Российский Правовой Портал

Распоряжение Правительства РБ от 29.04.2016 N 239-р "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Республики Бурятия на 2017 - 2021 годы"

Текст документа по состоянию на июль 2016 года
В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":
1. Утвердить прилагаемую Схему и Программу развития электроэнергетики Республики Бурятия на 2017 - 2021 годы.
2. Настоящее распоряжение вступает в силу со дня его подписания.

Исполняющий обязанности Председателя Правительства Республики Бурятия И.ЕГОРОВ

Утверждена Распоряжением Правительства Республики Бурятия от 29.04.2016 N 239-р

СХЕМА И ПРОГРАММА

РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ НА 2017 - 2021 ГОДЫ


Глава 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА

Республика Бурятия как самостоятельный субъект Российской Федерации входит в состав Сибирского федерального округа.
Муниципально-территориальное устройство Республики Бурятия включает 21 муниципальный район, 2 городских округа, 18 городских поселений, 255 сельских поселений.
Столица республики - г. Улан-Удэ. Крупные города - Северобайкальск, Кяхта, Гусиноозерск, Закаменск, Бабушкин.
В Республике Бурятия проживает 978,495 тыс. человек. Соотношение городского и сельского населения составляет соответственно 58,91% и 41,09%.
Территория Республики Бурятия составляет 351,3 тыс. км2.
Климат Бурятии - резко континентальный, с холодной зимой и жарким летом. Зима холодная, с сухим морозом и малым количеством снега. Весна ветреная, с заморозками и почти без осадков. Лето короткое, с жаркими днями и прохладными ночами, с обильными осадками в июле и августе. Осень наступает незаметно, без резкой смены погоды, в отдельные годы она бывает долгой и теплой. Средняя температура летом +18,5 °С, зимой -22 °С, а среднегодовая температура -1,6 °С. За год в среднем выпадает 244 мм осадков. На территории Бурятии находится большая часть (около 60% береговой линии) озера Байкал - самого глубокого пресноводного озера в мире. Длина Байкала - 636 км, ширина - от 25 до 79 км. Общая длина береговой линии Байкала 2100 км, а площадь акватории - 31,5 тыс. м2. Максимальная глубина - 1637 м, средняя - 730 м. Байкал является природным резервуаром пятой части мировых запасов пресной воды высочайшего качества. В озере обитает 2500 различных видов животных и рыб, 250 из которых являются эндемиками.
На территории Бурятии находится около 50% общероссийских разведанных запасов свинцово-цинковых руд, 35% молибдена, 26% запасов плавикового шпата. Уникальные запасы разнообразных (от белого до черного) сортов нефрита.
Республика богата минерально-сырьевыми ресурсами. На территории Бурятии за 50 лет активной деятельности геологами разведано более 700 месторождений различных полезных ископаемых, из них более 600 учтены государственным балансом России и территориальным балансом Республики Бурятия. Среди выявленных месторождений 247 - золота (228 россыпных, 16 рудных и 3 комплексных). В перечне стратегических видов минерального сырья находятся 7 месторождений вольфрама, 13 - урана, 4 - полиметаллов, по 2 - молибдена и бериллия, по одному - олова и алюминия. Республика Бурятия располагает крупной предварительно оцененной сырьевой базой урана. Балансовые запасы 8 месторождений плавикового шпата способны обеспечить нужды металлургических предприятий Сибири и Дальнего Востока в кусковом флюорите. Балансовых запасов 10 месторождений бурого и 4 месторождений каменного угля хватит на сотни лет для обеспечения потребностей топливно-энергетического комплекса Бурятии. На территории республики выявлены также 2 месторождения асбеста, ряд нефритовых и строительного сырья, а также апатита, фосфорита, графита и цеолитов. Недра Бурятии содержат 48% балансовых запасов цинка России, 24% - свинца, 37% - молибдена, 27% - вольфрама, 16% - плавикового шпата и 15% - хризотил-асбеста. Большинство крупных и уникальных месторождений полезных ископаемых расположены в радиусе до 200 км от ближайших железнодорожных линий ВСЖД и БАМ. Степень геологической изученности недр республики позволяет прогнозировать обнаружение здесь новых перспективных месторождений различных полезных ископаемых, в том числе и новых генетических типов.
По данным государственного учета лесного фонда, общая площадь лесного фонда и лесов, не входящих в лесной фонд, составляет 20,7 млн. га. Запас древесины около 1800 млн. м3, спелой и перестойной - около 770 млн. м3, возможных для эксплуатации - 235 млн. м3. Лесистость территории около 63%. Преобладают хвойные породы.
Освоение лесных ресурсов затруднено по экономическим и природным условиям. Более 46% лесного фонда находится в зоне Байкала, здесь сконцентрированы наиболее ценные и продуктивные древостои, осуществляется до 87% лесозаготовок. Лесные ресурсы северо-востока и частично юго-запада значительны, но труднодоступны.
По территории республики проходят Транссибирская железная дорога (г. Улан-Удэ - узловая станция Восточно-Сибирской железной дороги), Байкало-Амурская магистраль, автомагистрали федерального значения. Протяженность железнодорожных путей в Бурятии составляет 1227 км. Эксплуатационная длина автомобильных дорог - 13432,7 км.
В Бурятии имеется один аэропорт (Международный аэропорт "Байкал" города Улан-Удэ). Основные производительные силы сосредоточены в г. Улан-Удэ.
Крупные промышленные предприятия:
- ОАО "Улан-Удэнский авиационный завод";
- ОАО "Бурятзолото";
- Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал ОАО "Желдорреммаш";
- ОАО "Улан-Удэнское приборостроительное производственное объединение";
- ОАО "Селенгинский целлюлозо-картонный комбинат";
- ОАО "Байкальская лесная компания";
- ООО "Бурятмяспром";
- ОАО "Бурятхлебпром";
- АО "Молоко Бурятии".
Территория Республики Бурятия богата полезными природными ресурсами, есть необходимый потенциал для развития туристического бизнеса, сельского хозяйства, горнодобывающей отрасли, что показывает Республику Бурятия привлекательной площадкой для инвестиционной деятельности.

