Типы документов
Реклама
Партнеры
Распоряжение Правительства РК от 30.04.2014 N 128-р <Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Коми на 2014 - 2019 годы>
ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ КОМИ
РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 30 апреля 2014 г. № 128-р
В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 "О Схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":
1. Утвердить Схему и программу развития электроэнергетики Республики Коми на 2014 - 2019 годы согласно приложению.
2. Признать утратившим силу распоряжение Правительства Республики Коми от 29 апреля 2013 г. № 158-р.
Временно исполняющий обязанности
Главы Республики Коми
В.ГАЙЗЕР
Утверждены
распоряжением
Правительства Республики Коми
от 30 апреля 2014 г. № 128-р
(приложение)
СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ КОМИ
НА 2014 - 2019 ГОДЫ
I. Общая характеристика региона
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.
Численность населения Республики Коми составляет 872,06 тыс. человек, 77,5 процента населения Республики Коми проживает в городах, 22,5 процента - жители села.
Муниципально-территориальная структура Республики Коми представлена 194 муниципальными образованиями, включающими в себя 5 городских округов, 15 муниципальных районов, 15 городских и 159 сельских поселений.
Столица Республики Коми - г. Сыктывкар, к городам с численностью населения более 100 тыс. человек, относятся: г. Сыктывкар - 256 тыс. человек, Ухта - 121 тыс. человек.
Территория и административно-территориальное деление
Республики Коми
Территория, тыс. кв.км
Численность населения тыс. чел.
Административно-территориальные единицы
Муниципальные образования
Центры
районы
город
поселки городского типа
сельские населенные пункты
Республика Коми
416,8
872,06
12
10
29
720
194
г. Сыктывкар
Сыктывкар
0,7
257,9
-
1
3
3
1
г. Сыктывкар
Воркута
24,2
84,7
-
1
8
7
1
г. Воркута
Вуктыл
22,5
13,3
-
1
-
10
6
г. Вуктыл
Инта
30,1
31,3
-
1
2
20
1
г. Инта
Печора
28,9
54,3
-
1
3
28
8
г. Печора
Сосногорск
16,5
45,2
-
1
2
16
4
г. Сосногорск
Усинск
30,6
45,8
-
1
1
18
1
г. Усинск
Ухта
13,3
120,8
-
1
4
13
1
г. Ухта
районы
Ижемский
18,4
17,7
1
-
-
34
11
с. Ижма
Княжпогостский
24,6
21,2
1
1
1
45
11
г. Емва
Койгородский
10,4
8,0
1
-
-
21
11
с. Койгородок
Корткеросский
19,7
19,2
1
-
-
53
19
с. Корткерос
Прилузский
13,2
19,0
1
-
-
89
17
с. Объячево
Сыктывдинский
7,5
23,6
1
-
-
49
14
с. Выльгорт
Сысольский
6,1
13,4
1
-
-
79
12
с. Визинга
Троицко-Печорский
40,6
12,4
1
-
1
32
12
пгт Троицко-Печорск
Удорский
35,8
19,06
1
-
3
52
16
с. Кослан
Усть-Вымский
4,8
27,5
1
1
1
51
13
с. Айкино
Усть-Куломский
26,4
25,5
1
-
-
63
23
с. Усть-Кулом
Усть-Цилемский
42,5
12,1
1
-
-
37
12
с. Усть-Цильма
Ведущими отраслями промышленности Республики Коми 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 Усинске.
Крупнейшие предприятия в Республике Коми: ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", ООО "РН-Северная нефть", ООО "Лукойл-Ухтанефтепереработка", ООО "Енисей", ООО "Газпром Трансгаз Ухта", ООО "Газпром переработка", ОАО "Воркутауголь", ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК", ООО "Сыктывкарский фанерный завод".
Сельское хозяйство в Республике Коми представлено в основном животноводством.
Достаточное развитие в регионе получила транспортная инфраструктура. Важнейшие авиалинии соединяют Республику Коми не только с Москвой, Санкт-Петербургом и другими крупными городами нашей страны, но и со столицами независимых государств ближнего зарубежья. Основной поток грузов идет железнодорожным (магистраль Котлас - Воркута - Салехард) и речным (по рекам Вычегда, приток Северной Двины, и Печора) транспортом.
Сеть автомобильных дорог общего пользования Республики Коми развита недостаточно и охватывает только южные и центральные районы Республики Коми. Перевозку пассажиров и грузов в основном обеспечивают предприятия муниципальной и частной форм собственности.
II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Коми за прошедший пятилетний срок
2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Республики Коми
Энергосистема Республики Коми осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Коми и объединяет электростанции, принадлежащие ОАО "Территориальная генерирующая компания № 9", ООО "Воркутинские ТЭЦ", филиал ОАО "ИНТЕР РАО Электрогенерация" Печорская ГРЭС, ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК", электрические сети МЭС Северо-Запада - филиала ОАО "ФСК ЕЭС", филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго" и других субъектов рынка электроэнергии Республики Коми.
На начало 2014 года в Республике Коми имелось 1299 электростанций (включая дизельные электростанции и автономные резервные источники электропитания), из общего количества электростанций 81 - электростанции общего пользования, 571 - электростанции, принадлежащие организациям промышленного производства, 247 - транспорта, 34 - сельского и лесного хозяйства, 57 - строительства, 309 - прочим хозяйствующим субъектам.
Общая установленная мощность станций - 2,46 миллиона киловатт.
Основную долю производства электроэнергии (72%) осуществляют 6 электростанций общего пользования, остальные электростанции небольшой мощности вырабатывают 28% электроэнергии.
Энергосистема Республики Коми осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Коми и части Ненецкого автономного округа.
Энергосистема Республики Коми входит в состав Объединенной энергосистемы Северо-Запада и находится в зоне диспетчерской ответственности филиала ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Северо-Запада. Диспетчерское управление объектами электроэнергетики на территории Республики Коми осуществляет филиал ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Коми".
Энергетическая система Республики Коми представляет собой единый территориальный комплекс, имеющий электрические связи с энергосистемой Архангельской области по воздушным линиям (далее - ВЛ) 220 кВ Микунь - Урдома, ВЛ 110 кВ Жешарт - Яренск и с энергосистемой Кировской области по ВЛ 110 кВ Летка - Мураши.
Энергосистема Республики Коми состоит из пяти энергоузлов: Воркутинского, Интинского, Печорского, Ухтинского и Южного, соединенных системообразующими ВЛ 220 кВ протяженностью 930 км. По двум ВЛ 220 кВ Печора - Усинск - Возей/Газлифт - Северный Возей - Харьяга протяженностью порядка 300 км осуществляется электроснабжение нефтедобывающих районов севера Республики Коми и Ненецкого автономного округа.
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 35%, однако фактически мощность заперта в северной части энергосистемы за ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Зеленоборск. При этом Южный энергоузел Республики Коми является дефицитным. От 55% до 80% нагрузки Южного энергоузла обеспечивает ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК", от 40% до 70% - ВЛ 220 кВ Ухта - Микунь.
Производство электроэнергии в Республике Коми определяется внутренними потребностями. За пределы Республики Коми передается 6% производимой электроэнергии, поступает из-за пределов Республики Коми (из Кировской области) - менее 1%. Блок-схема выдачи мощности за пределы энергосистемы приведена в Приложении 14.
Карта-схема электрических сетей Республики Коми напряжением 110 кВ и выше приведена в Приложении 15 (не приводится).
Сводные данные по объектам генерации приведены в таблице.
Установленная мощность электростанций
Собственные электростанции
МВт
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
Печорская ГРЭС
1060
ООО "Воркутинские ТЭЦ"
Воркутинская ТЭЦ-1
25
Воркутинская ТЭЦ-2
270
ОАО "Территориальная генерирующая компания № 9"
Интинская ТЭЦ
18
Сосногорская ТЭЦ
377
ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"
Электростанция промышленного потребителя
553
ООО "Республиканская генерирующая компания"
Дизельные станции
16,5
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Дизельные станции (резервные)
30,9
ООО "Княжпогостский завод ДВП"
Электростанции промышленного потребителя
6
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
Электростанции промышленного потребителя
90
ОАО "Российские железные дороги"
Дизельные станции
5,6
ООО "Енисей"
Электростанции промышленного потребителя
6,5
Итого:
2458,5
Магистральная электрическая сетевая компания, осуществляющая деятельность на территории Республики Коми - Северное предприятие магистральных электрических сетей Филиала ОАО "ФСК ЕЭС".
На территории Республики Коми осуществляют деятельность по передаче электрической энергии потребителям 12 территориальных сетевых компаний. В этой связи необходимо отметить, что в Республике Коми осуществляется процесс передачи бесхозяйных электрических сетей, сетей мелких собственников, муниципальных организаций в ведение нескольких крупных специализированных сетевых организаций. За период с 2009 года перечень регулируемых организаций сократился с 24 до 12 электросетевых организаций.
Распределительные сетевые компании, осуществляющие деятельность на территории Республики Коми:
1. Филиал ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго";
2. ООО "Энерготрейд";
3. ООО "Газпром энерго";
4. ОАО "Комиавиатранс";
5. ООО "Роялти";
6. ООО "Тирс";
7. ООО "Газпром переработка";
8. ООО "Газпром добыча Краснодар";
9. ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис";
10. ООО "Республиканская сетевая компания";
11. ОАО "Российские железные дороги";
12. ОАО "Оборонэнерго".
Объемы услуг по передаче электрической энергии (мощности) по сетям регулируемых организаций, условные единицы электрических сетей регулируемых организаций приведены в Приложении 1.
Республика Коми является неценовой зоной и включена в перечень территорий, которые объединены в неценовые зоны оптового рынка электрической энергии и мощности в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172.
Субъектами оптового рынка электрической энергии (мощности) на территории Республики Коми являются:
Филиал ОАО "ТГК-9" "Коми" (Интинская ТЭЦ, Сосногорская ТЭЦ),
ООО "Воркутинские ТЭЦ" (Воркутинская ТЭЦ-1, Воркутинская ТЭЦ-2),
Филиал ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Печорская ГРЭС";
ОАО "Коми энергосбытовая компания";
ОАО "Оборонэнергосбыт";
ООО "Русэнергоресурс";
ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС";
ООО "Инженерные изыскания".
Субъектами розничного рынка электрической энергии (мощности) на территории Республики Коми являются:
ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" (электростанция промышленного потребителя);
ООО "Республиканская генерирующая компания" (дизельные электростанции);
ОАО "Российские железные дороги" (дизельные электростанции);
территориальные сетевые организации;
сбытовые организации.
Деятельность в качестве гарантирующих поставщиков на территории Республики Коми осуществляют ОАО "Коми энергосбытовая компания" и ОАО "Оборонэнергосбыт". В качестве сбытовой организации на розничном рынке электроэнергии осуществляют деятельность ООО "Евразийская энергетическая компания" и ООО "Русэнергосбыт".
2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Республике Коми и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет
Структура потребления электроэнергии
В связи с небольшой долей нецентрализованного электроснабжения в Республике Коми электропотребление основных групп потребителей энергосистемы совпадает со структурой электропотребления в Республике Коми в целом.
тыс. кВт.ч
Группы потребителей
2009 год
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
в % к итогу
Промышленность
2 873 912
2 892 982
2 961 248
2 997 945
3 197 562
51,8
Сельское хозяйство
57 784
54 151
52 875
52 237
49 139
0,8
Транспорт и связь
449 429
421718
443 996
411 274
150 702
2,4
Строительство
77 769
71234
74 248
88 668
92 210
1,5
ЖКХ
457 036
506 145
501 338
453 628
431 098
7,0
Население
651 845
683 296
681108
716 163
772 799
12,5
Бюджеты
299 912
295 053
286 537
293 027
297 168
4,8
Прочие
494 183
501 841
507 210
534 388
558 041
9,0
Потери в сетях
735 265
733 875
680 561
718 570
623 531
10,1
ИТОГО
6 097 135
6 160 295
6 189 121
6 265 900
6 172 250
100
2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии за последние 5 лет
Наиболее крупными потребителями энергосистемы Республики Коми являются предприятия целлюлозно-бумажной промышленности - ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК", вырабатывающий электроэнергию на собственной электростанции, и нефтедобывающей - ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", доли которых в электропотреблении составили соответственно 23% и 17%. К наиболее крупным с уровнем электропотребления более 1% в общем потреблении энергосистемы Коми относятся предприятия угольной промышленности: ОАО "Воркутауголь" и ЗАО "Шахта Воргашорская", производство нефтепродуктов - ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", ОАО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка". Поставщиками электроэнергии для перечисленных предприятий являются сбытовые компании: ООО "Инженерные изыскания" (ОАО "Воркутауголь", ЗАО "Шахта Воргашорская"), ООО "Русэнергоресурс" (ОАО "Северные магистральные нефтепроводы"), ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС" (ОАО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка").
Информация о потреблении электрической энергии
и мощности основными крупными потребителями
Потребители с объемом полезного отпуска свыше 50 млн. кВтч в год
Период
2009 год
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
тыс. кВтч
МВт
тыс. кВтч
МВт
тыс. кВтч
МВт
тыс. кВтч
МВт
тыс. кВтч
МВт
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
1237700
96,8
1201310
95,4
1240840
95
1295050
100
1316670
154,8
ООО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка"
125220
16,1
120240
13,5
126500
14,8
106660
12,6
110450
12,3
ОАО "Воркутауголь"
578100
551300
550400
540 449
562814
ЗАО "Шахта Воргашорская"
58600
60000
59900
59 701
61000
ООО "Русэнергоресурс" (для потребителя ОАО "СМН")
302 169
48
276 839
290 562
45
261 598
29
199 066
21
ОАО "Монди СЛПК"
1798,2
205,3
1792
178,9
1908
211,2
1905
223,1
1963,5
219,2
ОАО "Шахта Интауголь"
65 425
66 726
65 956
менее 50 млн. кВтч
менее 50 млн. кВтч
ОАО "ТГК-9"
115 844
118 295
112 501
108 273
108 062
4
ЗАО "Жешартский фанерный комбинат"
менее 50 млн. кВтч
71 684
77 728
57 301
менее 50 млн. кВтч
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (РЖД)
59 767
55 766
63 805
61 793
60 517
2
ОАО "РН-Северная нефть"
51 201
5
менее 50 млн. кВтч
менее 50 млн. кВтч
менее 50 млн. кВтч
менее 50 млн. кВтч
ОАО "Межрегионэнергосбыт"
82 331
5
ООО "Сыктывкарский фанерный завод"
92 870
98 681
94 923
11
93 603
11
ООО "Водоканал" г. Воркута
73 359
55 019
2
2.4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет
Показатель
Год
2009
2010
2011
2012
2013
Максимум нагрузки потребления, МВт
1362
1355
1316
1344
1307
Прирост, %
4,8
-0,5
-2,9
+2,1
-2,8
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.
В распределении потребления мощности в Южном энергоузле ситуация следующая: около 55% потребления мощности - ОАО "Монди СЛПК", 45% - остальные потребители.
Резерв мощности крупных узлов нагрузки
на часы годового максимума за 2009 - 2013 гг.
МВт
Энергоузел
Год
2009
2010
2011
2012
2013
Южный
-172
-245
-223
-165
-140
Ухтинский
150
114
155
163
192
Печорский
485
700
696
687
472
Интинский
-23
-28
-26
-21
-23
Воркутинский
78
110
93
117
114
2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Республике Коми, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние 5 лет
В 2013 году по филиалу ОАО "ТГК-9" Коми и ООО "Воркутинские ТЭЦ" произведено 5,4 миллиона гигакалорий, что составляет 100,5% уровня 2012 года, в том числе тепловая энергия, отпущенная тепловыми электростанциями 2,0 млн. Гкал, тепловая энергия, отпущенная котельными 3,4 млн. Гкал.
Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Республики Коми, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных филиала ОАО "ТГК-9" "Коми", ООО "Воркутинские ТЭЦ" основным группам потребителей приведена в Приложении 2.
Приложение 3 - динамика отпуска тепловой энергии электростанциями и котельными за предыдущие пять лет.
Приложение 4 - динамика выработки, товарного отпуска и потребления цехами ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" тепловой энергии по годам.
2.6. 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
Поставку тепловой энергии в системы теплоснабжения крупных муниципальных образований на территории Республики Коми осуществляют ОАО "ТГК-9" (г. Ухта, г. Сосногорск, г. Сыктывкар, г. Инта), ООО "Воркутинские ТЭЦ" (г. Воркута), ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" (г. Сыктывкар), филиал ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" Печорская ГРЭС (г. Печора).
От теплоисточников ООО "ВТЭЦ" наиболее крупными потребителями являются ООО "Тепловые сети Воркуты", ООО "Воркутауголь".
От теплоисточников "Интинская ТЭЦ" - ОАО "Интауголь".
От теплоисточников "Сосногорская ТЭЦ" - ООО "Газпром переработка".
От теплоисточников "Ухтинские тепловые сети" - ООО "Лукойл-УНП".
Перечень основных потребителей тепловой энергии, поставляемой ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК", приведен в Приложении 4.
Основным потребителем тепловой энергии Филиала ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" Печорская ГРЭС является ОАО "Тепловая сервисная компания". Динамика потребления тепловой энергии от филиала ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" Печорская ГРЭС (тыс. Гкал):
Наименование потребителя
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
ОАО "Тепловая сервисная компания"
261,6
246,3
204,4
225,1
220,4
За последние 5 лет происходит снижение выработки тепла из-за сокращения потребления тепловой энергии потребителями, а также закрытия промышленных предприятий.
Типы используемых установок тепловой генерации ОАО "ТГК-9", ООО "Воркутинские ТЭЦ", ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК", филиала ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" Печорская ГРЭС приведены в Приложении 5.
2.7. Структура установленной электрической мощности на территории Республики Коми, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в последнем отчетном году
Структура установленной электрической мощности
энергосистемы Республики Коми
Наименование электростанции
Величина, МВт
1
2
Электрические станции - поставщики:
1750
Воркутинская ТЭЦ-1
25
Воркутинская ТЭЦ-2
270
Сосногорская ТЭЦ
377
Интинская ТЭЦ
18
Печорская ГРЭС
1060
Электрические станции промышленных потребителей
установленной мощностью 5 МВт и более:
644,5
ТЭЦ СЛПК
553
ТЭЦ Княжпогостский ДВП
6
Электростанции собственных нужд ООО "Газпром трансгаз Ухта", всего:
85,5
ЭСН КС-3 "Вуктыльская"
12
ЭСН КС-48 "Чикшинская"
9
ЭСН КС-10 "Ухтинская"
9
ЭСН КС-43 "Гагарацкая"
9
ЭСН КС-44 "Воркутинская"
9
ЭСН КС-45 "Усинская"
10,5
ЭСН КС-46 "Интинская"
9
ЭСН КС-49 "Малоперанская"
9
ЭСН КС-12 "Микуньская"
9
установленной мощностью менее 5 МВт:
64
ЭСН КС-11 "Синдорская"
4,5
ГПГУ Енисей (2 агрегата)
6,5
ДЭС филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" Комиэнерго (22 шт.)
30,9
ДЭС ООО "РГК" (28 шт.)
16,5
ДЭС ОАО "РЖД" (2 шт.)
5,6
Всего:
2458,5
Информация по вводам, демонтажам и другим действиям
с объектами электроэнергетики в 2013 г. и 1 кв. 2014 г.
Показатель
Величина, МВт
Ввод, всего, в том числе:
68,93
ГПГУ Енисей
6,5
Электростанции собственных нужд ООО "Газпром трансгаз Ухта":
ЭСН КС-43 "Гагарацкая"
9
ЭСН КС-44 "Воркутинская"
9
ЭСН КС-45 "Усинская"
10,5
ЭСН КС-46 "Интинская"
9
ЭСН КС-49 "Малоперанская"
9
ЭСН КС-12 "Микуньская"
4,5
ЭСН КС-47 "Сынинская"
10,5
ДЭС РГК
0,93
Демонтаж, всего, в том числе:
0,63
ДЭС РГК
0,63
Другие действия
Сведения об электрогенерирующем оборудовании ОАО "ТГК-9", ООО "Воркутинские ТЭЦ", ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация", ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" приведены в Приложении 5.
2.8. Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт
Состав существующих электростанций установленной
мощностью более 5 МВт с группировкой
по принадлежности к энергокомпаниям
Электростанция
Компания-собственник
Воркутинская ТЭЦ-1
ООО "Воркутинские ТЭЦ"
Воркутинская ТЭЦ-2
ООО "Воркутинские ТЭЦ"
Сосногорская ТЭЦ
Филиал ОАО "ТГК-9" "Коми"
Интинская ТЭЦ
Филиал ОАО "ТГК-9" "Коми"
Печорская ГРЭС
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
Электростанции промышленных потребителей:
ТЭЦ СЛПК
ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"
ЭСН КС-3 "Вуктыльская"
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ЭСН КС-3 "Чикшинская"
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ЭСН КС-10 "Ухтинская"
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ЭСН КС-43 "Гагарацкая"
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ЭСН КС-44 "Воркутинская"
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ЭСН КС-45 "Усинская"
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ЭСН КС-46 "Интинская"
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ЭСН КС-49 "Малоперанская"
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ЭСН КС-12 "Микуньская"
ООО "Газпром трансгаз Ухта"
ТЭС Княжпогостский ДВП
ООО "Княжпогостский завод ДВП"
2.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности
Структура производства электрической энергии свидетельствует о том, что основной объем электроэнергии для потребителей Республики Коми производится крупными генерирующими компаниями оптового рынка и электростанцией промышленного потребителя ОАО "Монди СЛПК".
