВ между ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК». Рабочее проектирование устройства ПА, УПАСК на ПС 220 кВ ОАО «ФСК 7.11 ЕЭС» Сыктывкар, Ухта (2 очередь) и на ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК». Рабочее проектирование среды (ВОЛС) передачи команд релейной защиты и ПА по ВЛ 220 кВ между ПС 220 кВ Микунь и Сыктывкар, Печорская ГРЭС и 7.12 ПС 220 кВ Инта, по ВЛ 110 кВ между ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК». 8 Установка УРОВ-110 на Сосногорской ТЭЦ Модернизация системы возбуждения с установкой регулятора сильного действия 9 на ТГ-8 Сосногорской ТЭЦ Строительство и ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ ПГРЭС-Ухта, с реконструкцией 10 ПС 220 кВ Ухта и ОРУ-220 Печорской ГРЭС. Установка устройств продольной компенсации на ПС 220 кВ Ухта вместе со 11 строительством и вводом эксплуатацию ВЛ 220 кВ Микунь-Заовражье. Использование обмоток трансформаторов тока MB ВЛ-245 ПС 220 кВ Печора и MB ВЛ12 245, MB ВЛ-246 ПС 220 кВ Усинская, номинальным током не менее 750 А. Замена авто-трансформаторов на авто-трансформаторы большей мощности на 13 ПС 220 кВ Усинская, Зеленоборск. Замена двухцепного участка, идущего с опоры №№ 410-428 ВЛ № 246 14 «Печорская ГРЭС – ПС Усинская» и опоры №№ 334-352 ВЛ № 245 «ПС Печора – ПС Усинская» на два одноцепных. 15 Строительство ВЛ 110 кВ Лемью-Ижма, с реконструкцией ПС 110 кВ Ижма,. 16 Снятие нагрузок с ПС 220 кВ Усинская путем реконструкции сети 35 кВ. 17 Строительство ПС 220 кВ Городская (г.Усинск). 18 Реконструкция однотрансформаторных подстанций 110 кВ 19 Реконструкция перегруженных ПС 35-110 кВ. 20 Строительство ВЛ 110 кВ Сыктывкар – Краснозатонская 21 Строительство ВЛ 110 кВ Соколовка – Пажга – Визинга 22 Строительство ВЛ 35 кВ Ропча - Чиньяворык 7.2 23 Строительство ПС 110/10 кВ «Юго-Западная» (2х25 МВА) с 2-х цепным заходом ВЛ 110 кВ (3 км) в г.Ухта. * Для выполнения мероприятий смотри пояснения в приложении 15. 2012 2012 2012 2014 2014 2014 2014 2014 2013 2013 2012 2012 2014 2016 2011-2015 2011-2015 2011-2015 2015 2011-2015 после 2015 2011-2015 2011-2015 2011-2015 2011-2015 2011-2015 2011-2014 Всего перегруженных подстанций 110 кВ – 23, из них, наиболее актуален вопрос реконструкции с увеличением мощности, стоит для 14 подстанций, которые приведены в таблице. №№ Наименование подстанции Загрузка в аварийном п.п. режиме (в %) Воркутинские электрические сети 1 ПС-35/6 “В/ст №3 ш. Комсомольская” 123 2 ПС-35/6 “Северная” 111 3 ПС-35/6 “Заполярная” 152 Печорские электрические сети 55 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 ПС-35/10 “Сельхозкомплекс” 151 Центральные электрические сети ПС-110/10 “Усть-Цильма” 132 ПС-110/35/10 “Троицк” 159 ПС-110/10 “Ижма” 128 ПС-110/10 “Западная” 107 ПС-110/10 “Сосновка” 118 Южные электрические сети ПС-110/10 “Усть-Кулом” 119 ПС-110/10 “Корткерос” 124 ПС-110/10 “Объячево” 157 ПС-110/10 “Орбита” 137 ПС-35/10 “Кослан” 150 4.10 Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ. Сводная таблица с перечнем электросетевых объектов, намечаемых к строительству, реконструкции, техническому перевооружению, приведена ниже. Наименование объекта Проектна я мощность / протяжен ность сетей, МВА/км новому Год начала сроительст ва Год окончания строительства 294 км 252,8 км 87,2 км 125 МВА 250 км 600 кв.м 1000 кв.м 2007 2012 2012 2014 2013 2016 2014 2013 2012 2016 2015 2014 - 2012 2016 2012 2014 2011 2014 2016 2014 2014 2015 - 2012 2013 - 2011 2011 2011 2012 2011 2011 2012 2014 2012 2012 1. Новое строительство ВЛ 220 кВ Ухта-Микунь ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС-Ухта ВЛ 220 кВ Микунь-Сыктывкар с установкой второго АТ на ПС 220 кВ Сыктывкар (вторая цепь) ВЛ 220 кВ Микунь- Заовражье Строительство РПБ на ПС 220 кВ Воркута Строительство РПБ на ПС 220 кВ Усинская 2. Реконструкция и техперевооружение ПС 220 кВ Сыктывкар замена МВ 110 13 компл. ПС 220 кВ Сыктывкар замена МВ 220 1 компл. ПС 220 кВ Сыктывкар замена ТТ110 39 фаз ПС 220 кВ Сыктывкар замена ТТ220 3 фаз ПС 220 кВ Микунь замена ТН220 6 фаз ПС 220 кВ Микунь (Замена МВ 110 кВ, замена АДР, Замена УРЗА) ПС 220 кВ Синдор замена ОД и КЗ 220 2 компл. ПС 220 кВ Синдор замена МВ 220 3 компл. ПС 220 кВ Синдор замена ТН220 3 фаз ПС 220 кВ Синдор замена ТТ220 3 фаз ПС 220 кВ Ухта замена ТН110 7 фаз 56 ПС 220 кВ Ухта (Замена МВ 110 кВ) ПС 220 кВ Ухта замена ТН220 6 фаз ПС 220 кВ Ухта (Замена МВ 110 кВ 14шт.) ПС 220 кВ Зеленоборск замена ОД и КЗ 220 2 компл. ПС 220 кВ Зеленоборск замена МВ 110 2 компл. ПС 220 кВ Печора замена МВ 110 9 компл. ПС 220 кВ Печора замена МВ 220 8 компл. ПС 220 кВ Сыня (замена МВ 220 кВ 3шт.) ПС 220 кВ Газлифт замена МВ 220 4 компл. ПС 220 кВ Северный Возей замена ТТ220 9 фаз ПС 220 кВ Северный Возей замена МВ 220 8 компл. ПС 220 кВ Инта замена МВ 220 2 компл. ПС 220 кВ Инта замена ТТ220 6 фаз ПС 220 кВ Инта (замена ТН 220 кВ) ПС 220 кВ Воркута замена ТТ110 42 фаз ПС 220 кВ Воркута замена МВ 110 16 компл. ПС 220 кВ Воркута замена ТТ220 6 фаз ПС 220 кВ Воркута (замена ТН 220 кВ) 2012 2013 2015 2013 2013 2017 2014 2014 2014 2015 2016 2015 2011 2012 2014 2016 2017 2017 2012 2012 2012 2013 2011 2011 2015 2011 2011 2015 2015 2011 2011 2017 2011 2014 2017 2017 Перечень ПС 110 кВ, намечаемых к реконструкции и техническому перевооружению в 2011-2015гг. Наименование подстанций ПС 110 кВ Вуктыл-2 ПС 110 кВ Лемью ПС 110 кВ Ижма ПС 110 кВ Щельяюр ПС 110 кВ Замежная ПС 110 кВ Синегорье Тип, мощность ПС, МВ∙А 110/35/6 кВ 2х16 110/35/10 кВ 2х6,3 110/10 кВ 2х6,3 110/20/10кВ 2х10 110/10 кВ 110/10 кВ 1х6,3 1х10 Перечень работ по Количество Срок переустройству ПС устанавли- выполнения (установка и/или ваемого работ замена) оборудования ячеек 35кВ 8 ячеек 110 кВ 1 2012 2014 2014 ячеек 110кВ 6 2016 ячеек 110кВ ячейка 110кВ 6 1 2017 ячеек 110кВ 3 2017 Перечень линий электропередачи 110 кВ, намечаемых к реконструкции и новому строительству Линии электропередачи Заходы на ПС 110кВ Краснозатонская ПС 110 кВ Соколовка – Марка и сечение провода Протяженность Количество сроки строительства по трассе, км. цепей АС 185 25 2 2014 АС 120 28,4 1 2011-2012 57 Линии электропередачи Марка и сечение провода Протяженность Количество сроки строительства по трассе, км. цепей ПС 110 кВ Пажга ПС 110 кВ Пажга – ПС 110 кВ Визинга ПС 110 кВ Микунь – ПС 110 кВ Едва (замена опор) ПС Лемью – ПС Ижма ПС 110 кВ Ижма – ПС 110 кВ Щельяюр – ПС110 кВ Синегорье АС 120 46,3 1 2015-2017 АС 120 104,3 1 2009-2011 АС 120 110 1 2009-2014 АС 120 128 1 2015-2017 Перечень ПС 110 кВ, намечаемых к новому строительству Количество и мощность тр-ов 2009-2010 гг. Наименование подстанций Кол-во, шт. 2011-2015 гг. S, МВ∙А ПС 110/10 кВ Краснозатонская ПС 110/10 кВ Чит После 2015г. Кол-во, шт. S, МВ∙А 2 16 Кол-во, шт. 2 S, МВ∙А 16 (начало ПИР) ПС 110/10 кВ Промышленная ПС 110/10 кВ Комсомольская ПС 110/10 кВ Якша ПС 110/10 кВ Том ПС 110/10 кВ Заречье ПС 110/10 кВ Ч. Ворык ПС 110/10 кВ Седью ПС 110/10 кВ ЮгоВосточная Секционирующий пункт с разъединителем (2015г.) (ЦЭС, Усть-ЦильмаСинегорье) 2 6 16 2 2,5 2 1 1 2 1 2,5 2,5 2,5 6,3 6,3 2 16,0 – Перечень электросетевых объектов, намечаемых к реконструкции, техническому перевооружению и новому строительству при реализации программы RAB регулирования тарифов филиала ОАО ‘МРСК Северо – Запада’Комиэнерго”. Перечень линий электропередачи 110 кВ, намечаемых к реконструкции и новому строительству Наименование линии Реконструкция ВЛ 110 кВ № 179: установка переключательного пункта на ответвление на ПС «Благоево» (ЮЭС) Срок ввода Капиталовложени я, млн. руб. 2013 2,697 Примеч ание 58 Расширение просеки ВЛ 110 кВ №170 "Микунь - Сыктывкар" (ЮЭС) 2012 1,072 Расширение просеки ВЛ 110 кВ № 122 (ПЭС) 2012 7,568 Расширение просеки ВЛ 110 кВ №142 отпайки на ПС "Замежная" на участке оп. №40/1 - оп.219 (ЦЭС) 2012 2,787 Расширение просеки ВЛ 110 кВ №141 "Ижма Щельяюр" (ЦЭС) 2012 0,225 Расширение просеки ВЛ 110 кВ № 176 "Микунь - Едва" (ЮЭС) 2012 2,680 Расширение просеки ВЛ 110 кВ № 177 "Микунь - Едва" (ЮЭС) 2012 1,286 Расширение просеки ВЛ 110 кВ № 180 "Восточная - Сторожевск" (ЮЭС) 2012 0,107 Расширение просеки ВЛ 110 кВ № 182 "Сторожевск - Богородск" (ЮЭС) 2012 0,536 Строительство ВЛ 110 кВ (3 км) с 2-х цепным заходом в г.Ухта 20112014 Расширение просек ВЛ 110 - 220 кВ 2016 143,311 Реконструкция ВЛ 110 кВ "Мураши - Объячево" (ЮЭС) 2017 996,508 Строительство ВЛ 110 кВ «Пажга – Визинга» с расширением ПС 110/10 кВ «Визинга" (ЮЭС) 2014 319,116 Строительство ВЛ 110 кВ "Объячево Койгородок" с расширением ПС 110/10 кВ "Объячево", ПС 110/10 кВ "Койгородок" (ЮЭС) 2017 887,741 Исполни тель ООО «РСК» Перечень ПС 110 кВ, намечаемых к реконструкции и техническому перевооружению Наименование подстанции Срок ввода Капиталовложения, млн. руб. Реконструкция ПС 110/10 кВ «УстьКулом» с установкой силового трансформатора (ЮЭС) 2013 54,306 Реконструкция ПС 110/10 кВ «Объячево»: замена силовых трансформаторов (2 шт.) (ЮЭС) 2013 50,009 Реконструкция ПС 110/10 кВ «Корткерос»: замена силовых трансформаторов (2 шт.) (ЮЭС) 2013 83,59 Техническое перевооружение ПС 110/10 кВ «Едва»: замена МВ-110 кВ на элегазовый (1 шт.) (ЮЭС) 2012 6,667 Техническое перевооружение ПС 110/35/6 "Верхняя Омра": замена МВ 10 2013 7,188 Примечание 59 кВ на ВВ (9 шт.) (ЦЭС) Техническое перевооружение ПС 110/10 кВ "Щельяюр": замена МВ 10 кВ на ВВ (10 шт.) (ЦЭС) 2013 7,889 Реконструкция ПС 110/10 кВ "Едва": установка резистивного заземления нейтрали КРУН-10 кВ 1 и 2 СШ 10 кВ (ЮЭС) 2013 2,821 Реконструкция ПС 110/10 кВ Орбита" с изменением главной схемы, установкой дополнительной ячейки с силовым трансформатором, расширением ЗРУ-10 кВ" (ЮЭС) 2013 42,417 Реконструкция ПС 110/20/10 кВ "УстьЦильма"с установкой трансформатора 6,3 МВА (ЦЭС) 2013 23,079 Реконструкция ПС 110/10 кВ "Западная" г. Ухта с установкой трансформатора 25 МВА (ЦЭС) 2016 104,011 Реконструкция ПС 110/10 кВ "Заречье" с установкой трансформатора 6,3 МВА (ЦЭС) 2013 57,182 Реконструкция ПС 110/10 кВ "Сосновка": замена трансформатора 16 МВА на 25 МВА (ЦЭС) 2012 12,507 Мероприятия направленные на развитие энергетического производства ОАО «Монд СЛПК» приведены в приложении 16. 4.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ с выделением сводных данных для сети до 110 кВ. Линии электропередачи: Год Напряжение 2011 2012 2013 2014 2015 после 2015г. 110 кВ 110 кВ 110 кВ 110 кВ 110 кВ 110 кВ Новое строительство и реконструкция, км 34,63 28,4 0 130 1,7 1627,8 Трансформаторные подстанции: Год Напряжение Новое строительство, шт. Реконструкция, шт. 2010 2011-2015 после 2015г. 110 кВ 110 кВ 110 кВ 0 2 8 0 13 58 60 4.12. Потребность электростанций и отдельных генерирующих компаний в топливе. Расчет потребности топлива ТЭС на период до 2015 года № п/ п 1. 2. 3. 4. Показатели Выработка электроэнергии, в т.ч. Воркутинская ТЭЦ-1 Воркутинская ТЭЦ-2 Интинская ТЭЦ Сосногорская ТЭЦ Печоркая ГРЭС Другие поставщики, в т.ч. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" ООО "РГК" ОАО "РЖД" Нормативный удельный расход на производство электроэнергии Воркутинская ТЭЦ-1 Воркутинская ТЭЦ-2 Интинская ТЭЦ Сосногорская ТЭЦ Печоркая ГРЭС Другие поставщики, в т.ч. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" ООО "РГК" ОАО "РЖД" Расход топлива на выработку электрической энергии Воркутинская ТЭЦ-1 Воркутинская ТЭЦ-2 Интинская ТЭЦ Сосногорская ТЭЦ Печоркая ГРЭС Другие поставщики, в т.ч. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" ООО "РГК" ОАО "РЖД" Выработка тепловой энергии, в т.ч. Воркутинская ТЭЦ-1 Воркутинская ТЭЦ-2 Интинская ТЭЦ Сосногорская ТЭЦ Печоркая ГРЭС Другие поставщики, в т.ч. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" ООО "РГК" ОАО "РЖД" Единица измерени я Период регулирования 2011г 2012г 2013г 2014г 2015г млн. кВтч. млн. кВтч. млн. кВтч. млн. кВтч. млн. кВтч. млн. кВтч. млн. кВтч. 10 320,88 10 179,98 10 678,98 10 753,98 122,00 1 115,00 71,00 1 657,90 4 179,00 3 175,98 122,00 1 089,00 70,00 1 445,00 4 278,00 3 175,98 122,00 1 089,00 69,00 1 853,00 4 370,00 3 175,98 122,00 1 089,00 68,00 1 866,00 4 433,00 3 175,98 11 290,98 122,00 1 089,00 67,00 1 701,00 5 136,00 3 175,98 млн. кВтч. млн. кВтч. млн. кВтч. 3 155,48 16,09 4,41 3 155,48 16,09 4,41 3 155,48 16,09 4,41 3 155,48 16,09 4,41 3 155,48 16,09 4,41 г/кВтч г/кВтч г/кВтч г/кВтч г/кВтч г/кВтч 543,59 426,95 409,40 386,41 334,00 543,59 426,95 409,40 386,41 334,00 543,59 426,95 409,40 386,41 334,00 543,59 426,95 409,40 386,41 334,00 543,59 426,95 409,40 386,41 334,00 г/кВтч г/кВтч г/кВтч 365,00 529,23 231,70 365,00 529,23 345,00 365,00 529,23 345,00 365,00 529,23 345,00 365,00 529,23 345,00 тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. 