Глава 2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ

2.1. Характеристика энергосистемы Республики Бурятия

Энергосистема Республики Бурятия (далее - ЭС РБ) работает в составе Единой энергетической системы России.
На территории Республики Бурятия расположены следующие поставщики электроэнергии и мощности на Оптовый рынок электрической энергии (далее - ОРЭМ):
- Гусиноозерская ГРЭС - филиал АО "Интер РАО - Электрогенерация";
- Улан-Удэнская ТЭЦ-1 "Генерация Бурятии" - филиал ПАО "ТГК-14" (в состав входят также Улан-Удэнская ТЭЦ-2, Тимлюйская ТЭЦ - поставщики тепловой энергии и горячего водоснабжения (далее - ГВС)).
Прочие электростанции:
- ТЭЦ ОАО "Селенгинский ЦКК" - станция промышленного предприятия;
- дизельные электростанции - используемые в аварийных и ремонтных схемах. Собственниками являются различные субъекты электроэнергетики (сетевые компании, крупные потребители).
Из основных сетевых компаний, работающих на территории Республики Бурятия, необходимо выделить:
- филиал ПАО "ФСК ЕЭС" Забайкальское предприятие МЭС - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 220 кВ и выше;
- филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 110 кВ и ниже;
- АО "Улан-Удэ Энерго" - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 35 кВ и ниже в г. Улан-Удэ;
- Восточно-Сибирская дирекция по энергообеспечению Трансэнерго ОАО "РЖД" - эксплуатация электрических сетей и подстанций;
- ООО "ЭНКОМ" - эксплуатация электрических сетей и подстанций напряжением 110 кВ и ниже.
Помимо крупных сетевых компаний в Республике Бурятия зарегистрированы 18 территориальных сетевых компаний.
Потребители электроэнергии - субъекты ОРЭМ на территории Республики Бурятия:
- по состоянию на 01.05.2016 гарантирующим поставщиком на территории Республики Бурятия является ОАО "Читаэнергосбыт" (приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 08.05.2014 N 252);
- ООО "Главэнергосбыт" осуществляет покупку для ОАО "Разрез Тугнуйский";
- ООО "Русэнергосбыт" осуществляет покупку для ОАО "РЖД" на территории Бурятии;
- ЗАО "Система" осуществляет покупку для ООО "Тимлюйский цементный завод" и ООО "Тимлюйский завод";
- ООО "Инженерные изыскания" осуществляет покупку для ОАО "Бурятзолото" (рудник "Ирокинда" и рудник "Холбинский");
- МУП "ЖКК Баунтовского эвенкийского района".
Функции оперативно-диспетчерского управления на территории Республики Бурятия осуществляет филиал ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Бурятия" (далее - Бурятское РДУ).
Характеристика энергосистемы представлена в таблице 1.

Характеристика энергосистемы Республики Бурятия

Таблица 1

Показатель
Значение
Площадь территории, тыс. км2
351,3
Население республики, тыс. чел.
978,495
Потребление электроэнергии, 2015 г., млн. кВт.ч
5363,855
Максимум потребления мощности, 2015 г., МВт
944,9
Установленная мощность электростанций всего, МВт
1333,39
Гусиноозерская ГРЭС, МВт
1130,00
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, МВт
148,77
Селенгинский ЦКК, МВт
36,00
Дизельные ЭС, МВт
18,62
Протяженность ВЛ 500 - 110 кВ и ниже, всего, км
33469,1
ВЛ 500 кВ (в работе на 220 кВ), км
311,4
ВЛ 220 кВ, км
2809,7
ВЛ 110 кВ, км
3006,5
ВЛ 35 кВ и ниже, км
27341,5
Количество подстанций, шт.
5570
Напряжением 220 кВ, шт.
25
Напряжением 110 кВ и ниже, шт.
177
ТП, РП, КТП, шт.
5369

В республике существует два электрически не связанных между собой энергорайона - "Южный" и "Северобайкальский". На рисунке 1 (не приводится) представлена общая схема электрических сетей Республики Бурятия.