млн. кВтч
Виды электростанций
2009
2010
2011
2012
2013
в % к итогу
Дизельные электростанции
20,6
20,6
20,7
20,2
19,0
0,2
электростанция ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"
2377,7
2380,4
3052,0
3111,2
2767,8
29,6
Филиал ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" Печорская ГРЭС
3822,8
3647,7
3765,6
3376,5
3762,9
40,3
ООО "Воркутинские ТЭЦ" и филиал ОАО "ТГК-9" "Коми"
2936,6
2936,4
2883,8
2986,2
2787,6
29,9
Выработка электроэнергии для поставки потребителям Республики Коми
9157,7
8985,2
9722,1
9494,0
9337,3
100,0
Структура выработки электроэнергии по типам
электростанций и видам собственности
Показатели
Един. измерения
Период, год
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
филиал ОАО "ТГК-9" "Коми"
Выработка электроэнергии, всего
млн. кВтч
2936,6
2936,4
2883,8
2636,6
1513,4
в том числе по теплофикационному циклу
млн. кВтч
627,7
636,4
571,0
456,7
224,7
в том числе по конденсационному циклу
млн. кВтч
2308,9
2300,0
2312,9
2179,9
1288,7
В том числе:
Воркутинская ТЭЦ-1
Выработка электроэнергии, всего
млн. кВтч
129,6
138,5
121,5
84
в том числе по теплофикационному циклу
млн. кВтч
129,6
131,3
109,3
75,9
в том числе по конденсационному циклу
млн. кВтч
-
7,2
12,2
8,1
Воркутинская ТЭЦ-2
Выработка электроэнергии, всего
млн. кВтч
1115,6
1091,1
1123,0
827,6
в том числе по теплофикационному циклу
млн. кВтч
287,0
277,3
251,7
161,4
в том числе по конденсационному циклу
млн. кВтч
828,6
813,8
871,2
666,2
Интинская ТЭЦ
Выработка электроэнергии, всего
млн. кВтч
76,1
74,4
69,4
71,8
70,3
в том числе по теплофикационному циклу
млн. кВтч
76,1
74,4
69,4
71,8
70,3
Сосногорская ТЭЦ
Выработка электроэнергии, всего
млн. кВтч
1615,4
1632,4
1570,0
1653,2
1443,1
в том числе по теплофикационному циклу
млн. кВтч
135,1
153,5
140,5
147,6
154,4
в том числе по конденсационному циклу
млн. кВтч
1480,3
1479,0
1429,5
1505,6
1288,7
ООО "Воркутинские ТЭЦ"
Выработка электроэнергии, всего
млн. кВтч
349,5
1274,2
в том числе по теплофикационному циклу
млн. кВтч
116,1
362,6
в том числе по конденсационному циклу
млн. кВтч
233,4
911,6
В том числе:
Воркутинская ТЭЦ-1
Выработка электроэнергии, всего
млн. кВтч
39,2
127,5
в том числе по теплофикационному циклу
млн. кВтч
34,1
108,3
в том числе по конденсационному циклу
млн. кВтч
5,1
19,2
Воркутинская ТЭЦ-2
Выработка электроэнергии, всего
млн. кВтч
310,3
1146,7
в том числе по теплофикационному циклу
млн. кВтч
82
254,3
в том числе по конденсационному циклу
млн. кВтч
228,3
892,4
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
Выработка электроэнергии ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
млн. кВтч
2377,65
2380,4
3051,98
3111,19
2767,79
Отпуск электроэнергии с шин - всего в том числе:
млн. кВтч
2068,63
2061,44
2693,85
2746,24
2427,71
отпуск на сторону
млн. кВтч
634,24
560,93
1143,99
1153,93
845,56
потребление цехов
млн. кВтч
1434,39
1500,51
1549,86
1593,1
1582,15
Филиал ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" Печорская ГРЭС
Выработка электроэнергии ПГРЭС
млн. кВтч
3822,76
3647,73
3765,6
3376,5
3762,9
Дизельные электростанции
Выработка электроэнергии ДЭС, всего
млн. кВтч
20,6
20,6
20,7
20,2
19,0
2.10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет
Объем производства электроэнергии в регионе полностью определяется спросом на нее. В 2013 году объем электропотребления по Республике Коми имел тенденцию к сохранению объемов 2012 года, составил 8,899 млрд. кВтч по сравнению с 8,909 млрд. кВт.ч в 2012 г. Отсутствие роста электропотребления было связано со снижением потребления электрической энергии производством ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" на 7% (0,133 млрд. кВт.ч), потребителями Воркутинского, Южного и Ухтинского энергорайонов. Снижение потребления компенсировалось ростом объемов потребления электрической энергии нефте- и газодобывающими предприятиями.
Баланс производства и поставок электрической энергии
млн. кВтч
2009
2010
2011
2012
2013
Выработка электроэнергии по Республике Коми
9158
8985
9722
9494
9399
Сальдо-переток по региону
-440
-232
-851
-706
-518
Электропотребление региона всего
8718
8753
8870
8788
8881
в том числе
собственное потребление ТЭС
2357
2373
2446
2218
2425
потери в сетях ЕНЭС
319
275
293
221
264
потери в распределительных сетях
735
734
701
719
624
полезный отпуск электроэнергии из распределительных сетей
5307
5371
5430
5630
5568
В связи со снижением электропотребления в 2009 - 2010 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 относительно слабых межсистемных связей динамика выработки электростанций в целом соответствует динамике потребления.
В 2013 году в сравнении с 2012 годом значительно снизился максимум потребления электрической мощности на 2,8% (37 МВт). Причиной снижения является более высокая температура наружного воздуха, наблюдавшаяся на всей территории Республики Коми, в сравнении с 2012 годом.
Динамика роста электропотребления показывает, что растет неравномерность графика нагрузки - хотя структура потребления складывается в основном из нагрузки промышленных потребителей, однако устойчивый рост потребления электрической энергии демонстрирует и "бытовой" потребитель, давая значительный прирост потребления мощности, особенно в периоды резких колебаний температуры.
Баланс производства и поставок электрической мощности
в энергосистеме Республики Коми
МВт
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Установленная мощность
2269
2300
2301
2388
2387
Располагаемая мощность
2190
2062
2069
2181
2186
Рабочая мощность
1915
2007
2010
2126
1909
Сальдо-переток мощности
12
44
2
46
48
Собственный максимум нагрузки (потребление)
1362
1355
1316
1344
1307
Избыток мощности
553
652
694
781
602
Согласно представленным балансовым показателям собственный максимум нагрузки (потребление мощности) снизился почти на 3%, снижение связано с более высокой температурой наружного воздуха, наблюдавшейся в день максимума потребления.
2.11. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике)
В настоящее время энергоэффективность - это один из основных аспектов модернизации экономики и одна из приоритетных задач государственной энергетической политики. Уже стало очевидным, что главный вопрос энергосбережения состоит не в том, в каких объемах потребляются энергоресурсы, а насколько эффективно они используются. Обобщенным показателем состояния энергетической эффективности экономики региона, а также индикатором использования топливно-энергетических ресурсов является показатель энергоемкости валового регионального продукта (далее - ВРП). По данным статистического наблюдения значение этого показателя составило в 2010 году 30,2 тут на 1 млн. руб. ВРП, что на 16% больше, чем в среднем по России.
Показатели эффективности энергоиспользования
в Республике Коми
2000
2009
2010
2011
Объем потребления первичных энергоресурсов - всего, тыс. тут
9032
10134,0
10625,1
10196,3
Энергоемкость экономики всего, тут потреблено топлива на 1 млн. руб. ВРП
40,4
33,6
30,2
23,5
Электроемкость экономики, тыс. кВтч потреблено электроэнергии на 1 млн. руб. ВРП
32,0
29,0
25,0
20,7
Теплоемкость экономики, Гкал потреблено теплоэнергии на 1 млн. руб. ВРП
78,4
64,4
54,6
41,6
В Республике Коми энергоемкость ВРП снизилась с 40,4 тут на 1 миллион рублей ВРП в 2000 г. до 23,5 тут на 1 миллион рублей ВРП - в 2011 году. Снижение энергоемкости в последние годы обусловлено более опережающим ростом ВРП в сравнении с ростом потребления топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР).
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, по многим из них в республике наблюдается рост.
Расход энергоресурсов на душу населения
в Республике Коми
Показатели
2009 г.
2010 г.
2011
2012
Расход топливно-энергетических ресурсов, тут
27,5
27,7
29,0
29,7
в том числе:
каменный уголь, т
1,757
1,67
1,63
1,75
естественный газ, тыс. куб.м
9,027
9,4
9,06
9,03
автомобильный бензин, кг
210
221
241
252
дизельное топливо, кг
529
547
558
841
топочный мазут, кг
214
206
186
171
сжиженный газ, кг
8
9
11
10
дрова для отопления, плотн. куб.м
0,693
0,64
0,57
0,495
электроэнергия, тыс. кВтч
9,562
9,75
10,03
10,1
теплоэнергия, Гкал
21,26
21,35
20,2
20,6
2.12. Основные характеристики электросетевого хозяйства Республики Коми, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ
2.12.1. 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.
Собственниками ПС 220 кВ являются:
ОАО "ФСК ЕЭС" - 14 шт.
ОАО "ЛУКОЙЛ-Коми" ("Харьягинская");
ОАО "МРСК Северо-Запада" ("КС УГПЗ", "Промысловая").
2.12.2. Оборудование высшим классом напряжения 110 кВ:
Протяженность сетей 110 кВ - 4232,2 км;
Собственником ВЛ 110 кВ в основном является ОАО "МРСК Северо-Запада" (филиал "Комиэнерго").
Количество ПС 110 кВ - 101 шт.;
Собственником ПС 110 кВ в основном является ОАО "МРСК Северо-Запада" (филиал "Комиэнерго").
2.12.3. ОАО "ФСК ЕЭС"
№ пп
Наимен. ВЛ/КЛ
Проектн. напряж., кВ
Рабочее напряж., кВ
Год ввода, г
число цепей
Протяженность
По трассе
По цепям
1
ВЛ 220 кВ Микунь - Урдома
220
220
1982
1
119,82
119,82
2
ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар
220
220
1989
1, 2
87,52
87,52
3
ВЛ 220 кВ Микунь - Синдор
220
220
1976
1
109,62
109,62
4
ВЛ 220 кВ Ухта - Синдор
220
220
1976
1
135,11
135,11
5
ВЛ 220 кВ Ухта - Зеленоборск
220
220
1974
1
128,81
128,81
6
ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Зеленоборск
220
220
1979
1,2
125,65
125,65
7
ВЛ 220 кВ ПГРЭС - Печора I цепь
220
220
1979
1
6,81
6,81
8
ВЛ 220 кВ ПГРЭС - Печора II цепь
220
220
1979
1
6,84
6,84
9
ВЛ 220 кВ Печора - Усинская с отпайкой (отпайка - на ПС Сыня)
220
220
1975
1
144,02
144,02
10
ВЛ 220 кВ ПГРЭС - Усинская с отпайкой (отпайка - на ПС Сыня)
220
220
1980
1
135,26
148,75
11
ВЛ 220 кВ ПГРЭС - Северная
220
220
1979
1
3,05
9,18
12
ВЛ 220 кВ Печора - Северная
220
220
1976
1
2,71
2,71
13
ВЛ 220 кВ Усинская - Газлифт
220
220
1985
1
43,56
43,56
14
ВЛ 220 кВ Усинская - Возейская
220
220
1982
1
50,16
50,16
15
ВЛ 220 кВ ПГРЭС - Инта
220
220
1977
1
177,62
177,62
16
ВЛ 220 кВ Возейская - Северный Возей
220
220
1989
1
51,36
51,36
17
ВЛ 220 кВ Газлифт - Северный Возей
220
220
1989
1
58,74
59,89
18
ВЛ 220 кВ Инта - Воркута
220
220
1985
1
246,50
246,50
19
ВЛ 220 кВ Ухта - Микунь
220
220
2013
1
250,51
253,38
К объектам ЕНЭС относятся следующие подстанции 220 кВ:
ПС 220 кВ Микунь,
2 x 125 МВА;
ПС 220 кВ Сыктывкар,
125 МВА;
ПС 220 кВ Синдор,
2 x 25 МВА;
ПС 220 кВ Ухта,
2 x 125 МВА;
ПС 220 кВ Зеленоборск,
2 x 32 МВА;
ПС 220 кВ Печора,
2 x 63 МВА;
ПС 220 кВ Усинская,
2 x 40 МВА;
ПС 220 кВ Возейская,
2 x 40 МВА;
ПС 220 кВ Газлифт,
2 x 40 МВА;
ПС 220 кВ Инта,
2 x 40 МВА;
ПС 220 кВ Воркута,
2 x 125 МВА;
ПС 220 кВ Сыня,
2 x 25 МВА;
ПС 220 кВ Северная
2 x 63 МВА;
ПС 220 кВ Северный Возей
2 x 25 МВА.
Данные о трансформаторном оборудовании перечисленных выше подстанций приведены в Приложении 7.
2.12.4. Филиал ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго".
На балансе филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго" имеется 4981,6 км ВЛ 35 - 110 кВ (протяженность по трассе) и 192 ПС 35 - 110 кВ установленной трансформаторной мощностью 3191,8 МВА.
Количество подстанций: 220 кВ - 2 шт.; 110 кВ - 88 шт.
Установленная мощность силовых трансформаторов составляет:
220 кВ - 160 МВА; 110 кВ - 1863,8 МВА.
ПС 35 кВ
ПС 110 кВ
ПС 150 кВ
ПС 220 кВ
Итого ПС
Кол-во, шт.
Мощность, МВА
Кол-во, шт.
Мощность, МВА
Кол-во, шт.
Мощность, МВА
Кол-во, шт.
Мощность, МВА
Кол-во, шт.
Мощность, МВА
102
1174,3
88
1863,8
2
160
192
3191,8
Перечень воздушных линий электропередачи и подстанций напряжением 110 - 220 кВ, находящихся на балансе филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго", приведен в Приложении 6.
2.12.5. ООО "Республиканская сетевая компания".
В ведении ООО "Республиканская сетевая компания" находятся следующие электроустановки напряжением 110 кВ:
ПС 110/6/6 кВ Заводская 2 x 25 МВА; Княжпогостский район, г. Емва.
2.12.6. ООО "Энерготрейд".
В ведении ООО "Энерготрейд" находятся следующие электроустановки напряжением 110 кВ:
№ п/п
Наименование ПС, ВЛ
1
2
ПС 110/10 кВ "Вожская" 1 x 6,3 МВА с двухцепным заходом 110 кВ длиной 1,5 км, Удорский район
ПС 110/10 кВ Вежайка 1 x 2,5 МВА, с двумя одноцепными заходами от ВЛ-110 кВ длиной 0,7 км каждый, п. Вежайка, Усть-Вымский район
2.13. 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 региона принимаемая мощность до 30 МВт, отдаваемая 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 региона принимаемая мощность до 10 МВт, отдаваемая до 15 МВт;
с энергосистемой Архангельской области 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 региона 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.
Блок-схема выдачи мощности за пределы энергосистемы приведена в Приложении 14.
2.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Республики Коми в последнем отчетном году
Объемы и структура топливного баланса электростанций
и котельных за 2013 год
Вид топлива
Ед. изм.
Израсходовано топлива за 2013 г.
натурального
условного, тут
ООО "Воркутинские ТЭЦ"
уголь
т
888 092
690 996
мазут
т
68 174
94 881
дизтопливо
т
25
36
Филиал ОАО "ТГК-9" Коми
уголь
т
135 910
94 449
мазут
т
1 721
2 416
газ
тыс. куб.м
880 405
1 019 642
дизтопливо
т
6
8
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
газ
тыс. куб.м
892 138
1 023 445
мазут
т
1 330
1 870
черный щелок и древесные отходы
т
2 358 871
576 234
Филиал ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" Печорская ГРЭС
газ
тыс. куб.м
951 420
1 203 415
мазут
т
8 271
11 594
ДЭС ООО "Республиканская генерирующая компания"
дизтопливо
т
4 507
6 535
ДЭС ОАО "РЖД"
дизтопливо
т
1 179
1 710
Итого по видам топлива:
4 727 231
уголь
т
1 024 002
785 445
мазут
т
79 496
110 761
дизтопливо
т
5 717
8 289
газ
тыс. куб.м
2 723 963
3 246 502
черный щелок и древесные отходы
т
2 358 871
576 234
В структуре топливного баланса тепловых электростанций, расположенных на территории Республики Коми, за отчетный период наибольший удельный вес составляет газ - 68,7%. Остальные доли - это уголь - 16,6%, черный щелок и древесные отходы - 12,2%, мазут - 2,3%, дизельное топливо - 0,2%. В сравнении с предыдущим периодом наблюдается снижение удельного веса газа (в 2012 году 74,1%) и рост удельного веса угля (в 2012 году 15,2%) и черного щелока и древесных отходов (в 2012 году 8,5%).
2.15. Единый топливно-энергетический баланс Республики Коми (ЕТЭБ) за предшествующие пять лет
В настоящее время в ТЭК Республики Коми осуществляют свою деятельность такие крупные организации, как ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", ООО "Енисей", ОАО "Комнедра", ООО "РН-Северная нефть", ЗАО "Печоранефтегаз", ОАО "Воркутауголь", ОАО "Шахта "Интауголь", ООО "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка"; подразделения ООО "Газпром переработка" - Сосногорский газоперерабатывающий завод, Вуктыльское ГПУ; филиал ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго", филиал ОАО "ТГК-9" "Коми" и филиал ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Печорская ГРЭС", которые определяют общеэкономическую ситуацию в Республике Коми.
Республика Коми изначально является ресурсоизбыточным регионом. Структура распределения ТЭР следующая: 49% добытых и произведенных ТЭР вывозится из Республики Коми, 51% - потребляется в экономике региона.
Топливно-энергетический баланс Республики Коми за 2008 - 2012 годы приведен в Приложении 9.
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 900 км (кроме участка Ухта - Микунь);
- избыток мощности в северной части энергосистемы и дефицит в ее южной части, включая дефицит мощности в Архангельской энергосистеме, которая имеет связь с 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;
- пропускная способность схемы приема мощности ПС 220 кВ Сыктывкар ограничена;
- длительный срок эксплуатации большинства электростанций (40 - 70 лет);
- отсутствие в южном энергоузле энергосистемы 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 Монди СЛПК.
Баланс мощности складывается с дефицитом или на грани дефицита: прием от энергосистемы Архангельской области на напряжение 110 кВ составляет от 20 до 40 МВт, из энергосистемы Кировской области от 7 до 30 МВт.
В то же время избыток мощности электростанций севера энергосистемы Республики Коми, "запертых" ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Зеленоборск, колеблется в пределах 531 - 836 МВт.
3.3. Проблемы текущего состояния электроэнергетики
Энергоузлы (энергорайоны) на территории энергосистемы Республики Коми, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений:
Энергорайон № 1. Одноцепный транзит ВЛ 220 кВ от Печорской ГРЭС до ПС 220 кВ Ухта;
Энергорайон № 2. ПС 220 кВ Зеленоборск.
Энергорайон № 3. Усинский энергорайон.
Энергорайон № 4. Район города Сыктывкара.
Энергорайон № 5. ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Ижма (ВЛ-140).
Энергорайон № 6. Ограничение выдачи мощности Сосногорской ТЭЦ.
Более подробное описание "узких мест" энергосистемы Республики Коми с предложениями по вводам электросетевых объектов для ликвидации "узких мест" приведено в пунктах 4.8 - 4.10.
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, одобренной постановлением Правительства Республики Коми от 27 марта 2006 г. № 45 (далее - Стратегия), главной целью экономического и социального развития Республики Коми определено повышение уровня жизни населения в Республике Коми на основе устойчивого развития экономики.
Наиболее значительное влияние на темпы экономического роста Республики Коми окажут следующие системообразующие проекты:
строительство железнодорожной магистрали "Белкомур" (Архангельск - Сыктывкар - Пермь (Соликамск);
строительство автомобильной дороги Сыктывкар - Ухта - Печора - Усинск - Нарьян-Мар (до границы с Ненецким автономным округом);
строительство системы магистральных газопроводов "Бованенково - Ухта", "Ухта - Торжок" газотранспортной системы "Ямал - Европа";
строительство высоковольтной линии ВЛ 220 кВ на участке "Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь";
создание "Финно-угорского этнокультурного парка" в Сыктывдинском районе Республики Коми;
строительство санаторно-курортного комплекса в с. Серегово Княжпогостского района Республики Коми;
освоение и разработка ряда нефтяных месторождений (Баяндыского, Кыртаельского, Усинского, Восточно-Ламбейшорского, Среднемакарихинского и других), Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения;
освоение Усинского угольного месторождения, предусматривающее разведку и отработку запасов шахтных полей № 1 и № 3 Усинского месторождения каменного угля;
создание боксито-глиноземного комплекса в Республике Коми;
освоение Пижемского месторождения титана в Республике Коми и создание на его базе вертикально-интегрированного химико-металлургического комплекса;
комплексное освоение Ярегского нефтетитанового месторождения, предполагающее строительство Ярегского горно-химического комплекса мощностью 650 тыс. тонн в год по добыче и переработке руды;
реконструкция шахты по отработке запасов центральной части месторождения "Желанное" и строительство объектов сопутствующей инфраструктуры с целью обеспечения отработки запасов с производительностью до 25 тыс. тонн кварцевой руды в год;
строительство второй очереди проекта по созданию Комплекса по подготовке и переработке нефти и газа производительностью 1,3 млн. тонн сырой нефти в год;
освоение коренных месторождений золота участка "Алькесвож" в районе города Инта (месторождение "Чудное");
создание в Троицко-Печорском районе Республики Коми лесоперерабатывающих производств по глубокой переработке древесины;
создание в районе города Сыктывкара линии по производству топливных брикетов и проведения модернизации линии сухой сортировки досок;
строительство, реконструкция и модернизация животноводческих комплексов (ферм).
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 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 Схема и 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.
Программа сформирована с учетом следующих основных принципов инновационного развития и технической политики:
1) опережающее развитие генерации, электрических сетей и систем теплоснабжения в целях обеспечения надежности 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;
2) реализация идеологии построения интеллектуальной энергетической системы с активно-адаптивной (Smart grid) сетью и повышение на этой основе надежности и эффективности работы отрасли и энергоснабжения потребителей;
3) экономически эффективное сочетание системообразующих электросетевых, крупных генерирующих объектов и распределенных приближенных к потребителям энергоисточников средней и малой мощности;
4) переход на парогазовый цикл, вывод из эксплуатации и замещение паросиловых установок, использующих природный газ, высокоэффективными парогазовыми установками (далее - ПГУ) с КПД до 60%, рациональное использование и экономия природного газа;
5) развитие угольной генерации на базе крупноблочных ТЭС и на базе газификации угля мощностью 20 - 220 МВт, увеличение на этой основе доли твердого топлива в топливном балансе ТЭС;
6) модернизация, техническое перевооружение и реконструкция действующих электростанций;
7) применение новейших технологий, унификация оборудования, модульные поставки, типовое проектирование;
8) развитие малой энергетики на базе местных топливных и возобновляемых источников энергии;
9) переход к стратегии инновационного развития распределительных электрических сетей на базе интеллектуальных цифровых технологий;
10) интенсивное вовлечение в баланс электроэнергии и мощности потенциала когенерации в муниципальных образованиях на базе высокоэффективных ПГУ - ТЭЦ;
11) качественно новое развитие систем теплоснабжения в муниципальных образованиях на основе возобновляемых источников энергии, когенерации.
4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-летний период по территории Республики Коми
Показатель
Год
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Электропотребление энергосистемы, млн. кВтч
8972,0
9213,4
9319,5
9338,4
9404,1
9473,4
Прирост, %
0,5
2,7
1,2
0,2
0,7
0,7
Средний максимум нагрузки, МВт
1343,5
1379,7
1392,1
1398,4
1408,3
1418,6
Прирост, %
2,80
2,69
0,90
0,45
0,70
0,74
Прогноз потребления предполагает перспективный ежегодный рост на уровне 1%, кроме новых вводов, запланированных на 2013 - 2019 годы.
Синхронно с уровнем электропотребления будет расти нагрузка, средний максимум мощности в 2019 году составит 1418,6 МВт. Наиболее крупным инвестиционным проектом, учтенным в прогнозе, является Ярегский нефтетитановый комплекс, реализуемый ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".
Информация о прогнозах на технологическое присоединение потребителей к сетям ЕНЭС, филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго", ООО "Республиканская сетевая компания", ООО "Энерготрейд" приведена в Приложениях 13 и 14.