3 769,14 66,32 476,05 29,07 640,63 1 395,79 1 161,29 3 708,93 66,32 464,95 28,66 558,36 1 428,85 1 161,79 3 896,90 66,32 464,95 28,25 716,02 1 459,58 1 161,79 3 922,56 66,32 464,95 27,84 721,04 1 480,62 1 161,79 4 093,19 66,32 464,95 27,43 657,28 1 715,42 1 161,79 тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. 1 151,75 8,52 1,02 1 151,75 8,52 1,52 1 151,75 8,52 1,52 1 151,75 8,52 1,52 1 151,75 8,52 1,52 тыс. Гкал тыс. Гкал тыс. Гкал тыс. Гкал тыс. Гкал тыс. Гкал тыс. Гкал 7 611,30 1 276,00 723,34 440,23 441,51 296,01 4 434,20 7 611,27 1 276,00 723,34 440,20 441,51 296,01 4 434,20 7 611,24 1 276,00 723,34 440,17 441,51 296,01 4 434,20 7 611,21 1 276,00 723,34 440,14 441,51 296,01 4 434,20 7 611,18 1 276,00 723,34 440,11 441,51 296,01 4 434,20 тыс. Гкал тыс. Гкал тыс. Гкал 4 434,20 0,00 0,00 4 434,20 0,00 0,00 4 434,20 0,00 0,00 4 434,20 0,00 0,00 4 434,20 0,00 0,00 61 5. 6. 7. Нормативный удельный расход на производство тепловой энергии Воркутинская ТЭЦ-1 Воркутинская ТЭЦ-2 Интинская ТЭЦ Сосногорская ТЭЦ Печоркая ГРЭС Другие поставщики, в т.ч. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" ООО "РГК" ОАО "РЖД" Расход топлива на выработку тепловой энергии Воркутинская ТЭЦ-1 Воркутинская ТЭЦ-2 Интинская ТЭЦ Сосногорская ТЭЦ Печоркая ГРЭС Другие поставщики, в т.ч. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" ООО "РГК" ОАО "РЖД" Общий расход топлива Воркутинская ТЭЦ-1 Воркутинская ТЭЦ-2 Интинская ТЭЦ Сосногорская ТЭЦ Печоркая ГРЭС Другие поставщики, в т.ч. ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК" ООО "РГК" ОАО "РЖД" кг.у.т./Гкал кг.у.т./Гкал кг.у.т./Гкал кг.у.т./Гкал кг.у.т./Гкал кг.у.т./Гкал 156,49 168,34 164,20 144,88 166,70 156,49 168,34 164,20 144,88 166,70 156,49 168,34 164,20 144,88 166,70 156,49 168,34 164,20 144,88 166,70 156,49 168,34 164,20 144,88 166,70 кг.у.т./Гкал кг.у.т./Гкал кг.у.т./Гкал тыс. т.у.т. 180,00 180,00 180,00 180,00 180,00 1 305,20 1 305,20 1 305,19 1 305,19 1 305,18 тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. 199,68 121,77 72,29 63,97 49,35 798,16 199,68 121,77 72,28 63,97 49,35 798,16 199,68 121,77 72,28 63,97 49,35 798,16 199,68 121,77 72,27 63,97 49,35 798,16 199,68 121,77 72,27 63,97 49,35 798,16 тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. 798,16 0,00 0,00 5 074,34 266,00 597,82 101,35 704,60 1 445,13 1 959,44 798,16 0,00 0,00 5 014,12 266,00 586,71 100,94 622,33 1 478,20 1 959,94 798,16 0,00 0,00 5 202,09 266,00 586,71 100,53 779,99 1 508,93 1 959,94 798,16 0,00 0,00 5 227,74 266,00 586,71 100,11 785,01 1 529,97 1 959,94 798,16 0,00 0,00 5 398,37 266,00 586,71 99,70 721,25 1 764,77 1 959,94 тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. тыс. т.у.т. 1 949,90 8,52 1,02 1 949,90 8,52 1,52 1 949,90 8,52 1,52 1 949,90 8,52 1,52 1 949,90 8,52 1,52 4.13. Наличие схем теплоснабжения муниципальных образований Республики Коми (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных). По филиалам, управляемым и дочерним обществам ОАО «Коми тепловая компания», в структуре которой находится 17 организаций, имеются схемы теплоснабжения муниципальных образований, на территориях которых осуществляется их деятельность. При этом в большинстве сельских муниципальных образованиях отсутствуют генеральные схемы территориального планирования, в связи, с чем схемы теплоснабжения филиалов, управляемых и дочерних обществ ОАО «Коми тепловая компания» не привязаны к схемам территориального планирования муниципальных образований. В настоящее время осуществляется переработка представленных (имеющихся) схем. При этом необходимо иметь ввиду, что в соответствии с распоряжением Правительства РФ от 30 декабря 2010 года №2485-р Минрегиону России совместно с Минэнерго России, Минэкономразвития России, Ростехнадзором, ФАС России и ФСТ России поручена разработка и внесение в установленном порядке в Правительство Российской Федерации проекта постановления Правительства Российской Федерации об утверждении требований к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения. Срок исполнения - 1 квартал 2011 года. 62 4.14. Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Республики Коми с учетом максимального развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных (с указанием при необходимости мероприятий по реконструкции газовых сетей). Программой ОАО «Коми тепловая компания» по техническому перевооружению котельных с заменой вида топлива на 2010-2012 годы предусмотрено техническое перевооружение 23 сельских котельных. В 2010 году ОАО «Коми тепловая компания», в состав которой входит 295 коммунальных котельных осуществлен перевод четырех котельных с дорогостоящего мазута на каменный уголь и газ в МО МР «Ижемский» (2 котельные переведены на каменный уголь), МО МР «Троицко-Печорский» (2 котельные переведены на газ). Продолжается работа по перевооружению котельных в МО МР «Удорский» (5 котельных), МР «УстьЦилемский» (центральная котельная № 9 с.Усть-Цильма), МР «Княжпогостский» (котельная с.Серегово). Разработан план мероприятий по модернизации квартальной котельной в с. Объячево МО МР «Прилузский» с использованием в качестве топлива щепы, вместо топочного мазута. В 2011 году компанией планируется закрытие 22 убыточных котельных с переводом потребителей на автономное отопление в 6-и муниципальных образованиях. Разрабатываются мероприятия по повышению эффективности теплоснабжения, направленные на снижение себестоимости производства тепловой энергии, выполнение которых запланировано с 2011 года. Перевод котельных ОАО «Коми тепловая компания» на электроотопление в 2011 году приведен в приложении 11, а план закрытия ( на перспективу) котельных с переводом на электроотопление в приложении 12. 4.15. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования. Строительство ПГУ и перевод существующих ТЭЦ на парогазовый цикл в период до 2015 года не планируется. В части когенерации на крупных котельных: Районная котельной (РК) г.Ухта РК состоит из ЦВК мощностью 300 Гкал/час и Промкотельной (ПК) мощностью 255 т/час. Топливо – газ. Тепловая нагрузка составляет зимой – до 350 Гкал/час, летом – 25 Гкал/час, средняя по году – 130 Гкал/час. РК за год отпускает в сеть более 1 100 000 Гкал тепла. Центральная водогрейная котельная (ЦВК) г.Сыктывкар: ЦВК состоит из 2-х блоков тепловой мощностью 300 и 200 Гкал /час. Топливо – газ. Тепловая нагрузка составляет зимой – до 480 Гкал/час, летом – 35 Гкал/час, средняя по году – 160 Гкал/час. ЦВК за год отпускает в сеть до 1 500 000 Гкал тепла. 63 Котельные в Ухте и Сыктывкаре имеют потенциал в развитии когенерации. Величина электрической мощности для каждой котельной требует детального обоснования и может составлять несколько десятков МВт. Для когенерации потребуется дополнительное количество газового топлива и наличие резервного топлива. Интерес к проработке проектов по переводу котельных на когенерацию значительно возрос бы, если Администрации МО ГО проработали схемы газификации городов и получили лимиты газа на коммунальные нужды с учетом реконструкции котельных с установкой на них ГТУ/ПГУ. Суммарный потенциал когенерации на ТЭЦ и крупных котельных Филиала ОАО «ТГК-9» «Коми» составляет 250÷400 МВт. Предложения по переводу объектов теплоснабжения на газ в разрезе населенных пунктов Республики Коми приведены в приложении 13. 4.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Республики Коми на 5-летний период. Развитие теплосетевого хозяйства муниципальных образований должно быть предусмотрено в рамках комплексных муниципальных программ по модернизации систем коммунальной инфраструктуры, принятых на уровне органов местного самоуправления. В настоящее время администрациями муниципальных образований в соответствии с требованиями законодательства ведется работа по разработке муниципальных программ комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры, программ по энергосбережению. Более активно она проводится в муниципальных образованиях городских округов, располагающих определенными финансовыми ресурсами для реализации указанных программ. Мероприятия, направленные на развитие электроэнергетики в МО Республики Коми по филиалу «ТГК-9» «Коми». № Наименование и содержание мероприятия п/п Начало реализации мероприятия 1 Оптимизация системы теплоснабжения г. Воркута 1.1 Строительство тепломагистрали Воркутинская ТЭЦ2-г. Воркута, объединение тепловых районов г. Воркута. Минимальная реконструкция ТЭЦ 2, 2008 г. обеспечивающая подачу тепловой энергии в город. 1.2 Закрытие ВТЭЦ-1. Реконструкция Воркутинской ТЭЦ 2, увеличение выработки по теплофикационному циклу (+200 Гкал/ч) 2013 г. 2 Развитие инфраструктуры, источников и поддержание надёжности системы теплообеспечения г. Сыктывкара. 2.1 Реконструкция изношенных и аварийных тепловых сетей (Орбита, Давпон, ЦЧ, НЧ, ВЦ – 238 км.) 2009 г. 2.2 Развитие инфраструктуры тепловых сетей для новой застройки (+105 Гкал/ч прирост нагрузки) 2009 г. 2.3 Реконструкция и развитие тепловых источников (ЦВК , кот. Орбита +30 Гкал/ч, кот. РММТ +40 Окончание реализации мероприятия 2016 г. 2020 г. 2020 г. 2020 г. 64 3 3.1 3.2 4 4.1 4.2 Гкал/ч) Развитие инфраструктуры и источников теплоснабжения г. Ухта. Объединение локальных систем теплоснабжения посёлков Ветлосян, УРМЗ и Озёрный в единую, на базе котельной пос. Ветлосян (5 км.; 200-350 мм.) Увеличение тепловой мощности кот. Посёлка Ярега с целью отказа от покупки т/э от неэффективной кот. ЗАО «Лукойл- Коми». Повышение эффективности теплоснабжения г. Инта. Оптимизация теплоснабжения г. Инта (подключение тепловых нагрузок 3 мкр. к ИТЭЦ, ликвидация паропровода «Восток») Замещение изношенных мощностей Интинской ТЭЦ (установка паровой турбины ПР 12-3,4/1,0-0,12) 2009 г. 2015 г. 2013 г. 2016 г. 2009 г. 2014 г. 2009 г. 2015 г. 2014 г. 2016 г. Прогноз развития теплосетевого хозяйства Республики Коми по муниципальным образованиям приведен в приложении 14. 65 ПРИЛОЖЕНИЯ 66 Приложение 1 Динамика изменения максимальных нагрузок по Центрам питания напряжением 110, 220 кВ в максимум прошлых периодов по филиалу ОАО «МРСК Северо-Запада» № п/п 1 Наименование ПС Напряжение , кВ Количество и мощность трансформатор ов ПС, шт. х МВА 2 3 4 Максимальная нагрузка трансформаторов ПС, МВА 2005 5 2006 6 Максималь ная нагрузка трансформа торов ПС за последние 5 лет, МВА 2007 2008 2009 7 8 9 10 Воркутинские электрические сети 1 Горняцкий РЭС ПС «Городская» 110/35/6 2*40 38,58 33,69 39,44 38,25 33,94 39,44 2 ПС «Юнь-Яга» 110/35/6 2*16 9,30 8,23 11,22 14,00 12,81 14,00 3 ПС «Южная» 110/6 2*16 3,25 3,90 5,56 3,77 2,83 5,56 2*10 7,14 9,12 8,89 9,95 9,74 9,95 2*6,3 5,45 5,47 7,70 6,68 7,09 7,70 2*10 3,40 1,58 2,11 3,73 5,51 5,51 2*25 15,33 15,90 20,84 18,29 13,00 20,84 2*25 13,94 15,48 18,11 18,79 17,94 18,79 4 5 6 7 8 ПС «Северная-2» 110/6/6 ПС 110/10 «Шахтерская» Комсомольский РЭС ПС «Вентствол №4 ш 110/6/6 Воркутинская» ПС «ЦОФ» 110/10/6 ПС 110/6 «Воргашорская» Печорские электрические сети 1 2 Усинский РЭС ПС 220/35/6 «Промысловая» ПС «УГПЗ» 220/35/6 2*40 24,17 27,41 30,56 26,11 30,08 30,56 2*40 н.