Рис. 1. Карта-схема электрических сетей Республики Бурятия

Рисунок не приводится.

Характеристика электрических сетей Республики Бурятия

Южный энергорайон

Основная электрическая сеть энергосистемы (далее - ЭС) Южного района сформирована из линий электропередач и подстанций напряжением 110 - 220 кВ. Сеть 220 кВ закольцована.
Южный энергорайон энергосистемы (далее - ЭС) Республики Бурятия связан с энергосистемами:
Иркутской области, Забайкальского края, центрального региона Монголии.
С ЭС Иркутской области имеется связь:
- ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Ключи (ВЛ-582);
- ВЛ 220 кВ Мысовая - Байкальск с отпайкой на ПС Переемная (МБ-273);
- ВЛ 220 кВ Выдрино - БЦБК (ВБ-272);
- ВЛ 110 кВ Култук - Зун-Мурино с отпайкой на ПС Быстрая (КЗМ-135).
С ЭС Забайкальского края имеется связь:
- ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальская (ВЛ-583);
- ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Кижа (КПЗ-283);
- ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Новоильинск (НПЗ-282-284);
- ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Саган-Нур (СПЗ-262);
- ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская - Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123).
С центральным регионом ЭС Республики Монголия имеется связь:
- ВЛ 220 кВ Селендума - Дархан I цепь (СД-257);
- ВЛ 220 кВ Селендума - Дархан II цепь (СД-258).
Из-за отсутствия крупных энергоемких потребителей в ЭС график спроса электроэнергии и мощности имеет нестабильный характер с выраженными утренними и вечерними максимумами и дневными и ночными минимумами.
Максимум потребления в энергорайоне в 2015 году составил 684,5 МВт (в 2014 г. - 887 МВт, в 2013 г. - 878 МВт).
Минимум потребления Южного района составил 280,7 МВт в 2015 году (в 2014 г. - 272 МВт, в 2013 г. - 281 МВт).

Северобайкальский энергорайон

Северобайкальский энергорайон ЭС Республики Бурятия является транзитным и связан с ЭС Иркутской области и ЭС Забайкальского края.
С ЭС Иркутской области имеется связь:
- ВЛ 220 кВ Улькан - Дабан (УД-32);
- ВЛ 220 кВ Кунерма - Северобайкальск (КС-33);
- ВЛ 220 кВ Таксимо - Мамакан и ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамакан с отпайками (обеспечивается питание Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области).
С ЭС Забайкальского края имеется связь:
- ВЛ 220 кВ Таксимо - Куанда (ТК-47);
- ВЛ 110 кВ Таксимо - Чара с отпайками (ТТ-72) (нормально отключена со стороны ПС 220 кВ Чара).
Электрические сети от Усть-Илимской ГЭС через ПС 220 кВ Коршуниха до ПС 220 кВ Чара выполнены подвеской двух цепей на одни опоры. Протяженность транзита от Усть-Илимской ГЭС до ПС 220 кВ Таксимо составляет 1047 км. Магистраль проходит по горному лавиноопасному, сейсмически активному району. Основной потребитель Северного энергорайона - электротяга (до 60% потребления) - потребитель I категории надежности, в т.ч. особой группы I категории: Северо-Муйский тоннель длиной 15,4 км, Байкальский тоннель длиной 7,5 км и четыре Мысовых тоннеля суммарной длиной 5,2 км. Генерирующих станций в Северном энергорайоне нет.
Суммарное потребление Северобайкальского энергорайона с учетом перетока в ЗАО "Витимэнерго" и ЭС Забайкальского края в период максимальных нагрузок достигает 225 МВт. Для непревышения МДП (205 МВт) в сечении Иркутск - Бурятия (Северобайкальский энергорайон) по ВЛ 220 кВ Киренга - Улькан (КУ-30), ВЛ 220 кВ Киренга - Кунерма (КК-31) проводятся схемно-режимные мероприятия по переносу точки раздела с Забайкальской энергосистемой с ПС 220 кВ Хани на ПС 220 кВ Таксимо, а в случае невозможности выполнения схемно-режимных ситуаций или их неэффективности вводятся ограничения режима потребления.
В ремонтной схеме - при отключении одной из линий на транзите - максимально допустимый переток составляет 190 МВт.
Подключение новых потребителей невозможно без выполнения мероприятий по усилению электрических сетей. В настоящее время имеются заявки на технологическое присоединение к сетям: увеличение перевозок ОАО "РЖД" (по Северобайкальскому энергорайону), ОАО "Полюс Золото" (Бодайбинский и Мамско-чуйский районы) и ряд других. Выданы технические условия на технологическое присоединение Удоканского ГОКа мощностью 50 МВт с питанием от ОЭС Востока.
Баланс мощности ЭС Республики Бурятия на час прохождения максимума потребления территории по состоянию на 25 декабря 2015 г. представлен в приложении N 4.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии и структура электропотребления ЭС Республики Бурятия

Информация электропотребления ЭС Республики Бурятия за период 2011 - 2015 годы представлена в таблице 2.