4.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Республики Коми
млн. кВтч
Показатель
Год
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Всего по энергосистеме
8972
9213,4
9319,5
9338,4
9404,1
9473,4
Прирост, %
0,5
2,7
1,2
0,2
0,7
0,7
Южный энергоузел
3785,2
3884,2
3929,1
3936,8
3963,9
3993,1
Прирост, %
1,6
2,6
1,2
0,2
0,7
0,7
Ухтинский энергоузел
1258,5
1290,1
1301,7
1302,0
1308,6
1318,3
Прирост, %
0,0
2,5
0,9
0,0
0,5
0,7
Печорский энергоузел
2597,3
2699,1
2763,9
2801,6
2853,9
2874,9
Прирост, %
2,5
3,9
2,4
1,4
1,9
0,7
Интинский энергоузел
191,1
190,9
186,7
181,7
177,7
179,0
Прирост, %
-2,8
-0,1
-2,2
-2,7
-2,2
0,7
Воркутинский энергоузел
1139,9
1149,2
1138,1
1116,3
1100,0
1108,1
Прирост, %
-1,8
0,8
-1,0
-1,9
-1,5
0,7
Прогноз максимума нагрузки на 2014 - 2019 гг.
МВт
Показатель
Год
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Всего по энергосистеме
1343,5
1379,7
1392,1
1398,4
1408,3
1418,6
Прирост, %
2,8
2,69
0,9
0,45
0,7
0,74
Южный энергоузел
569,7
584,8
589,9
592,9
596,8
601,2
Прирост, %
1,6
2,7
0,9
0,5
0,7
0,7
Ухтинский энергоузел
197,1
202,0
203,3
203,6
204,6
206,1
Прирост, %
0,0
2,5
0,7
0,2
0,5
0,7
Печорский энергоузел
435,7
452,2
462,0
469,5
478,5
482,0
Прирост, %
2,5
3,8
2,2
1,6
1,9
0,7
Интинский энергоузел
39,4
40,2
39,3
38,1
37,1
37,4
Прирост, %
-2,8
1,9
-2,3
-2,9
-2,6
0,7
Воркутинский энергоузел
179,4
180,9
179,2
175,6
173,5
174,8
Прирост, %
-1,8
0,8
-0,9
-2,0
-1,2
0,7
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 (по филиалу ОАО "ТГК-9" "Коми" и ООО "Воркутинские ТЭЦ") приведен в Приложении 10.
С учетом сокращения численности населения Республики Коми, динамики сокращения объектов теплоснабжения, их мощностей и полезного отпуска тепловой энергии, высоких тарифов на услуги централизованного теплоснабжения, а также недоступности данного вида коммунальной услуги для значительной доли сельского населения, Правительством Республики Коми реализуется политика закрытия убыточных котельных в рамках реализации мероприятий по энергоэффективности и переводу потребителей на автономные источники теплоснабжения. Потребление тепловой энергии без развития реального сектора экономики на ближайший 5-летний период будет оставаться на прежнем уровне или незначительно сокращаться.
4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Коми мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период
На ТЭЦ ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" в 2014 - 2019 гг. ввод/вывод из эксплуатации оборудования не запланирован.
ООО "Енисей" (нефтегазодобывающее предприятие) введены в эксплуатацию две газопоршневые генераторные установки (далее - ГПГУ) в рамках реализации первой очереди Комплекса по подготовке и переработке нефти мощностью 1 млн. тонн. В настоящее время установки не отпускают мощности в сеть. Вторым этапом реализации данного проекта планируется расширение энергоцентра до 6 ГПГУ и выход энергоцентра на генерацию мощности в энергосистему Республики Коми. Тип устанавливаемого оборудования - ГПГУ Waukesha единичной мощностью 3,25 МВт (2 шт.) и 3,48 МВт (4 шт.).
Реализация данного проекта снимает в некоторой степени проблему дефицита мощности в Усинском энергоузле энергосистемы Республики Коми.
Ввод в эксплуатацию оборудования
2014 год
2015 год
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
Оборудование - ГПГУ Waukesha KVAT 27 GL
2 агрегата
3 агрегата
6 агрегатов
6 агрегатов
6 агрегатов
6 агрегатов
Мощность к выдаче в сеть, МВт
9,98
20,42
20,42
20,42
20,42
Объем генерации в сеть, млн. кВтч в год
35
70
70
70
70
Электропотребление ООО "Енисей" из сети, млн. кВтч в год
56,9
30,7
5,26
5,26
5,26
5,26
ООО "Газпром трансгаз Ухта" планирует ввод электростанции собственных нужд "Сынинская". В результате с 2014 года электропотребление предприятия в размере 213 млн. кВтч в год будет полностью покрыто собственной генерацией и покупка электроэнергии из внешней сети не будет производиться.
Ввод в эксплуатацию генерирующих мощностей
2014 год
ЭСН КС-47 "Сынинская"
10,5 МВт
ООО "Республиканская генерирующая компания" планирует вводы-выводы электрогенерирующего оборудования:
2014 год
2015 год
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
Ввод в эксплуатацию генерирующих мощностей
3,63
0,5
0,3
0,3
0,12
0,03
Вывод из эксплуатации генерирующих мощностей
2,68
0,5
0,3
0,3
0,12
0,03
ООО "Азимут" ведет строительство ТЭС в Троицко-Печорском районе Республики Коми.
ВЛ 110 кВ, питающая потребителей Троицко-Печорского района, имеет значительную протяженность и не "закольцована" в энергосистеме. В связи с этим существует необходимость обеспечения надежности и качества электроснабжения потребителей, особенно отдаленных населенных пунктов, по второй категории надежности электроснабжения. Строительство распределительных сетей в Троицко-Печорске планируется только в отдаленной перспективе. В целях обеспечения надежности энергоснабжения в период до строительства системообразующих сетей принято решение о строительстве газопоршневой установки (далее - ГПУ) в черте пос. Троицко-Печорск с присоединением к энергосистеме в подстанции ПС Троицк. Планируемые параметры ТЭС: электрическая мощность 7,5 МВт, тепловая - 40 Гкал/час. В качестве топлива для ТЭС будут использоваться отходы лесопиления и деревообработки, а также низкосортная и дровяная древесина.
2014 год
2015 год
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
Ввод в эксплуатацию генерирующих мощностей
7,5
7,5
7,5
Мощность к выдаче в сеть, МВт
4
4
4
ООО "Биоэнергетическая компания" планирует вводы электрогенерирующего оборудования в г. Сыктывкар.
В г. Сыктывкаре в целях применения отходов лесопиления, поставщиком которых является деревообрабатывающее производство (Сыктывкарский ЛДК), запланировано строительство мини-теплоэлектростанции (далее - ТЭС) на территории предприятия. Проект реализуется в рамках развития энергетики на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива.
2014 год
2015 год
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
Ввод оборудования - ТЭС на отходах лесопиления в Сыктывкаре, мощность к выдаче в сеть, МВт
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
Ввод оборудования - ГПУ (газопоршневая установка) в Эжвинском р-не г. Сыктывкара, мощность к выдаче в сеть, МВт
88 - 186
В связи с необходимостью повышения надежности и качества энергоснабжения потребителей южных районов Республики Коми ООО "Биоэнергетическая компания" рассматривает проект строительства газовой теплоэлектростанции мощностью от 88 до 186 МВт, работающей в режиме когенерации в Эжвинском районе г. Сыктывкара.
ОАО "Воркутауголь" осуществляет ввод газопоршневых тепловых электростанций.
Топливом электростанций является метановоздушная смесь, поступающая с вакуум-насосных станций шахты. Электростанции (ГП ТЭС № 1, мощностью 11,592 МВт и ГП ТЭС № 2, мощностью 5,796 МВт) размещаются на территории действующей шахты "Северная" ОАО "Воркутауголь" и предназначены для покрытия потребностей объектов ОАО "Воркутауголь" в электроэнергии и тепле.
Полная проектная установленная электрическая мощность двух ГП ТЭС составляет 17,4 МВт, тепловая 15,3 Гкал/час.
Электроэнергия вырабатывается 9 газопоршневыми электроагрегатами мощностью 1932 кВт каждый. Объемы генерации: ~ 100 000 МВт*ч за год.
2014 год
2015 год
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
Мощность, МВт
11,6
11,6
11,6
17,4
17,4
17,4
Объем генерации, млн. кВтч в год
68
98,16
100
100
100
100
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" планирует дальнейшее развитие генерации для собственного потребления путем снижения объемов генерации дизельными электростанциями и установкой новых электростанций, работающих на попутном нефтяном газе. Кроме того, планируется реализация проекта Усинского энергоцентра, генерирующего энергию на попутном нефтяном газе.
Ввод в эксплуатацию генерирующей мощности:
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Годовое потребление электроэнергии (покупной), всего:
млн. кВтч
1 196
1 384
1 476
1 506
1 536
1 567
Собственная выработка ЭЭ
млн. кВтч
33
31
31
31
32
32
МВт
3,8
3,5
3,5
3,6
3,6
3,7
в т.ч. выработка ЭЭ на электростанциях, работающих на попутном нефтяном газе
млн. кВтч
22,5
26,3
27,3
27,7
28,2
28,7
МВт
2,6
3
3,1
3,2
3,2
3,3
в т.ч. выработка ЭЭ на электростанциях, работающих на дизельном топливе
млн. кВтч
10,4
4,6
3,5
3,5
3,6
3,6
МВт
1,2
0,5
0,4
0,4
0,4
0,4
Усинский энергоцентр (на попутном нефтяном газе)
млн. кВтч
150
177
266
327
МВт
21,4
25,3
37,9
46,6
4.6. Прогноз развития энергетики Республики Коми на основе возобновляемых источников энергии (далее - ВИЭ) и местных видов топлива
Один из факторов ресурсосбережения - это вовлечение вторичных энергоресурсов и технологических отходов в процесс производства электро- и 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.
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 Коми, 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 том числе от санитарных рубок леса, отходы деревообработки), которая может быть использована в энергетических целях.
Потенциал возможного освоения местных топливных ресурсов (дрова, отходы лесозаготовки, биогаз) и возобновляемые источники энергии (гидро- и ветроэнергетика) в Республике Коми оцениваются в 650 тыс. тут в год. Современный уровень использования - менее 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 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 Коми есть большой потенциал неиспользуемого древесного биотоплива в виде отходов лесозаготовок.
В настоящее время 70% отходов деревообработки используется в качестве топлива для выработки энергии.
ООО "СевЛесПил" планирует в 2014 году ввести в действие мини-ТЭЦ, работающую на древесных отходах. Максимальная производительность: электроэнергия 2,4 МВт, теплоэнергия - 11 МВт. С вводом мини-ТЭЦ планируется уменьшить потребление электрической энергии из внешней сети на 6 млн. кВтч, а вся выработанная теплоэнергия пойдет на отопление предприятия и работу сушильных камер.
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
Объем перерабатываемой биомассы, тонн
всего
Объем использованных древесных отходов в качестве топлива
ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК"
914 839
888 732
ЗАО "Жешартский фанерный комбинат"
92 500
31 053
ООО "Сыктывкарский фанерный завод"
59 000
5 882
ООО "СевЛесПил"
75 000
14 100
ОАО СЛДК "Северный лес"
84 200
60 000
ООО "Лузалес"
41 000
8 000
ИТОГО
1 266 539
1 007 767
С переводом выведенных из эксплуатации трех старых содорегенерационных котлов на сжигание кородревесных отходов, крупнейшее предприятие лесопромышленной отрасли в Республике Коми - ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" использует весь объем древесины, поступающей на предприятие для переработки. В ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" проведена реконструкция содорегенерационного котла ЗУ с переводом на сжигание кородревесных отходов в кипящем слое.
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 использоваться для отопления, но для этого требуется строительство мини-ТЭЦ и модернизация существующих котельных. Себестоимость продукции колеблется в диапазоне от 3,0 до 3,5 тыс. рублей за тонну.
В Республике Коми на сегодняшний день производство топливных брикетов есть в Усть-Куломском, Троицко-Печорском, Койгородском и Сыктывдинском районах.
В рамках реализации инвестиционного проекта в области освоения лесов в Республике Коми ООО "ПечораЭнергоРесурс" в Троицко-Печорском районе построено производство топливных гранул, ООО "Азимут" будет построена мини-ТЭС мощностью 7,5 МВт по производству электроэнергии как для производственных нужд предприятия, так и для реализации сторонним потребителям.
В настоящее время 73 коммунальных котельных мощностью более 50,0 Гкал/час или 16% от их общего количества используют в качестве топлива биомассу (дрова/щепа), годовой объем потребления биомассы составляет 80303,4 м куб.
Для увеличения использования древесных отходов лесоперерабатывающего и лесозаготовительного производства, а также низкосортной древесины для эффективного производства тепловой, электрической энергии и горячей воды, содействия в реализации проектов по строительству (реконструкции) коммунальных котельных, теплоэлектростанций, использующих в качестве основного вида топлива древесные отходы и низкосортную древесину реализуются мероприятия подпрограммы "Использование низкосортной древесины и отходов лесопереработки в качестве топлива для производства горячей воды, тепловой и электрической энергии" региональной программы "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Республики Коми (2010 - 2020 годы)".
В рамках реализации подпрограммы "Использование низкосортной древесины и отходов лесопереработки в качестве топлива для производства горячей воды, тепловой и электрической энергии" региональной программы "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Республики Коми (2010 - 2020 годы)" разрабатываются технико-экономические обоснования по модернизации систем теплоснабжения 12 сельских населенных пунктов с использованием в качестве топлива древесных отходов, топливных гранул и топливных брикетов.
В настоящее время на котельных, обеспечивающих отоплением социальные объекты в п. Усть-Локчим, с. Пезмег МО МР "Корткеросский" установлены пеллетные котлы, использующие в качества топлива топливные гранулы - пеллеты. В текущем году при закрытии убыточных котельных ОАО "Коми тепловая компания" с переводом объектов потребителей на альтернативное отопление предусматривается также установка пеллетных котлов и блок-модульных котельных в МО МР "Прилузский", МР "Усть-Куломский", МР "Корткеросский" для автономного отопления социальных объектов.
В МО МР "Усть-Вымский", МО МР "Троицко-Печорский", МО МР "Сыктывдинский", МО МР "Усть-Куломский", МО МР "Корткеросский", МО МР "Койгородский" реализуются проекты по производству топливных гранул, древесного угля, щепы, расширение брикетного производства.
Использование черного щелока
При производстве бумаги на ОАО "Монди Сыктывкарский ЛПК" образуется черный щелок, который используется в качестве топлива на ТЭЦ. В 2013 году было использовано 429,9 тыс. тут черного щелока, что составило 26,8% 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 17%.
Использование шахтного метана
В Печорском угольном бассейне осуществляется реализация проекта по внедрению в ОАО "Воркутауголь" газопоршневых электростанций в контейнерном исполнении, утилизирующих шахтный газ метан.
В настоящее время в ОАО "Воркутауголь" для утилизации метана заканчивается установка оборудования на вентиляционном стволе № 2 (в/с № 2) и основной промплощадке шахты "Северная" двух газопоршневых электростанций мощностью 11,6 и 5,8 МВт (ГП ТЭС-1 и ГП ТЭС-2 соответственно). Проект предусматривает утилизацию дегазационного метана с одновременной выработкой тепловой и электрической энергии для нужд шахты. Всего планируется утилизировать до 28000 тыс. куб.м метана.
Основные характеристики газопоршневых электростанций
ОАО "Воркутауголь"
Наименование генерирующего объекта
ГПТЭС № 1 (газопоршневая тепловая электростанция № 1)
ГПТЭС № 2 (газопоршневая тепловая электростанция № 2)
Место расположения генерирующего объекта
Республика Коми, г. Воркута, ш. Северная, вентствол № 2 (в районе ПС 110/6, 6/6,3 кВ "Северная-2")
Республика Коми, г. Воркута, ш. Северная, основная промплощадка (в районе ПС 35/6 кВ "Северная")
Вид (виды) используемых генерирующим объектом возобновляемых источников энергии
Шахтный метан
Шахтный метан
Установленная мощность генерирующего объекта
11592 кВ (14490 кВА)
5796 кВ (7245 кВА)
Срок ввода в эксплуатацию генерирующего объекта (ввода в эксплуатацию очереди генерирующего объекта)
2013 г.
2015 г.
Использование попутного нефтяного газа.
Попутный нефтяной газ - это смесь газов углеводородной группы и других газов, выделяющихся при добыче нефти и ее сепарации, высококалорийное и экологически чистое топливо. Во всем мире существует практика использования попутного нефтяного газа на установках для выработки электроэнергии и тепловой энергии для промысловых нужд.
За счет развития собственной генерации электроэнергии компании утилизируют попутный нефтяной газ на уровне 95% и используют для выработки электроэнергии, что является экономически целесообразным в плане снижения потребления электроэнергии от сторонних поставщиков.
К перспективным направлениям промысловой утилизации попутного нефтяного газа относятся: микротурбинные или газопоршневые установки, покрывающие потребность нефтепромыслов в электрической и тепловой энергии; малогабаритные установки сепарации для получения товарной продукции (топливного метана на собственные нужды, широкой фракции углеводородов, газового бензина); комплексы конвертации попутного нефтяного газа в метанол и синтетические жидкие углеводороды (автомобильный бензин, дизтопливо и т.п.).
Нефтяные компании разрабатывают мероприятия по увеличению коэффициента использования попутного нефтяного газа. ОАО "ЛУКОЙЛ-Коми" после переработки и подготовки попутный нефтяной газ направляет потребителям Усинского района и на Печорскую ГРЭС. ООО "РН-Северная нефть" начала эксплуатацию газогенераторных установок, работающих на попутном газе. Постепенно планируется перевести все электроснабжение на попутный газ. ЗАО "Печоранефтегаз" в 2011 году запущена газотурбинная установка. ООО "Енисей" направляет попутный газ на нужды жилищно-коммунального хозяйства города Усинска.
Использование потока воды
Одним из возможных направлений применения ВИЭ является использование гидроэнергетического потенциала малых рек.
Очевидно, что стоимость электроэнергии, выработанной на малых ГЭС (далее - МГЭС), 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 488 кВт. Компания ЗАО "Норд Гидро" разработана проектная документация, ввод указанного выше объекта в эксплуатацию планируется в 2015 году. В случае принятия пятилетнего срока окупаемости проекта тарифы на электроэнергию для прочих потребителей Республики Коми возрастут в среднем на 0,2%, или 0,005 руб./кВтч. При этом необходимо отметить, что применяемая в расчете стоимость вырабатываемой электроэнергии в размере 8,9 руб./кВтч будет составлять такую величину только на период срока окупаемости проекта с учетом годовой необходимой валовой выручки 27,14 млн. руб. По истечении срока окупаемости в состав необходимой валовой выручки МГЭС будут включены только затраты, предусмотренные действующим законодательством, и тариф может составлять менее 1 руб./кВтч. Таким образом, по истечении срока окупаемости проекта возможно снижение тарифов на электроэнергию для прочих потребителей.
4.7. Оценка перспективной балансовой ситуации на 5-летний период
Баланс электрической энергии на 2014 - 2019 гг.
Показатель, млн. кВтч.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Потребление
8972
9213
9320
9338
9404
9473
Выработка, в т.ч.
9386
9435
9530
9625
9721
9818
Воркутинская ТЭЦ-1
123
125
126
128
129
130
Воркутинская ТЭЦ-2
1117
1137
1149
1160
1172
1184
Интинская ТЭЦ
71
69
70
71
72
72
Сосногорская ТЭЦ
1592
1575
1591
1607
1623
1639
Печорская ГРЭС
3649
3650
3686
3723
3760
3798
Другие поставщики
2833
2879
2907
2937
2966
2996
Сальдо-переток
414
222
210
287
317
345
Ввод в работу ВЛ 220 кВ Ухта - Микунь позволил в нормальной схеме увеличить выработку электростанций северной части энергосистемы (в первую очередь Сосногорской ТЭЦ) с 2013 года и передавать излишки выработки электростанций Республики Коми в энергосистему Архангельской области, снижая нагрузку на транзиты 220 кВ связи с ЕЭС России и риск нарушения устойчивости их работы. Вместе с тем Схема и программа развития ЕЭС России не предполагает использование этих возможностей.
Баланс электрической мощности на час максимума
2014 - 2019 гг.
Показатель, МВт
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Установленная мощность
2345
2388
2388
2388
2388
2388
Ограничения мощности
50
56
56
56
56
56
Располагаемая мощность, в т.ч.
2296
2332
2332
2332
2332
2332
Воркутинская ТЭЦ-1
24
25
25
25
25
25
Воркутинская ТЭЦ-2
270
270
270
270
270
270
Интинская ТЭЦ
9
15
15
15
15
15
Сосногорская ТЭЦ
377
377
377
377
377
377
Печорская ГРЭС
1060
1060
1060
1060
1060
1060
Другие поставщики
556
586
586
586
586
586
Максимальное потребление
1344
1380
1392
1398
1408
1419
Избыток мощности
952
953
940
934
924
914
В условиях отсутствия значительных вводов и демонтажей генерирующего оборудования, баланс мощности характеризуется формально сохранением значительной избыточности по располагаемой мощности электростанций.
Перспективная балансовая ситуация на 5 лет для региональной энергосистемы прогнозируется с учетом ежегодного роста электропотребления в среднем на 1% и соответствующего увеличения выработки электростанций региона.
Прогнозные данные по технологическому присоединению потребителей к сетям ЕНЭС на территории Республики Коми приведены в Приложении 12.
Прогнозные данные по технологическому присоединению потребителей к сетям 35 - 220 кВ приведены в Приложении 13.
4.8. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических режимов.
Энергоузлы (энергорайоны) на территории энергосистемы Республики Коми, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений:
Энергорайон № 1. Одноцепный транзит ВЛ 220 кВ от Печорской ГРЭС до ПС 220 кВ Ухта;
Энергорайон № 2. ПС 220 кВ Зеленоборск.
Энергорайон № 3. Усинский энергорайон.
Энергорайон № 4. Район города Сыктывкара.
Энергорайон № 5. ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Ижма (ВЛ-140).
Энергорайон № 6. Ограничение выдачи мощности Сосногорской ТЭЦ.
Расчеты электрических режимов по энергоузлам приведены в Приложении 16 (не приводится).
4.9. Предложения по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест"
Энергорайон № 1. Одноцепный транзит ВЛ 220 кВ от Печорской ГРЭС до ПС 220 кВ Ухта.
Транзит состоит из ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Зеленоборск (ВЛ-241) и ВЛ 220 кВ Зеленоборск - Ухта (ВЛ-222). По данным ВЛ осуществляется выдача мощности Печорской ГРЭС и Воркутинской ТЭЦ-2 в Ухтинский и Южный энергорайоны энергосистемы Республики Коми и в Архангельскую область. Аварийное отключение любой из указанных ВЛ в нормальной схеме приводит:
- к выделению Печорского, Интинского и Воркутинского энергорайонов Республики Коми на изолированную работу от ЕЭС России с избытком генерируемой мощности и повышением частоты;
- к набросу мощности в сечении "Коноша - Вельск" с возможным в ряде режимно-балансовых ситуаций нарушением устойчивости, последующим выделением частей энергосистем Республики Коми и Архангельской области на изолированную от ЕЭС России работу с дефицитом генерирующих мощностей и отключением потребителей действием противоаварийной автоматики.