д 5,60 6,67 5,85 5,92 6,67 Печорский высоковольтный РЭС 3 ПС «ЖБИ» 110/10 2*10 2,56 1,80 2,44 1,84 2,04 2,56 4 ПС «Городская» 110/10 2*25 16,40 15,20 17,78 15,43 15,13 17,78 5 ПС «Западная» 110/10 1*6,3 3,33 3,12 4,00 3,98 5,05 5,05 6 ПС «Белый-Ю» 110/10 2*6,3 0,56 0,85 0,89 0,38 1,04 1,04 Кожвинский РЭС 7 ПС «Кожва» 110/20/10 2*10 5,36 9,32 8,56 7,65 9,16 9,32 8 ПС «Сухой-Лог» 110/6 2*6,3 0,56 0,68 0,56 1,10 0,30 1,10 9 ПС «Берёзовка» 110/10 2*2,5 0,02 0,26 0,33 0,22 0,25 0,33 10 ПС «Чикшино» 110/10 2*10 3,00 5,90 7,56 6,43 6,72 7,56 11 ПС «Западный Соплеск» 110/6 2*6,3 0,68 0,93 1,11 0,80 0,87 1,11 Каджеромский РЭС 67 12 ПС «Каджером» 110/10 2*6,3 2,00 3,24 4,00 3,31 4,83 4,83 13 ПС «Лемью» 110/10 2*6,3 1,56 1,47 1,67 1,48 1,64 1,67 Центральные электрические сети 1 2 3 Ухтинский РЭС ПС "Городская" 110/35/10 ПС "КС-10", 110/35/10 загрузка снизилась за счет 10/20 ЭСН на КС Ухтинская ПС "Водный" 110/35/6 2*40,5 32,00 59,00 59,33 54,29 53,72 59,33 2*10 5,00 7,09 8,38 4,24 3,55 8,38 0,81 1,42 1,42 1*4 2*16 9,40 12,00 8,44 8,15 9,18 12,00 4 ПС "Ярега" 110/35/6 2*25 16,04 13,74 18,33 18,86 17,16 18,86 5 ПС "Ветлосян" 110/35/6 2*25 9,90 10,77 13,27 13,67 11,55 13,67 6 ПС "Западная" 110/10 2*25 9,30 9,80 11,33 7,12 9,97 11,33 110/6 1*10 7,31 1,3 0,90 7,31 110/35/6 1*10, 1*16 12,31 12,20 7,27 15,12 14,95 15,12 Сосногорский РЭС 7 ПС "Н.Одес" 8 ПС "Пашня" 110/35/6 2*16 10,82 12,45 13,41 13,69 14,87 14,87 9 ПС "Савинобор" 110/35/6 1*10, 1*16 8,37 7,49 11,22 8,81 8,58 11,22 10 ПС "Сосновка" 110/10 1*25, 1*16 9,93 11,40 15,86 13,22 15,19 15,86 11 ПС "Ванью" 110/6 2*3,2 0,64 0,70 0,69 0,58 0,64 0,70 110/35/6 2*16 14,24 н.д. 15,60 16,70 14,12 16,70 Вуктыльский РЭС 12 ПС "Вуктыл-2" Троицко-Печорский РЭС 110/35/10 2*10 6,67 7,95 7,78 6,36 9,24 9,24 110/35/6 1*10, 1*16 3,10 3,20 2,78 2,06 0,38 3,20 15 ПС "Троицк" ПС "Верхняя Омра" ПС "Южная" 110/10 2*10 1,56 1,80 2,44 1,61 2,28 2,44 16 ПС "Крутая" 110/10 2*2,5 2,30 1,01 1,11 0,92 0,94 2,30 17 ПС "Войвож" 110/35/6 1*10 н.д н.д. 1,78 1,82 2,67 2,67 Усть-Цилемский РЭС ПС "Усть110/20/10 Цильма" ПС "Синегорье" 110/10 2*10 4,53 4,63 6,84 7,58 10,83 10,83 1*10, 1*6,3 1,56 1,40 1,46 1,33 2,32 2,32 110/10 2*2,5 0,73 0,80 0,87 0,65 0,86 0,87 13 14 18 19 20 ПС "Замежная" Ижемский РЭС 21 ПС "Ижма" 110/10 2*6,3 4,12 4,53 5,87 5,07 6,67 6,67 22 ПС "Щельяюр" 110/10 2*10 3,55 4,50 4,80 4,66 6,03 6,03 Южные электрические сети Усть-Куломский РЭС 1 ПС "Керчомья" 110/10 1*6,3 0,30 0,25 0,40 0,30 0,36 0,40 2 ПС "Пожег" 110/10 1*6,3 0,58 0,62 0,60 0,62 0,80 0,80 3 ПС "Помоздино" 110/10 1*6,3 1,43 1,44 2,00 1,84 0,87 2,00 4 ПС "Усть-Нем" 110/10 1*6,3 1,89 2,16 2,87 1,95 2,42 2,87 5 ПС "Усть-Кулом" 110/10 2*6,3 4,12 5,33 6,67 5,16 6,89 6,89 6 ПС "Зимстан" 110/10 1*6,3 0,83 0,70 0,99 0,97 1,03 1,03 2*2,5 1,27 1,37 1,56 1,39 1,92 1,92 Корткеросский РЭС 7 ПС "Богородск" 110/10 68 8 ПС "Корткерос" 110/10 2*6,3 3,93 4,13 5,46 5,39 6,33 6,33 9 ПС "Приозерная" 110/10 1*2,5 0,29 0,46 0,72 0,68 0,72 0,72 10 ПС "Мордино" 110/10 1*2,5, 1*3,2 1,00 1,20 1,11 0,93 0,67 1,20 11 ПС "Подтыбок" 110/10 2*2,5 0,92 0,94 1,21 1,12 1,23 1,23 12 ПС "Сторожевск" 110/10 2*2,5 1,15 0,90 1,67 1,48 1,84 1,84 Койгородский РЭС 13 ПС "Койгородок" 110/10 2*6,3 3,68 4,02 5,66 5,13 5,53 5,66 14 ПС "Подзь" 110/10 2*2,5 0,66 0,58 0,81 0,59 0,57 0,81 Прилузский РЭС 15 ПС "Гурьевка" 110/10 1*2,5 1,04 1,08 1,51 1,11 0,97 1,51 16 ПС "Летка" 110/10 2*2,5 1,78 1,70 2,22 1,81 1,93 2,22 17 ПС "Ношуль" 110/10 1*6,3 1,33 н.д. 2,11 1,88 1,49 2,11 18 ПС "Объячево" 110/10 2*6,3 4,90 5,75 6,67 6,94 6,90 6,94 19 ПС "Спаспоруб" 110/10 1*2,5 0,51 0,51 0,89 0,52 0,70 0,89 20 ПС "Лойма" 110/10 1*2,5 0,40 0,54 0,67 0,51 0,55 0,67 Сысольский РЭС 21 ПС "Куратово" 110/10 1*2,5 0,63 0,67 0,72 0,78 0,94 0,94 22 ПС "Межадор" 110/10 1*2,5 1,06 1,09 1,39 0,80 1,04 1,39 23 ПС "Пыелдино" 110/10 1*2,5 0,52 0,68 0,91 0,72 0,76 0,91 24 ПС "Визинга" 110/10 2*6,3 4,29 4,69 5,26 4,22 5,03 5,26 Усть-Вымский РЭС 25 ПС "Жешарт" 110/10/6 2*25 13,57 18,16 24,24 20,02 17,52 24,24 26 ПС "Айкино" 110/10 2*6,3 3,25 3,50 4,93 3,58 3,81 4,93 27 ПС "Усть-Вымь" 110/10 1*6,3 0,77 0,78 1,33 0,97 1,12 1,33 Удорский РЭС 28 ПС "Благоево" 110/10 2*6,3 2,16 2,30 2,53 2,21 2,81 2,81 29 ПС Чернутьево" 110/10 1*3,2, 1*2,5 0,36 0,32 0,49 0,51 0,65 0,65 30 ПС "Едва" ПС "Междуреченск" ПС "Усогорск" 110/10 2*2,5 1,43 1,64 1,56 1,24 1,69 1,69 110/10 1*6,3 1,02 1,23 1,56 1,40 2,21 2,21 110/35/10 2*6,3, 1*2,5 5,20 4,73 8,04 7,21 7,29 8,04 31 32 Княжпогостский РЭС 33 ПС "Княжпогост" 110/35/6 2*16 12,80 10,00 11,33 11,06 11,83 12,80 34 ПС "Серегово" 110/10 1*6,3 0,48 0,51 1,21 0,65 0,85 0,85 1*10, 1*16 7,28 7,67 11,22 10,60 10,62 11,22 35 Сыктывдинский РЭС ПС "Кр. Затон" 110/10 36 ПС "Зеленец" 110/10 1*10, 1*6,3 5,04 5,38 7,44 5,77 6,31 7,44 37 ПС "Восточная" 110/10 2*25 16,77 17,24 22,22 20,72 27,17 27,17 38 ПС "Западная" 110/10 2*25 26,66 27,55 29,78 36,25 37,47 37,47 39 ПС "Орбита" 110/10 2*25 12,82 16,05 19,87 18,41 24,16 24,16 40 ПС "Пажга" 110/10 1*6,3 2,83 2,61 3,33 2,28 3,23 3,33 41 ПС "Часово" 110/10 1*2,5 1,23 1,78 2,44 1,71 2,11 2,44 42 ПС "Соколовка" 110/10 2*6,3 0,27 0,60 0,81 0,56 0,70 0,81 43 ПС "Южная" 110/10 2*40, 1*25 30,00 44,11 49,99 39,47 43,04 49,99 44 ПС "Човью" 110/10 2*16 13,37 15,50 19,11 16,79 14,07 19,11 45 ПС "Выльгорт" 110/10 2*16 н.д н.д 3,03 5,03 10,79 10,79 69 46 ПС "Емваль" 110/10 2*10 н.д н.д н.д 0,01 8,29 8,29 70 Приложение 2 Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения республики, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных филиала ОАО «ТГК-9» «Коми» основным группам потребителей. 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 1 2 ГРУППЫ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ 2005 год Промышленность ЖКХ в т.ч. УК, ТСЖ, население Бюджетные организации ОПП Прочие потребители ВСЕГО ОТПУЩЕНО 2006 год Промышленность ЖКХ в т.ч. УК, ТСЖ, население Бюджетные организации ОПП Прочие потребители ВСЕГО ОТПУЩЕНО 2007 год Промышленность ЖКХ в т.ч. УК, ТСЖ, население Бюджетные организации ОПП Прочие потребители ВСЕГО ОТПУЩЕНО 2008 год Промышленность ЖКХ в т.ч. УК, ТСЖ, Всего Гкал ВТЭЦ-1 Гкал ВЦВК Гкал ВТЭЦ-2 Гкал ВОРКУТА Гкал ИТЭЦ Гкал УТС Гкал СТЭЦ Гкал СТС Гкал 616710,96 400,00 74,00 154258,00 154732,00 28872,23 242953,22 131535,46 58618,05 1991691,00 294,00 0,00 39735,00 16097,00 316972,00 610890,00 182052,00 865680,00 553874,70 1832522,00 318044,27 5312842,93 3546,00 711423,69 0,00 715663,69 0,00 662246,31 0,00 662320,31 12551,00 458852,00 0,00 665396,00 40029,00 1832522,00 0,00 2043380,00 47481,70 0,00 21529,07 414855,00 145606,00 0,00 161534,71 1160983,93 33635,00 0,00 23947,54 371170,00 287123,00 0,00 111032,95 1322454,00 582612,89 0,00 449,00 147011,00 147460,00 32010,57 191342,28 139761,40 72038,64 2218399,65 2223,00 0,00 2157,00 4380,00 342100,26 710897,64 197874,59 963147,16 621191,51 1960797,00 312987,95 5695989,00 0,00 733461,00 0,00 735684,00 0,00 693418,00 0,00 693867,00 29881,00 533918,00 0,00 712967,00 29881,00 1960797,00 0,00 2142518,00 51837,94 0,00 23869,23 449818,00 183622,45 0,00 127219,63 1213082,00 35927,84 0,00 25445,17 399009,00 319922,28 0,00 136453,92 1491562,00 492457,83 30025,74 7043,08 124029,62 161098,44 27449,91 121042,02 120012,66 62854,80 2528715,47 156021,84 156647,45 116497,76 429167,05 312964,85 670327,62 184601,49 931654,46 668789,95 1076500,00 400443,75 5166907,00 26325,31 421053,00 37197,65 670623,54 39487,96 386788,00 38253,97 628220,46 56397,31 268659,00 23244,31 588828,00 122210,58 1076500,00 98695,93 1887672,00 51013,92 0,00 20250,32 411679,00 160747,16 0,00 127615,20 1079732,00 33840,81 0,00 21717,04 360172,00 300977,48 0,00 132165,26 1427652,00 579040,17 3272316,87 105110,58 468904,20 24655,57 341205,78 128958,77 346341,13 258724,92 1156451,11 29541,69 278009,88 113743,33 681269,83 110548,04 188760,00 66482,19 967826,04 71 3 4 5 1 2 3 4 5 население Бюджетные организации ОПП Прочие потребители ВСЕГО ОТПУЩЕНО 2009 год Промышленность ЖКХ в т.ч. УК, ТСЖ, население Бюджетные организации ОПП Прочие потребители ВСЕГО ОТПУЩЕНО 806283,39 0,00 552481,58 5210122,00 70365,29 0,00 93565,71 737945,78 97171,12 0,00 96222,75 559255,22 86923,35 0,00 50416,75 612640,00 254459,76 0,00 240205,21 1909841,00 52780,36 0,00 21557,07 381889,00 162156,19 0,00 130632,65 1087802,00 32844,50 0,00 22950,46 355103,00 304042,57 0,00 137136,19 1475487,00 432811,34 0,00 454,00 111588,00 112042,00 26957,11 111379,18 111702,00 70731,05 2213952,56 1796,00 0,00 1923,00 3719,00 265928,04 765272,85 198327,64 980705,03 569431,75 1863358,00 327332,35 0,00 713805,00 0,00 0,00 664579,00 0,00 22419,00 484974,00 272,00 22419,00 1863358,00 272,00 51925,39 0,00 22254,46 162526,41 0,00 131982,56 35478,11 0,00 29198,25 297082,84 0,00 143625,08 5406886,00 715601,00 665033,00 621176,00 2001810,00 367065,00 1171161,00 374706,00 1492144,00 Приложение 3 72 Динамика отпуска тепловой энергии электростанциями и котельными за 2005-2009 г. Год 2005 Производитель 2006 отпуск, прирост тыс. ,% Гкал. 2007 отпуск, прирос тыс. т, % Гкал. 2008 отпуск, приро тыс. ст, % Гкал. 2009 отпуск, прирос тыс. т, % Гкал. отпуск, тыс. Гкал. прирост, % ВТЭЦ-1 699.74 -4.01 739.55 5.69 682.62 -7.70 688.09 0.80 720.11 4.65 ВТЭЦ-2 768.20 -14.30 825.99 7.52 683.61 -17.24 698.54 2.18 725.53 3.86 Воркутинская ЦВК 686.62 -15.47 696.37 1.42 624.86 -10.27 616.61 -1.32 668.25 8.37 ИТЭЦ 466.82 -7.11 507.95 8.81 468.42 -7.78 461.82 -1.41 445.76 -3.48 СТЭЦ 445.71 -5.86 473.15 6.16 430.58 -9.00 425.68 -1.14 447.72 5.18 Сыктывкарская ЦВК 1520.9 -11.32 1715.71 12.81 1666.70 -2.86 1681.34 0.88 1707.5 1.56 Ухтинские тепловые сети 1366.8 -12.96 1385.8 1.39 1247.40 -9.99 1251.01 0.29 1336.0 6.80 Печорская ГРЭС 331,07 -10,6 343,64 3,7 317.81 -7,5 315.18 -0.83 312.04 -0.99 Всего 5954.8 -11.11 6344.5 6.54 6122.00 -3.51 6138.26 0.27 6362.9 3.66 73 Приложение 4 Динамика выработки, товарного отпуска и потребления цехами ОАО "Монди СЛПК» тепловой энергии по годам. Показатели Ед.изм. 2005г 2006г 2007г 2008г 2009г Выработка теплоэнергии ТЭЦ Отпуск теплоэнергии с коллекторов ТЭЦ всего в том числе потребление цехами ОАО "Монди СЛПК" отпуск на сторону (товар) - всего в т.ч. основным потребителям ЭМУП "Жилкомхоз" ООО "СеверЭнергоПром" ООО "Сыктыв. Фан.завод" тыс.Гкал 8520,438 9126,233 9355,718 9293,066 9144,419 тыс.Гкал 4 202,612 4 230,603 4 074,611 3 945,875 4 018,943 тыс.Гкал 3 422,449 3 399,458 3 293,047 3 165,067 3 256,914 тыс.Гкал 780,163 831,145 781,564 780,808 762,029 тыс.Гкал тыс.Гкал тыс.Гкал 533,115 570,054 540,492 553,992 556,680 108,075 110,052 93,779 85,304 74,233 тыс.Гкал тыс.Гкал тыс.Гкал тыс.Гкал тыс.Гкал 35,505 10,973 29,794 32,922 29,779 30,716 26,211 25,139 39,418 29,555 33,583 24,722 23,711 34,336 30,941 31,176 24,126 17,732 41,490 26,988 43,760 23,871 13,235 13,657 36,593 ОАО "СыктывкарТиссьюГрупп" ООО "Теплосервис" ООО "Горстрой" ООО "СевЛесПил" Прочие потребители 74 Приложение 5 Сведения об электрогенерирующем оборудовании № п/п Наименование электростанции Наименование электрогенерирующего оборудования, тип Год ввода в эксплуатацию оборудования (мес.,год) Показатели характеризующие электрогенерирующее оборудование по мощности установленная рабочая мощность мощность (кВт) (кВт) Филиал ОАО «ТГК-9» «Коми» 1 Воркутинская ТЭЦ-1 ТГ №2 (Т2-12-2) 1964 12000 2 Воркутинская ТЭЦ-1 ТГ №3 (Т2-6-2) 1962 6000 Средняя сезонная нагрузка 8500 4800 3 Воркутинская ТЭЦ-1 ТГ №4 (Метрополитен-Виккерс) 1945 7000 5000 4 Воркутинская ТЭЦ-2 ТГ №1 (ТВ-2-30-2) 1955 35000 17300 5 Воркутинская ТЭЦ-2 ТГ №2 (ТВ-2-30-2) 1956 28000 20200 6 Воркутинская ТЭЦ-2 ТГ №3 (ТВС-2-30) 1963 25000 20400 7 Воркутинская ТЭЦ-2 ТГ №4 (ТВС-2-30) 1963 25000 16200 8 Воркутинская ТЭЦ-2 ТГ №5(ТВФ-60-2) 1967 50000 37800 9 Воркутинская ТЭЦ-2 ТГ №6(ТВФ-63-2) 1973 60000 42800 10 Воркутинская ТЭЦ-2 ТГ №6(ТВФ-63-2) 1974 47000 39600 11 Интинская ТЭЦ ТГ №1 (Т2-6-2) 1970 6000 4600 12 Интинская ТЭЦ ТГ №5 (4Н5674/2) 1958 12000 9200 13 СосногорскаяТЭЦ ТГ №3 (ТВФ-60-2) 1969 55000 34200 14 СосногорскаяТЭЦ ТГ №4 (ТВФ-60-2) 1970 55000 37600 15 СосногорскаяТЭЦ ТГ №5 (ТВФ-60-2) 1971 55000 36600 16 17 СосногорскаяТЭЦ СосногорскаяТЭЦ ТГ №6 (ТВФ-63-2) ТГ №7 (ТВФ-63-2) 1973 1974 42000 60000 25700 84000 75 18 СосногорскаяТЭЦ 1 ФилиалОАО«ОГК-3 «Печорская ГРЭС» 2 ---------------- 3 --------------- 4 5 --------------- - - - - - -- - - - - - - - 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 1 ОАО «ЛПК «ЛДК» 2 - - - - - -- - - - - - - - - - ТГ №8 (ТВФ-120-2) 1976 Филиал ОАО «ОГК-3» «Печорская ГРЭС» К-210-130-3 ЛМЗ, 1979 (генер. ТГВ 200М) К-210-130-3 ЛМЗ, 1980 (генер. ТГВ 200М) К-210-130-3 ЛМЗ, 1984 (генер. ТГВ 200М) К-215-130-1 1987 К-215-130-1 1991 ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» ТГ ст.