Динамика электропотребления Республики Бурятия за период с
2011 по 2015 годы

Таблица 2

Наименование/годы
2011
2012
2013
2014
2015
Электропотребление, млн. кВт.ч
5350
5462
5484
5408
5364
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт.ч
-140
112
22
-76
-44
Среднегодовые темпы прироста, %
-2,5
2,05
0,4
-1,4
-0,81

Электропотребление региона в последние два года имеет незначительное снижение. В 2015 году по сравнению с 2014 годом электропотребление уменьшилось на 44 млн. кВт.ч, или на 0,81%.
По данным "Отчета о функционировании ЕЭС России в 2015 году", опубликованного на сайте ОАО "СО ЕЭС" 1 февраля 2016 года, в 2015 году в энергосистеме России в целом зафиксировано понижение потребления электрической энергии по сравнению с 2014 годом на 0,55% (1008,25 млрд. кВт.ч), а по ОЭС Сибири также зафиксировано снижение потребления на 0,3% (203,53 млрд. кВт.ч).
При этом "Схемой и программой развития ЕЭС России на 2015 - 2021 гг.", утвержденной приказом Минэнерго России от 9 сентября 2015 года N 627, темп роста потребления электрической энергии по ОЭС Сибири в 2015 году планировался на уровне 0,34%.
График электропотребления Республики Бурятия за период с 2011 по 2015 гг. показан на рисунке 2 (не приводится).

Рис. 2. Электропотребление территории Республики Бурятия за период с 2011 по 2015 гг.

Рисунок не приводится.

Структура электропотребления Республики Бурятия по видам экономической деятельности

В таблице 3 представлено изменение в структуре электропотребления территории Республики Бурятия в 2011 - 2015 годах.

Структура электропотребления на территории Республики
Бурятия за период 2011 - 2015 гг.

Таблица 3

Потребление электроэнергии

Доля в структуре потребления/полезном отпуске, %
Отклонение (+, -), %
2011
2012
2013
2014
2015
Всего
5349956
5461737
5484027
5408533
5363855

-0,8
Собственные нужды электростанций
516806
506109
516171
499409
591180
11,0
18,4
Потери в сетях
1279653
1235711
1040742
933521
1081083
20,2
15,8
Производственные нужды
102833
103023
104350
99300
97384
1,8
-1,9
Хоз. нужды энергосистемы
18025
24593
26756
22667
10507
0,2
-53,6
Полезный отпуск потребителям
3451870
3592301
3796008
3853636
3583700
66,8/100
-7,0
в том числе:







Промышленность - всего
743112
761273
750845
722823
755865
14,1/21,09
4,6
в том числе:







электроэнергетика
4139
4170
4648
9021
6303
0,1/0,2
-30,1
топливная
101231
103161
120099
114947
113648
2,1/3,2
-1,1
черная металлургия
284
256
311
707
435
0,01/0,01
-38,4
цветная металлургия
131784
144318
158434
157164
168674
3,1/4,7
7,3
химическая и нефтехим.
2587
3156
2013
1502
1368
0,03/0,04
-8,9
машиностроение
155245
165238
161459
112029
130941
2,4/3,7
16,9
деревообр. и ц/бумаж.
189187
192705
155728
168527
195611
3,6/5,5
16,1
промышленность стройматериалов
78648
83761
92723
89099
64069
1,2/1,8
-28,1
легкая
1097
1334
1313
1250
1284
0,02/0,04
2,7
пищевая
43806
46806
48737
44150
47827
0,9/1,3
8,3
другие промышленные производства
15836
16368
20920
24427
25705
0,5/0,7
5,2
Сельское хозяйство
16904
16942
19367
20633
17713
0,3/0,5
-14,2
Лесное хозяйство
1507
981
807
406
3876
0,1/0,1
854,6
Рыбоводство
1736
1912
1964
1683
1228
0,02/0,03
-27,1
Транспорт и связь
1071740
1121094
1165801
1185432
1177783
22,0/32,9
-0,6
Строительство
37095
40179
40977
38540
37948
0,7/1,1
-1,5
Прочие отрасли
812108
822920
876247
926709
707669
13,2/19,7
-23,6
в т.ч. ЖКХ
160980
138817
174271
165252
182803
3,4/5,1
10,6
население - всего
767668
827000
940000
957410
881618
16,4/24,6
-7,9
в т.ч. сельское
275966
298490
345159
380387
341191
6,4/9,5
-10,3