В 2013 году максимальное суммарное потребление Воркутинского, Интинского и Печорского энергорайонов составило 607 МВт. Суммарная установленная мощность Печорской ГРЭС, Воркутинской ТЭЦ-2, Воркутинской ТЭЦ-1, Интинской ТЭЦ составляет 1373 МВт. Передача мощности в Ухтинский, Южный энергорайоны и в ЕЭС России по одноцепному транзиту ВЛ 220 кВ от Печорской ГРЭС до ПС 220 кВ Ухта ограничена величиной 235 МВт. Таким образом, объем "запертой" мощности составляет: в период зимних максимальных нагрузок до 531 МВт; в период летних минимальных нагрузок до 836 МВт при суммарном потреблении указанных выше энергорайонов, равном 340 МВт.
Мероприятия, исключающие выход параметров режима из области допустимых значений:
1. Строительство ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта, ввод реактора на ПС 220 кВ Ухта мощностью 75 Мвар в срок до 01.07.2014:
Наименование документа
Срок реализации мероприятия
Схема и программа развития ЕЭС России на 2013 - 2018 гг.
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг. (проект)
2015
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 гг.
2016
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2014 - 2018 гг. (проект)
2018
Схема территориального планирования РФ в области энергетики, утвержденная распоряжением Правительства РФ от 11 ноября 2013 года № 2084-р
2010 - 2015
2. Создание системы противоаварийной автоматики Печорской ГРЭС в рамках реконструкции системы противоаварийной автоматики в операционной зоне Филиала ОАО "СО ЕЭС" Коми РДУ.
Мероприятие предусмотрено утвержденным предварительным технико-экономическим обоснованием реконструкции системы противоаварийной автоматики в операционной зоне Коми РДУ.
Энергорайон № 2. ПС 220 кВ Зеленоборск.
ПС 220 кВ Зеленоборск является единственным центром питания для Усть-Цилемского и Ижемского районов Республики Коми, относящихся к районам Крайнего Севера. Обращаем внимание на необходимость скорейшей реконструкции ПС 220 кВ Зеленоборск.
Существующее оборудование ПС "Зеленоборск" установлено в 70-е годы прошлого века при строительстве ВЛ 220 кВ "Печорская ГРЭС - Ухта" и в настоящее время морально и физически устарело. При этом по техническим параметрам и расположению ПС "Зеленоборск" имеет ключевое значение в обеспечении надежности энергоснабжения потребителей в труднодоступных районах Республики Коми (Ижемский, Усть-Цилемский) и предприятий нефтяной отрасли. Для предотвращения аварийных перегрузок необходимо уже в 2014 году увеличить автотрансформаторную мощность подстанции не менее чем на 20 - 30% с использованием системы форсировки охлаждения. В период с 2017 до 2019 года необходима комплексная реконструкция данной подстанции с заменой автотрансформаторов 2*32 МВА на 2*63 МВА.
Сдвиг сроков реконструкции данной подстанции может привести к ситуации, которая сложилась 9 октября 2009 года, когда в результате аварийного отключения ВЛ 220 кВ Ухта - Синдор возник значительный дефицит мощности в южных районах республики, повлекший за собой массовые отключения на несколько часов потребителей, в том числе социально значимых объектов жизнеобеспечения.
Аварийное отключение в нормальной схеме одного из автотрансформаторов номинальной мощностью 32 МВА в зимний период времени может привести к превышению длительно допустимой токовой нагрузки оставшегося в работе.
Схемно-режимные мероприятия, обеспечивающие ввод электроэнергетического режима в допустимую область:
ввод графиков временного отключения потребления, ввиду отсутствия возможности переноса части потребления на другие центры питания.
Мероприятия, исключающие выход параметров режима из области допустимых значений:
Увеличение автотрансформаторной мощности с 2*32 МВА на 2*63 МВА:
1 этап - увеличение автотрансформаторной мощности не менее чем на 20% с использованием системы форсировки охлаждения;
2 этап - замена автотрансформаторов с 2*32 МВА на 2*63 МВА.
Наименование документа
Срок реализации мероприятия
Схема и программа развития ЕЭС России на 2013 - 2019 гг.
-
Схема и программа развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг. (проект)
2020
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 гг.
2021
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2014 - 2018 гг. (проект)
2021
Схема территориального планирования РФ в области энергетики, утвержденная распоряжением Правительства РФ № 2084-р от 11 ноября 2013 года
-
Энергорайон № 3. Усинский энергорайон.
Основные потребители города Усинск: предприятия нефтегазодобывающей, транспортной отраслей. Источниками питания являются ПС 220 кВ Усинская (2 x 40 МВА) ОАО "ФСК ЕЭС", ПС 220 кВ Промысловая (2 x 40 МВА) и ПС 220 кВ КС УГПЗ (2 x 40 МВА) ОАО "МРСК Северо-Запада". Существует возможность оперативного перевода части нагрузок между указанными подстанциями по распределительным сетям.
В зимний период времени суммарная нагрузка данных подстанций составляет 134 МВт. Существует вероятность перегрузки одного трансформатора каждой подстанции в нормальной схеме при аварийном отключении другого.
Схемно-режимные мероприятия, обеспечивающие ввод электроэнергетического режима в допустимую область:
- перевод части нагрузки на смежные центры питания ПС 220 кВ по сети 6 кВ и 35 кВ не позволяет полностью снять перегрузку единичной мощности трансформаторов;
- ввод графиков временного отключения потребления.
Мероприятия, исключающие выход параметров режима из области допустимых значений:
Реконструкция ПС 220 кВ Усинская с увеличением трансформаторной мощности (3*40 МВА).
Наименование документа
Срок реализации
Схема и программа развития ЕЭС России на 2013 - 2019 гг.
2017
Схема и программа развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг. (проект)
-
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 гг.
-
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2014 - 2018 гг. (проект)
2021
Схема территориального планирования РФ в области энергетики, утвержденная распоряжением Правительства РФ № 2084-р от 11 ноября 2013 года
-
Энергорайон № 4. Район города Сыктывкара.
Электроснабжение города Сыктывкара осуществляется по сети 110 кВ от ПС 220 кВ Сыктывкар и ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК". В нормальной схеме электроснабжение осуществляется по двум параллельным ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар (ВЛ-160 и ВЛ-161), ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (ВЛ-202), ВЛ 110 кВ ТЭЦ СЛПК - Човью с отпайками (ВЛ-164) и ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Выльгорт с отпайкой на ПС 110 кВ Южная (ВЛ-137). При этом основная часть нагрузки передается по ЛЭП 110 кВ. Загрузка указанных линий зависит от величины отбора мощности с шин 110 кВ ПС 220 кВ Сыктывкар и объема выдачи мощности ТЭЦ Монди СЛПК в сеть 110 кВ.
В зимний период времени в нормальной схеме возможно:
- превышение допустимой токовой нагрузки по АТ-2 ПС 220 кВ Сыктывкар и ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар (ВЛ-202) при одновременном отключении ВЛ-160 и ВЛ-161 (нормативное возмущение III группы, данные ЛЭП подвешены на одних двухцепных опорах). Ограничивающими элементами являются: АТ-2 (125 МВА/314 А), ТТ-220 В-202/2 (600 А) ПС 220 кВ Сыктывкар; провод ВЛ-202 (АС-300/39) допускает нагрузку 890 А при -5°C и ниже;
- превышение допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар (ВЛ-160 или ВЛ-161) при аварийном отключении 2СШ - 110 кВ на ПС 220 кВ Сыктывкар (нормативное возмущение III группы). Ограничивающими элементами (по превышению допустимого тока) являются: ТТ и ВЧ-заградитель ВЛ-161 (600 А), провод ВЛ-160 или ВЛ-161 (АС-240/32) допускает нагрузку 600 А при +25°C и ниже.
Схемно-режимные мероприятия, обеспечивающие ввод электроэнергетического режима в допустимую область:
Для снижения токовой нагрузки ВЛ 110 кВ ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар (ВЛ-160 или ВЛ-161) или АТ-2 до длительно допустимой величины применяются следующие схемно-режимные мероприятия:
- перевод части потребителей на электроснабжение от Кировской энергосистемы за счет переноса точки деления транзита 110 кВ Сыктывкар - Объячево - Мураши на ПС 220 кВ Сыктывкар;
- перевод части потребителей на электроснабжение от других источников питания за счет переноса точки деления транзита 110 кВ Ухта - Помоздино - Восточная на ПС 110 кВ Восточная.
Мероприятия, исключающие выход параметров режима из области допустимых значений:
Строительство второй цепи ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар и установка второго АТ на ПС 220 кВ Сыктывкар.
Наименование документа
Срок реализации
Схема и программа развития ЕЭС России на 2013 - 2019 гг.
2017
Схема и программа развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг. (проект)
2020
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 гг.
-
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2014 - 2018 гг. (проект)
2019
Схема территориального планирования РФ в области энергетики, утвержденная распоряжением Правительства РФ № 2084-р от 11 ноября 2013 года
2016 - 2020
Энергорайон № 5. ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Ижма (ВЛ-140).
Электроснабжение Усть-Цилемского и Ижемского районов Республики Коми (относятся к районам Крайнего Севера) осуществляется по единственной ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Ижма (ВЛ-140) с центром питания ПС 220 кВ Зеленоборск. Аварийное отключение данной ВЛ или АТ-2 на ПС 220 кВ Зеленоборск может привести к ограничению электроснабжения потребителей общей численностью более 29 тыс. человек, а также социально значимых и режимных объектов. Нагрузка ВЛ-140 составляет до 27 МВт зимой и до 7 МВт летом.
Мероприятия, исключающие выход параметров режима из области допустимых значений:
Строительство второй ВЛ 110 кВ Зеленоборск - Ижма на участке от ПС 110/10 кВ Лемью до ПС 110/10 кВ Ижма.
Наименование документа
Срок реализации
Схема и программа развития ЕЭС России на 2013 - 2019 гг.
-
Схема и программа развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг. (проект)
-
Инвестиционная программа филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго" на 2014 - 2018 гг.
2018
Схема территориального планирования РФ в области энергетики, утвержденная распоряжением Правительства РФ № 2084-р от 11 ноября 2013 года
-
Соглашение о взаимодействии Правительства Республики Коми и ОАО РАО "ЕЭС России" по развитию электроэнергетической системы Республики Коми и обеспечению надежного электроснабжения ее потребителей от 29.04.2008
2011
Энергорайон № 6. Ограничение выдачи мощности Сосногорской ТЭЦ.
Выдача мощности Сосногорской ТЭЦ ограничена длительно допустимой токовой нагрузкой (далее - ДДТН) каждой из ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Ухта (ВЛ-153) и ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Ухта (ВЛ-154), равной 1000 А. При аварийном отключении одной из ВЛ (нормативное возмущение I группы) ток по оставшейся в работе не должен превышать величину ДДТН. В зависимости от нагрузки отходящих от шин электростанции тупиковых ВЛ 110 кВ выдача мощности Сосногорской ТЭЦ по ВЛ-153, ВЛ-154 может быть ограничена до 73 МВт зимой и до 122 МВ летом.
Схемно-режимные мероприятия, обеспечивающие ввод электроэнергетического режима в допустимую область:
Ограничение выдачи мощности Сосногорской ТЭЦ.
Мероприятия, исключающие выход параметров режима из области допустимых значений:
Установка на Сосногорской ТЭЦ устройства АОПО ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Ухта (ВЛ-153) и ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Ухта (ВЛ-154) с действием на отключение генератора при аварийном отключении и перегрузке одной из ВЛ. Данное мероприятие осуществляется в рамках строительства ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта - Микунь.
Наименование документа
Срок реализации
Схема и программа развития ЕЭС России на 2013 - 2018 гг.
2015
Схема и программа развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг. (проект)
2015
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 гг.
2016
Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2014 - 2018 гг. (проект)
2018
Схема территориального планирования РФ в области энергетики, утвержденная распоряжением Правительства РФ от 11 ноября 2013 года № 2084-р
2010 - 2015
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 и выше
Сводная таблица с перечнем электросетевых объектов, намечаемых к новому строительству, реконструкции, техническому перевооружению, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением выше 110 кВ, приведена ниже.
Ид./номер проекта в инв. программе ФСК ЕЭС
Наименование объекта
Проектная мощность/протяженность сетей, МВА/км
Сроки реализации
Исполнитель, источник финансирования
12883
Строительство ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС - Ухта, с реконструкцией ПС 220 кВ "Ухта", с учетом ввода реактора 75 Мвар
294,3 км
ВЛ 220 кВ - в 2015 г., реактор - до 01.07.2014
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
12965
Строительство ВЛ 220 кВ Микунь - Сыктывкар с установкой второго АТ на ПС 220 кВ Сыктывкар (вторая цепь)
87,2 км 125 МВА
2018
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
Строительство ВЛ 220 кВ Микунь - Заовражье
250 км
2020
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
Строительство ПС 220 кВ Новая с трансформатором 220/10 кВ с отпайкой от ЛЭП 220 кВ Воркута - Инта до ПС Новая
25 МВА, 2 км
2015
ОАО "ФСК ЕЭС", для технологического присоединения ЗАО "Ямалгазинвест"
Реконструкция и техническое перевооружение:
5009
Комплексная реконструкция ПС "Зеленоборск" 220 кВ (1 этап - увеличение автотрансформаторной мощности не менее чем на 20% с использованием системы форсировки охлаждения; 2 этап - замена автотрансформаторов 2*32 МВА на 2*63 МВА)
2*63 МВА
1 этап - 01.07.14;
2 этап - 2017 - 2019
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
10984
Техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Усинская (с увеличением трансформаторной мощности 3*40 МВА)
2021
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
1981494
Реконструкция ВЛ 220 кВ Инта - Воркута
2014 - 2018
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
80100
Замена фундаментов ВЛ 220 кВ Инта - Воркута
2014 - 2015
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
1976039
ПС 220 кВ Сыктывкар (реконструкция УРЗА присоединений ВЛ 110 № 160, 162, 163)
2014 - 2015
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
1997170
ПС 220 кВ Синдор (Реконструкция РУ 220 кВ, ОРУ 35 кВ, РЗА, СС)
2017 - 2021
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
1997168
ПС 220 кВ Возейская (Реконструкция АКБ, ЩПТ, ВЗУ; замена ВЧ постов РЗА, устройств передачи команд ПА, АБП СДТУ)
2017 - 2019
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
1997167
ПС 220 кВ Микунь (Реконструкция РУ 110 кВ, РЗА, СС)
2017 - 2021
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
1997163
ПС 220 кВ Ухта (Реконструкция РУ 110 кВ, РЗА, СС)
2017 - 2021
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
1997162
ПС 220 кВ Северный Возей (Реконструкция РУ 35 кВ, РУ 10 кВ, ЩПТ, ЩСН, ВЗУ, АКБ, РЗА, СС)
2017 - 2019
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
1997161
ПС 220 кВ Инта (Реконструкция РУ 35 кВ, РУ 10 кВ, РЗА, СС)
2017 - 2019
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
1997160
ПС 220 кВ Газлифт (Реконструкция РУ 35 кВ, РУ 10 кВ, АКБ, ЩПТ, ЩСН, ВЗУ)
2017 - 2019
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
1997158
ПС 220 кВ Воркута (Реконструкция РУ 35 кВ, РЗА, СС)
2017 - 2019
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
5009
Расширение РУ 110 кВ ПС 220 кВ Зеленоборск на одну линейную ячейку ОАО "МРСК Северо-Запада" (Договор № 327/ТП-М7 от 15.11.2012)
2013 - 2015
ОАО "ФСК ЕЭС", собственные средства
Повышение надежности работы Ухтинского энергоузла энергосистемы Республики Коми.
Решения о выработке комплекса мероприятий, направленных на повышение надежности работы Ухтинского энергоузла Республики Коми:
а) Выполнение деления шин 110 кВ Сосногорской ТЭЦ от резервных защит блоков генератор-трансформатор с выполнением проекта в 2015 и реализацией в 2016 году.
Позволит при отказах устройств РЗА присоединений 110 кВ Сосногорской ТЭЦ и ПС 220 кВ Ухта исключить отключение всех генераторов Сосногорской ТЭЦ и сохранение в работе генераторов одной системы шин Сосногорской ТЭЦ на нагрузку Ухтинского энергоузла.
б) Реконструкция устройств РЗА ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Пашня с отпайками (ВЛ-151), ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Нижний Одес с отпайками (ВЛ-152) и ОМВ-110 на Сосногорской ТЭЦ с выполнением проекта в 2015 и реализацией в 2016 году.
Повысит надежность ближнего резервирования при отказе устройств РЗА ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Пашня с отпайками (ВЛ-151), ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Нижний Одес с отпайками (ВЛ-152).
в) Модернизация защит ШСВ-110 и ОМВ-110 на ПС 220 кВ Ухта с выполнением проекта в 2016 и реализацией в 2017 году, что повысит чувствительность устройств РЗА ШСВ-110 и позволит резервировать отказы защит при всех видах короткого замыкания по всей длине ВЛ 110 кВ Ухта - Пашня с отпайками (ВЛ-150) и ВЛ 110 кВ Ухта - Крутая (ВЛ-161).
г) Секционирование ВЛ 110 кВ Ухта - Пашня (ВЛ-150) вблизи ПС 110 кВ Нижний Одес со сроками 2018 - 2020 гг. Обеспечит полноценное дальнее резервирование при отказе устройств РЗА ВЛ 110 кВ Ухта - Пашня (ВЛ-150) устройствами РЗА ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Ухта (ВЛ-154) на Сосногорской ТЭЦ и повысит надежность электроснабжения потребителей ПС 110 кВ Савинобор, Пашня, Вуктыл-1, Вуктыл-2.
д) Модернизация устройств РЗА ШСВ-110 Сосногорской ТЭЦ с выполнением проекта в 2016 и реализацией в 2017 году, что повысит чувствительность устройств РЗА ШСВ-110 и позволит резервировать отказы защит при всех видах короткого замыкания по всей длине ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Пашня с отпайками (ВЛ-151), ВЛ 110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Нижний Одес с отпайками (ВЛ-152).
4.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ с выделением сводных данных для сети до 110 кВ
Перечень мероприятий по строительству и реконструкции объектов электрических сетей 110/35 кВ приведен в Приложении 8.
Сводные данные по развитию электрической сети:
Годы
110 кВ
35 кВ
0,4 - 20 кВ
МВА
км
МВА
км
МВА
км
2014
31,3
7,06
20
0,27
41,44
173,04
2015
20
91,6
1,6
26,86
26,85
88,17
2016
0
22,89
0
0
25,7
126,04
2017
0
0
0
0
28,66
126,38
2018
32
1,7
4
0
18
154,94
2019
0
65,04
0
0
19,5
92,34
2014 - 2019
83,3
188,29
25,6
27,13
160,15
760,91
Реализация мероприятий по строительству и реконструкции распределительных электрических сетей уровнем напряжения 110 кВ и ниже осуществляется на основе инвестиционных программ (проектов инвестиционных программ) территориальных сетевых организаций:
ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго" 2014 - 2018 годы;
ООО "Республиканская сетевая компания" на 2015 - 2019 годы;
ООО "Энерготрейд" на 2015 - 2019 годы;
ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис" на 2015 - 2018 годы.
Общий объем финансирования на 2014 - 2019 годы (с учетом НДС) запланирован:
на 2014 год - 1592,9 млн. руб.;
на 2015 год - 1702,9 млн. руб.
на 2016 год - 1533,8 млн. руб.
на 2017 год - 1635,1 млн. руб.
на 2018 год - 1678,9 млн. руб.
на 2019 год - 428 млн. руб.
Оценка влияния инвестиционной составляющей на величину среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии на примере самой крупной сетевой организации региона - филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго" приведена в таблице:
Показатели
ед. изм.
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Полезный отпуск электроэнергии
млн. кВтч
5 775
5 484
5 034
5 088
5 202
5 193
Средний тариф на содержание (с ИПР)
коп./кВтч
66,6
74,8
92,8
90,1
95,5
97,0
Удельный вес инвестиционной составляющей в среднем тарифе
%
20,3
12,7
14,7
16,5
16,9
17,6
Согласно данным 2014 года, включение инвестиционных средств в состав необходимой валовой выручки сетевых организаций приводит к росту на 2% среднего по региону тарифа на электрическую энергию.
4.12. Потребность электростанций и отдельных генерирующих компаний в топливе
Расчет потребности топлива ТЭС на период до 2019 года
№ п/п
Показатели
Единица измерения
Период
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
1.
Отпуск электроэнергии, в т.ч.
млн. кВтч
8 640
8 999
9 525
9 561
9 662
9 662
Воркутинская ТЭЦ-1
млн. кВтч
93
93,6
93,6
93,6
93,6
93,6
Воркутинская ТЭЦ-2
млн. кВтч
987
1002
1002
1002
1002
1002
Интинская ТЭЦ
млн. кВтч
35
44,3
44,3
44,3
44,3
44,3
Сосногорская ТЭЦ
млн. кВтч
1 474
1 468,8
1 468,8
1 468,8
1 468,8
1 468,8
Печорская ГРЭС
млн. кВтч
3 564
3 430
3 464
3 499
3 600
3 600
Другие поставщики, в т.ч.
млн. кВтч
2 488
2 961
3 453
3 454
3 454
3 454
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
млн. кВтч
2 428
2 859
3 351
3 352
3 352
3 352
ООО "РГК"
млн. кВтч
14,36
14,30
14,30
14,30
14,30
14,30
ОАО "РЖД"
млн. кВтч
3,83
2,83
2,83
2,83
2,83
2,83
ООО "Биоэнергетическая компания"
млн. кВтч
31,32
31,32
31,32
31,32
31,32
ООО "Княжпогостский завод ДВП"
млн. кВтч
41,38
41,38
41,38
41,38
41,38
41,38
ООО "СевЛесПил"
млн. кВтч
11,92
11,92
11,92
11,92
11,92
2.
Нормативный удельный расход на отпуск электроэнергии
Воркутинская ТЭЦ-1
г/кВтч
542,9
542,9
542,9
542,9
542,9
542,9
Воркутинская ТЭЦ-2
г/кВтч
430,0
443,5
443,5
443,5
443,5
443,5
Интинская ТЭЦ
г/кВтч
409,4
409,4
409,4
409,4
409,4
409,4
Сосногорская ТЭЦ
г/кВтч
383,9
384,2
384,2
384,2
384,2
384,2
Печорская ГРЭС
г/кВтч
328,7
329,5
329,5
329,5
329,5
329,5
Другие поставщики, в т.ч.
г/кВтч
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
г/кВтч
345,0
355,0
355,0
355,0
355,0
355,0
ООО "РГК"
г/кВтч
474,1
447,6
447,6
447,6
447,6
447,6
ОАО "РЖД"
г/кВтч
335,9
335,9
335,9
335,9
335,9
335,9
ООО "Биоэнергетическая компания"
г/кВтч
880,00
880,00
880,00
880,00
880,00
ООО "Княжпогостский завод ДВП"
г/кВтч
880,18
880,18
880,18
880,18
880,18
880,18
ООО "СевЛесПил"
г/кВтч
1 386
1 386
1 386
1 386
1 386
3.