№1э ПТ-60-130/13 1967 ТГ ст.№2э ПТ-50-130/7 1967 ТГ ст.№3э ПТ-60-130/13 1968 ТГ ст.№4э Р-50-130 1977 ТГ ст.№5э ПТ-80/100-130/13 1981 ТГ ст.№6э Т-110/120-130-4 1983 ТГ ст.№1у Р-12-35 1966 ТГ ст.№2у Р-12-35 1968 ТГ ст.№3у Р-12-35/5М 1984 ТГ ст.№4у ПТ-27/35-3.9/1.7 2001 ОАО ЛПК «Сыктывкарский ЛДК» Конденсационные паровые 1964 турбины: №1 (К-3,2-15) №2 (К-3,2-15) 1964 110000 30700 210000 192300 210000 191500 210000 191500 215000 215000 191500 196000 60000 50000 60000 50000 80000 100000 12000 12000 12000 29300 60000 50000 60000 50000 80000 100000 9000 9000 9000 29300 3200 3200 3200 3200 76 Приложение 6 Перечень воздушных линий электропередачи и подстанций напряжением 110220 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго» №№ п.п. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41. 42. Диспетчерское наименование ПС, ВЛ Воздушные линии 110-220 кВ ВЛ-110кВ №152 Сыктывкар-Човью-Орбита ВЛ-110кВ №153 Сыктывкар-Выльгорт-Южная-Западная ВЛ-110кВ № 160 ТЭЦ Монди СЛПК-Сыктывкар ВЛ-110кВ №161 ТЭЦ Монди СЛПК-Сыктывкар ВЛ-110кВ №162 Сыктывкар-Емваль-ПП Автодром ВЛ-110кВ №163 Сыктывкар-Соколовка-ПП Автодром-Восточная ВЛ-110кВ №164 ТЭЦ ЛПК-Емваль-Човью-Орбита-Западная ВЛ-110кВ №165 Сыктывкар-Пажга-Межадор-Визинга ВЛ-110кВ №166 Сыктывкар-Соколовка-Восточная ВЛ 110 кВ ВЛ № 170 ТЭЦ Монди СЛПК - Микунь с отпайками ВЛ 110 кВ ВЛ №171 ТЭЦ Монди СЛПК - Микунь с отпайками ВЛ-110кВ №172 Микунь-НПС-Айкино-Жешарт ВЛ-110кВ №173 Микунь-НПС-Айкино-Жешарт ВЛ-110кВ №174 Микунь-Княжпогост-Заводская ВЛ-110кВ №175 Микунь-Княжпогост-Заводская ВЛ-110кВ №176 Микунь-Вежайка-Вожская-Едва ВЛ-110кВ №177 Микунь-Вежайка- Едва ВЛ-110кВ №178 Едва-Междуреченск- Усогорск-Чернутьево ВЛ-110кВ №179 Едва-Междуреченск-Благоево-Усогорск ВЛ-110кВ №180 Восточная-Краснозатонская-Корткерос-ПриозернаяСторожевск ВЛ-110кВ №181 Восточная-Краснозатонская-Мордино ВЛ-110кВ №182 Сторожевск-Богородск ВЛ-110кВ №183 Сторожевск-Подтыбок-Усть-Кулом ВЛ-110кВ №184 Усть-Кулом-Пожег ВЛ-110кВ №185 Пожег-Помоздино ВЛ-110кВ №186 Усть-Кулом-КерчомьяВЛ-110кВ №187 Керчомья-Зимстан ВЛ-110кВ №188 Усть-Кулом-Усть-Нем ВЛ-110кВ №192 Визинга-Куратово ВЛ-110кВ №193 Куратово-РП Занулье-Спаспоруб-Объячево ВЛ-110кВ №194 Летка-Ношуль-Объячево ВЛ-110кВ №195 Спаспоруб-Лойма ВЛ-110кВ №196 Визинга-Пыелдино-Подзь ВЛ-110кВ №197 Подзь-Койгородок ВЛ-110кВ №198 Летка-Гурьевка ВЛ-110кВ №199 Мураши-Летка ВЛ-110кВ №130 Троицк-Южная ВЛ-110кВ №140 Зеленоборск -Ижма ВЛ-110кВ №141 Ижма-Щельяюр ВЛ-110кВ №142 Щельяюр-Усть-Цильма-Синегорье-Замежная ВЛ-110кВ №144 Ухта-НПЗ-Ветлосян ВЛ -110 кВ Сосногорская ТЭЦ-НПЗ с отпайкой на ПС 110 кВ Ветлосян (ВЛ-145) 77 43. 44. 45. 46. 47. 48. 49. 50. 51. 52. 53. 54. 55. 56. 57. 58. 59. 60. 61. 62. 63. 64. 65. 66. 67. 68. 69. 70. 71. 72. 73. 74. 75. 76. 77. 78. 79. 80. 81. 82. 83. 84. 85. 86. 87. 88. ВЛ-110 кВ ВЛ-110кВ Сосногорская ТЭЦ-Сосновка (ВЛ-147) Сосногорская ТЭЦ-Городская с отпайкой на ПС 110 кВ Сосновка (ВЛ-148) ВЛ-110кВ №149 Ухта-Городская ВЛ-110кВ №150 Ухта-Н.Одес-С.Савинобор-Пашня ВЛ-110кВ №151 Сосногорская ТЭЦ-Ванью-Н.Одес-С.Савинобор-Пашня ВЛ -110 кВ Сосногорская ТЭЦ-Н.Одес с отпайками (ВЛ-152) ВЛ- 110 кВ Сосногорская ТЭЦ-Ухта (ВЛ-153) ВЛ- 110 кВ Сосногорская ТЭЦ-Ухта (ВЛ-154) ВЛ -110 кВ СосногорскаяТЭЦ-НПС с отпайкой на ПС 110 кВ КС-10 (ВЛ-155) ВЛ- 110 кВ СосногорскаяТЭЦ-НПС с отпайкой на ПС 110 кВ КС-10 (ВЛ-155) ВЛ-110кВ №157 Ухта-Западная ВЛ-110кВ №158 Ухта-Западная ВЛ-110кВ №161 Ухта-Крутая ВЛ-110кВ №163/1 Крутая-Вой-Вож ВЛ-110кВ №163/2 Вой-Вож-В.Омра ВЛ-110кВ №163/3 Во-Вож-Помоздино ВЛ-110кВ №164 В.Омра-Троицк ВЛ-110кВ №165 Пашня-Вуктыл1,2 ВЛ-110кВ №166 Пашня-Вуктыл1,2 ВЛ-110кВ №167 Ухта-Ярега-Водный ВЛ-110кВ №168 Ухта-Ярега-Водный ВЛ-220кВ №249 Усинская-КС УГПЗ ВЛ-220кВ №250 Усинская-КС УГПЗ ВЛ-220кВ №253 Усинская-Промысловая ВЛ-220кВ №254 Усинская-Промысловая ВЛ-110кВ №120 Печора-Горадская-ЖБИ ВЛ-110кВ №121 Печора-Белый-Ю-Сухой Лог-Кожва ВЛ-110кВ №122 Чикшино-Каджером ВЛ-110кВ №123 Печора-ЖБИ-Западная ВЛ-110кВ №124 Городская-Белый-Ю-Сухой Лог-Кожва ВЛ-110кВ №125 Кожва-Чикшино-Березовка ВЛ-110кВ №126 Кожва-Чикшино-Березовка ВЛ-110кВ №138 Зеленоборск-Лемью ВЛ-110кВ №140 Зеленоборск-Ижма ВЛ-110кВ №143 Зеленоборск-Каджером ВЛ-110кВ №128 Кожва-Картыель отпайка на ПС З.Соплесская ВЛ -110 кВ Воркутинская ТЭЦ-2-Городская с отпайкой на ПС 110 кВ Юнь-Яга (ВЛ-101) ВЛ -110 кВ Воркутинская ТЭЦ-2-Городская с отпайкой на ПС 110 кВ Юнь-Яга (ВЛ-102) ВЛ- 110 кВ Воркутинская ТЭЦ-2 – Воркута (ВЛ-107) ВЛ -110 кВ Воркутинская ТЭЦ-2 – Воркута (ВЛ-108) ВЛ-110кВ №113 Воркута - ЦОФ ВЛ-110кВ №114 Воркута - ЦОФ ВЛ-110кВ №115 Воркута-Южная-в/ст №4 ш.Воркутинская ВЛ-110кВ №116 Воркута-Южная-в/ст №4 ш.Воркутинская ВЛ-110кВ №117 Воркута-Северная-2-Шахтерская ВЛ-110кВ №118 Воркута-Северная-2-Шахтерская Подстанции 110-220 кВ 78 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41. 42. 43. 44. 45. 46. 47. 48. 49. 50. 51. 52. ПС 110/10 кВ «Куратово» ПС 110/10 кВ «Визинга» ПС 110/10 кВ «Межадор» ПС 110/10 кВ «Пажга» ПС 110/10 кВ «Пыелдино» ПС 110/10 кВ «Подзь» ПС 110/10 кВ «Койгородок» ПС 110/10 кВ «Лойма» ПС 110/10 кВ «Спаспоруб» ПС 110/10 кВ «Объячево» ПС 110/10 кВ «Ношуль» ПС 110/10 кВ «Летка» ПС 110/10 кВ «Гурьевка» ПС 110/10 кВ «Айкино» ПС 110/10/6 кВ «Жешарт» ПС 110/35/6 кВ «Княжпогост» ПС 110/10 кВ «Едва» ПС 110/10 кВ «Междуреченск» ПС 110/10 кВ «Благоево» ПС 110/10 кВ «Усогорск» ПС 110/10 кВ «Чернутьево» ПС 110/10 кВ «Серегово» ПС 110/10 кВ «Усть-Вымь» ПС 110/10 кВ «Часово» ПС 110/10 кВ «Зеленец» ПС 110/10 кВ «Емваль» ПС 110/10 кВ «Човью» ПС 110/10 кВ «Орбита» ПС 110/10 кВ «Западная» (Сыктывкар) ПС 110/10 кВ «Южная» (Сыктывкар) ПС 110/10 кВ «Соколовка» ПС 110/10 кВ «Выльгорт» ПС 110/10 кВ «Восточная» ПС 110/10 кВ «Мордино» ПС 110/10 кВ «Краснозатонская» ПС 110/10 кВ «Корткерос» ПС 110/10 кВ «Приозерная» ПС 110/10 кВ «Сторожевск» ПС 110/10 кВ «Богородск» ПС 110/10 кВ «Подтыбок» ПС 110/10 кВ «Усть-Кулом» ПС 110/10 кВ «Усть-Нем» ПС 110/10 кВ «Керчомья» ПС 110/10 кВ «Зимстан» ПС 110/10 кВ «Пожег» ПС 110/10 кВ «Помоздино» ПС 110/10 кВ «Крутая» ПС 110/35/6 кВ «Вой-Вож» ПС 110/35/6 кВ «Верхняя Омра» ПС 110/35/10 кВ «Троицк» ПС 110/10 кВ «Южная» (Троицко-Печорск) ПС 110/35/10 кВ «Городская» (Ухта) 79 53. 54. 55. 56. 57. 58. 59. 60. 61. 62. 63. 64. 65. 66. 67. 68. 69. 70. 71. 72. 73. 74. 75. 76. 77. 78. 79. 80. 81. 82. 83. 84. 85. 86. 87. 88. 89. 90. ПС 110/10 кВ «Сосновка» ПС 110/35/6 кВ «Ветлосян» ПС 110/10 кВ «КС-10» ПС 110/6 кВ «Ванью» ПС 110/10 кВ «Западная» (Ухта) ПС 110/35/6 кВ «Ярега» ПС 110/35/6 кВ «Водный» ПС 110/35/6 кВ «Нижний Одес» ПС 110/35/6 кВ «Пашня» ПС 110/35/6 кВ «Северный Савинобор» ПС 110/35/6 кВ «Вуктыл-1» ПС 110/35/6 кВ «Вуктыл-2» ПС 110/10 кВ «Ижма» ПС 110/10 кВ «Щельяюр» ПС 110/20/10 кВ «Усть-Цильма» ПС 110/10 кВ «Замежная» ПС 110/10 кВ «Синегорье» ПС 220/35/6 кВ «Промысловая» ПС 220/35/6 кВ «КС УГПЗ» ПС 110/10 кВ «Лемью» ПС 110/10 кВ «Каджером» ПС 110/10 кВ «Чикшино» ПС 110/10 кВ «Березовка» ПС 110/10 кВ «Западно-Соплеская» ПС 110/20/10 кВ «Кожва» ПС 110/6 кВ «Сухой Лог» ПС 110/10 кВ «Белый-Ю» ПС 110/10 кВ «Городская» (Печора) ПС 110/10 кВ «ЖБИ» ПС 110/35/6 кВ «Городская» (Воркута) ПС 110/35/6 кВ «Юнь-Яга» ПС 110/10/6 кВ «ЦОФ» ПС 110/6 кВ «Южная» (Воркута) ПС 110/6 кВ «В/ств. №4 ш.Вокутинская» ПС 110/10 кВ «Шахтерская» ПС 110/6 кВ «Северная-2» ПС 110/6 кВ «В/ств. №4 ш.Воргашерская» ПС 110/6 кВ «Воргашерская» 80 Приложение 7 Баланс энергоресурсов за 2009 г. (тысяч тонн условного топлива) Природное топливо Ресурсы Добыча (производство) – всего в том числе без потерь1) Запасы у поставщиков: на начало года на конец года изменение запасов Запасы у потребителей: на начало года на конец года изменение запасов Ввоз Итого ресурсов Распределение Вывоз Общее потребление – всего в том числе: на преобразование в другие виды энергии в качестве сырья: на переработку в другие виды топлива на производство нетопливной продукции в качестве материала на нетопливные нужды на конечное потребление в том числе населением потери на стадии потребления и транспортировки 1) При из него нефть, газ включая естествен газовый ный конденсат 32135,0 29808,5 19180,7 19127,5 1184,5 1402,1 -217,6 228,9 186,9 42,0 4362,0 33994,9 19181,9 18588,8 15406,0 3714,5 3677,9 уголь Продукты Горючие Электропереработк побочные энергия и топлива энергоресу рсы 461,7 461,7 3243,4 3243,4 Теплоэнергия 2897,9 2897,9 Из общего объема топливноэнергетиче ских ресурсов котельнопечное топливо 9072,4 6835,7 6663,2 6663,2 2894,4 2894,4 468,3 426,4 41,9 701,8 962,2 -260,5 45,2 98,1 -52,9 114,3 101,8 12,4 4348,6 8026,5 97,5 68,7 28,8 13,3 6617,3 191,4 181,7 9,8 226,1 6846,2 462,9 11,7 3255,0 2897,9 98,5 95,6 3,0 9,9 2885,7 13072,2 6109,7 141,5 7885,1 5375,1 1242,2 5053,3 1792,9 462,9 233,7 3021,3 2897,9 2377,4 508,4 5695,1 44,8 4439,2 1176,2 322,6 459,1 6102,8 6031,6 71,2 116,7 3491,5 170,6 9,9 23,5 87,4 3287,3 108,0 18,3 40,0 -21,6 1,4 0,2 1,2 252,5 234,7 66,0 0,5 1,8 1233,9 300,9 3,8 2685,6 263,0 335,7 2719,3 806,5 178,6 255,9 8,8 добыче, производстве и обогащении. 81 Приложение 8 Краткий расчетный топливно-энергетический баланс Республики Коми за 2008 год Израсходовано непосредственно в качестве топлива или энергии в видах деятельности. № п/п 1 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9 11. 12. 18. Наименование топливно-энергетических ресурсов 2 I. Природное топливо - всего Уголь, всего Уголь каменный Уголь бурый Сланцы горючие Торф топливный (условной влажности) Дрова для отопления Нефть, включая газовый конденсат Газ горючий естественный II. Природные энергетические ресурсы - всего Гидроэнергия III. Продукты переработки топлива - всего в том числе Единица измерения Потреблено по видам деятельности и населением Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство Рыбол овство, рыбов одство Промыш - ленное производ - ство *) 3 4 5 6 7 тыс.тут тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т 3778,4 87,1 87,1 0,0 0,0 тыс.т тыс.куб.м плот. 0,0 тыс.т млн.куб.м тыс.тут 66,7 1,0 1 0,0 0,0 СтроиТранспор тельст т и связь во 8 9 Прочие Отпуск населению 10 11 625,9 33,5 33,5 4,5 1,8 1,8 2785,5 17,5 17,5 128,7 31,9 31,9 167,1 1,4 1,4 429,3 118,4 28,1 2,6 1,8 36,9 241,5 7,2 3107,6 29,8 7,2 504,4 2,1 2401,6 81,5 88,2 1127,9 43,4 312,6 102,0 306,8 66,1 297,0 млн.кВт.ч тыс.тут 0,0 82 № п/п 1 19. 20. 22. 23 24 25 28. 29. 30. 35 36. 39 41. 43. 45. 46. Наименование топливно-энергетических ресурсов 2 А. Используемые как котельно-печное топливо всего Кокс металлургический сухой Брикеты и полубрикеты торфяные Мазут топочный Мазут флотский Топливо печное бытовое Газ горючий искусственный коксовый Газ нефтеперерабаты-вающих предприятий сухой Газ сжиженный Используемые как моторные топлива - всего Топливо дизельное Бензин автомобильный Прочие виды В. Прочие нефтепродукты IV. Горючие /то пливные/ побочные энергоресурсы - всего Газ горючий искусственный в том числе Единица измерения Потреблено по видам деятельности и населением Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство Рыбол овство, рыбов одство Промыш - ленное производ - ство *) 3 4 5 6 7 СтроиТранспор тельст т и связь во 8 9 тыс.тут тыс.т 227,8 тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т 0,0 23,1 0,0 0,0 млн.куб.м 0,0 тыс.т тыс.т 122,2 8,2 тыс.тут тыс.т тыс.т тыс.т 898,1 394,5 195,0 24,2 43,4 25,8 4 0,0 111,1 63 12,3 1 97,1 61,2 5,5 0,1 тыс.тут 1,9 0,0 0,0 0,0 тыс.тут 0,2 0,0 0,0 0,2 млн.куб.м 0,0 0,0 0,0 201,5 3,6 11,8 12,1 2,6 8,4 Прочие Отпуск населению 10 11 1,6 9,4 1 6 294,4 163,2 16 23,1 64,5 22,8 21,1 287,6 58,5 136,1 1,4 0,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 122,1 1,1 0,1 0,1 83 № п/п Наименование топливно-энергетических ресурсов 1 2 в том числе Единица измерения Потреблено по видам деятельности и населением Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство Рыбол овство, рыбов одство Промыш - ленное производ - ство *) 3 4 5 6 7 тыс.тут млн.кВт.ч тыс. Гкал тыс.тут 0,2 7868,3 18432,3 4906,5 0,0 84,7 176,8 110,0 0,0 тыс.тут 10356,2 тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут СтроиТранспор тельст т и связь во 8 9 Прочие Отпуск населению 10 11 доменный 47. 