Схема и программа развития электроэнергетики Республики

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