Расход топлива на выработку электрической энергии
тыс. тут
3 071,1
3 229,2
3 415,0
3 426,8
3 460,2
3 460,2
Воркутинская ТЭЦ-1
тыс. тут
50,7
50,8
50,8
50,8
50,8
50,8
Воркутинская ТЭЦ-2
тыс. тут
424,4
444,4
444,4
444,4
444,4
444,4
Интинская ТЭЦ
тыс. тут
14,4
18,1
18,1
18,1
18,1
18,1
Сосногорская ТЭЦ
тыс. тут
565,7
564,3
564,3
564,3
564,3
564,3
Печорская ГРЭС
тыс. тут
1171,5
1130,2
1141,4
1152,8
1186,2
1186,2
Другие поставщики, в т.ч.
тыс. тут
844,5
1021,3
1196,0
1196,4
1196,4
1196,4
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
тыс. тут
837,7
1014,9
1189,6
1190,0
1190,0
1190,0
ООО "РГК"
тыс. тут
6,8
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
ОАО "РЖД"
тыс. тут
1,3
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
ООО "Биоэнергетическая компания"
тыс. тут
27,6
27,6
27,6
27,6
27,6
ООО "Княжпогостский завод ДВП"
тыс. тут
36,4
36,4
36,4
36,4
36,4
36,4
ООО "СевЛесПил"
тыс. тут
16,5
16,5
16,5
16,5
16,5
4.
Отпуск тепловой энергии, в т.ч.
тыс. Гкал
7 023,2
7 340,7
7 751,2
7 751,2
7 751,2
7 751,2
Воркутинская ТЭЦ-1
тыс. Гкал
1 158,9
1 158,9
1 158,9
1 158,9
1 158,9
1 158,9
Воркутинская ТЭЦ-2
тыс. Гкал
570,5
570,5
570,5
570,5
570,5
570,5
Интинская ТЭЦ
тыс. Гкал
413,6
413,6
413,6
413,6
413,6
413,6
Сосногорская ТЭЦ
тыс. Гкал
424,1
424,1
424,1
424,1
424,1
424,1
Печорская ГРЭС
тыс. Гкал
279,4
285,1
285,1
285,1
285,1
285,1
Другие поставщики, в т.ч.
тыс. Гкал
4 176,7
4 488,5
4 899,0
4 899,0
4 899,0
4 899,0
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
тыс. Гкал
4 176,7
4 488,5
4 899,0
4 899,0
4 899,0
4 899,0
5.
Нормативный удельный расход на производство тепловой энергии
Воркутинская ТЭЦ-1
кг у.т./Гкал
156,3
156,3
156,3
156,3
156,3
156,3
Воркутинская ТЭЦ-2
кг у.т./Гкал
168,3
168,4
168,4
168,4
168,4
168,4
Интинская ТЭЦ
кг у.т./Гкал
173,9
174,4
173,9
173,9
173,9
173,9
Сосногорская ТЭЦ
кг у.т./Гкал
142,6
141,5
141,5
141,5
141,5
141,5
Печорская ГРЭС
кг у.т./Гкал
169,5
168,0
168,0
168,0
168,0
168,0
Другие поставщики, в т.ч.
кг у.т./Гкал
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
кг у.т./Гкал
183,0
181,0
181,0
181,0
181,0
181,0
6.
Расход топлива на отпуск тепловой энергии
тыс. тут
1 221,2
1 269,7
1 343,8
1 343,8
1 343,8
1 343,8
Воркутинская ТЭЦ-1
тыс. тут
181,1
181,1
181,1
181,1
181,1
181,1
Воркутинская ТЭЦ-2
тыс. тут
96,0
96,1
96,1
96,1
96,1
96,1
Интинская ТЭЦ
тыс. тут
71,9
72,1
71,9
71,9
71,9
71,9
Сосногорская ТЭЦ
тыс. тут
60,5
60,0
60,0
60,0
60,0
60,0
Печорская ГРЭС
тыс. тут
47,4
47,9
47,9
47,9
47,9
47,9
Другие поставщики, в т.ч.
тыс. тут
764,3
812,4
886,7
886,7
886,7
886,7
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
тыс. тут
764,3
812,4
886,7
886,7
886,7
886,7
7.
Общий расход топлива
тыс. тут
4 330,0
4 580,3
4 840,3
4 852,0
4 885,4
4 885,4
Воркутинская ТЭЦ-1
тыс. тут
231,8
232,0
232,0
232,0
232,0
232,0
Воркутинская ТЭЦ-2
тыс. тут
520,4
540,5
540,5
540,5
540,5
540,5
Интинская ТЭЦ
тыс. тут
86,3
90,3
90,1
90,1
90,1
90,1
Сосногорская ТЭЦ
тыс. тут
626,2
624,3
624,3
624,3
624,3
624,3
Печорская ГРЭС
тыс. тут
1218,8
1178,1
1189,3
1200,7
1234,1
1234,1
Другие поставщики, в т.ч.
тыс. тут
1 646,5
1 915,2
2 164,2
2 164,5
2 164,5
2 164,5
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
тыс. тут
1602,0
1827,4
2076,3
2076,7
2076,7
2076,7
ООО "РГК"
тыс. тут
6,8
6,4
6,4
6,4
6,4
6,4
ОАО "РЖД"
тыс. тут
1,3
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
ООО "Биоэнергетическая компания"
тыс. тут
27,6
27,6
27,6
27,6
27,6
ООО "Княжпогостский завод ДВП"
тыс. тут
36,4
36,4
36,4
36,4
36,4
36,4
ООО "СевЛесПил"
тыс. тут
16,5
16,5
16,5
16,5
16,5
4.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Республики Коми (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных)
В соответствии с требованиями Федерального закона Российской Федерации от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении", постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" продолжается работа по разработке и утверждению в установленном порядке схем теплоснабжений городских округов и поселений муниципальных образований Республики Коми.
Осуществляется ежемесячный мониторинг хода выполнения графика разработки схем теплоснабжения в 132 городских округов и поселений Республики Коми. По состоянию на 01.03.2014:
- схемы теплоснабжения разработаны и утверждены в 45 муниципальных образованиях городских округов и поселений, в том числе из наиболее крупных: ГО "Сыктывкар", ГО "Инта", ГП "Вуктыл", СП "Визинга", СП "Объячево", СП "Айкино", СП "Усть-Цильма" или 34%;
- схемы теплоснабжения разработаны, проходят процедуру согласования в 21 муниципальном образовании ГП и СП или 16%;
- проекты схем разрабатываются в соответствии с заключенными договорами в 34 муниципальном образовании ГП и СП или 26%;
- разработка схем теплоснабжения в начальной стадии (подготовка техзадания на разработку, конкурса и договора на разработку) в 32 муниципальном образовании ГП и СП или 24% (ГО "Усинск", МР "Печора", МР "Усть-Куломский", МР "Удорский", МР "Ижемский").
С учетом отсутствия у ряда муниципальных образований поселений утвержденных схем территориального планирования, срок завершения работ по разработке и утверждению схем теплоснабжения определен до 01.09.2014.
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, реализуемой ОАО "Коми тепловая компания" (в состав которой входит 233 коммунальных котельных), по модернизации котельных в период с 2013 года по 2018 год реализуются следующие мероприятия:
1. Модернизация устаревшего основного оборудования 16 сельских котельных в 9 муниципальных районах с полной заменой низкоэффективных котлоагрегатов, установкой частотных преобразователей на сетевых насосных группах и тягодутьевых агрегатах.
2. Ликвидация 13 нерентабельных котельных в 4 муниципальных районах с переводом объемов отпуска тепловой энергии на другие котельные.
3. Ликвидация 29 нерентабельных котельных в 10 муниципальных районах с переводом потребителей на автономное отопление, в том числе в 2014 году 10 котельных в 6 сельских МО.
I. Мероприятия, направленные на развитие теплоэнергетики по филиалу "ТГК-9" "Коми" (реализация мероприятий на период до 2020 года).
1. Оптимизация системы теплоснабжения г. Воркута, в том числе: - строительство тепломагистрали Воркутинская ТЭЦ 2 - г. Воркута, объединение тепловых районов г. Воркута. Минимальная реконструкция ТЭЦ 2, обеспечивающая подачу тепловой энергии в город;
- закрытие ВТЭЦ-1. Реконструкция Воркутинской ТЭЦ 2, увеличение выработки по теплофикационному циклу (+200 Гкал/ч).
2. Развитие инфраструктуры, источников и поддержание надежности системы теплообеспечения г. Сыктывкара, в том числе:
- реконструкция изношенных и аварийных тепловых сетей (238 км);
- развитие инфраструктуры тепловых сетей для новой застройки (+105 Гкал/ч прирост нагрузки);
- реконструкция и развитие тепловых источников (ЦВК, кот. Орбита +30 Гкал/ч, кот. РММТ +40 Гкал/ч).
3. Развитие инфраструктуры и источников теплоснабжения г. Ухта, в том числе:
- объединение локальных систем теплоснабжения поселков Ветлосян, УРМЗ и Озерный в единую, на базе котельной пос. Ветлосян (5 км; 200 - 350 мм);
- увеличение тепловой мощности котельной поселка Ярега с целью отказа от покупки т/э от неэффективной котельной ОАО "ЛУКОЙЛ-Коми".
4. Повышение эффективности теплоснабжения г. Инта:
- ликвидация паропровода "Восток" (выведен из эксплуатации в июне 2013 года);
- мероприятия по подключению тепловых нагрузок мкр. Южный и благоустроенной части мкр. Спортивный к ИТЭЦ;
- замещение изношенных мощностей Интинской ТЭЦ (установка паровой турбины ПР 12-3,4/1,0-0,12).
II. Оптимизация системы теплоснабжения г. Печора.
Инвестиционной программой филиала "Печорская ГРЭС" ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" на 2014 - 2016 годы предусмотрено строительство 2-й нитки магистральной тепловой сети от Печорской ГРЭС до тепловой камеры ТК-43 в однотрубном исполнении. Строительство обусловлено необходимостью резервирования головного участка магистрали от Печорской ГРЭС до ТК-8, отработавшего 34 года, и направлено на повышение надежности теплоснабжения потребителей города Печора. Общая стоимость работ составляет 286,1 млн. рублей, срок реализации проекта - до 2016 года. Решением Комитета по развитию и инвестициям ОАО "Интер РАО" (протокол от 12.08.2013 № 49/КРИ) выданы поручения о рассмотрении вопроса о возможности реализации данного проекта за счет включения в тарифно-балансовые решения инвестиционной составляющей.
Ранее финансирование проекта было предусмотрено за счет амортизационных средств филиала ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" Печорская ГРЭС. В связи с тем, что в настоящее время источник финансирования не определен, реализация проекта откладывается на неопределенное время.
III. Развитие когенерации в Республике Коми.
В стадии реализации проекты по строительству объектов когенерации, работающих на отходах лесопереработки:
- строительство ТЭС ООО "Севлеспил" на отходах деревообработки с электрической мощностью 2,4 МВт (срок реализации проекта 2015 год);
- строительство газопоршневой теплоэлектростанции (ГПТЭС) для утилизации шахтного метана структурного подразделения шахта "Северная" ОАО "Воркутауголь" для собственных нужд, электрической мощностью 12 и 6 МВт в контейнерном исполнении.
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 газопоршневых теплоэлектростанций (ГПТЭС № 1 и ГПТЭС № 2) для утилизации шахтного метана структурного подразделения шахта "Северная" ОАО "Воркутауголь" для собственных нужд, электрической мощностью 12 и 6 МВт соответственно, в контейнерном исполнении. Описание проекта приведено в п. 4.6.
Строительство когенерационной газопоршневой установки для производства теплоэлектроэнергии для производственных нужд тепличного хозяйства ОАО "Пригородный" (газопоршневой теплоэлектростанции мощностью 3,9 МВт), срок реализации проекта 2016 г.
4.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Республики Коми на 5-летний период
Развитие теплосетевого хозяйства муниципальных образований предусмотрено в рамках комплексных муниципальных программ по модернизации систем коммунальной инфраструктуры, принятых во всех муниципальных образованиях Республики Коми.
Прогноз развития теплосетевого хозяйства Республики Коми по муниципальным образованиям приведен в Приложении 11.
Приложение 1
ОБЪЕМЫ
ОКАЗЫВАЕМЫХ УСЛУГ И ДАННЫЕ О СОСТАВЕ СЕТЕЙ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ
СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ РЕСПУБЛИКИ КОМИ
(ПО ДАННЫМ ТАРИФНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НА 2014 ГОД)
Поступление ээ в сеть
Потери ээ в сети
то же, в %
Отпуск ээ из сети на собственное потребление
Отпуск ээ потребителям
Поступление мощности в сеть
Потери мощности в сети
то же, в %
Отпуск мощности на собственное потребление
Отпуск мощности потребителям
Условные единицы объектов электрических сетей
млн. кВтч
млн. кВтч
%
млн. кВтч
млн. кВтч
МВт
МВт
%
МВт
МВт
у.е.
1
ОАО "РЖД"
125,3
18,8
15,0
52,4
54,1
28,0
4,2
15,0
9,2
14,6
17542,8
2
ООО "Энерготрейд"
756,4
44,2
5,8
712,2
107,9
5,5
5,1
102,3
7621,9
3
ООО "Газпром энерго"
26,3
0,8
2,9
2,8
22,7
3,0
0,1
3,0
0,3
2,6
475,0
4
ОАО "Комиавиатранс"
13,7
0,8
6,0
6,5
6,4
2,6
0,2
6,1
1,2
1,2
1144,3
5
ОАО "МРСК Северо-Запада"
5726,1
554,9
9,7
5171,2
797,2
86,8
10,9
710,5
102344,0
6
ООО "Роялти"
0,8
0,1
7,9
0,7
0,0
0,1
0,0
7,1
0,0
0,1
10,2
7
ООО "Газпром переработка"
29,7
0,9
3,1
28,4
0,4
3,8
0,1
2,9
3,6
0,1
580,0
8
ООО "Газпром добыча Краснодар"
17,5
1,2
6,9
15,8
0,5
1,8
0,1
5,6
1,3
0,4
1696,0
9
ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис"
80,0
1,2
1,5
78,8
9,1
0,2
1,8
9,0
1427,5
10
ООО "Республиканская сетевая компания"
695,2
41,2
5,9
654,0
102,8
0,0
0,0
102,8
8891,7
11
филиал "Северный" ОАО "Оборонэнерго"
133,1
5,9
4,4
127,2
24,2
0,8
3,4
23,4
1268,4
12
ООО "ТИРС"
2,3
0,3
11,0
2,1
0,5
0,1
11,0
0,4
39,4
Итого:
670
103
143 041
Приложение 2
ДИНАМИКА
ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ, СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ОСНОВНЫМ
ГРУППАМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ОТ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ ФИЛИАЛА
ОАО "ТГК-9" "КОМИ" И ООО "ВОРКУТИНСКИЕ ТЭЦ"
Группы потребителей
Всего по ТГК-9
ВТЭЦ-1 и ВЦВК
ВТЭЦ-2
ИТЭЦ
СТЭЦ
УТС
СТС
1
2
3
4
5
6
7
8
9
2009
1.
Промышленные потребители
480,8
2,2
113,3
32,5
113,3
131,2
88,3
2.
Население и жилищные организации
2166,1
0,1
0,3
260,4
196,7
745,5
963,1
3.
Бюджетные организации
569,5
0
22,4
52
35,5
162,5
297,1
4.
Прочие потребители
327,3
0
0,2
22,3
29,2
132
143,6
5.
ООО "Тепловые сети Воркуты"
1863,2
1378,4
484,8
Всего отпущено
5406,9
1380,7
621
367,2
374,7
1171,2
1492,1
2010
1
Промышленные потребители
444,4
2,4
95,3
28,6
112,8
123,6
81,7
2
Население и жилищные организации
2153,9
0
0
250,4
196
721,2
986,3
3
Бюджетные организации
543,1
0
20,6
52
36
163,7
270,8
4
Прочие потребители
348,8
0
0,3
20,8
25,8
127,7
174,2
5
ООО "Тепловые сети Воркуты"
1916,7
1431,9
484,8
Всего отпущено
5406,9
1434,3
601
351,8
370,6
1136,2
1513
2011
1
Промышленные потребители
637,8
1,8
79,3
55,1
180
171,3
150,3
2
Население и жилищные организации
1715,4
0
2,5
180,6
114,5
587
830,8
3
Бюджетные организации
469,9
0
14,4
46,6
34,4
152,5
222
4
Прочие потребители
388
0
3,1
25,1
28,2
127
204,6
5
ООО "Тепловые сети Воркуты"
1625,4
1221,5
403,9
Всего отпущено
4836,5
1223,3
503,2
307,4
357,1
1037,8
1407,7
2012
1
Промышленные потребители
366,4
0,6
84,7
21,5
92,9
97,2
69,5
2
Население и жилищные организации
2035
0
2,1
227,6
184,7
705,8
914,8
3
Бюджетные организации
432
0
8,4
49,9
35,7
146,8
191,2
4
Прочие потребители
404,6
0
11,5
23,7
28,9
130,9
209,5
5
ООО "Тепловые сети Воркуты"
1491
1146,3
344,7
Всего отпущено
4729
1146,8
451,5
322,7
342,2
1080,6
1385,1
2013
1
Промышленные потребители
350
2,2
86,5
18,6
91,3
85,2
65,9
2
Население и жилищные организации
2021
0
2,1
236,0
187,8
700,4
894,8
3
Бюджетные организации
412
0
12,5
50,5
34,9
152,0
162,4
4
Прочие потребители
434
0
13,3
27,0
28,9
130,9
233,9
5
ООО "Тепловые сети Воркуты"
1540
1175,2
365,1
Всего отпущено
4757
1177,4
479,5
332,1
342,9
1068,5
1357,1
Приложение 3
ДИНАМИКА
ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ
И КОТЕЛЬНЫМИ ЗА ПРЕДЫДУЩИЕ ПЯТЬ ЛЕТ
Производитель
2009
2010
2011
2012
2013
отпуск, тыс. Гкал
прирост %
отпуск, тыс. Гкал
прирост %
отпуск, тыс. Гкал
прирост %
отпуск, тыс. Гкал
прирост %
отпуск, тыс. Гкал.
прирост %
ВТЭЦ-1
720,1
104,7%
745,6
103,5%
634,6
85,1%
581,2
91,6%
636,2
109,5%
ВТЭЦ-2
725,5
103,9%
721,4
99,4%
605,5
83,9%
556,2
91,9%
589,3
106,0%
Воркутинская ЦВК
668,3
108,4%
694,8
104,0%
593,9
85,5%
571,6
96,2%
546,2
95,6%
ИТЭЦ
445,8
96,5%
435,5
97,7%
390,5
89,7%
414,8
106,2%
417,6
100,7%
СТЭЦ
447,7
105,2%
443,1
99,0%
424,1
95,7%
405,2
95,5%
402,7
99,4%
Сыктывкарская ЦВК
1707,5
101,6%
1733,3
101,5%
1615,3
93,2%
1630,9
101,0%
1604,1
98,4%
Ухтинские тепловые сети
1336
106,8%
1301,4
97,4%
1203,8
92,5%
1225,1
101,8%
1216,8
99,3%
Печорская ГРЭС
312
99,0%
298,25
95,6%
263,69
88,4%
285,14
108,1%
280,64
98,4%
Всего
6362,9
103,7%
6373,4
100,2%
5731,4
89,9%
5670,1
98,9%
5693,5
100,4%
Приложение 4
ДИНАМИКА
ВЫРАБОТКИ, ТОВАРНОГО ОТПУСКА И ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ
ЭНЕРГИИ ЦЕХАМИ ОАО "МОНДИ СЫКТЫВКАРСКИЙ ЛПК"
Показатели
Ед. изм.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Полезный отпуск теплоэнергии - всего
в том числе
тыс. Гкал
4018,9
4061,8
4054,5
4180,6
4176,7
потребление цехами ОАО "Монди СЛПК"
тыс. Гкал
3256,9
3265,1
3253,6
3407,7
3400,3
отпуск на сторону (товар) - всего в т.ч. основным потребителям
тыс. Гкал
762,0
796,7
800,9
772,8
776,4
ЭМУП "Жилкомхоз"
тыс. Гкал
556,7
98,8
0,0
0,0
0,0
ООО "СеверЭнергоПром"
тыс. Гкал
477,2
704,6
698,7
696,7
ООО "Сыктывкарский фанерный завод"
тыс. Гкал
74,2
88,9
0,0
0,0
0,0
ОАО "СыктывкарТиссьюГрупп"
тыс. Гкал
43,8
55,6
46,0
37,4
38,7
ООО "Теплосервис"
тыс. Гкал
23,9
23,5
0,0
0,0
0,0
ООО "Горстрой"
тыс. Гкал
13,2
11,7
12,2
15,6
16,9
ООО "СевЛесПил"
тыс. Гкал
13,7
11,7
13,8
1,1
0,0
Прочие потребители
тыс. Гкал
36,6
29,3
24,3
20,0
24,1
Приложение 5
СВЕДЕНИЯ
ОБ УСТАНОВЛЕННОМ ЭЛЕКТРОГЕНЕРИРУЮЩЕМ ОБОРУДОВАНИИ
ОСНОВНЫХ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ РЕСПУБЛИКИ КОМИ
№ п/п
Наименование электростанции
Наименование электрогенерирующего оборудования, тип
Год ввода в эксплуатацию оборудования
Показатели, характеризующие электрогенерирующее оборудование по мощности
Тепловая мощность, Гкал/час
Топливо
установленная мощность (кВт)
располагаемая мощность (кВт)
основное
резервное
ООО "Воркутинские ТЭЦ"
1.
Воркутинская ТЭЦ-1
ТГ № 2 (ПТ-12-35/10/1,2)
1964
12000
12000
53
уголь
мазут
2.
Воркутинская ТЭЦ-1
ТГ № 3 (ПР-6-35/5/1,2)
1962
6000
Максимально располагаемая - 5500, в неотопительный сезон - 0
32,5
уголь
мазут
3.
Воркутинская ТЭЦ-1
ТГ № 4 (К-7-29)
1945
7000
7000
25
уголь
мазут
4.
Воркутинская ТЭЦ-2
ТГ № 1 (Т-25-90-4-ПР-2)
1955
35000
35000
73
уголь
мазут
5.
Воркутинская ТЭЦ-2
ТГ № 2 (К-28-90)
1956
28000
28000
уголь
мазут
6.
Воркутинская ТЭЦ-2
ТГ № 3 (ПТ-25-90-5М)
1963
25000
25000
74
уголь
мазут
7.
Воркутинская ТЭЦ-2
ТГ № 4 (Т-25-90-5)
1963
25000
25000
50
уголь
мазут
8.
Воркутинская ТЭЦ-2
ТГ № 5 (К-50-90-3)
1967
50000
50000
уголь
мазут
9.
Воркутинская ТЭЦ-2
ТГ № 6 (ПТ-60-90/13)
1973
60000
60000
164
уголь
мазут
10.
Воркутинская ТЭЦ-2
ТГ № 7 (Т-47/55-90-4М)
1974
47000
47000
54
уголь
мазут
Всего:
295000
525,5
Филиал ОАО "ТГК-9" Коми
1.
Интинская ТЭЦ
ТГ № 1 (ПР-6-35-10/1,2)
1970
6000
Максимально располагаемая - 6000, в неотопительный сезон - 0
39
уголь
мазут
2.
Интинская ТЭЦ
ТГ № 5 (ПР-12-35-10/1,2)
1958
12000
Максимально располагаемая - 9400, в неотопительный сезон - 0
67,5
уголь
мазут
3.