48. 49. 52. 54. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 11. 18. Прочие горючие отходы технологических процессов производства V. Электроэнергия VI Теплоэнергия Итого топлива Итого топливноэнергетических ресурсов I. Природное топливо - всего Уголь, всего Уголь каменный Уголь бурый Сланцы горючие Торф топливный условной Дрова для отопления Нефть, включая газовый конденсат Газ горючий естественный II. Природные энергетические ресурсы - всего III. Продукты переработки топлива - всего 0,0 0,2 5635,9 10079,6 938,7 0,0 155,2 215,7 106,6 0,0 614 782,7 3092,3 0,0 626,4 1802,6 194,8 0,0 752,1 5374,9 464,1 165,5 0,0 4378,1 192,1 3420,1 678,4 1522,0 3778,4 67,8 67,8 0,0 0,0 0,0 114,2 66,7 0,8 0,8 0,0 0,0 0,0 31,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 625,9 26,1 26,1 0,0 0,0 0,0 7,5 4,5 1,4 1,4 0,0 0,0 0,0 0,7 2785,5 13,6 13,6 0,0 0,0 0,0 0,5 128,7 24,8 24,8 0,0 0,0 0,0 9,8 167,1 1,1 1,1 0,0 0,0 0,0 64,2 тыс.тут тыс.тут 10,3 3586,2 0,0 34,4 0,0 0,0 10,3 582,1 0,0 2,4 0,0 2771,4 0,0 94,1 0,0 101,8 тыс.тут 0,0 тыс.тут 1127,9 43,4 0,0 312,6 102,0 306,8 66,1 297,0 84 № п/п 1 19. 20. 22. 23. 24. 24 25 28. 29. 30. 35. 36. 39. 41. 43. 45. Наименование топливно-энергетических ресурсов 2 А. Используемые как котельно-печное топливо всего Кокс металлургический сухой Брикеты и полубрикеты торфяные Мазут топочный Мазут флотский Топливо печное бытовое Газ горючий искусственный коксовый Газ нефтеперера-батывающих предприятий сухой Газ сжиженный Б. Используемые как моторные топлива - всего Топливо дизельное Бензин автомобильный Прочие виды В. Прочие нефтепродукты IV. Горючие /топливные/ побочные энергоресурсы всего Единица измерения Потреблено по видам деятельности и населением 3 тыс.тут 4 227,8 в том числе Рыбол овство, рыбов одство Промыш - ленное производ - ство *) 0,0 6 0,0 7 201,5 0,0 0,0 0,0 тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут 0,0 31,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 тыс.тут 0,0 тыс.тут тыс.тут Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство 5 СтроиТранспор тельст т и связь во 8 9 Прочие Отпуск населению 10 11 3,6 11,8 1,6 9,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 16,6 0,0 3,6 0,0 11,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 183,3 12,9 0,0 0,0 0,0 0,0 183,2 1,7 0,0 0,0 0,2 0,2 0,0 1,6 0,0 9,4 тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут 898,1 572,0 290,6 35,6 1,9 43,4 37,4 6,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 111,1 91,4 18,3 1,5 97,1 88,7 8,2 0,1 1,4 294,4 236,6 23,8 34,0 0,5 64,5 33,1 31,4 0,0 287,6 84,8 202,8 0,0 тыс.тут 0,2 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 тыс.тут 85 № п/п 1 46. 47. 48. 49. 52. 54. Наименование топливно-энергетических ресурсов 2 Газ горючий искусственный доменный Прочие горючие отходы технологических процессов производства V. Электроэнергия VI Теплоэнергия Итого топлива Итого топливно-энергетических ресурсов в том числе Единица измерения Потреблено по видам деятельности и населением Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство Рыбол овство, рыбов одство Промыш - ленное производ - ство *) 3 4 5 6 7 тыс.тут 0,0 тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут 0,2 2710,6 2739,0 4906,5 тыс.тут 10356,2 0,0 СтроиТранспор тельст т и связь во 8 9 Прочие Отпуск населению 10 11 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 29,2 26,3 110,0 0,0 0,0 0,0 0,2 1941,6 1497,8 938,7 53,5 32,1 106,6 211,5 116,3 3092,3 215,8 267,9 194,8 259,1 798,7 464,1 165,5 0,0 4378,1 192,1 3420,1 678,4 1522,0 х) Добывающие, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды. 86 Приложение 9 Краткий расчетный топливно-энергетический баланс Республики Коми за 2009 год Израсходовано непосредственно в качестве топлива или энергии в видах деятельности. NN Потреб- лено Сельское пп Единица по видам Наименование РыболовПромыш- 1 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9 11. 12. 18. в том числе топливноэнергетических ресурсов измерени я деятельности и населе- нием хозяйство, охота и лесное хозяйство ство, рыбоводство ленное производство *) Строительство Транспорт и связь Прочие Отпуск населению 2 I. Природное топливо - всего Уголь, всего Уголь каменный Уголь бурый Сланцы горючие Торф топливный (условной влажности) Дрова для отопления 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Нефть, включая газовый конденсат Газ горючий естественный II. Природные энергетические ресурсы - всего Гидроэнергия III. Продукты переработки топлива всего тыс.тут тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т 3491,5 85,6 85,6 0,0 0,0 тыс.т тыс.куб. м плот. 0,0 тыс.т млн.куб .м тыс.тут 431,3 32,0 0,7 0,7 0,0 0,0 114 633,2 36,9 36,9 6,8 2,1 2,1 2601,0 12,1 12,1 47,8 33,2 33,2 170,6 0,6 0,6 26,1 16,5 2,4 38,6 233,7 497,7 0,7 2245,3 10,3 93,6 408,9 96,4 312,7 70,8 300,9 16,4 16,4 2848,6 1 1233,8 44,1 млн.кВт .ч тыс.тут 0,0 87 NN пп 1 19. 20. 22. 23 24 25 28. 29. 30. 35 36. 39 41. 43. Наименование топливноэнергетических ресурсов Единица измерени я Потреб- лено по видам деятельности и населе- нием 2 А. Используемые как котельно-печное топливо - всего Кокс металлургический сухой Брикеты и полубрикеты торфяные Мазут топочный Мазут флотский Топливо печное бытовое Газ горючий искусственный коксовый Газ нефтеперерабатывающих предприятий сухой Газ сжиженный Используемые как моторные топлива всего Топливо дизельное Бензин автомобильный Прочие виды В. Прочие нефтепродукты 3 4 тыс.тут тыс.т 255,9 в том числе Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство Рыболовство, рыбоводство Промышленное производство *) Строительство Транспорт и связь Прочие Отпуск населению 5 6 7 8 9 10 11 0,2 0,0 240,4 4,6 1,6 0,3 8,8 0,9 0,2 5,6 0,0 тыс.т тыс.т тыс.т 0,1 21,8 0,1 тыс.т 0,2 млн.куб .м 0,0 тыс.т тыс.т 142,5 7,5 тыс.тут тыс.т тыс.т тыс.т 977,5 445,5 192,8 30,1 43,9 27,9 2,3 0,0 168,5 105,6 10,2 0,1 91,7 57,6 5,5 310,8 171,7 14 27,9 70,5 27,5 18,5 2,1 292,1 55,2 142,3 тыс.тут 0,5 0,0 0,0 0,1 0,1 0,3 0,0 0,0 0,1 18,5 3,3 0,1 0,1 0,1 142,5 0,8 88 NN пп 1 45. 46. 47. 48. 49. 52. 54. 1. 2. 3. 4. 5. Наименование топливноэнергетических ресурсов Единица измерени я Потреб- лено по видам деятельности и населе- нием 2 IV. Горючие /топливные/ побочные энергоресурсы - всего 3 4 Газ горючий искусственный доменный Прочие горючие отходы технологических процессов производства V. Электроэнергия VI Теплоэнергия Итого топлива Итого топливноэнергетических ресурсов I. Природное топливо - всего Уголь, всего Уголь каменный Уголь бурый Сланцы горючие тыс.тут 3,8 млн.куб .м 0,0 в том числе Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство Рыболовство, рыбоводство Промышленное производство *) Строительство Транспорт и связь Прочие Отпуск населению 5 6 7 8 9 10 11 0,0 0,0 3,8 0,0 0,0 0,0 0,0 3,8 0,0 0,0 3,8 0,0 0,0 0,0 0,0 5626,5 104,1 534 692,5 763,5 тыс.тут млн.кВ т.ч тыс. Гкал тыс.тут 7795,6 75 18299,3 4729,1 277,6 76,1 0,6 0,0 9775,8 1045,9 85,2 103,3 713,1 2913,8 2020 118,6 5427 471,5 тыс.тут 10134,0 143,2 0,1 4436,9 151,8 3203,7 657,3 1541,0 тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут 3491,5 66,0 66,0 0,0 0,0 32,0 0,5 0,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 633,2 28,4 28,4 0,0 0,0 6,8 1,6 1,6 0,0 0,0 2601,0 9,3 9,3 0,0 0,0 47,8 25,6 25,6 0,0 0,0 170,6 0,5 0,5 0,0 0,0 89 NN пп 1 6. 7. 8. 9. 11. 18. 19. 20. 22. 23. 24. 24 25 28. Наименование топливноэнергетических ресурсов Единица измерени я Потреб- лено по видам деятельности и населе- нием 2 Торф топливный условной Дрова для отопления Нефть, включая газовый конденсат Газ горючий естественный II. Природные энергетические ресурсы - всего III. Продукты переработки топлива всего А. Используемые как котельно-печное топливо - всего Кокс металлургический сухой Брикеты и полубрикеты торфяные Мазут топочный 3 4 Мазут флотский Топливо печное бытовое Газ горючий искусственный в том числе Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство Рыболовство, рыбоводство Промышленное производство *) Строительство Транспорт и связь Прочие Отпуск населению 5 6 7 8 9 10 11 тыс.тут тыс.тут 0,0 114,7 0,0 30,3 0,0 0,0 0,0 6,9 0,0 4,4 0,0 0,6 0,0 10,3 0,0 62,2 тыс.тут 23,5 0,0 0,0 23,5 0,0 0,0 0,0 0,0 тыс.тут 3287,3 1,2 0,0 574,3 0,8 2591,1 11,9 108,0 тыс.тут 0,0 тыс.тут тыс.тут 1233,8 255,9 44,1 0,2 0,0 0,0 408,9 240,4 96,4 4,6 312,7 1,6 70,8 0,3 300,9 8,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 29,9 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 25,3 0,0 4,5 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 90 тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут 0,1 0,1 0,3 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 NN пп Наименование топливноэнергетических ресурсов Единица измерени я Потреб- лено по видам деятельности и населе- нием 2 3 4 1 в том числе Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство Рыболовство, рыбоводство Промышленное производство *) Строительство Транспорт и связь Прочие Отпуск населению 5 6 7 8 9 10 11 коксовый 29. 30. 35. 36. 39. 41. 43. 45. 46. 47. 48. Газ нефтеперерабатывающих предприятий сухой Газ сжиженный Б. Используемые как моторные топлива всего Топливо дизельное Бензин автомобильный Прочие виды В. Прочие нефтепродукты IV. Горючие /топливные/ побочные энергоресурсы - всего Газ горючий искусственный доменный Прочие горючие отходы технологических процессов производства V. Электроэнергия тыс.тут тыс.тут 213,8 11,8 0,0 0,0 0,0 0,0 213,8 1,3 0,0 0,0 0,0 1,4 0,0 0,3 0,0 8,8 тыс.тут тыс.тут тыс.тут тыс.тут 977,5 646,0 287,3 44,2 43,9 40,5 3,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 168,5 153,1 15,2 0,1 91,7 83,5 8,2 0,0 310,8 249,0 20,9 41,0 70,5 39,9 27,6 3,1 292,1 80,0 212,0 0,0 тыс.тут 0,5 0,1 0,1 0,3 тыс.тут 3,8 0,0 0,0 3,8 0,0 0,0 0,0 0,0 тыс.тут 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 тыс.тут тыс.тут 3,8 2685,6 0,0 3,8 1938,3 35,9 184,0 238,6 263,0 25,8 91 NN пп 1 49. 52. 54. Наименование топливноэнергетических ресурсов 2 VI Теплоэнергия Итого топлива Итого топливноэнергетических ресурсов Единица измерени я Потреб- лено по видам деятельности и населе- нием 3 тыс.тут тыс.тут 4 2719,3 4729,1 тыс.тут 10134,0 в том числе Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство Рыболовство, рыбоводство 5 6 Промышленное производство *) Строительство Транспорт и связь Прочие Отпуск населению 9 0,1 0,0 7 1452,7 1045,9 8 41,3 76,1 12,7 103,3 106,0 2913,8 10 300,2 118,6 11 806,5 471,5 143,2 0,1 4436,9 151,8 3203,7 657,3 1541,0 х) Добывающие, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды. 92 Приложение 10 Сводные предложения по балансовым показателям 2009 г. Наименование показателя 2010 г. Факт Ожидае мое Рост к факту 2009 г. , % 2011 г. 2012 2013 2014 2015 Прогноз Рост к ожид. 2010 г. , % Прогноз Рост к 2011 г. , % Прогноз Рост к 2012 г. , % Прогноз Рост к 2013 г. , % Прогноз Рост к 2014 г. , % I Электроэнергия 1 Электропотребление региона. Всего млн.к Втч 8718,07 8772,92 100,63 8921,47 101,69 9054,48 101,49 9167,65 101,25 9262,72 101,04 9359,22 101,04 2 Электропотребление станций оптового рынка млн.к Втч 554,99 555,00 100,00 572,27 103,11 575,00 100,48 577,00 100,35 577,00 100,00% 577,00 100,00 3 Потери в сетях ЕНЭС млн.к Втч 318,62 313,00 98,24 297,60 95,08 310,00 104,17 315,00 101,61 318,00 100,95% 318,00 100,00 4 Электропотребление субъектов оптового рынка. Всего млн.к Втч 6041,33 6101,00 100,99 6071,19 99,51 6139,06 101,12 6201,23 101,01 6293,30 101,48 6389,80 101,53 4.1 Покупка с оптового рынка млн.к Втч 5446,21 5485,00 100,71 4875,62 88,89% 494 3,49 101,39 4999,66 101,14 5091,73 101,84 5188,23 101,90 4.2 Покупка от станций розничного рынка млн.к Втч 595,12 616,00 103,51 1195,57 194,09 1195,57 100,00 1201,57 100,50 1201,57 100,00 1201,57 100,00 Потери в региональных сетях Полезный отпуск потребителям млн.к Втч млн.к Втч млн.к Втч 735,27 750,00 102,00 707,75 94,37 722,00 102,01 730,00 101,11 740,00 101,37 753,20 101,78 5306,06 5318,00 100,23 5363,43 100,85 5417,06 101,00 5471,23 101,00 5553,30 101,50 5636,60 101,50 808,85 810,00 100,14 822,00 101,48 830,22 101,00 838,52 101,00 846,91 101,00 855,38 101,00 млн.