Структура электропотребления республики состоит из следующих основных элементов:
- "Полезный отпуск" - 66,8%, или 3583700 тыс. кВт.ч;
- "Потери в сетях" - 20,2%, или 1081083 тыс. кВт.ч;
- "Собственные нужды станций" 11%, или 591180 тыс. кВт.ч.
Из приведенных данных таблицы 3 видно, что в 2015 году по сравнению с 2014 годом произошло изменение по всем основным элементам электропотребления:
- по структуре "Полезный отпуск" произошло понижение величины на 7%;
- по структуре "Потери в сетях" наблюдается рост показателя на 15,8%;
- по структуре "Собственные нужды станций" наблюдается рост на величину 18,4%.
Структура полезного отпуска состоит из следующих основных элементов:
- "Транспорт и связь" - 33%, или 1177783 тыс. кВт.ч;
- "Прочие отрасли" - 20%, или 707669 тыс. кВт.ч;
- "Население" - 25%, или 881618 тыс. кВ.ч;
- "Промышленность" - 21%, или 755865 тыс. кВт.ч;
- "Строительство" - 1%, или 37948 тыс. кВт.ч.

Рис. 3. Структура потребления электроэнергии по видам экономической деятельности за 2015 г. (в %)

Рисунок не приводится.

Баланс мощности энергосистемы Республики Бурятия в период прохождения максимума представлен в приложении N 4.

2.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей электрической энергии в регионе

Список основных крупных потребителей электроэнергии в энергосистеме представлен в таблице 4.

Список крупных потребителей электрической энергии за 2015
год

Таблица 4

N п/п
Наименование потребителя
Адрес потребителя
Вид деятельности
Объем потребления, млн. кВт.ч
1
ОАО "Бурятзолото"
670045, Бурятия Респ., Улан-Удэ г., Шаляпина ул., дом N 5, корпус В
Добыча руд и песков драгоценных металлов (золота, серебра и металлов и т.д.)
119,7
2
ПАО "ТГК-14"
672090, Забайкальский край, г. Чита, ул. Профсоюзная, д. 23
Выработка электро- и теплоэнергии
96,98
3
АО "Разрез Тугнуйский"
671353, Республика Бурятия, Мухоршибирский р-он, п. Саган-Нур, пр. 70 лет Октября, 49
Угольная промышленность
78,45
4
ОАО "Улан-Удэнский авиационный завод"
670009, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Хоринская, 1
Самолетостроение
70,381
5
ЗАО "Система"
650000, Россия, г. Кемерово, ул. Карболитовская, дом 1, офис 104
Энергосбытовая компания
56,918
6
Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал ОАО "Желдорреммаш"
670002, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Лимонова, 2б
Ремонт подвижного состава РЖД
55,131
7
ОАО "Селенгинский ЦКК"
671247, РБ, Кабанский р-н, п. Селенгинск
Производство бумаги
137,4
8
ООО "БКС"
г. Улан-Удэ, ул. Красноармейская, 24
Водоснабжение г. Улан-Удэ
31,40
9
ООО "Тугнуйская обогатительная фабрика"
671353, Республика Бурятия, Мухоршибирский р-он, п. Саган-Нур, ул. Трактовая, 1
Угольная промышленность
27,42
10
АО "Хиагда"
671510, Бурятия Респ., Баунтовский эвенкийский р-н, Багдарин с.
Добыча руд и песков драгоценных металлов (золота, серебра и металлов и т.д.)
32,104
11
ООО "Артель старателей Западная"
Республика Бурятия, Муйский район, пгт Таксимо, ул. 70 лет Октября, д. 57
Цветная металлургия
14,48
12
МУП "Водоканал" (г. Улан-Удэ)
г. Улан-Удэ, ул. Красноармейская, 24
Водоснабжение г. Улан-Удэ
9,86
13
МУП "Управление трамвая"
г. Улан-Удэ, ул. Сахьяновой, 4
Перевозки населения по г. Улан-Удэ
8,93
14
ОАО "Бурятхлебпром"
г. Улан-Удэ, ул. Куйбышева, 44
Производство хлебобулочных изделий
8,83
15
АО "Молоко Бурятии"
г. Улан-Удэ, ул. Боевая, 6
Производство молочной продукции
7,0
16
ОАО "Байкальская лесная компания"
г. Улан-Удэ, ул. Ключевская, 21
Деревообработка
4,742
17
ОАО "Улан-Удэнское приборостроительное объединение"
670034, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Х.Намсараева, 7
Приборостроение
4,87
18
ООО "Бурятмяспром"
670013, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Пугачева, 38
Производство мясной продукции
4,663
19
ЗАО "Кондитерпром" (ОАО "Амта")
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, ул. Пирогова, д. 3а
Пищевая промышленность
2,82
20
ОАО "Аэропорт Байкал г. Улан-Удэ"
670018, РБ, г. Улан-Удэ, Аэропорт, 10
Авиаперевозки
1,83
21
ООО "Тугнуйское погрузочно-транспортное управление"
671353, Республика Бурятия, Мухоршибирский р-он, п. Саган-Нур, ул. Трактовая, 1, пом. II
Железнодорожный транспорт
1,26
22
ООО "Русэнергосбыт"
105066, г. Москва, ул. Ольховская, 27 - 3
Энергосбытовая компания
1109,9

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки

Информация приведена в таблице 5.