Сосногорская ТЭЦ
ТГ № 3 (К-50-90-4)
1969
55000
55000
газ
мазут
4.
Сосногорская ТЭЦ
ТГ № 4 (К-50-90-4)
1970
55000
55000
газ
мазут
5.
Сосногорская ТЭЦ
ТГ № 5 (К-50-90-4)
1971
55000
55000
газ
мазут
6.
Сосногорская ТЭЦ
ТГ № 6 (Т-42/50-90-4)
1973
42000
42000
80
газ
мазут
7.
Сосногорская ТЭЦ
ТГ № 7 (ПТ-60-90/13)
1974
60000
60000
164
газ
мазут
8.
Сосногорская ТЭЦ
ТГ № 8 (К-100-90-7)
1976
110000
110000
газ
мазут
Всего:
395000
350,5
Всего:
690000
876
№ п/п
Наименование электростанции
Наименование электрогенерирующего оборудования, тип
Год ввода в эксплуатацию оборудования
Показатели характеризующие электрогенерирующее оборудование по мощности
Тепловая мощность
Топливо
установленная мощность (кВт)
рабочая мощность (кВт)
основное
резервное
Филиал ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Печорская ГРЭС"
Гкал/час
1.
ТПБ 01
К-210-130-3
1979
210000
192300
37,4
газ
мазут
2.
ТПБ 02
К-210-130-3
1980
210000
191500
37,4
газ
мазут
3.
ТПБ 03
К-210-130-3
1984
210000
191500
37,4
газ
мазут
4.
ТПБ 04
К-215-130-1
1987
215000
191500
37,4
газ
мазут
5.
ТПБ 05
К-215-130-1
1991
215000
196000
37,4
газ
мазут
6.
РОУ (5 шт. x 28 Гкал)
140
газ
мазут
Всего:
1060
ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
Год ввода в эксплуатацию оборудования
установленная мощность (кВт)
рабочая мощность (кВт)
Тепловая мощность Пар, тонн/ч
Топливо основное
Топливо резервное
1
Турбина ст. № 1Э, ПТ-60-130/13
1967
60000
60000
газ
мазут
2
Котел ст. № 1Э, ТГМ-84
1967
420
газ
мазут
3
Турбина ст. № 2Э, ПТ-50-130/8
1967
50000
50000
газ
мазут
4
Котел ст. № 2Э, ТГМ-84
1967
420
газ
мазут
5
Турбина ст. № 3Э, ПТ-60-130/13
1968
60000
60000
газ
мазут
6
Котел ст. № 3Э, ТГМ-84А
1970
420
газ
мазут
7
Турбина ст. № 4Э, Р-50-130
1977
50000
50000
газ
мазут
8
Котел ст. № 4Э, ТГМ-84Б
1977
420
газ
мазут
9
Турбина ст. № 5Э, ПТ-80/100-130/13
1981
80000
80000
газ
мазут
10
Котел ст. № 5Э, ТГМ-84Б
1981
420
газ
мазут
11
Турбина ст. № 6Э, Т-110/120-130-4
1983
100000
100000
газ
мазут
12
Котел ст. № 6Э, ТГМ-84Б
1983
420
газ
мазут
13
Турбина ст. № 1У, Р-12-35/5
1966
12000
9000
Биомасса (кородревесные отходы)
Газ/мазут
14
Турбина № 2У, Р-12-35/5
1968
12000
9000
Биомасса (кородревесные отходы)
Газ/мазут
15
Котел ст. № 1У, КМ-75-40
1966
83
Биомасса (кородревесные отходы)
Газ/мазут
16
Котел ст. № 3У, КМ-100-40 (СРК-700)
1969
100
Биомасса (кородревесные отходы)
Газ/мазут
17
Турбина ст. № 3У, Р-12-35/5М
1984
12000
9000
Биомасса (кородревесные отходы)
Газ/мазут
18
Котел ст. № 5У, КМ-75-40
1985
75
Биомасса (кородревесные отходы)
Газ/мазут
19
ТГ ст. № 4У, ПТ-27/35-3.9/1.7
2001
29300
29300
Биомасса (кородревесные отходы)
Газ/мазут
20
ТГ № 5У, SST 800-NG 90/80
2011
87700
87700
Биомасса (черный щелок)
газ
21
Котел ст. № 7у (СРК-3560)
2010
550
Биомасса (черный щелок)
газ
Всего:
553000
3328
Приложение 6
ПЕРЕЧЕНЬ
ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ПОДСТАНЦИЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ 110 - 220 КВ, НАХОДЯЩИХСЯ НА БАЛАНСЕ ФИЛИАЛА
ОАО "МРСК СЕВЕРО-ЗАПАДА" "КОМИЭНЕРГО"
№ п/п
Диспетчерское наименование ПС, ВЛ
Воздушные линии 110 - 220 кВ
1)
ВЛ-110 кВ № 152 Сыктывкар - Човью - Орбита
2)
ВЛ-110 кВ № 153 Сыктывкар - Выльгорт - Южная - Западная
3)
ВЛ-110 кВ № 160 ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар (ВЛ-160)
4)
ВЛ-110 кВ № 161 ТЭЦ Монди СЛПК - Сыктывкар (ВЛ-161)
5)
ВЛ-110 кВ № 162 Сыктывкар - Емваль - ПП Автодром
6)
ВЛ-110 кВ № 163 Сыктывкар - Восточная с отпайками (ВЛ-163)
7)
ВЛ-110 кВ № 164 ТЭЦ Монди СЛПК - Човью с отпайками
8)
ВЛ-110 кВ № 165 Сыктывкар - Визинга с отпайками (ВЛ-165)
9)
ВЛ-110 кВ № 166 Сыктывкар - Восточная (ВЛ-166)
10)
ВЛ 110 кВ № 170 ТЭЦ Монди СЛПК - Микунь с отпайками
11)
ВЛ 110 кВ № 171 ТЭЦ Монди СЛПК - Микунь с отпайками
12)
ВЛ-110 кВ № 172 Микунь - Жешарт с отпайками (ВЛ-172)
13)
ВЛ-110 кВ № 173 Микунь - Жешарт с отпайками (ВЛ-173)
14)
ВЛ-110 кВ № 174 Микунь - Княжпогост - Заводская
15)
ВЛ-110 кВ № 175 Микунь - Княжпогост - Заводская
16)
ВЛ-110 кВ № 176 Микунь - Вежайка - Вожская - Едва
17)
ВЛ-110 кВ № 177 Микунь - Вежайка - Едва
18)
ВЛ-110 кВ № 178 Едва - Междуреченск - Усогорск - Чернутьево
19)
ВЛ-110 кВ № 179 Едва - Междуреченск - Благоево - Усогорск
20)
ВЛ-110 кВ № 180 Восточная - Сторожевск с отпайками (ВЛ-180)
21)
ВЛ-110 кВ № 181 Восточная - Краснозатонская - Мордино
22)
ВЛ-110 кВ № 182 Сторожевск - Богородск
23)
ВЛ-110 кВ № 183 Сторожевск - Усть-Кулом с отпайкой на ПС 110 кВ Подтыбок (ВЛ-183)
24)
ВЛ-110 кВ № 184 Усть-Кулом - Пожег (ВЛ-184)
25)
ВЛ-110 кВ № 185 Пожег - Помоздино (ВЛ-185)
26)
ВЛ-110 кВ № 186 Усть-Кулом - Керчомъя
27)
ВЛ-110 кВ № 187 Керчомъя - Зимстан
28)
ВЛ-110 кВ № 188 Усть-Кулом - Усть-Нем
29)
ВЛ-110 кВ ВЛ-190 "ПС Соколовка - ПС Пажга"
30)
ВЛ-110 кВ № 192 Визинга - Куратово
31)
ВЛ-110 кВ № 193 Куратово - Объячево с отпайкой на ПС 110 кВ Спаспоруб (ВЛ-193)
32)
ВЛ-110 кВ № 194 Объячево - Летка с отпайкой на ПС Ношуль
33)
ВЛ-110 кВ № 195 Спаспоруб - Лойма
34)
ВЛ-110 кВ № 196 Визинга - Пыелдино - Подзь
35)
ВЛ-110 кВ № 197 Подзь - Койгородок
36)
ВЛ-110 кВ № 198 Летка - Гурьевка
37)
ВЛ-110 кВ № 199 Летка - Мураши (ВЛ-199)
38)
ВЛ-110 кВ № 130 Троицк - Южная
39)
ВЛ-110 кВ № 140 Зеленоборск - Ижма
40)
ВЛ-110 кВ № 141 Ижма - Щельяюр
41)
ВЛ-110 кВ № 142 Щельяюр - Усть-Цильма - Синегорье - Замежная
42)
ВЛ-110 кВ № 143 Зеленоборск - Каджером (ВЛ-143)
43)
ВЛ-110 кВ № 144 Ухта - НПЗ - Ветлосян
44)
ВЛ-110 кВ № 145 Сосногорская ТЭЦ - НПЗ с отпайкой на ПС 110 кВ Ветлосян (ВЛ-145)
45)
ВЛ-110 кВ Сосногорская ТЭЦ - Сосновка (ВЛ-147)
46)
ВЛ-110 кВ № 148 Сосногорская ТЭЦ - Городская с отпайкой на ПС 110 кВ Сосновка (ВЛ-148)
47)
ВЛ-110 кВ № 149 Ухта - Городская
48)
ВЛ-110 кВ № 150 Ухта - Н.Одес - С.Савинобор - Пашня
49)
ВЛ-110 кВ № 151 Сосногорская ТЭЦ - Пашня с отпайками
50)
ВЛ-110 кВ № 152 Сосногорская ТЭЦ - Н.Одес с отпайками (ВЛ-152)
51)
ВЛ-110 кВ № 153 Сосногорская ТЭЦ - Ухта (ВЛ-153)
52)
ВЛ-110 кВ № 154 Сосногорская ТЭЦ - Ухта (ВЛ-154)
53)
ВЛ-110 кВ № 155 Сосногорская ТЭЦ - НПС с отпайкой на ПС 110 кВ КС-10 (ВЛ-155)
54)
ВЛ-110 кВ № 156 Сосногорская ТЭЦ - НПС с отпайкой на ПС 110 кВ КС-10 (ВЛ-156)
55)
ВЛ-110 кВ № 157 Ухта - Западная
56)
ВЛ-110 кВ № 158 Ухта - Западная
57)
ВЛ-110 кВ № 161 Ухта - Крутая (ВЛ-161)
58)
ВЛ-110 кВ № 163/1 Крутая - Вой-Вож
59)
ВЛ-110 кВ № 163/2 Вой-Вож - В.Омра
60)
ВЛ-110 кВ № 163/3 Вой-Вож - Помоздино
61)
ВЛ-110 кВ № 164 В.Омра - Троицк
62)
ВЛ-110 кВ № 165 Пашня - Вуктыл 1, 2
63)
ВЛ-110 кВ № 166 Пашня - Вуктыл 1, 2
64)
ВЛ-110 кВ № 167 Ухта - Ярега - Водный
65)
ВЛ-110 кВ № 168 Ухта - Ярега - Водный
66)
ВЛ-220 кВ № 249 Усинская - КС УГПЗ
67)
ВЛ-220 кВ № 250 Усинская - КС УГПЗ
68)
ВЛ-220 кВ № 253 Усинская - Промысловая
69)
ВЛ-220 кВ № 254 Усинская - Промысловая
70)
ВЛ-110 кВ № 120 Печора - Городская с отпайкой на ПС 110 кВ ЖБИ (ВЛ-120)
71)
ВЛ-110 кВ № 121 Печора - Кожва с отпайками (ВЛ-121)
72)
ВЛ-110 кВ № 122 Чикшино - Каджером (ВЛ-122)
73)
ВЛ-110 кВ № 123 Печора - ЖБИ - Западная
74)
ВЛ-110 кВ № 124 Городская - Кожва с отпайками (ВЛ-124)
75)
ВЛ-110 кВ № 125 Кожва - Чикшино с отпайкой на ПС 110 кВ Березовка (ВЛ-125)
76)
ВЛ-110 кВ № 126 Кожва - Чикшино с отпайкой на ПС 110 кВ Березовка (ВЛ-126)
77)
ВЛ-110 кВ № 138 Зеленоборск - Лемью
78)
ВЛ-110 кВ № 140 Зеленоборск - Ижма
79)
ВЛ-110 кВ № 143 Зеленоборск - Каджером
80)
ВЛ-110 кВ № 128 Кожва - Картыель отпайка на ПС З.Соплесская
81)
ВЛ-110 кВ Воркутинская ТЭЦ-2 - Городская с отпайкой на ПС 110 кВ Юнь-Яга (ВЛ-101)
82)
ВЛ-110 кВ Воркутинская ТЭЦ-2 - Городская с отпайкой на ПС 110 кВ Юнь-Яга (ВЛ-102)
83)
ВЛ-110 кВ Воркутинская ТЭЦ-2 - Воркута (ВЛ-107)
84)
ВЛ-110 кВ Воркутинская ТЭЦ-2 - Воркута (ВЛ-108)
85)
ВЛ-110 кВ № 113 Воркута - ЦОФ
86)
ВЛ-110 кВ № 114 Воркута - ЦОФ
87)
ВЛ-110 кВ № 115 Воркута - Южная - в/ст № 4 ш. Воркутинская
88)
ВЛ-110 кВ № 116 Воркута - Южная - в/ст № 4 ш. Воркутинская
89)
ВЛ-110 кВ № 117 Воркута - Северная-2 - Шахтерская
90)
ВЛ-110 кВ № 118 Воркута - Северная-2 - Шахтерская
91)
ВЛ-220 кВ № 282 Северный Возей - Харьягинская
92)
ВЛ-220 кВ № 283 Северный Возей - Харьягинская
Подстанции 110-220 кВ
1.
ПС 110/35/6 кВ Городская (ВЭС)
2.
ПС 110/35/6 кВ Юнь-Яга (ВЭС)
3.
ПС 110/6 кВ Южная (ВЭС)
4.
ПС 110/6/6 кВ Северная-2 (ВЭС)
5.
ПС 110/10 кВ Шахтерская (ВЭС)
6.
ПС 110/6/6 кВ Вентствол № 4 ш. Воркутинская (ВЭС)
7.
ПС 110/10/6 кВ ЦОФ (ВЭС)
8.
ПС 110/6 кВ Воргашорская (ВЭС)
9.
ПС 220/35/6 кВ Промысловая (ПЭС)
10.
ПС 220/35/6 кВ КСУГПЗ (ПЭС)
11.
ПС 110/10 кВ ЖБИ (ПЭС)
12.
ПС 110/10 кВ Городская (ПЭС)
13.
ПС 110/10 кВ Западная (ПЭС)
14.
ПС 110/10 кВ Белый Ю (ПЭС)
15.
ПС 110/20/10 кВ Кожва (ПЭС)
16.
ПС 110/6 кВ Сухой-Лог (ПЭС)
17.
ПС 110/10 кВ Березовка (ПЭС)
18.
ПС 110/10 кВ Чикшино (ПЭС)
19.
ПС 110/6 кВ Западно-Соплесская (ПЭС)
20.
ПС 110/10 кВ Каджером (ПЭС)
21.
ПС 110/10 кВ Лемью (ПЭС)
22.
ПС 110/35/10 кВ Городская (ЦЭС)
23.
ПС 110/35/10 кВ КС-10 (ЦЭС)
24.
ПС 110/35/6 кВ Водный (ЦЭС)
25.
ПС 110/35/6 кВ Ярега (ЦЭС)
26.
ПС 110/35/6 кВ Ветлосян (ЦЭС)
27.
ПС 110/10 кВ Западная (ЦЭС)
28.
ПС 110/35/6 кВ Нижний Одес (ЦЭС)
29.
ПС 110/35/6 кВ Пашня (ЦЭС)
30.
ПС 110/35/6 кВ Северный Савинобор (ЦЭС)
31.
ПС 110/10 кВ Сосновка (ЦЭС)
32.
ПС 110/6 кВ Ванью (ЦЭС)
33.
ПС 110/35/6 кВ Вуктыл-1 (ЦЭС)
34.
ПС 110/35/6 кВ Вуктыл-2 (ЦЭС)
35.
ПС 110/35/10 кВ Троицк (ЦЭС)
36.
ПС 110/35/6 кВ Верхняя Омра (ЦЭС)
37.
ПС 110/10 кВ Южная (ЦЭС)
38.
ПС 110/10 кВ Крутая (ЦЭС)
39.
ПС 110/35/6 кВ Вой-Вож (ЦЭС)
40.
ПС 110/20/10 кВ Усть-Цильма (ЦЭС)
41.
ПС 110/10 кВ Синегорье (ЦЭС)
42.
ПС 110/10 кВ Замежная (ЦЭС)
43.
ПС 110/10 кВ Ижма (ЦЭС)
44.
ПС 110/10 кВ Щельяюр (ЦЭС)
45.
ПС 110/10 кВ Керчомъя (ЮЭС)
46.
ПС 110/10 кВ Пожег (ЮЭС)
47.
ПС 110/10 кВ Помоздино (ЮЭС)
48.
ПС 110/10 кВ Усть-Нем (ЮЭС)
49.
ПС 110/10 кВ Усть-Кулом (ЮЭС)
50.
ПС 110/10 кВ Зимстан (ЮЭС)
51.
ПС 110/10 кВ Богородск (ЮЭС)
52.
ПС 110/10 кВ Корткерос (ЮЭС)
53.
ПС 110/10 кВ Приозерная (ЮЭС)
54.
ПС 110/10 кВ Мордино (ЮЭС)
55.
ПС 110/10 кВ Подтыбок (ЮЭС)
56.
ПС 110/10 кВ Сторожевск (ЮЭС)
57.
ПС 110/10 кВ Койгородок (ЮЭС)
58.
ПС 110/10 кВ Подзь (ЮЭС)
59.
ПС 110/10 кВ Гурьевка (ЮЭС)
60.
ПС 110/10 кВ Летка (ЮЭС)
61.
ПС 110/10 кВ Ношуль (ЮЭС)
62.
ПС 110/10 кВ Объячево (ЮЭС)
63.
ПС 110/10 кВ Спаспоруб (ЮЭС)
64.
ПС 110/10 кВ Лойма (ЮЭС)
65.
ПС 110/10 кВ Куратово (ЮЭС)
66.
ПС 110/10 кВ Межадор (ЮЭС)
67.
ПС 110/10 кВ Пыелдино (ЮЭС)
68.
ПС 110/10 кВ Визинга (ЮЭС)
69.
ПС 110/10/6 кВ Жешарт (ЮЭС)
70.
ПС 110/10 кВ Айкино (ЮЭС)
71.
ПС 110/10 кВ Усть-Вымь (ЮЭС)
72.
ПС 110/10 кВ Благоево (ЮЭС)
73.
ПС 110/10 кВ Чернутьево (ЮЭС)
74.
ПС 110/10 кВ Едва (ЮЭС)
75.
ПС 110/10 кВ Междуреченск (ЮЭС)
76.
ПС 110/35/10 кВ Усогорск (ЮЭС)
77.
ПС 110/35/6 кВ Княжпогост (ЮЭС)
78.
ПС 110/10 кВ Серегово (ЮЭС)
79.
ПС 110/10 кВ Краснозатонская (ЮЭС)
80.
ПС 110/10 кВ Зеленец (ЮЭС)
81.
ПС 110/10 кВ Восточная (ЮЭС)
82.
ПС 110/10 кВ Западная (ЮЭС)
83.
ПС 110/10 кВ Орбита (ЮЭС)
84.
ПС 110/10 кВ Пажга (ЮЭС)
85.
ПС 110/10 кВ Часово (ЮЭС)
86.
ПС 110/10 кВ Соколовка (ЮЭС)
87.
ПС 110/10 кВ Южная (ЮЭС)
88.
ПС 110/10 кВ Човью (ЮЭС)
89.
ПС 110/10 кВ Выльгорт (ЮЭС)
90.