к Втч 1803,13 1803,92 100,04 1980,41 109,78 2030,42 102,53 2074,42 102,17 2074,42 100,00 2074,42 100,00 1747,33 1748,92 100,09 1936,97 110,75 1991,98 102,84 2054,42 103,13 2054,42 100,00 2054,42 100,00 55,80 55,00 98,57% 43,44 78,98 38,44 88,49 20,00 52,03 20,00 100,00 20,00 100,00 4.3 4.4 4.5 в т.ч. населению 5 Электропотребление станций розничного рынка 5.1 Собственное потребление 5.2 5.3 Потери в региональных сетях Полезный отпуск потребителям млн.к Втч млн.к Втч млн.к Втч 93 2009 г. Наименование показателя 2010 г. Факт Ожидае мое Рост к факту 2009 г. , % 2011 г. 2012 2013 2014 2015 Прогноз Рост к ожид. 2010 г. , % Прогноз Рост к 2011 г. , % Прогноз Рост к 2012 г. , % Прогноз Рост к 2013 г. , % Прогноз Рост к 2014 г. , % в т.ч. населению млн.к Втч 6 Полезный отпуск электроэнергии региона. Всего млн.к Втч 5361,86 5373,00 100,21 5406,87 100,63 5455,50 100,90 5491,23 100,65 5573,30 101,49 5656,60 101,49 II Мощность 8.1 Покупка с оптового рынка (с учетом 6% резерва) МВт 751,41 870,98 115,91 736,32 84,54 746,55 101,39 755,07 101,14 768,66 101,80 783,26 101,90 8.2 Покупка от генерации розничного рынка МВт 66,31 80,68 121,67 189,48 234,85 189,48 100,00 190,00 100,27 190,00 100,00 190,00 100,00 9 Заявленная мощность потребителей, присоединенных к сетям ЕНЭС МВт 78,15 78,15 100,00 78,15 100,00 78,15 100,00 78,15 100,00 10 Присоединенная мощность потребителей, присоединенных к сетям ЕНЭС МВт 353,20 353,20 100,00 353,20 100,00 353,20 100,00 353,20 100,00 11 Заявленная мощность потребителей, присоединенных к региональным сетям МВт 795,45 796,13 100,09 795,53 99,92 795,53 100,00 795,53 100,00 795,53 100,00 795,53 100,00 12 Присоединенная мощность потребителей, присоединенных к региональным сетям МВт 3238,69 3238,69 100,00 2885,49 89,09 2895,49 100,35 2905,49 100,35 2915,49 100,34 2925,49 100,34 III Теплоэнергия 13 Отпуск тепловой энергии с коллекторов тыс.Г кал 15683,7 15803,7 100,77 15927,6 100,78 16095,30 101,05 16110,3 100,09 16112,3 100,01 16115,3 100,02 13.1 Генерация оптового рынка тыс.Г кал 3319,40 3199,27 96,38 3177,09 99,31 3177,14 100,00 3187,14 100,31 3188,14 100,03 3189,14 100,03 5.4 94 2009 г. Наименование показателя 13.2 Генерация розничного рынка тыс.Г кал 2010 г. Факт Ожидае мое Рост к факту 2009 г. , % 12364,3 12604,5 101,94 2011 г. 2012 2013 2014 2015 Прогноз Рост к ожид. 2010 г. , % Прогноз Рост к 2011 г. , % Прогноз Рост к 2012 г. , % Прогноз Рост к 2013 г. , % Прогноз Рост к 2014 г. , % 12750,5 101,16 12918,1 101,31 12923,1 100,04 12924,1 100,01 12926,1 100,02 95 Приложение 11 План перевода потребителей на электроотопление (1-йэтап) Количество подключенных объектов № п/п Место расположения котельной График выполнения проектных работ в 2011г. Максимальна я подключаемая эл. мощность, кВт Жил. фонд Соц. сфера Прочие 1 2 Усть-Куломский район п. Шерьяг п. Смолянка 0 0 2 4 0 1 180 4 5 6 7 8 Прилузский райрон Котельная с.Черныш Котельная клуба п.Ваймес Котельная школы п.Ваймес Котельная сКоржа Котельная д. Гостиногорка 0 0 0 7 1 4 2 1 3 2 0 0 0 3 0 130 46 81 0 2 1 0 1 9 10 11 12 13 14 15 Котельная с.Мутница Сысольский район Котельная с. Чухлом Котельная п. Ель-база Котельная с. Заречье Корткеросский район Котельная с. Маджа Койгородский район Котельная с.Ужга Котельная п.Зимовка Проект на внутреннее оснащение (котел, группа учета, коммуникации) Дополнительные мероприятия Получение Согласие тех.условий собственник собственника ов ми Проект на наружные работы сентябрь сентябрь июль июль август август октябрь октябрь 233 октябрь октябрь октябрь ноябрь ноябрь август август август сентябрь сентябрь сентябрь сентябрь сентябрь октябрь октябрь ноябрь ноябрь ноябрь декабрь декабрь 0 46 ноябрь сентябрь октябрь декабрь 3 4 1 0 0 0 209 58 198 декабрь декабрь декабрь октябрь октябрь октябрь ноябрь ноябрь ноябрь январь январь январь 0 2 0 70 декабрь октябрь ноябрь январь 1 2 1 5 0 4 128 233 декабрь декабрь октябрь октябрь ноябрь ноябрь январь январь 80 163 96 Количество подключенных объектов № п/п 16 17 18 19 20 21 22 23 Место расположения котельной Ижемский район Котельная д. Бакур Котельная больницы с. Мохча Котельная Д/К с. Мохча Котельная д. Мошьюга Котельная с. Кельчиюр Котельная с. Брыкаланск Котельная школы с. Няшабож Котельная д/сада с. Няшабож Итого 23 котельные Ответственный График выполнения проектных работ в 2011г. Максимальна я подключаемая эл. мощность, кВт Проект на внутреннее оснащение (котел, группа учета, коммуникации) Дополнительные мероприятия Получение Согласие тех.условий собственник собственника ов ми Жил. фонд Соц. сфера Прочие 0 3 1 174 январь ноябрь декабрь февраль 2 2 1 395 январь ноябрь декабрь февраль 1 0 0 0 8 3 4 4 1 0 3 8 500 198 151 430 январь январь февраль ноябрь ноябрь декабрь уточняется декабрь декабрь январь февраль февраль март 0 3 0 174 уточняется 0 3 1 116 уточняется 16 66 24 Проект на наружные работы Итого 106 объектов 97 Приложение 12 План закрытия котельных 2-го этапа с переводом потребителей на альтернативные виды топлива (электроэнергия) № п/п Место расположения котельной Марка котлов Кол-во ПрисоеВид котлов диненная топлива нагрузка ед. Гкал/час Количество подключенных объектов Жил. фонд Соц. сфера Макс. подключаПрочие емая эл. мощность кВт Ориентировочный размер инвестиций на реализацию, тыс. руб. без НДС Внутреннее Наружные оснащение работы (по данным (по данным ОАО ОАО «МРСК «КТК») СевероЗапада» Итого Усть-Куломский филиал ОАО“КТК” 1 Котельная с.Дон Энергия 2 0,226 уголь 12 2 2 240 1680 3106 4786 2 Котельная п.Логиньяг Энергия 2 0,276 уголь 6 5 1 312 1560 1153 2713 3 Котельная с.Мыелдино Универсал 2 0,451 уголь 0 2 0 510 360 1184 1544 4 Котельная с.Усть-Нем Энергия 5 0,116 уголь 2 8 1 150 1780 2586 4366 5 Котельная п.Паспом Универсал 3 0,23 уголь 0 4 1 280 900 2781 3681 6 Котельная п.Тимшер Энергия 4 0,513 дрова 0 15 9 600 4320 2120 6440 7 Котельная п.Лопьювад Универсал 3 0,58 дрова 0 4 6 670 1800 2423 4223 8 Котельная п.Белоборск Универсал 3 0,189 угольдрова 0 3 1 220 720 2254 2974 9 Котельная больницы п.Югыдъяг Универсал 2 0,202 дрова 2 2 0 230 520 819 1339 10 Котельная центральная п.Югыдъяг Минск 5 0,719 угольдрова 3 12 4 840 3120 8246 11366 11 Котельная п.Ярашью Энергия 4 0,634 угольдрова 4 7 8 740 3020 2630 5650 12 Котельная п.Ягкодж Энергия 3 0,421 угольдрова 22 8 2 490 3560 29709 33269 13 Котельная с.Пожег НР-18 1 0,453 уголь 1 9 0 530 1700 1955 3655 14 Котельная п.Диасерья Энергия 2 0,239 дрова 1 4 2 280 1160 2988 4148 98 № п/п Место расположения котельной Марка котлов Кол-во ПрисоеВид котлов диненная топлива нагрузка ед. Гкал/час Количество подключенных объектов Жил. фонд Соц. сфера Макс. подключаПрочие емая эл. мощность кВт Ориентировочный размер инвестиций на реализацию, тыс. руб. без НДС Внутреннее Наружные оснащение работы (по данным (по данным ОАО ОАО «МРСК «КТК») СевероЗапада» 15 Котельная с.Керчомья Энергия 3 0,38 дрова 0 9 2 440 1980 16 Котельная п.Озъяг Энергия 3 0,38 дрова 2 5 6 441 2340 17 Котельная с.Воч Энергия 2 0,26 уголь 0 7 1 302 1440 49 6,27 55 106 46 7275 31960 Е1/9 2 0,46 мазут 0 3 2 535 Энергия 4 0,37 дрова 11 4 6 НР-18 2 0,6 уголь 10 8 Итого по филиалу : Итого 1693 3673 900 1240 2140 430 2680 4968 7648 5 698 3140 17460 20600 Удорский филиал ОАО “КТК” 18 Котельная КБК п.Усогорск 19 Котельная п.Солнечный 20 Котельная с.Важгорт 21 Котельная больницы с.Кослан НР-18 Энергия 4 0,38 уголь 12 0 8 442 2400 1950 4350 22 Котельная “Совхоз” с.Кослан Е1/9 3 0,25 уголь 1 1 7 291 1520 754 2274 23 Котельная с.Глотово Универсал 3 0,2 уголь 1 3 0 233 620 1628 2248 24 Котельная с.Пысса Е1/9; КВТ; Тула; НР-18 5 0,35 уголь 7 6 2 407 2000 79870 81870 25 Котельная п.Буткан Минск Универсал 6 0,6 дрова 7 4 6 696 2210 26 Котельная ст.Вендинга Ревокатова 4 0,57 уголь 5 0 12 661 2210 27 Котельная ст.Селог-Вож Ревокатова 2 0,33 уголь 4 2 5 383 1430 28 Котельная с.Вожский КВР-0,3 Ревокатова 2 0,25 уголь 3 0 4 290 1120 37 4,36 61 31 57 5066 20230 Итого по филиалу : Троицко-Печорский Филиал 99 № п/п Место расположения котельной Марка котлов Кол-во ПрисоеВид котлов диненная топлива нагрузка Количество подключенных объектов Жил. фонд Соц. сфера Макс. подключаПрочие емая эл. мощность кВт Ориентировочный размер инвестиций на реализацию, тыс. руб. без НДС Внутреннее Наружные оснащение работы (по данным (по данным ОАО ОАО «МРСК «КТК») СевероЗапада» ед. Гкал/час КВС 1 0,03 уголь 1 0 0 35 180 Универсал 1 0,04 дрова 0 2 0 46 360 НР-18 Энергия 1 2 0,37 уголь 32 2 5 429 6240 НР-18 2 0,3 уголь 6 6 2 348 2520 Универсал 3 0,19 уголь 1 2 5 220 1440 Энергия 3 0,28 уголь 0 6 2 325 1440 Итого ОАО “КТК” 29 Котельная №5 п.Троицко-Печорск 30 Котельная п.Белый бор 31 Котельная центральная с.Усть-Илыч 32 Котельная школьная с.Усть-Илыч 33 Котельная п.Палью 34 Котельная п.Приуральск 35 Котельная п.Русаново Универсал КВС 1 1 0,33 уголь 7 3 4 383 2520 36 Котельная п.Митрофан КВС 4 0,5 уголь 4 7 2 580 2340 19 2,04 51 28 20 2366 117040 Универсал 2 0,18 уголь 2 0 0 237 160 1241 1401 Итого по филиалу : Усть-Цилемский филиал ОАО “КТК” 37 Котельная №3 п.Журавский 38 Котельная №13 д.Степановская Энергия 2 0,15 уголь 0 5 4 174 1620 1317 2937 39 Котельная №17 д.Загривочная Универсал 3 0,18 уголь 1 4 3 209 1340 1402 2742 40 Котельная №19 п.Харьяга КВР-0,4 2 0,25 уголь 2 3 1 291 880 12784 13664 41 Котельная №10 с.Трусово КВР-0,63 2 0,61 уголь 5 15 2 708 3960 42 Котельная №8 Карпушовка Универсал 5 0,49 уголь 9 4 2 568 2700 43 Котельная №11 п.Синегорье Универсал 2 0,13 уголь 1 1 0 151 360 100 № п/п Место расположения котельной Марка котлов Кол-во ПрисоеВид котлов диненная топлива нагрузка ед. Гкал/час Количество подключенных объектов Жил. фонд Соц. сфера Макс. подключаПрочие емая эл. мощность кВт Ориентировочный размер инвестиций на реализацию, тыс. руб. без НДС Внутреннее Наружные оснащение работы (по данным (по данным ОАО ОАО «МРСК «КТК») СевероЗапада» 44 Котельная №14 с.Замежное КВР-0,4 2 0,32 уголь 6 8 0 371 2520 45 Котельная №16 с.Окунево КВР-0,4 2 0,34 уголь 7 6 1 394 2520 46 Котельная №18 с.Хабариха ПКМ-2М 3 0,25 уголь 1 3 2 290 1080 25 2,9 34 49 15 3393 17140 Итого по филиалу : Итого Сысольский филиал ОАО “КТК” 47 Котельная п.Визиндор Универсал КВМ-0,8 2 1 0,32 уголь 10 7 0 372 2060 3330 5390 48 Котельная п.Заозерье Энергия ИжКВ-0,34 2 1 0,29 уголь 1 10 2 337 2240 6780 9020 49 Котельная п.Первомайский Энергия КСВМ-1,0 2 1 0,52 дрова уголь 8 10 1 605 2620 3830 6450 9 1,13 19 27 3 1314 6920 13940 20860 КВР 2 0,23 уголь 4 9 1 267 2120 1251 3371 Универсал 2 0,14 уголь 1 3 0 163 620 12504 13124 Итого по филиалу : Корткеросский филиал ОАО “КТК” 50 Котельная с.Приозерный 51 Котельная с.Вомын 52 Котельная с.Подтыбок Энергия ИжКВ 3 1 0,55 уголь 9 10 1 640 2700 5325 8025 53 Котельная с.Уръель Энергия 4 0,16 уголь 3 3 4 186 1500 13958 15458 54 Котельная с.Намск Энергия 2 0,3 уголь 9 2 2 349 1440 6644 8084 55 Котельная с.Небдино Энергия НР-18 2 1 0,32 уголь 8 7 3 371 2340 56 Котельная с.Богородск Энергия 2 0,34 уголь 0 8 1 394 1260 101 № п/п Место расположения котельной Марка котлов Кол-во ПрисоеВид котлов диненная топлива нагрузка ед. 57 Котельная с.Керос 58 Котельная с.Мордино Количество подключенных объектов Жил. фонд Соц. сфера Макс. подключаПрочие емая эл. мощность Гкал/час кВт Ориентировочный размер инвестиций на реализацию, тыс. руб. без НДС Внутреннее Наружные оснащение работы (по данным (по данным ОАО ОАО «МРСК «КТК») СевероЗапада» НР-18 1 НР-18 3 0,31 уголь 3 6 4 360 1820 Энергия 3 0,56 уголь 6 6 6 650 2520 26 2,91 43 54 22 3380 16320 Универсал 3 0,2 уголь 5 0 0 233 400 Итого по филиалу : Итого Койгородский филиал ОАО “КТК” 59 Котельная мол. завода с.Койгородок 60 Котельная центральная с.Кажим Энергия 4 0,5 уголь 4 1 0 581 500 4250 4750 61 Котельная школьная с.Кажим Энергия 3 0,4 уголь 8 11 0 465 2620 9100 11720 62 Котельная п.Лопью Энергия 4 0,37 уголь 5 7 2 430 2020 36750 38770 63 Котельная с.Грива Универсал 3 0,2 уголь 0 6 1 233 1260 17410 18670 64 Котельная п.Кузьель Энергия 1 0,12 дрова 1 8 5 140 2420 31950 34370 65 Котельная п.Нючпас Универсал 2 0,17 дрова 0 5 3 198 1440 52800 54240 66 Котельная школьная с.