Динамика изменения собственного максимума нагрузки
энергосистемы Республики Бурятия за период с 2011 по 2015 гг.

Таблица 5

Максимум нагрузки
2011 20 янв.
2012 19 фев.
2013 15 янв.
2014 18 фев.
2015 25 дек.
2011 - 2015 мах.
Собственный максимум нагрузки, МВт
986
991
969
972
945
991
Абсолютный прирост максимум нагрузки, МВт
-29
5
-22
3
-27
-
Среднегодовые темпы прироста, %
-2.9
0,05
-2,2
0,3
-2,9
-

2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных

Данные по динамике потребления и структуре отпуска тепловой энергии представлены в таблицах 6, 7.

Динамика потребления тепловой энергии от систем
централизованного теплоснабжения в Республике Бурятия

Таблица 6

Показатель
2011
2012
2013
2014
2015
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
4644
4549
4495
4577
4821
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
-468
-95
-54
82
244
Среднегодовые темпы прироста, %
-9,15
-2,05
-1,19
1,82
5,33

Структура отпуска тепловой энергии от электростанций за 2015
год

Таблица 7

N п/п
Наименование энергоисточника
Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал
Параметры пара, вид топлива
Филиал "Гусиноозерская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" <*>
1
Гусиноозерская ГРЭС
225,818
130 кгс/см2, 540 °С, уголь
2
Котельные
3,297
уголь
Всего:

229,12
-
Филиал ПАО "ТГК-14" - "Генерация Бурятии"
1
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
1641,162 (в т.ч. паром 104,407)
Пар Р 8,55 - 9,45 кг/см2, t 285 - 315 °С. Основное топливо - уголь, растопочное - мазут
2
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
791,240
Основное топливо - уголь, растопочное - мазут
3
Тимлюйская ТЭЦ
73,360
Основное - уголь
Всего:

2505,76

Станции промышленных предприятий
Всего, в т.ч.:
963,606

1
ТЭЦ ОАО "Селенгинский ЦКК"
963,606
Уголь, гидролизный лигнин, мазут

--------------------------------
<*> Отпуск тепловой энергии в паре не производится.

2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии

Перечень основных потребителей тепловой энергии представлен в таблице 8.

Перечень основных потребителей тепловой энергии в 2015 году

Таблица 8

N п/п
Потребитель
Годовое потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
1.
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, 2 всего (с учетом собственных потребителей), в т.ч.:
2041,37
1.1.
Население
1158,47
1.2.
Прочие всего, в том числе
882,91
1.2.1.
Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал ОАО "Желдорреммаш"
176,75
1.2.2.
Улан-Удэнское отделение ОАО "РЖД"
3,49
1.2.3.
ОАО "Улан-Удэнское производственное приборостроительное объединение" (ОАО "УУППО")
8,68
1.2.4.
ОАО "Молоко"
8,68
1.2.5.
ЗАО "Энерготехмаш"
2,33
1.2.6.
МУП "Управление трамвая"
2,23
2.
Котельные У-УЭК:
336,90
2.1.
Население
240,11
2.2.
Прочие
96,79
3.
Ведомственные котельные:
2443,55
3.1.
Население
942,08
3.2.
Прочие
1501,46

2.7. Основные характеристики теплосетевого хозяйства Республики Бурятия

Тепловую энергию в горячей воде и паре в республике вырабатывают 5 тепловых станций и порядка 673 котельных суммарной установленной мощностью 2,77 тыс. Гкал/ч, в т.ч.:

- Улан-Удэнская ТЭЦ-1 (с пиковыми водогрейными котлами)
688 Гкал/час
- ТЭЦ ОАО "Селенгинский ЦКК"
418,0 Гкал/час
- Улан-Удэнская ТЭЦ-2 (пиковая котельная)
380,0 Гкал/час
- Гусиноозерская ГРЭС
221,0 Гкал/час
- Тимлюйская ТЭЦ
59,6 Гкал/час
Итого:
1767,6 Гкал/час
- котельные
1030,5 Гкал/час
Всего:
Всего:

Данные о теплосетевом хозяйстве в разрезе муниципальных районов республики представлены в таблице 9.