ПС 110/10 кВ Емваль (ЮЭС)
Приложение 7
ДАННЫЕ
ПО ТРАНСФОРМАТОРНОМУ ОБОРУДОВАНИЮ МЭС СЕВЕРО-ЗАПАДА
ПО СОСТОЯНИЮ НА 31.12.2013
№ п/п
ПС
U ном ПС, кВ
Основные данные об оборудовании
Техническое состояние
Диспетчерское наименование трансформатора
Класс напряжения, кВ
Мощность, МВА
Тип
Год ввода в эксплуатацию
Год последнего капитального (среднего) ремонта
Год последнего текущего ремонта
1
Возейская
220
Т-1
220
40
ТДТН-40000/220/35/6
1977
Не проводился
2013
Ухудшенное
Т-2
220
40
ТДТН-40000/220/35/6
1980
2006
2013
Рабочее
ТСН-1
6
0,63
ТМ-630/6/0,4
1977
Не проводился
2011
Рабочее
ТСН-2
6
0,63
ТМ-630/6/0,4
1977
Не проводился
2011
Рабочее
2
Воркута
220
АТ-1
220
125
АТДЦТН-125000/220/110
1985
Не проводился
2013
Ухудшенное
АТ-2
220
125
АТДЦТН-125000/220/110
1985
Не проводился
2013
Ухудшенное
ТСН-1-400
35
0,4
ТМ-400/35/0,4
1985
Не проводился
2012
Рабочее
ТСН-2-400
35
0,4
ТМ-400/35/0,4
1986
Не проводился
2012
Рабочее
3
Газлифт
220
Т-1
220
40
ТДТН-40000/220/35/10
1985
2012
2013
Рабочее
Т-2
220
40
ТДТН-40000/220/35/10
1985
2012
2013
Рабочее
ТСН-1
10
0,63
ТМ-630/10/0,4
1985
Не проводился
2011
Рабочее
ТСН-2
10
0,63
ТМ-630/10/0,4
1985
Не проводился
2011
Рабочее
4
Зеленоборск
220
АТ-1
220
32
АТДТГН-32000/220/110/10
1980
Не проводился
2013
Рабочее
АТ-2
220
32
АТДТГН-32000/220/110/10
1979
2001
2013
Рабочее
Т-3
10
16
ЛТМН-16000/10/
1980
2006
2013
Рабочее
Т-4
10
16
ЛТМН-16000/10/
1979
2001
2013
Рабочее
ТСН-1
10
0,63
TTD-630/10/0,4
1980
2005
2011
Рабочее
ТСН-2
10
0,63
ТМ-630/10/0,4
1979
2005
2011
Рабочее
5
Инта
220
Т-1
220
40
ТДТН-40000/220/35/10
1981
2009
2013
Ухудшенное
Т-2
220
40
ТДТН-40000/220/35/10
1981
2008
2013
Ухудшенное
Т-5
220
25
ТДТН-25000/220/35/10/6
1991
Не проводился
2011
Рабочее
ТСН-1-400
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1981
Не проводился
2011
Рабочее
ТСН-2-400
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1981
Не проводился
2011
Рабочее
6
Микунь
220
АТ-3
220
125
АТДЦТН-125000/220/110
1983
2005
2013
Ухудшенное
АТ-4
220
125
АТДЦТН-125000/220/110
1976
2002
2013
Ухудшенное
ТСН-3
10
0,63
ТМ-630/10/0,4
1968
Не проводился
2012
Рабочее
ТСН-4
10
0,63
ТМ-630/10/0,4
1968
Не проводился
2010
Рабочее
7
Печора
220
АТ-1
220
63
АТДЦТГН-63000/220/110/10
1975
2002
2013
Ухудшенное
АТ-2
220
63
АТДЦТГН-63000/220/110/10
1978
2001
2013
Рабочее
Т-3
110
16
ТДТН-16000/110/35/10
1974
Не проводился
2013
Рабочее
Т-4
110
16
ТДТН-16000/110/35/10
1974
Не проводился
2013
Рабочее
41Т
10
0,63
ТМ-630/10/0,4
1974
2006
2010
Рабочее
42Т
10
0,63
ТМ-630/10/0,4
1974
2006
2010
Рабочее
8
Северная (Се)
220
Т-3 (резерв)
220
63
ТРДЦН-63000/220/10/10
1977
Не проводился
2013
Рабочее
Т-2
220
63
ТРДЦН-63000/220/10/10
2010
Не проводился
2013
Рабочее
Т-1
220
63
ТРДЦН-63000/220/10/10
1977
2009
2013
Рабочее
41Т
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1976
Не проводился
2011
Рабочее
42Т
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1976
Не проводился
2011
Рабочее
43Т
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1976
2006
2012
Рабочее
44Т
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1976
2006
2012
Рабочее
45Т
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1976
2006
2012
Рабочее
46Т
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1976
2006
2012
Рабочее
9
Северный Возей
220
Т-1
220
25
ТДТН-25000/220/35/6
1987
Не проводился
2013
Рабочее
Т-2
220
25
ТДТН-25000/220/35/6
1986
Не проводился
2013
Ухудшенное
ТСН-1
6
0,63
ТМ-630/6/0,4
1986
Не проводился
2011
Рабочее
ТСН-2
6
0,63
ТМ-630/6/0,4
1986
Не проводился
2011
Рабочее
10
Синдор
220
Т-1
220
25
ТДТН-25000/220/35/10
1981
Не проводился
2013
Ухудшенное
Т-2
220
25
ТДТН-25000/220/35/10
1978
Не проводился
2013
Ухудшенное
ТСН-1
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1981
Не проводился
2010
Рабочее
ТСН-2
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1981
Не проводился
2010
Рабочее
11
Сыктывкар
220
АТ-2
220
125
АТДЦТН-125000/220/110/10
1992
Не проводился
2013
Ухудшенное
Т-4
110
10
ТДН-10000/110/10
1992
Не проводился
2013
Ухудшенное
ТСН-1
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1992
Не проводился
2011
Рабочее
ТСН-2
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1992
Не проводился
2012
Рабочее
12
Сыня
220
Т-1
220
25
ТДТН-25000/220/35/10
1979
Не проводился
2013
Ухудшенное
Т-2
220
25
ТДТН-25000/220/35/10
1981
Не проводился
2013
Ухудшенное
ТСН-1
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1979
Не проводился
2011
Рабочее
ТСН-2
10
0,4
ТМ-400/10/0,4
1979
Не проводился
2011
Рабочее
13
Усинская
220
Т-1
220
40
ТДТН-40000/220/35/6
1975
2006
2013
Рабочее
Т-2
220
40
ТДТН-40000/220/35/6
1975
2007
2013
Рабочее
ТСН-1
6
0,63
ТМ-630/6/0,4
1975
2005
2011
Рабочее
ТСН-2
6
0,4
ТМ-400/6/0,4
1980
2005
2011
Рабочее
Т КТП
6
0,63
ТМ-630/6/0,4
1975
2005
2011
Рабочее
14
Ухта
220
АТ-1
220
125
АТДЦТН-125000/220/110/35
1976
1991
2013
Рабочее
АТ-2
220
125
АТДЦТН-125000/220/110/35
1977
2004
2013
Рабочее
Приложение 8
ПЕРЕЧЕНЬ
МЕРОПРИЯТИЙ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И РЕКОНСТРУКЦИИ ОБЪЕКТОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 110/35 КВ
Код инвестиционного проекта
Мероприятие
Сроки выполнения
Исполнитель
Источник финансирования
По объектам напряжением 110 кВ
000-56-1-01.21-0005
000-55-1-01.20-1591
000-54-1-01.20-0334
000-52-1-01.20-0059
Реконструкция ВЛ 35-220 кВ в части расширения просек
2013 - 2017
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-54-1-01.12-0264
Реконструкция ВЛ 110 кВ № 142 с установкой секционирующего пункта 110 кВ на отпайке в сторону ПС 110/10 кВ "Замежная" (ЦЭС)
2015 - 2016
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-1-01.12-0604
Реконструкция ВЛ 110 кВ № 179: установка переключательного пункта на ответвление на ПС "Благоево" (ЮЭС)
2017 - 2018
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-1-01.12-0300
Реконструкция ВЛ 110 кВ № 163, 164 через реку Сысола (ЮЭС)
2017 - 2018
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-1-01.21-0004
000-54-1-01.21-0003
Реконструкция ВЛ 35 - 110 кВ, имеющих пересечения с автодорогами: замена опор (ЮЭС, ЦЭС)
2013 - 2015
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-1-03.13-0902
Техническое перевооружение ПС 110/10 "Западная" (ЮЭС)
2013 - 2014
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-54-1-03.13-0108
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ "Вуктыл-2" (2 этап) (ЦЭС)
2016
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-54-1-03.13-0028
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Ижма", ПС 110/10 кВ "Щельяюр", ПС 110/20/10 кВ "Усть-Цильма", ПС 110/10 кВ "Замежная", ПС 110/20/10 кВ "Синегорье" с установкой батарей статических конденсаторов на шинах 10 кВ (ЦЭС)
2014 - 2015
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-1-03.13-1151
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Айкино": замена КРУН-10 кВ (ЮЭС)
2017 - 2018
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-1-03.13-0158
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Сторожевск": замена МВ-110 кВ (3 шт.) на элегазовые выключатели 110 кВ (ЮЭС)
2015
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-52-1-03.13-0007
Реконструкция оборудования ПС 110/10 кВ "Чикшино" (ПЭС)
2018 - 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-54-1-03.13-0111
Техническое перевооружение ПС 110/10 кВ "Щельяюр": замена МВ-10 кВ на ВВ (10 шт.) (ЦЭС)
2018 - 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-1-03.13-0014
Техническое перевооружение ПС 110/10 кВ "Южная": замена ОД, КЗ 110 кВ на выключатели (3 компл.) (ЮЭС)
2018 - 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-1-03.13-0015
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ "Княжпогост": замена МВ 35 кВ на ВВ (6 шт.) (ЮЭС)
2018 - 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-52-1-03.13-0210
Техническое перевооружение ПС 110/10 кВ "Городская": замена ШУОТ-02 (ПЭС)
2016
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-2-01.12-0026
Строительство ВЛ 110 кВ ПС 220/110/10 кВ "Сыктывкар" - ПС 110/10 кВ "Краснозатонская" (ЮЭС)
2017 - 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-2-01.12-0015
Строительство ВЛ 110 кВ "ПС 110/10 кВ "Соколовка" - ПС 110/10 кВ "Пажга" с расширением ПС 110/10 кВ "Соколовка", ПС 110/10 кВ "Пажга" (№ 50-02/256 (156/761) от 06.05.2011) (ЮЭС)
2011 - 2014, 2020
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-51-2-01.12-0020
Строительство ВЛ 110 кВ и ПС 110/6 кВ Ярвож (для технологического присоединения объекта ОАО "Воркутауголь" СП "Шахта Воргашорская") (от 15.01.2013 № 50-02/421) (ВЭС)
Срок исполнения согласно условиям договора ТП
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Плата за ТП
000-54-2-01.12-0967
Строительство ВЛ 110 кВ "Зеленоборск - Ижма" на участке от ПС 110/10 кВ "Лемью" до ПС 110/10 кВ "Ижма" (ЦЭС)
2014 - 2016
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Лемью", ПС 110/10 кВ "Ижма" для строительства ВЛ 110 кВ "Зеленоборск - Ижма"
2014 - 2016
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-54-2-01.12-0511
Строительство ВЛ 110 кВ Таежная - Лемью (для технологического присоединения КС "Малоперанская" "СМГ Бованенково - Ухта") (от 03.07.2013 № 50-02/440) (ЦЭС)
Срок исполнения согласно условиям договора ТП
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Плата за ТП
000-52-2-01.12-0114
Строительство ВЛ 110 кВ для электроснабжения КС-8 "Чикшинская" в составе стройки "СМГ Бованенково - Ухта" (от 05.07.2013 № 50-02/422) (ПЭС)
Срок исполнения согласно условиям договора ТП
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Плата за ТП
000-55-2-03.13-1152
Строительство ПС 110/10 кВ "Луза" с заходами ВЛ 110 кВ, 10 кВ (ЮЭС)
2013 - 2014
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-54-2-03.13-0017
Расширение ПС 110/35/6 кВ Ярега (для технологического присоединения электроустановок Ярегского нефтетитанового месторождения) (№ 156/459/08Y1437 от 20.03.2008) (ЦЭС)
2013 - 2014
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Плата за ТП
000-54-2-01.12-0003
Строительство ВЛ 110 кВ, ПС 110/35/6 кВ "Верховье" для технологического присоединения объектов нефтедобычи Ярегского нефтетитанового месторождения (от 18.12.2013 № 50-02/521) (ЦЭС)
Срок исполнения согласно условиям договора ТП
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Плата за ТП
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Западная" (г. Ухта)
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Реконструкция ПС 110/10/6 кВ "Жешарт"
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Строительство ПС 110/10 кВ "Заречье" с установкой трансформатора 6,3 МВА
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Строительство ПС 110/10 кВ "Промышленная"
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Строительство ПС 110/10 кВ "Чит"
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Строительство ПС 110/10 кВ "Комсомольская"
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Строительство ПС 110/10 кВ "Якша"
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Строительство ПС 110/10 кВ "Том"
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Строительство ПС 110/10 кВ "Седью"
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Строительство ВЛ 110 кВ "Объячево - Койгородок" с расширением ПС 110/10 кВ "Объячево", ПС 110/10 кВ "Койгородок" (ЮЭС)
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Строительство ВЛ 110 кВ ПС 110 кВ Ижма - ПС 110 кВ Щельяюр - ПС 110 кВ Синегорье (ЦЭС)
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Строительства ВЛ 110 кВ "Пажга - Визинга" с расширением ПС 110/10 кВ "Визинга" (ЮЭС)
После 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Расширение ПС 110/20/10 кВ "Усть-Цильма" с установкой трансформатора 6,3 МВА
Срок исполнения согласно условиям договора ТП
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Плата за ТП
Строительство ВЛ 110 кВ отпайка на ПС "Юго-Западная" г. Ухта
2018 - 2020
ООО "Республиканская сетевая компания"
Собственные средства
Реконструкция ОРУ-110 кВ ПС "Заводская" г. Емва
2015
ООО "Республиканская сетевая компания"
Собственные средства
По объектам напряжением 35 кВ
000-52-1-03.21-0949
Реконструкция оборудования ПС 35/6 кВ "12У": замена КРУН-6 кВ, МВ 35 кВ на ВВ в ОРУ-35 кВ (3 шт.) (ПЭС)
2016
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-52-1-03.21-0952
Реконструкция оборудования ПС 35/6 кВ "2СВ": замена КРУН-6 кВ, МВ 35 кВ на ВВ в ОРУ 35 кВ (3 шт.) (ПЭС)
2017
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-51-1-03.21-0645
000-51-1-03.21-0947
Реконструкция ПС 35/6 кВ "Советская": замена МВ 35 кВ на ВВ (ВЭС)
2016
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-51-1-03.21-0643
000-51-1-03.21-0945
Реконструкция ПС 35/6 кВ "Усинская": замена МВ 35 кВ на ВВ (ВЭС)
2015
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-54-1-03.21-0047
Реконструкция ПС 35/6/10 кВ "Озерная" (ЦЭС)
2018
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-52-1-03.21-0126
Реконструкция ПС 35/10 кВ "Сельхозкомплекс": замена трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА, МВ-10 кВ яч. 5 на ВВ (ПЭС)
2013 - 2014
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-55-1-03.21-0218
Реконструкция ПС 35/10 кВ "Кослан": замена трансформатора 1,6 МВА на 4 МВА (ЮЭС)
2017 - 2018
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-54-1-03.21-0048
Техническое перевооружение ПС 35/10 кВ "ДСК": замена МВ 10 кВ на ВВ (3 шт.) (ЦЭС)
2018 - 2019
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
000-54-2-01.21-0004
Строительство ВЛ-35 кВ в габаритах 110 кВ и новой ПС 35/10 кВ "Мамыль" (ЦЭС)
2013 - 2015
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Собственные средства
Приложение 9
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС
РЕСПУБЛИКИ КОМИ
тыс. тут
Год
Уголь
Нефть, включая газовый конденсат
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
Производство энергетических ресурсов
2008
6532,90
19103,30
6732,10
9687,30
432,70
3274,10
2902,20
48664,6
2009
6617,30
19181,90
6846,20
9695,60
462,90
3255,00
2897,90
48956,8
2010
7223,50
18714,30
6736,90
10110,20
440,60
3273,80
2872,90
49372,2
2011
7470,40
19092,20
8233,30
9633,50
558,20
3467,20
2681,70
51136,5
2012
7570,40
19578,60
8279,00
9588,90
554,00
3396,00
2711,40
51678,3
Ввоз
2008
50,2
0
181,4
6358,2
0
19,7
0
6609,5
2009
13,3
0
218,6
6017,6
5
11,7
0
6266,2
2010
25,5
0
226,9
6348,6
71,4
38,7
0
6711,1
2011
83,7
0
329,2
6042,7
85,6
15,8
0
6557
2012
39,4
0
476,3
5877,1
52,3
24,1
0
6469,2
Вывоз
2008
-5945,8
-14145
-1887,6
-210,4
0
-253,3
0
-22442,1
2009
-5375,1
-13072,2
-2355,7
-141,5
-5,9
-233,7
0
-21184,1
2010
-6071,6
-13002,8
-2776,6
-253,5
-328,12
-187,1
0
-22619,72
2011
-6347,1
-11958,9
-4314
-282
-308,1
-377,5
0
-23587,6
2012
-6393
-12343,2
-4602,4
-368,9
-85,4
-305,6
0
-24098,5
Изменение запасов
2008
667,9
189
-35,00
0
1,6
0
0
823,5
2009
231,6
54
6,92
0
16,9
0
0
309,42
2010
-540,4
-113,4
-10,00
0
-25
0
0
-688,8
2011
-23,4
-33,1
-12,34
0
-2,5
0
0
-71,34
2012
-34,02
-48,1
-15,78
0
-7,8
0
0
-105,7
Потребление первичной энергии
2008
1305,20
5147,30
4990,90
15835,10
434,30
3040,50
2902,20
33655,50
2009
1487,10
6163,70
4716,02
15571,70
478,90
3033,00
2897,90
34348,32
2010
637,00
5598,10
4177,20
16205,30
158,88
3125,40
2872,90
32774,78
2011
1183,60
7100,20
4236,16
15394,20
333,20
3105,50
2681,70
34034,56
2012
1182,78
7187,30
4137,12
15097,10
513,10
3114,50
2711,40
33943,30
Производство электрической энергии
2008
511,00
0,00
40,00
2427,00
163,00
133,10
0,00
3274,10
2009
508,00
0,00
66,00
2420,00
160,00
101,00
0,00
3255,00
2010
508,50
0,00
66,30
2517,50
159,50
22,00
0,00
3273,80
2011
504,60
0,00
77,80
2528,30
183,80
172,70
0,00
3467,20
2012
511,00
0,00
86,30
2439,50
182,80
176,40
0,00
3396,00
Производство тепловой энергии
2008
385,20
57,00
96,00
2071,00
293,00
0,00
0,00
2902,20
2009
408,90
45,00
96,00
2019,00
329,00
0,00
0,00
2897,90
2010
456,80
44,70
98,00
1975,00
298,40
0,00
0,00
2872,90
2011
417,60
37,80
88,00
1782,10
356,20
0,00
0,00
2681,70
2012
281,20
46,60
87,00
1940,00
356,60
0,00
0,00
2711,40
Потери при передаче
2008
167,47
51,91
32,90
103,45
0,67
179,47
325,18
861,05
2009
159,93
47,34
38,12
114,89
0,71
178,64
335,72
875,35
2010
178,39
48,50
41,67
127,12
0,69
180,29
314,63
891,29
2011
181,02
46,91
40,39
118,39
0,81
184,01
321,76
893,29
2012
193,45
46,61
44,24
106,21
0,82
188,44
331,31
911,08
Конечное потребление энергетических ресурсов
2008
1164,63
13,65
902,46
10477,36
108,24
2678,59
2729,48
2009
1168,17
13,30
989,34
10669,61
89,49
2656,77
2718,63
2010
1066,04
12,98
982,08
10975,54
112,62
2702,67
2759,81
2011
1079,32
13,20
1016,79
10326,60
88,66
2745,50
2493,57
2012
1139,51
12,90
1346,72
10260,26
82,83
2731,98
2527,75
Сельское и лесное хозяйство
2008
1,05
0,00
21,78
39,60
23,96
27,00
39,21
2009
1,61
0,00
24,45
41,31
11,42
27,15
41,08
2010
1,76
0,00
50,77
44,54
37,96
29,63
48,76
2011
0,99
0,00
39,12
38,88
21,63
25,84
47,65
2012
1,08
0,00
27,55
35,77
17,05
30,21
38,75
Добыча полезных ископаемых
2008
134,80
0,00
110,98
2598,30
0,00
785,36
523,12
2009
146,76
0,00
115,54
2575,84
0,00
786,49
527,79
2010
118,35
0,00
114,67
2581,73
0,00
784,23
491,34
2011
123,03
0,00
154,68
2344,35
0,00
777,32
421,65
2012
120,19
0,00
169,14
2445,21
0,00
740,85
454,64
Обрабатывающие производства
2008
35,70
0,00
1302,60
14,02
798,58
692,45
2009
31,56
0,00
40,29
1314,75
15,06
783,66
703,96
2010
0,07
0,00
33,14
1679,65
1,89
813,50
715,00
2011
6,14
0,00
36,94
1739,54
2,58
828,25
693,41
2012
78,44
0,00
31,35
1820,09
2,02
861,49
704,51
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
2008
983,60
0,00
218,45
2598,20
16,73
377,31
188,23
2009
976,59
0,00
233,78
2658,35
17,18
368,20
218,78
2010
936,27
0,00
186,03
2524,84
15,70
386,43
157,68
2011
936,88
0,00
215,83
2517,34
17,56
389,05
121,49
2012
925,90
0,00
203,77
2437,25
21,59
361,97
122,10
Строительство
2008
1,65
0,00
42,81
1,46
4,92
31,32
13,46
2009
1,84
0,00
58,55
1,38
4,63
35,86
14,02
2010
3,61
0,00
36,59
1,27
1,73
26,27
14,25
2011
0,46
0,00
51,50
3,81
0,50
25,36
12,82
2012
0,92
0,00
78,23
7,39
0,75
30,76
10,64
Транспорт и связь
2008
7,12
0,00
220,61
2435,55
0,87
181,38
112,79
2009
9,12
0,00
228,21
2591,77
0,60
183,96
105,97
2010
4,99
0,00
261,50
2635,16
0,37
178,79
119,61
2011
10,98
0,00
210,58
2261,26
1,25
181,65
117,88
2012
12,06
0,00
520,41
1962,84
0,35
184,48
99,47
Сфера услуг
2008
0,18
0,00
4,26
2,04
21,64
210,53
365,67
2009
0,23
0,00
5,12
2,19
20,32
208,42
300,26
2010
0,15
0,00
6,21
2,77
19,45
212,63
430,84
2011
0,23
0,00
3,69
1,62
17,45
241,74
376,73
2012
0,23
0,00
4,01
0,46
17,04
235,88
358,71
Население
2008
0,53
0,00
279,36
101,60
15,78
267,11
794,55
2009
0,46
0,00
280,30
108,01
12,05
263,03
806,77
2010
0,84
0,00
290,26
102,82
26,07
271,19
782,33
2011
0,61
0,00
301,69
96,13
17,29
276,29
701,94
2012
0,69
0,00
310,56
122,55
14,13
286,34
738,93
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
2008
0,00
13,65
4,21
1398,01
10,32
0,00
0,00
2009
0,00
13,3
3,1
1376,01
8,23
0,00
0,00
2010
0,00
12,98
2,91
1402,76
9,45
0,00
0,00
2011
0,00
13,2
2,76
1323,67
10,40
0,00
0,00
2012
0,00
12,9
1,7
1428,70
9,90
0,00
0,00
Приложение 10
ПРОГНОЗ
ПРОИЗВОДСТВА И ПОЛЕЗНОГО ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
ОАО "ТГК-9" "КОМИ" И ООО "ВОРКУТИНСКИЕ ТЭЦ"
Наименование структурного подразделения
Проектная мощность, Гкал/час
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Производство, тыс. Гкал
Полезный отпуск, тыс. Гкал
Производство, тыс. Гкал
Полезный отпуск, тыс. Гкал
Производство, тыс. Гкал
Полезный отпуск, тыс. Гкал
Производство, тыс. Гкал
Полезный отпуск, тыс. Гкал
Производство, тыс. Гкал
Полезный отпуск, тыс. Гкал
Производство, тыс. Гкал
Полезный отпуск, тыс. Гкал
1
2
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
г. Сыктывкар
690
1660
1455
1588
1383
1588
1383
1588
1383
1588
1383
1588
1383
г. Ухта, в т.ч.
633
1243
1057
1215
1031
1215
1031
1215
1031
1215
1031
1215
1031
ООО "Лукойл-Ухтанефтепереработка"
28
25
25
31
31
31
31
31
31
31
31
31
31
г. Сосногорск, в т.ч.
313
424
352
410
340
410
340
410
340
410
340
410
340
ООО "Газпром переработка"
17
70
70
71
71
71
71
71
71
71
71
71
71
г. Инта
171
414
358
378
321
375
317
371
313
371
313
371
313
в том числе:
ОАО Шахта "Интауголь"
6
11
11
11
11
11
11
г. Воркута, в т.ч.