Койдин Энергия 4 0,5 уголь 1 9 1 580 1980 24 2,46 24 47 12 2860 12640 28739 34439 Итого по филиалу : Ижемский филиал ОАО “КТК” 67 Котельная центральная п.Том ИжКВ-0,63 2 0,49 дрова 6 15 14 570 5700 68 Котельная ВСШ с,Ижма КВ-1 КВМ-1,74 2 1 0,97 уголь 5 15 2 1125 3520 69 Котельная с.Сизябск КВР-0,34 2 0,3 уголь 1 2 1 348 640 70 Котельная ДК с.Щельяюр Энергия 3 0,9 уголь 4 3 0 1044 1120 10 2,66 16 35 17 3087 10980 Итого по филиалу : 102 № п/п Место расположения котельной Марка котлов Кол-во ПрисоеВид котлов диненная топлива нагрузка Количество подключенных объектов Жил. фонд Соц. сфера Макс. подключаПрочие емая эл. мощность кВт Ориентировочный размер инвестиций на реализацию, тыс. руб. без НДС Внутреннее Наружные оснащение работы (по данным (по данным ОАО ОАО «МРСК «КТК») СевероЗапада» Итого ед. Гкал/час Энергия 2 0,14 уголь 3 2 0 160 600 2200 2800 Прилузский район 71 Котельная с.Тыдор 72 Котельная с.Читаево Универсал 2 0,33 уголь 1 7 0 384 1340 450 1790 73 Котельная с.Спаспоруб КВ07-95 КВМ-0,63 2 1 0,47 уголь 3 7 0 546 1500 8481 9981 74 Котельная п.Вухтым Квр-0,63 Энергия 2 1 0,66 дрова 12 9 7 766 3840 29633 33473 75 Котельная п.Кыддзявидзь НИИСТУ-5 3 0,34 дрова 19 4 2 395 2600 41012 43612 76 Котельная п.Усть-Лопья КВМ-0,63 Энергия 2 2 0,14 дрова 2 3 4 163 1420 2547 3967 77 Котельная с.Чекша НР-18 1 0,24 дрова 7 7 3 279 2360 3020 5380 78 Котельная “Набережная” с.Летка Универсал 2 0,21 дрова 8 1 0 244 820 3495 4315 79 Котельная ПНИ с.Летка, д.Евкашор Универсал 2 0,13 уголь 0 5 0 151 900 1450 2350 80 Котельная с.Прокопьевка Универсал 2 0,17 уголь 0 1 0 198 180 225 405 81 Котельная с.Гурьевка Энергия 3 0,46 уголь 5 7 0 535 1660 6430 8090 Котельная п.Якуньель Универсал Энергия 2 2 0,19 уголь 0 5 0 221 900 3463 4363 82 83 Котельная старой. больницы с.Летка Энергия 4 0,52 уголь 14 8 0 603 3520 84 Котельная СХТ с.Черемуховка НР-18 Энергия 1 2 0,42 уголь дрова 5 5 0 487 1600 38 4,42 79 71 16 5132 22340 Итого по району: 103 № п/п Место расположения котельной Марка котлов Кол-во ПрисоеВид котлов диненная топлива нагрузка Количество подключенных объектов Жил. фонд Соц. сфера Макс. подключаПрочие емая эл. мощность кВт Ориентировочный размер инвестиций на реализацию, тыс. руб. без НДС Внутреннее Наружные оснащение работы (по данным (по данным ОАО ОАО «МРСК «КТК») СевероЗапада» ед. Гкал/час КВР-0,39 Энергия 1 3 0,21 уголь 5 3 0 244 1140 Итого Сыктывдинский район 85 Котельная школы с.Пажга 86 Котельная школы с.Ыб Энергия Универсал 2 1 0,25 уголь 2 3 0 290 900 87 Котельная школы с.Нювчим Универсал 2 0,05 уголь 0 2 0 58 360 88 Котельная п/с с.Нювчим Универсал 2 0,11 уголь 0 4 0 128 720 89 Котельная с.Шошка Энергия КВР-0,63 2 1 0,28 уголь 3 0 0 325 540 90 Котельная с.Гарья Универсал 2 0,29 уголь 13 0 0 336 2080 91 Котельная ПМК с.Пажга КВР-0,8 Энергия 1 2 0,24 уголь 3 0 0 278 540 92 Котельная с.Гавриловка Энергия 3 0,4 уголь 3 0 0 464 540 93 Котельная с.Мандач Универсал 2 0,4 уголь 0 3 0 464 540 24 2,23 29 15 0 2587 7760 Тула КВЗР Е1/9 1 1 2 0,26 уголь 0 5 0 302 700 Итого по району: Усть-Вымский район 94 Котельная д.Туис-Керос 95 Котельная школы п.Студенец Универсал Энергия 1 2 0,36 уголь 7 7 0 418 1960 96 Котельная сельсовета п.Студенец Универсал 2 0,21 уголь 9 0 0 244 1260 97 Котельная “Гараж” п.Студенец Универсал 2 0,17 уголь 2 0 0 197 280 104 № п/п Место расположения котельной Марка котлов Кол-во ПрисоеВид котлов диненная топлива нагрузка ед. Гкал/час Количество подключенных объектов Жил. фонд Соц. сфера Макс. подключаПрочие емая эл. мощность кВт Ориентировочный размер инвестиций на реализацию, тыс. руб. без НДС Внутреннее Наружные оснащение работы (по данным (по данным ОАО ОАО «МРСК «КТК») СевероЗапада» 98 Котельная “Чернам” п.Студенец Универсал 3 0,24 уголь 8 0 0 278 1120 99 Котельная п.Илья-Шор Универсал 2 0,16 уголь 0 2 0 186 280 100 Котельная п.Мадмас Универсал 3 0,33 уголь 1 8 0 383 1260 101 Котельная школы п.Дона-Ель Универсал 3 0,25 уголь 3 2 0 290 700 102 Котельная сельсовета п.Дона-Ель Универсал 3 0,19 уголь 4 3 0 220 980 103 Котельная №1 п.Вежайка КВР-1,1 2 0,71 уголь 7 4 0 824 1540 104 Котельная №2 п.Вежайка КВЗР-0,6 Ревокатова 1 1 0,325 уголь 4 0 0 377 640 105 Котельная п.Еринь Ревокатова 2 0,129 уголь 2 0 0 150 280 Итого по району: 31 3,07 47 31 0 3567 11000 Всего по плану: 292 34,45 458 494 208 40 027 167 310 Итого 105 Приложение 13 Предложения по переводу объектов теплоснабжения на газ в разрезе населенных пунктов Республики Коми № срок и мероприятия № п.п. 2 Строительство внутрипоселковы х газопроводов в рамках "Планаграфика синхронизации выполнения программ газификации регионов РФ. Республика Коми" в части исполнения обязательств в негазифицирован ных населенных пунктах Республики Коми, в том числе: 3 1) муниципальный район "Тр.Печорский". Внутри поселковые газовые сети низкого давления на территории пгт. Троицко-Печорск (II очередь I пусковой комплекс 0,22 км) 2) муниципальный район "Тр.Печорский". Внутрипоселковые газовые сети низкого давления на территории пгт. Троицко-Печорск 3) муниципальный район "Княжпогостский". Газификация пст. Ракпас 4) муниципальный район "Княжпогостский". П. Тракт. Строительство внутрипоселковых газопроводов высокого и низкого давления (I очередь, II очередь) 5) муниципальный район "Княжпогостский". С. Серегово. Строительство внутрипоселковых газопроводов высокого и низкого давления 1) ГО "Сыктывкар". Газификация природным газом низкого и среднего давления поселков п. 1 1 1. 2. населенный пункт Объекты теплоснабжения Объемы вид годового котельная топлив потр-я а (т) При -ная нагрузка Гкал/ч подключенн ые объекты жил. фонд соц. сфера Экспл. организация Мероприятия по строительству внутрипоселковых газопроводов * Строительство внутрипоселковы х газопроводов в 4 5 6 7 8 9 10 11 №2 мазут 3400 5,73 94 9 №1 уголь 965 0,39 11 5 №3 уголь 1568 0,97 17 0 №5 уголь 75 0,33 1 0 "ЦК" уголь 885 0,516 17 0 "Клуб" уголь 390 0,177 2 10 "Школа" уголь 596 0,321 11 3 поселковая уголь 734 0,484 10 2 Курорт уголь 1700 1,36 0 1 Ведомственная ул.Механическая мазут 550 1,44 43 2 ООО "Тепловая компания" г.Сыктывкар 2011 ПГТ ТроицкоПечорск 20112012 2011 20122013 2011 2011 п. Ракпас п.Тракт с. Серегово п. Выльтыдор 12 ТроицкоПечорский филиал ОАО "КТК" ОАО "Княжпогостск ий ЖКХ" 106 частично газифицированн ых городах и иных населенных пунктах Республики Коми, в том числе: Краснозатонский, В. Максаковка, Выльтыдор и мкр. Лесозавод г. Сыктывкара. Наружные сети газоснабжения в п. Выльтыдор п.Красно затонский Мехлесхоз мазут 250 0,38 14 0 п.Красно затонский №4 ул.Ломоносова мазут 400 2,62 32 4 * - Программа «Газификация населенных пунктов Республики Коми (2011-2013 годы) (утверждена постановлением Правительства Республики Коми от 14 сентября 2010 г. № 304) 107 Приложение 14 ГО «Сыктывкар» ГО «Ухта» ГО «Инта» ГО «Воркута» ГО «Усинск» МР «Печора» МР «Вуктыл» МР «Сосногорск» МР «ТроицкоПечорский» МР «Усть-Цилемский» МР «Ижемский» МР «Усть-Куломский» МР «Усть-Вымский» МР «Сыктывдинский» МР «Сысольский» МР «Койгородский» МР «Корткеросский» МР «Прилузский» МР «Княжпогостский» МР «Удорский» Ликвидация котельных Замена ветхих тепловых сетей 2015 г Модернизация Ликвидация котельных Замена ветхих тепловых сетей 2014 г Модернизация Замена ветхих тепловых сетей Ликвидация котельных Ликвидация котельных 2013 г Модернизация 2012 г Модернизация Замена ветхих тепловых сетей МО Модернизация котельных/ строительство Ликвидация котельных котельных 2011 г Замена ветхих тепловых сетей Прогноз развития теплосетевого хозяйства Республики Коми по муниципальным образованиям 2/2/1/1/-/-/-/1/2/- - 5,0 3,6 0,2 5,2 1,0 3,5 1,7 1,2 1,5 3/2/1/1/1/2/2/1/2/- - 4,0 3,0 0,2 4,2 1,0 3,5 1,7 1,3 1,5 1/2/1/1/1/2/2/1/2/- 1 1 - 5,0 3,6 0,2 4,2 1,0 3,5 1,7 1,2 1,5 2/2/1/1 1/2/2/1/2/- - 4,0 3,6 0,2 4,2 1,0 3,5 1,7 1,4 1,5 -/-/1/1/-/-/-/1/2/- - 4,5 3,6 0,2 4,2 1,0 3,5 1,7 1,3 1,5 2/-/1/2/2/1/2/3/2/3/1/- 1 3 1 2 1 1 2 - 0,6 0,6 0,8 2,0 1,0 0,8 1,0 0,5 1,5 1,0 1,0 2/2/3/2/2/2/2/2/2/1 3/2/- 1 2 1 - 0,6 0,6 0,8 2,0 1,0 0,8 1,0 0,5 1,5 1,0 1,0 2/2/3/2/2/2/2/2/2/3/2/- 1 1 1 2 - 0,6 0,6 0,8 2,0 1,0 0,8 1,0 0,5 1,5 1,0 1,0 2/2/3/2/2/2/2/2/2/3/2/- - 0,6 0,6 0,8 2,0 1,0 0,8 1,0 0,5 1,5 1,0 1,0 2/-/1/2/2/1/2/3/2/3/1/- - 0,6 0,6 0,8 2,0 1,0 0,8 1,0 0,5 1,5 1,0 1,0 1 1 2 - 108 Приложение 15 Для выполнения мероприятий по ликвидации «узких мест», разграничения и уточнения. № п/п 1 2 3 4 Наименование мероприятия Строительство второй ВЛ 220 кВ Микунь-Сыктывкар и установка второго автотрансформатора 125 MB А на ПС 220 кВ Сыктывкар. - в сроки, определенные Схемой и программой развития ЕЭС России на 2011-2017гг. Строительство электростанции в районе г.Сыктывкара мощностью не менее 240 МВт (для уровня 2017г.). Состав: минимум два блока 120 МВт, с учетом необходимости поддержания резервов мощности - три блока, с возможностью расширения еще на один блок для обеспечения подключения новых потребителей в отдаленной перспективе - при условии выдачи соответствующей мощности ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» и поддержания необходимого резерва мощности (не менее 100 МВт) - не ранее 2020 года. При прекращении выдачи мощности ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» ввод генерирующих мощностей необходим безотлагательно. Строительство ПС 220 кВ Городская (г. Усинск) для обеспечения подключения новых потребителей в районе г. Усинск. Уточнения Для организации выполнения указанного пункта Программы поручить филиалу ОАО “СО ЕЭС” Коми РДУ” - обосновать строительство второй ВЛ-220 кВ и второго трансформатора в филиале ОАО “СО ЕЭС ”ОДУ Северо – Запада” и ОАО “ФСК ЕЭС”. Для организации выполнения указанного пункта Программы предварительно поручить филиалу ОАО “СО ЕЭС” Коми РДУ” обосновать сооружение электростанции в районе г. Сыктывкара в филиале ОАО “СО ЕЭС” ОДУ Северо – Запада” и ОАО “ФСК ЕЭС”. Для организации выполнения указанного пункта Программы, поручить филиалу ОАО “СО ЕЭС ”Коми РДУ” - обосновать сооружение ПС 220 кВ (г. Усинск) в ОАО “СО ЕЭС ‘ОДУ Северо – Запада” и ОАО “ФСК ЕЭС”. Установка и ввод в эксплуатацию обновленного комплекса 1. 2012г. противоаварийной автоматики (ПА) энергосистемы. 1.1 Реконструкция устройств противоаварийной автоматики, включающее в себя устройства фиксации отключения линии, фиксации снижения мощности, контроль предшествующего режима, фиксации тяжести короткого замыкания, фиксации отключения генератора, специальной автоматики отключения нагрузки, датчика тока, автоматики выбора дозирующих воздействий, отключения генератора, длительной и краткосрочной разгрузки турбин (далее – ПА) и устройств передачи аварийных сигналов и команд (далее – УПАСК) на ПС 220 кВ (ОАО «ФСК ЕЭС»): Инта, Печора, Усинская, Ухта (1 очередь), Зеленоборск и на электростанциях Печорской ГРЭС (ОАО «ОГК-3»). 109 1.2. Ввод в работу устройств ПА, УПАСК на ПС 220 кВ Синдор(ОАО «ФСК ЕЭС») , Микунь (ОАО «ФСК ЕЭС») и на Сосногорской ТЭЦ (ОАО «ТГК-9»). 1.3. Создание среды передачи команд релейной защиты и ПА по ВЛ 110 кВ, принадлежащие ОАО «МРСК Северо-Запада» между ПС 220 кВ Ухта и Сосногорской ТЭЦ (ВОЛС и высокочастотная связь), по ВЛ 220 кВ, принадлежащие ОАО «ФСК ЕЭС», между ПС 220 кВ Микунь и ПС 220 кВ Ухта (ВОЛС). 1.4. Модернизация автоматики ликвидации асинхронного режима (далее – АЛАР) на ПС 220 кВ ОАО «ФСК ЕЭС» Микунь, Ухта, Воркута и на электростанциях Сосногорская ТЭЦ (ОАО «ФСК ЕЭС»), Печорская ГРЭС (ОАО «ОГК-3»).. 2. 2013 год: 2.1. Рабочее проектирование устройства ПА, УПАСК на ПС 220 кВ ОАО «ФСК ЕЭС»Сыктывкар, Ухта (2 очередь) и на ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК» 2.2. Рабочее проектирование среды (ВОЛС) передачи команд релейной защиты и ПА по ВЛ 220 кВ, принадлежащей ОАО «ФСК ЕЭС», между ПС 220 кВ Микунь и Сыктывкар, Печорская ГРЭС и ПС 220 кВ Инта по ВЛ 110 кВ, принадлежащее ОАО «МРСК Северо-Запада», между ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК». 3. 2014 год: 3.1. Монтаж, наладка и ввод в работу устройств ПА на ПС 220 кВ Сыктывкар(ОАО «ФСК ЕЭС») и ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК». 3.2. Модернизация ПА на ПС 220 кВ Ухта (ОАО «ФСК ЕЭС»). 3.3. Модернизация АЛАР на ПС 220 кВ Инта (ОАО «ФСК ЕЭС»). 