Характеристика теплосетевого хозяйства в разрезе
муниципальных районов республики

Таблица 9


Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении, км
в том числе диаметром:
из гр. 1 протяженность сетей, нуждающихся в замене
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене, в общем протяжении всех тепловых сетей, %
из гр. 5 ветхие сети, км
Заменено тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении сетей, км
Экономия от работ по модернизации, тыс. руб.
Среднегодовая балансовая стоимость производственных мощностей (включая арендованные), источников теплоснабжения, тыс. руб.
Число когенерационных источников, ед.
до 200 мм
от 200 мм до 400 мм
от 400 мм до 600 мм
всего
из них: ветхих
А
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Республика Бурятия
1603,3
1301,6
228,7
39,7
388,1
24,2
348,0
16,6
14,8
336,8
7201949,6
15
Улан-Удэ
593,9
485,8
64,0
18,4
8,7
1,5
5,7
4,2
4,2
-
5921735,3
-
Северобайкальск
123,5
102,1
14,3
7,1
63,9
51,7
63,9
-
-
-
97125,0
-
Баргузинский район
16,1
16,1
-
-
3,9
24,2
3,2
0,1
0,1
-
37916,5
-
Баунтовский Эвенкийский район
21,3
21,3
-
-
7,5
35,2
7,5
0,3
0,3
-
34212,1
-
Бичурский район
10,7
10,7
-
-
3,3
30,8
2,1
0,5
-
-
7670,3
-
Джидинский район
32,0
22,0
10,0
-
8,2
25,6
8,2
0,1
0,1
-
34626,1
-
Еравнинский район
20,6
13,7
5,1
1,8
4,5
21,8
4,5
-
-
-
110021,5
-
Заиграевский район
112,5
103,9
8,2
0,4
17,6
15,6
17,4
0,4
0,4
-
85365,9
15
Закаменский район
37,5
33,6
3,9
-
15,9
42,4
15,9
0,2
0,2
-
239509,0
-
Иволгинский район
19,3
16,4
2,9
-
0,4
2,1
0,4
-
-
-
7856,8
-
Кабанский район
113,8
88,5
21,9
3,3
39,9
35,1
25,3
1,3
1,3
-
64225,3
-
Кижингинский район
14,0
13,5
0,5
-
9,5
67,9
7,0
-
-
-
11381,0
-
Курумканский район
12,0
11,1
0,9
-
5,4
45,0
5,4
-
-
-
20701,6
-
Кяхтинский район
59,5
20,8
38,7
-
16,2
27,2
12,6
0,3
-
-
9568,1
-
Муйский район
103,4
76,6
24,7
2,1
82,7
80,0
82,7
-
-
-
75012,2
-
Мухоршибирский район
47,4
38,3
9,1
-
8,7
18,4
7,2
5,5
5,5
-
82660,6
-
Окинский район
2,7
2,7
-
-
-
-
-
-
-
-
1228,6
-
Прибайкальский район
45,4
41,7
3,7
-
14,3
31,5
14,3
1,4
1,4
336,8
69604,8
-
Северо-Байкальский район
88,2
85,5
2,7
-
66,6
75,5
56,9
-
-
-
-
-
Селенгинский район
72,4
54,6
9,2
6,6
6,9
9,5
3,8
1,1
0,1
-
202869,7
-
Тарбагатайский район
16,3
7,8
8,5
-
1,3
8,0
1,3
0,5
0,5
-
61430,4
-
Тункинский район
27,8
27,4
0,4
-
0,7
2,5
0,7
-
-
-
3596,2
-
Хоринский район
13,0
7,5
-
-
2,0
15,4
2,0
0,7
0,7
-
23632,6
-

В таблицах с 10 по 14 представлена информация о планируемых вводах-выводах генерирующего оборудования электрических станций региона, прогноз ограничения установленной мощности оборудования, данные о перемаркировке и модернизации оборудования.

Предложения по выводу из эксплуатации (как окончательному,
так и под замену) генерирующего оборудования на действующих электростанциях (отчет 2015 г. и прогноз до 2021 г.)

Таблица 10

N п/п
Наименование электростанции
Место расположения площадки (наименование населенного пункта и адм. района)
Вывод из эксплуатации (окончательный демонтаж - без дальнейшей замены, демонтаж под замену)
Номер энергоагрегата (станционный номер)
Марка выводимого энергоагрегата (энергоблока)
Вид топлива выводимого энергоагрегата
Установленная мощность выводимого энергоагрегата, МВт
Ожидаемые месяц и год вывода из эксплуатации (период 2017 - 2021 гг.)
1.
ТЭЦ-1 <*>
-
-
-
-
-
-
-
2.
ТЭЦ-2
-
-
-
-
-
-
-
3.
Тимлюйская ТЭЦ
-
-
-
-
-
-
-
4.
Гусиноозерская ГРЭС
Республика Бурятия, г. Гусиноозерск
-
-
-
-
-
-

--------------------------------
КонсультантПлюс: примечание <*> ПАО "ТГК-14" планирует в 2019 году завершить работы по реконструкции турбоагрегата N 6 Улан-Удэнской ТЭЦ-1 со снятием ограничений установленной мощности.