1015
1729
1611
1729
1611
1729
1611
1729
1611
1729
1611
1729
1611
ООО "Тепловые сети Воркуты"
461
1499
1499
1499
1499
1499
1499
ОАО "Воркутауголь"
41
112
112
112
112
112
112
Приложение 11
ПРОГНОЗ
РАЗВИТИЯ ТЕПЛОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА РЕСПУБЛИКИ КОМИ
ПО МУНИЦИПАЛЬНЫМ ОБРАЗОВАНИЯМ
МО
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
Модернизация
Ликвидация котельных
Замена ветхих тепловых сетей
Модернизация
Ликвидация котельных
Замена ветхих тепловых сетей
Модернизация
Ликвидация котельных
Замена ветхих тепловых сетей
Модернизация
Ликвидация котельных
Замена ветхих тепловых сетей
Модернизация
Ликвидация котельных
Замена ветхих тепловых сетей
ГО "Сыктывкар"
1/-
-
5,0
-
-
5,0
-/-
-
5,0
-/-
-
4,5
-/-
-
4,5
ГО "Ухта"
2/-
-
4,0
2/-
-
4,0
-/-
-
4,0
-/-
-
3,6
-/-
-
3,6
ГО "Инта"
1/-
-
1,0
1/-
1
1,0
1/-
-
1,0
1/-
-
0,8
1/-
-
0,8
ГО "Воркута"
1/-
-
5,0
1
-
4,5
1/-
-
4,5
1/-
-
4,2
-/-
-
4,2
ГО "Усинск"
1/-
-
3,0
1/-
-
2,5
-/-
-
2,5
-/-
-
2,5
-/-
-
1,5
МР "Печора"
2/-
-
3,5
2/-
-
3,5
1/-
-
3,5
1/-
-
3,5
1/-
-
3,0
МР "Вуктыл"
2/-
-
1,7
2/-
-
1,5
-/-
-
1,5
-/-
-
1,5
-/-
-
1,5
МР "Сосногорск"
1/-
1
2,3
1/-
-
2,5
1/-
-
2,5
1/-
-
2,0
-/-
-
2,0
МР "Троицко-Печорский"
2/-
-
1,5
2/-
-
1,5
2/-
-
1,5
2/-
-
1,5
1/-
-
1,2
МР "Усть-Цилемский"
2/-
-
0,8
2/-
1
1,0
2/-
-
1,0
2/-
-
0,8
1/-
-
0,6
МР "Ижемский"
2/-
-
0,6
2/-
1
0,8
2/-
-
0,8
-/-
-
0,8
-/-
-
0,6
МР "Усть-Куломский"
3/-
3
1,0
3/-
3
1,0
3/-
-
1,0
1/-
-
0,8
1/-
-
0,8
МР "Усть-Вымский"
2/-
-
2,2
2/-
1
2,2
2/-
-
2,2
2/-
-
2,0
1/-
-
2,0
МР "Сыктывдинский"
2/-
-
1,0
2/-
-
0,8
2/-
-
0,8
2/-
-
0,8
1/-
-
0,6
МР "Сысольский"
2/-
2
0,8
2/-
-
0,5
2/-
-
0,5
1/-
-
0,5
1/-
-
0,5
МР "Койгородский"
2/-
1
1,0
2/-
-
1,0
2/-
-
1,0
2/-
-
0,8
-/-
-
0,8
МР "Корткеросский"
2/-
1
1,5
2/-
1
1,5
2/-
-
1,5
3/-
-
1,2
1/-
-
1,0
МР "Прилузский"
2/-
2
2,5
2/-
1
2,5
2/1
-
2,5
2/-
-
2,0
1/-
-
2,0
МР "Княжпогостский"
3/-
-
2,2
3/-
-
2,0
3/-
-
2,0
3/-
-
2,0
2/-
-
2,0
МР "Удорский"
2/-
-
2,5
2/-
-
2,3
2/-
-
2,3
1/-
-
2,1
1/-
-
2,1
Приложение 12
ПРОГНОЗНЫЕ ДАННЫЕ
ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРИСОЕДИНЕНИЮ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ К СЕТЯМ
ЕНЭС НА ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ КОМИ
Юридическое наименование заявителя
Характеристика электроприемников
Точки присоединения
Класс напряжения, кВ
Мощность, МВт
N/G/R (нагрузка/генерация/заявка РСК <*>)
Предварительный год ввода по договору ТП
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Увеличение присоединенной мощности ПС 110 кВ Пажга на 6,3 МВА, увеличение отбора мощности по линиям N№ 163, 165, 166
ПС 220 кВ Сыктывкар
110
0
R
31.03.15
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Увеличение присоединенной мощности ПС 110 кВ Орбита на 25 МВА и максимальной мощности на 23,4 МВт
ПС 220 кВ Сыктывкар
110
23,4
R
31.03.2014
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Увеличение присоединенной мощности ПС 110 кВ Западная на 30 МВА и максимальной мощности на 14,1 МВт
ПС 220 кВ Сыктывкар
110
14,1
R
31 марта 2015
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Присоединение ПС 110 кВ Краснозатонская 2 с увеличением присоединенной мощности на 6 МВА и максимальной мощности на 5,7 МВт
ПС 220 кВ Сыктывкар
110
5,7
R
31 марта 2015
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Увеличение присоединенной мощности ПС 110 кВ Усть-Цильма на 6,3 МВА и максимальной мощности на 6 МВт
ПС 220 кВ Зеленоборск
110
6,0
R
31 марта 2015
ЗАО "Ямалгазинвест"
ПС 35 кВ (1 x 6,3 МВА)
ПС 220 кВ Инта
35
3,0
N
2014
ОАО "МРСК Северо-Запада"
ПС 110 кВ Ижма, ПС 110 кВ Лемью (изменение схемы присоединения)
ПС 220 кВ Зеленоборск
110
0
R
I квартал 2015
ЗАО "Ямалгазинвест"
Объект КС-5 "Усинская"
ПС 220 кВ Полярная
10
9,117
N
2014
ОАО "МРСК Северо-Запада"
ГПЭС ООО "Енисей"
ПС 220 кВ Газлифт
35
20,42
G
1 этап - 31.12.2014, 2 этап - 31.03.2015, 3 этап - 31.01.2016
ОАО "МРСК Северо-Запада"
ГПТЭС № 1 ОАО "Воркутауголь"
ПС 220 кВ Воркута
110
12,0
G
31.12.14
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Новая ПС 110 кВ при КС-8 "Чикшинская"
ПС 220 кВ Зеленоборск, ПС 220 кВ Печора
110
8,0
R
2017
ОАО "МРСК Северо-Запада"
ПС 110 кВ Ярвож (20 МВА)
ПС 220 кВ Воркута
110
9,6
R
31.12.2015
ОАО "МРСК Северо-Запада"
ПС 110 кВ Ярега (установка третьего трансформатора 25 МВА)
ПС 220 кВ Ухта
110
13,300
R
2014
--------------------------------
Примечание: <*> - РСК - распределительная сетевая компания.
Приложение 13
ПРОГНОЗНЫЕ ДАННЫЕ
ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРИСОЕДИНЕНИЮ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
К СЕТЯМ 35 - 220 КВ
Прогнозные данные по технологическому присоединению потребителей к сетям 35 - 220 кВ филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Комиэнерго"
Наименование ПС
Уровень напряжения, кВ
Наименование потребителя
Мощность по договорам на ТП, кВА
Год и мощность по заключенным договорам на ТП, кВА
2014
2015
2016
2017
2018
2019
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Воркутинские электрические сети
6049
6049
0
0
0
0
0
Горняцкий РЭС
5876
5876
0
0
0
0
0
ПС "Городская"
110/35/6
Итого
1206
1206
ПС "Тиман"
35/10/6
Итого
184
184
ПС "Октябрьская"
35/6
Итого
ПС "ВМЗ"
35/6
Итого
282
282
ПС "Воркутинская"
35/6
Итого
ПС "Вентствол № 2 ш. Воркутинская"
35/6
Итого
ПС "Карьерная"
35/6
Итого
ПС "Юнь-Яга"
110/35/6
Итого
49
49
ПС "Советская"
35/6
Итого
ПС "Усинская"
35/6
Итого
ПС "Южная"
110/6
Итого
3949
ОАО "Воркутауголь"
3949
ПС "Северная-2"
110/6/6
Итого
ПС "ЦВК"
35/6
Итого
ПС "Шахтерская"
110/10
Итого
206
206
Комсомольский РЭС
16
16
0
0
0
0
0
ПС "Вентствол № 4 ш. Воркутинская"
110/6/6
Итого
ПС "Юр-Шор"
35/6
Итого
ПС "В/ст № 3 ш. Комсомольская"
35/6
Итого
ПС "Заполярная"
35/6
Итого
ПС "Юбилейная"
35/10/6
Итого
16
16
ПС "ЦОФ"
110/10/6
Итого
ПС "Северная"
35/6
Итого
ПС "ВЦЗ"
35/6
Итого
ПС "Новая"
35/6
Итого
ПС "Воргашорская"
110/6
Итого
Интинский РЭС
157
157
0
0
0
0
0
ПС "Юго-Западная"
35/6
Итого
10
10
ПС "Интинская"
35/6
Итого
ПС "Восточная"
35/6
Итого
36
36
ПС "РВК"
35/6
Итого
4
4
ПС "Капитальная"
35/6
Итого
ПС "Коммунальная"
35/10
Итого
15
15
ПС "Районная"
35/6
Итого
92
92
ПС "Заводская"
35/6
Итого
ПС "Шахтная"
35/6
Итого
Печорские электрические сети
15221
15221
0
0
0
0
0
Усинский РЭС
12142
12142
0
0
0
0
0
ПС "Промбаза":
35/10
Итого
906
906
ПС "Насосная 1 подъема"
35/6
Итого
ПС "Сельхозкомплекс"
35/10
Итого
3208
357
ОАО "Комнедра"
1237
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
1649
ПС "Парогенераторная", 20У
35/6
Итого
ПС "Западная" (Усинский РЭС)
35/10
Итого
1614
1614
ПС "Баган" - сев. нефть
35/6
Итого
ПС "Парма"
35/6
Итого
694
694
ПС "1У"
35/6
Итого
ПС "2У"
35/6
Итого
ПС "7У"
35/6
Итого
ПС "8У"
35/6
Итого
ПС "9У"
35/6
Итого
ПС "12У"
35/6
Итого
ПС "6У"
35/6
Итого
ПС "15У"
35/6
Итого
1250
ОАО "Комнедра"
1250
ПС "Усть-Уса"
35/10
Итого
223
223
ПС "Промысловая"
220/35/6
Итого
ПС "УГПЗ"
220/35/6
Итого
4247
123
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
4124
Возейский РЭС
270
270
0
0
0
0
0
ПС "2СВ"
35/6
Итого
ПС "2В"
35/6
Итого
ПС "3В"
35/6
Итого
ПС "4В"
35/6
Итого
ПС "5В"
35/6
Итого
ПС "6В"
35/6
Итого
ПС "7В"
35/6
Итого
ПС "8В"
35/6
Итого
ПС "9В"
35/6
Итого
ПС "10В"
35/6
демонтир.
ПС "11В"
35/6
Итого
ПС "12В"
35/6
Итого
ПС "14В"
35/6
Итого
ПС "15В"
35/6
Итого
ПС "16В"
35/6
Итого
ПС "17В"
35/6
Итого
ПС "18В"
35/6
Итого
ПС "Трош"
35/10
Итого
270
270
ПС "Водозабор"
35/6
Итого
Печорский высоковольтный РЭС
510
510
0
0
0
0
0
ПС "ЖБИ"
110/10
Итого
17
17
ПС "Городская"
110/10
Итого
ПС "Западная"
110/10
Итого
381
381
ПС "Белый Ю"
110/10
Итого
112
112
Кожвинский РЭС
1257
1257
0
0
0
0
0
ПС "Кожва"
110/20/10
Итого
382
382
ПС "Сухой-Лог"
110/6
Итого
ПС "Березовка"
110/10
Итого
ПС "Чикшино"
110/10
Итого
ПС "Западный Соплеск"
110/6
Итого
52
52
ПС "Речная"
35/10
Итого
759
759
ПС "Южная"
35/10
Итого
13
13
ПС "Ермак"
35/10
Итого
51
51
Каджеромский РЭС
1042
1042
0
0
0
0
0
ПС "Каджером"
110/10
Итого
145
145
ПС "Лемью"
110/10
Итого
897
897
Центральные электрические сети
49143
46907
2146
90
0
0
0
Район трансформаторных подстанций ЦЭС
38295
38169
63
63
0
0
0
ПС "Городская"
110/35/10
Итого
4931
4852
16
63
ПС "КС-10"
110/35/10
Итого
779
779
10/20
Итого
ПС "Водный"
110/35/6
Итого
248
248
ПС "Ярега"
110/35/6
Итого
20165
165
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
14149
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
5851
ПС "Ветлосян"
110/35/6
Итого
109
109
ПС "Западная"
110/10
Итого
7935
4863
ООО "ЗемПроект"
3072
ПС "Геолог"
35/10
Итого
25
25
ПС "ДСК"
35/10
Итого
1972
271
ООО "Энерготрейд"
1701
ПС "Боровая"
35/10
Итого
28
28
ПС "Озерная"
35/6
Итого
35/10/6
Итого
1520
1520
35/10
Итого
ПС "Седью"
35/6
Итого
215
215
ПС "Дальняя"
35/6
Итого
71
71
ПС "Водовод"
35/6
Итого
ПС "Первомайская"
35/6
Итого
ПС "Герд-Ель"
35/6
Итого
297
250
47
Сосногорский РЭС
3408
3381
0
27
0
0
0
ПС "Н.Одес"
110/6
Итого
55
55
110/35/6
Итого
ПС "Пашня"
110/35/6
Итого
ПС "Савинобор"
110/35/6
Итого
1648
ООО "РСК"
1648
ПС "Сосновка"
110/10
Итого
1509
1482
27
ПС "Джьер"
35/6
Итого
6/10
Итого
ПС "Ванью"
110/6
Итого
120
120
ПС "Металлобаза"
35/6
Итого
5
5
ПС "Керки"
35/6
Итого
71
71
ПС "Водозабор"
35/6
Итого
Вуктыльский РЭС
113
113
0
0
0
0
0
ПС "Вуктыл-1"
110/35/6
Итого
ПС "Вуктыл-2"
110/35/6
Итого
ПС "Промбаза"
35/6
Итого
73
73
ПС "2-й микрорайон"
35/6
Итого
20
20
ПС "ГОС"
35/6
Итого
ПС "1-й подъем"
35/6
Итого
ПС "Дутово"
35/10
Итого
ПС "УКПГ-1"
35/6
Итого
ПС "УКПГ-2"
35/6
Итого
ПС "УКПГ-4"
35/6
Итого
ПС "УКПГ-8"
35/6
Итого
ПС "Подчерье"
35/10
Итого
20
20
ПС "Кырта"
35/0,4
Итого
ПС "2-й подъем"
35/0,4
Итого
Троицко-Печорский РЭС
4948
2865
2083
0
0
0
0
ПС "Троицк"
110/35/10
Итого
4407
293
ООО "ПечораЭнергоРесурс"
2031
ООО "Азимут"
2083
ПС "Верхняя Омра"
110/35/6
Итого
ПС "Южная"
110/10
Итого
62
62
ПС "Крутая"
110/10
Итого
34
34
ПС "Комсомольская"
35/10
Итого
297
297
ПС "Белый Бор"
35/10
Итого
ПС "Мылва"
35/10
Итого
26
26
ПС "Илыч"
35/6
Итого
22
22
35/10
Итого
ПС "Войвож"
110/35/6
Итого
28
28
"900" (Н.Омра)
35/6
Итого
54
54
"200"
35/6
Итого
"220" (Бадьель)
35/0,4
Итого
"700"
35/6
Итого
18
18
Усть-Цилемский РЭС
925
925
0
0
0
0
0
ПС "Усть-Цильма"
110/20/10
Итого
722
722
ПС "Синегорье"
110/10
Итого
19
19
ПС "Замежная"
110/10
Итого
184
184
Ижемский РЭС
1454
1454
0
0
0
0
0
ПС "Ижма"
110/10
Итого
995
995
ПС "Щельяюр"
110/10
Итого
459
459
Южные электрические сети
87671
86299
1382
0
0
0
0
Усть-Куломский РЭС
4329
4329
0
0
0
0
0
ПС "Керчомъя"
110/10
Итого
26
26
ПС "Пожег"
110/10
Итого
171
171
ПС "Помоздино"
110/10
Итого
505
505
ПС "Усть-Нем"
110/10
Итого
705
705
ПС "Усть-Кулом"
110/10
Итого
2809
2809
ПС "Зимстан"
110/10
Итого
113
113
Корткеросский РЭС
9799
9799
0
0
0
0
0
ПС "Богородск"
110/10
Итого
489
489
ПС "Корткерос"
110/10
Итого
5844
5844
ПС "Приозерная"
110/10
Итого
1220
907
ООО "Локчимдор"
313
ПС "Мордино"
110/10
Итого
559
179
Администрация МР Корткеросский
380
ПС "Подтыбок"
110/10
Итого
743
743
ПС "Сторожевск"
110/10
Итого
944
944
Койгородский РЭС
560
560
0
0
0
0
0
ПС "Койгородок"
110/10
Итого
513
513
ПС "Подзь"
110/10
Итого
47
47
Прилузский РЭС
6938
6938
0
0
0
0
0
ПС "Гурьевка"
110/10
Итого
291
291
ПС "Летка"
110/10
Итого
489
489
ПС "Ношуль"
110/10
Итого
529
529
ПС "Объячево"
110/10
Итого
5049
3692
ООО "Лузалес"
1357
ПС "Спаспоруб"
110/10
Итого
482
482
ПС "Лойма"
110/10
Итого
98
98
Сысольский РЭС
1905
1905
0
0
0
0
0
ПС "Куратово"
110/10
Итого
120
120
ПС "Межадор"
110/10
Итого
335
335
ПС "Пыелдино"
110/10
Итого
123
123
ПС "Визинга"
110/10
Итого
1327
1327
Усть-Вымский РЭС
1154
1154
0
0
0
0
0
ПС "Жешарт"
110/10/6
Итого
225
225
ПС "Айкино"
110/10
Итого
623
623
ПС "Усть-Вымь"
110/10
Итого
306
306
Удорский РЭС
619
619
0
0
0
0
0
ПС "Благоево"
110/10
Итого
33
33
ПС "Чернутьево"
110/10
Итого
5
5
ПС "Едва"
110/10
Итого
ПС "Междуреченск"
110/10
Итого
54
54
ПС "Усогорск"
110/35/10
Итого
427
427
ПС "Кослан"
35/10
Итого
100
100
Княжпогостский РЭС
3059
3059
0
0
0
0
0
ПС "Княжпогост"
110/35/6
Итого
427
427
ПС "Серегово"
110/10
Итого
1891
219
ООО "Энерготрейд"
1672
ПС "Железнодорожная"
35/6
Итого
546
546
35/10
Итого
ПС "Онежье"
35/10
Итого
160
160
ПС "Тракт"
35/10
Итого
19
19
ПС "Весляна"
35/10
Итого
ПС "Ропча"
35/10
Итого
16
16
Сыктывдинский РЭС
59308
57936
1382
0
0
0
0
ПС "Краснозатонская"
110/10
Итого
6987
6966
21
ПС "Зеленец"
110/10
Итого
2050
2050
ПС "Восточная"
110/10
Итого
5462
5451
11
ПС "Западная"
110/10
Итого
6269
4672
ООО "Мегаальянс ПФК"
1597
ПС "Орбита":
110/10
Итого
14535
5027
ИП Роздухов М.Е.
3299
"Центр Премьер"
4330
ООО "Стройбизнес"
1023
ООО "СТК-Инвест"
856
ПС "Пажга"
110/10
Итого
5202
2986
ООО "РСК"
2216
ПС "Часово"
110/10
Итого
438
438
ПС "Соколовка"
110/10
Итого
665
665
ПС "Южная"
110/10
Итого
12030
4378
8
БУ УКС МО ГО Сыктывкар
1633
ГКУ РК Инвестстройцентр
1310
ООО "Сыктывкарский промкомбинат"
1020
ООО "Тиман Жилой комплекс"
3665
ПС "Човью"
110/10
Итого
736
736
ПС "Выльгорт"
110/10
Итого
3979
3963
16
ПС "Емваль"
110/10
Итого
955
955
Итого по филиалу:
158 084
154 476
3 528
90
0
0
0
Прогнозные данные по технологическому присоединению потребителей к сетям 35 - 220 кВ ООО "Республиканская сетевая компания"
ПС "Западная", г. Ухта
110/10
Итого
1281
554
ПС "Орбита", г. Сыктывкар
110/10
Итого
3039
752
2287
ПС "Вожская"
110/10
Итого
150
ПС "Западная", г. Сыктывкар
110/10
Итого
323
ПС "Затон", г. Сыктывкар
110/10
Итого
382
ПС "Южная", г. Сыктывкар
110/10
Итого
5547
1139
2024
800
ПС "Северный Савинобор"
110/35/6
ООО "Нобель-Ойл"
1500
Итого по ООО "Республиканская сетевая компания":
8 157
2 445
3031
800
Прогнозные данные по технологическому присоединению потребителей к сетям 35 - 220 кВ ООО "Энерготрейд"
ПС "Восточная" г. Сыктывкар
110/10
Итого
462
ГРУ-10 ТЭЦ ОАО "Монди СЛПК"
10
Итого
600
ПС "ДСК" г. Ухта
35/10
Итого
1900
ПС "Серегово"
110/10
с. Серегово - санаторный комплекс
4390
4390
ПС "Южная" г. Сыктывкар
110/10
Итого
1668
530
ПС "Озерная"
35/10/6
ИП Румынин М.В.
300
ПС "Западная" г. Ухта
110/10
ООО "Максимум"
161
ПС "Усть-Кулом"
110/10
ООО Норд Вуд Трейд
328
ПС "Човью"
110/10
ИП Румынин М.В.
100
ПС "Часово"
110/10
Администрация Главы РК
510
ПС "Доманик"
35/6
ОАО "Ярега-Руда
567
ПС "Усогорск"
110/10
ООО "Нордберри"
100
ПС "Орбита"
110/10
ООО "Томстрой"
670
670
Итого по ООО "Энерготрейд":
12 222
2 445
530
0
0
0
0
Приложение 14
БЛОК-СХЕМА
ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ЗА ПРЕДЕЛЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Переток мощности между энергосистемами
Архэнерго ВЛ-220 кВ max выдача 190,2 МВт
ПС Урдома
Микунь - Урдома max прием - 82,3 МВт
Архэнерго ВЛ-110 кВ max выдача 12,0 МВт Энергосистема
ПС Ярегский Республики Коми
Яренск max прием - 19,9 МВт
Архэнерго ВЛ-199 (ВЛ-110 кВ max выдача 14,2 МВт
ПС Мураши
Летка - Мураши) max прием - 29,6 МВт
СОКРАЩЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
кВт
- киловатт
кВтч
- киловатт-час
Гкал
- гигакалория
тут
- тонн условного топлива
т
- тонн
МВт
- мегаватт
МВА
- мегавольт-ампер
куб.м
- кубический метр
км
- километров
тыс.
- тысяча
млн.
- миллион
млрд.
- миллиард
ВЛ
- воздушные линии электропередачи
ПС
- подстанция
МО
- муниципальное образование
МР
- муниципального района
ТЭС
- тепловая электростанция
ТЭК
- топливно-энергетический комплекс
ТЭР
- топливно-энергетические ресурсы
ЕЭС
- единая энергетическая система
ОЭС
- объединенные энергетические системы
ТЭЦ
- теплоэлектроцентраль
ГРЭС
- государственная районная электростанция
ГЭС
- гидроэлектростанция
РУ
- распределительное устройство
ГПТЭС
- газопоршневые теплоэлектростанции
ВИЭ
- возобновляемые источники энергии
ЛЭП
- линия электропередачи
ФСК
- федеральная сетевая компания
ТГК
- территориальная генерирующая компания
ОГК
- оптовая генерирующая компания
УНМ
- Усинское нефтяное месторождение
КС
- компрессорная станция
НМ
- нефтяное месторождение
------------------------------------------------------------------
По датам
Информация
Ключевые слова