3,4. Ввод в работу АЛАР на ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК». 3.5. Создание ВОЛС для передачи команд релейной защиты и ПА по ВЛ 220 кВ, принадлежащей ОАО «ФСК ЕЭС», между ПС 220 кВ Микунь и Сыктывкар, Печорская ГРЭС и ПС 220 кВ Инта, по ВЛ 110 кВ,принадлежащее ОАО «МРСК Северо-Запада», между ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО «Монди СЛПК». Перечисленные мероприятия должны присутствовать в инвестиционных программах следующих субъектов: филиала ОАО «ОГК3» «печорская ГРЭС», филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго», филиала ОАО «ФСК ЕЭС»- Северное ПМЭС, ОАО «Монди СЛПК», филиала ОАО «ТГК-9» «Коми». 110 Приложение 16 Мероприятия направленные на развитие энергетического производства ОАО «Монд СЛПК» Наименование мероприятия 1. Энергетическое производство, тыс. рублей 1.1. 2012г 2013г 2014г 2015г 759 446 195 924 213 426 34 361 По цеху ВВСиП УЭС, тыс. рублей: РП 1, 2 (ВОЦ) Приобретение и монтаж блоков защит (41 шт.) и выключателей (18 шт.) 83 366 9 761 120 844 105 946 34 361 РП-3 (БДМ-11, КДМ-21) Приобретение и монтаж блоков защит (34 шт.) и выключателей (34 шт.) РП-6 (ДПЦ-1) Приобретение и монтаж блоков защит (19 шт.) и выключателей (12 шт.) 11 444 5 166 РП-8 (ВОС-1) Приобретение и монтаж блоков защит (28 шт.) и выключателей (26 шт.) 9 073 РП-9 (Насосная №4) Приобретение и монтаж блоков защит (8 шт.) и выключателей (6 шт.) РП-10 (РМЗ, ЦКС-1) Приобретение и монтаж блоков защит (12 шт.) и выключателей (10 шт.) РП-11 (Насосная №5) Приобретение и монтаж блоков защит (11 шт.) и выключателей (8 шт.) РП-13 (Главная насосная) Приобретение и монтаж блоков защит (18 шт.) и выключателей (15 шт.) 2 341 3 688 3 176 5 532 РП-14А (ПВВ ТММ) Приобретение и монтаж блоков защит (12 шт.) и выключателей (8 шт.) РП-14Б (ПВВ ТММ) Приобретение и монтаж блоков защит (18 шт.) и выключателей (14 шт.) 3 337 5 356 РП-15 (БДМ114) Приобретение и монтаж блоков защит (26 шт.) и выключателей (20 шт.) РП-16А (ПВВ) Приобретение и монтаж блоков защит (14 шт.) и выключателей (12 шт.) 3849 РП-16Б (БДМ-14) Приобретение и монтаж блоков защит (11 шт.) 1771 3849 4 361 111 Наименование мероприятия 2012г 2013г РП-18 (ДПЦ-1) Приобретение и монтаж блоков защит (7 шт.) и выключателей (6 шт.) 2 180 РП-18А (ДПЦ-1) Приобретение и монтаж блоков защит (9 шт.) и выключателей (3 шт.) РП-19 (РОЦ) Приобретение и монтаж блоков защит (15 шт.) и выключателей (13 шт.) 1 976 РП-22 (ВОС-2) Приобретение и монтаж блоков защит (11 шт.) и выключателей (8 шт.) 3 176 РП-23 (Иловая насосная) Приобретение и монтаж блоков защит (11 шт.) и выключателей (9 шт.) РП-26 (ВОЦ) Приобретение и монтаж блоков защит (14 шт.) и выключателей (7 шт.) 2014г 4 698 3 351 3 834 РП-27 (ДПЦ-2) Приобретение и монтаж блоков защит (14 шт.) и выключателей (12 шт.) 4 361 РП-28 (Вспомблок) Приобретение и монтаж блоков защит (13 шт.) и выключателей (11 шт.) РП-29 (РСТ, ППЖТ) Приобретение и монтаж блоков защит (20 шт.) и выключателей (16 шт.) 4 024 6 029 РП-30А (ПВВ, ХТММ) Приобретение и монтаж блоков защит (9 шт.) и выключателей (8 шт.) РП-30Б (ПВВ, ХТММ) Приобретение и монтаж блоков защит (10 шт.) и выключателей (8 шт.) РП-31 (ПБДМ-15) Приобретение и монтаж блоков защит (35 шт.) и выключателей (33 шт.) РП-32Б (ПБДМ-15) Приобретение и монтаж блоков защит (17 шт.) и выключателей (3 шт.) 2 854 3 015 5 715 5 715 3 263 РП-34 (ОСРС) Приобретение и монтаж блоков защит (12 шт.) и выключателей (9 шт.) РП-36 (ВОЦ) Приобретение и монтаж блоков защит (49 шт.) и выключателей (36 шт.) РП-37 (Кислородная станция) Приобретение и монтаж блоков защит (3 шт.) и выключателей (4 шт.) ЦРП-1 Приобретение и монтаж блоков защит (21 шт.) и выключателей (19 шт.) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-1, 2 (ВОЦ) 2015г 3 512 7 105 7 105 1 185 6 717 4 000 112 Наименование мероприятия Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-3 (БДМ-11, КДМ-21) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-5 (УПДХ) 2012г 2014г 2015г 8 000 2400 Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-6 (ДПЦ-1) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-8 (ВОС-1) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-9 (Насосная №4) 1 600 2400 1 200 Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-10 (РМЗ, ЦКС-1) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-11 (Насосная № 5) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-13 (Главная насосная) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-14А (ПВВ ТММ) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-14Б (ПВВ ТММ) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-15 (БДМ-14) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-16А (ПВВ) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-16Б (БДМ-14) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-18 (ДПЦ-1) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-18А (ДПЦ-1) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-19 (РОЦ) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-22 (ВОС-2) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-23 (Иловая насосная) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-26 (ВОЦ) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-27 (ДПЦ-2) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-28 (Вспомблок) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-29 (РСТ, ППЖТ) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-30А (ПВВ, ХТММ) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-30Б (ПВВ, ХТММ) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-31 (ПБДМ-15) 2013г 1 600 2 400 2 400 2 400 2 400 4000 2 400 4000 1 600 1 600 2 400 2 000 2 000 2 400 2 400 4000 113 Наименование мероприятия 1.2. Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-32Б (ПБДМ-15) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-34 (ОСРС) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-36 (ВОЦ) Разработка проекта и монтаж АСДУ РП-37 (Кислородная станция) Разработка проекта и монтаж АСДУ ЦРП-1 Замена РП-30А "ПВВ" Замена РП-30Б "ПВВ" Замена РП-14А "ПВВ" Замена РП-14Б "ПВВ" Приобретение ОС взамен изношенных По ТЭЦ, тыс. рублей: Реконструкция котла 3У с переводом на сжигание коро-древесных отходов в кипящем слое Приобретение РЕТОМ-61 Расширение системы АСДУ ГРУ-6,10 кВ Модернизация системы возбуждения т/н ст. № 1Э Модернизация системы РЗА генератора ст. № 1Э приоритет Модернизация системы возбуждения т/г ст. № 4Э (в период проведения кап. ремонта) 1 приоритет Модернизация системы РЗА генератора ст. № 4Э (в период проведения кап. ремонта) 1 Модернизация схемы питания береговой насосной станции РП-12 - 1й этап (проектные работы) Модернизация схемы питания береговой насосной станции РП-12 - 2й этап (строительно-монтажные работы) Модернизация РЗА собственных нужд 6 кВ 2012г 2013г 2014г 2015г 4000 6 000 1 600 2 800 28 000 28 000 26 000 2 000 676 080 632 800 2 000 75 080 2 000 107 480 28 000 2 000 0 1 200 8 000 12 400 2 800 12 400 2 800 24 000 54 000 2 000 2 000 2 000 114 Наименование мероприятия Замена МВ на ВВ потребителей собственных нужд 6 кВ Замена МВ на ВВ генераторов 1Э, 2Э 2012г 7 680 Замена МВ на ВВ шинопроводов 6 кВ Замена МВ на ВВ шинопроводов 10 кВ Модернизация РЗА ДЗШ ГРУ-10 кВ (С-1Д, 2Д. 3Д) 2013г 7 680 5 200 7 600 6 000 2 800 5 000 Модернизация аварийного центра питания №2 5 000 10 000 4 000 2 400 7 600 Замена электризера №1 (с сосудами) Замена ТДВ-1 электролизной установки СЭУ-10*2 Замена ТДВ-2 электролизной установки СЭУ-10*2 Модернизация питательных трубопроводов к/а ТГМ -84 ст. № 4Э-6Э (регуляторы на ПВД) Замена конденсатных и сливных насосов турбогенератора ст. № 2Э Модернизация мостовых кранов (система радиоуправления) 7 680 6 000 Модернизация РЗА ДЗШ и УРОВ ЗРУ-110 кВ Модернизация РЗА ШСВ ЗРУ-110 кВ Модернизация аварийного центра питания №1 Модернизация паропровода 140 ата блока "котел - турбина" ст. № 4Э Модернизация системы виброконтроля и механических величин т/г ст. № 2Э 2015г 6 000 Модернизация РЗА ДЗШ ГРУ-6 кВ (С-1Ш, 2Ш. 3Ш; 4Ш) Установка частотного привода на ПЭН-5Э,6Э,7Э приоритет Модернизация РУ-0,4 кВ С-5НУ (к/а ст. № 5У) с выполнением мероприятий по изоляции 1 энергии Модернизация РУ-0,4 кВ С-1НУ (к/а ст. № 1У) с выполнением мероприятий по изоляции энергии Модернизация системы возбуждения НТВ №4; 5 береговой насосной станции 2014г 6 000 2 800 2 800 18 000 5 000 7 200 7 600 3 000 115 Наименование мероприятия приоритет Замена ресиверов водорода №6, №7, №10 1 Замена ресиверов водорода № 8, № 9 Установка системы автоматического пожаротушения кабельных тоннелей на отм. 1,6 главного корпуса ТЭЦ Модернизация вакуумной системы т/г ст. № 6Э (встроенные пучки конденсатора) Модернизация системы управления и защит котлоагрегата ст.№4Э с установкой цифровой системы управления Модернизация системы управления и защит турбогенератора ст.№2Э с установкой цифровой системы управления Модернизация системы управления и защит турбогенератора ст.№4Э с установкой цифровой системы управления Модернизация системы управления и защит турбогенератора ст.№3Э с установкой цифровой системы управления Модернизация системы управления и защит турбогенератора ст.№1Э с установкой цифровой системы управления Модернизация системы управления и защит турбогенератора ст.№5Э с установкой цифровой системы управления Модернизация системы впрыска РОУ 140/8 №1 и РОУ 140/16 №2 Модернизация системы управления общестанционным оборудованием (этап 1: система горячего водоснабжения, автоматическое регулирование загрузки турбин энергетической части, тракт циркуляционной воды) Модернизация системы управления общестанционным оборудованием (этап 2: тракт питательной воды и конденсата, паропроводы высокого давления и производственных отборов) Модернизация системы управления общецеховым оборудованием блока по сжиганию КДО в части питательной воды и главных паропроводов, турбогенератора ст.№3У 2012г 2013г 2014г 2015г 6 000 3 200 9 600 4 000 20 000 20 800 20 800 20 800 20 800 16 800 10 000 34 000 30 000 6 000 116 Наименование мероприятия приоритет 1 приоритет 1 Установка системы виброконтроля основных механизмов (тягодутьевые машины, питательные электронасосы) СРК ст.№7У - т/г ст. №5У Установка системы автоматического пожаротушения в кабельном тоннеле на отм. -1,6, секция С-1ШУ, С-2ШУ, С-3ШУ главного корпуса ТЭЦ и ХВО Дооборудование установкой пожаротушения в кабельном сооружении на отм. +5,6 Кабельные подвалы ГРУ-6 и ГРУ-10 кВ: Монтаж трубопроводов подачи воды на тушение пожара пожарными автомобилями Турбинное отделение ГК ТЭЦ. Автоматическая или роботизированная система пожаротушения ГК ТЭЦ. Гадерея подачи КДО. Установка пожарной сигнализации ГК ТЭЦ. Аккумуляторные помещения. Установка пожарной сигнализации Химцех: Приобретение радиоактивных источников для замены источников с истекшим сроком службы Модернизация системы управления PlantScape котла 1У Приобретение ОС взамен изношенных Приобретение станций управления технологическим процессом 2012г 2013г 2014г 2015г 4 800 5 600 200 1 600 4 000 2 800 400 400 80 117 СОКРАЩЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ кВт кВт.ч. Гкал тут т МВА куб.м. км тыс. млн. млрд. ВЛ ПС МО МР -киловатт - киловатт-час -гигакалория -тонн условного топлива -тонн -мега вольт- ампер -кубический метр -километров -тысяча -миллион -миллиард - воздушные линии электропередачи -подстанция -муниципальное образование -муниципального района ТЭК ТЭР ЕЭС ОЭС ТЭЦ ГРЭС ГЭС ДГА ГПТЭС ВИЭ СГЗ ФСК ТГК ОГК ГПЗ КС ГХКУПАСК ПА АЛАР -топливно-энергетический комплекс -топливно-энергетические ресурсы -единая энергетическая система - объединенные энергетические системы - теплоэлектроцентраль -государственная районная электростанция - гидроэлектростанция -детандер-генераторные агрегаты -газопоршневые теплоэлектростанции - возобновляемые источники энергии - Сосногорский глиноземный завод -Федеральная сетевая компания -территориальная генерирующая компания -оптовая генерирующая компания -газоперерабатывающий завод - компрессорная станция - горнохимический комплекс - устройство передачи аварийных сигналов и команд - противоаварийная автоматика - автоматика ликвидации асинхронного режима 118