Предложения по строительству новых электростанций, расширению и замене генерирующего оборудования на действующих электростанциях (отчет 2015 г. и прогноз до 2021 г.)

Таблица 11

Наименование электростанции
Место расположения площадки (наименование населенного пункта и адм. района для нового строительства)
Направление инвестиций (новое строительство, расширение, замена)
Номер энергоагрегата или очереди (станционный номер)
Марка энергоагрегата (энергоблока)
Вид топлива
Установленная мощность вводимого энергоагрегата, МВт
Ожидаемые месяц и год ввода в эксплуатацию (период 2016 - 2021 гг.)
Текущая стадия проработки предложения (замысел, ТЭО, проектирование, строительство)
Удельные капиталовложения, тыс. руб./кВт
Удельный расход топлива на э/э, г. у.т./кВт.ч
Удельный расход топлива на т/э, кг у.т./Гкал
Отпуск тепла из теплофикационного отбора для ТЭС, Гкал/ч
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
г. Улан-Удэ, Железнодорожный район
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Гусиноозерская ГРЭС <*>
РБ, Селенгинский район, г. Гусиноозерск
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-

--------------------------------
КонсультантПлюс: примечание <*> Филиал "Гусиноозерская ГРЭС" АО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" планирует в 2019 году завершить работы по замене ТГ-1 Гусиноозерской ГРЭС.

Прогноз ограничений установленной мощности ТЭС (отчет 2015 г. и прогноз до 2021 г.), МВт

Таблица 12

Наименование
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
Примечание
Ограничения установленной мощности электростанций - всего, в т.ч.
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6

Технические ограничения, в т.ч. по видам
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6

Техническое состояние оборудования ТА ст. N 6 Улан-Удэнской ТЭЦ-1
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6


Модернизация и перемаркировка генерирующего оборудования Гусиноозерской ГРЭС (отчет 2015 г. и прогноз до 2021 г.)

Таблица 13

Наименование электростанции
Вид работ (модернизация, перемаркировка)
До модернизации (перемаркировки)
После модернизации (перемаркировки)
Завершение работ (период 2017 - 2021 гг.)
Текущая стадия проработки предложения (замысел, ТЭО, проектирование, строительство)
Удельные капиталовложения, тыс. руб./кВт
Удельный расход топлива на э/э, г у.т./кВт.ч
Удельный расход топлива на т/э, кг у.т./Гкал
Отпуск тепла из теплофикационного отбора для ТЭС, Гкал/ч
номер энергоагрегата или очереди (станционный номер)
установленная мощность энергоагрегата, МВт
номер энергоагрегата или очереди (станционный номер)
марка энергоагрегата (энергоблока)
вид топлива
установленная мощность энергоагрегата, МВт
Гусиноозерская ГРЭС
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-

Прогноз ограничений установленной мощности на Гусиноозерской
ГРЭС (отчет 2015 г. и прогноз до 2021 г.), МВт

Таблица 14

N п/п
Наименование
2015 (отчет)
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Примечание
1.
Ограничения установленной мощности Гусиноозерской ГРЭС на конец года - всего, в т.ч.
-
-
-
-
-
-
-
-
1.1.
Технические ограничения, в т.ч. по видам








1.2.
Временные ограничения, в т.ч.








1.2.1.
длительного действия, в т.ч. по видам








1.2.2.
сезонного действия, в т.ч. по видам









2.8. Состав существующих электростанций ЭС РБ

На территории Республики Бурятия расположены электростанции суммарной установленной мощностью 1333,39 МВт:
1. Филиал "Гусиноозерская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" установленной мощностью 1130,0 МВт.
2. Филиал ПАО "ТГК-14" - "Генерация Бурятии", имеющая в составе Улан-Удэнскую ТЭЦ-1 с установленной мощностью 148,77 МВт.
3. ТЭЦ ОАО "Селенгинский ЦКК" с установленной мощностью 36,0 МВт (работает по технологии производства основной продукции).
4. Дизельные электростанции филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 18,62 МВт (используются в ремонтных и аварийных ситуациях).

2.9. Техническое состояние оборудования электрических станций

Характеристики оборудования электростанции филиала "Гусиноозерская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" представлены в таблице 15.

Характеристики оборудования электростанции филиала
"Гусиноозерская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"

Таблица 15

Название филиала
Вид топлива
Энергоблок
Тип котла
Тип турбины
Мощность турбины, МВт
Тип генератора
Год ввода в эксплуатацию
Гусиноозерская ГРЭС 1130 МВт
уголь, мазут
1
БКЗ-640-140-ПТ1
К-200-130
170
ТГВ-200М
1976
2
БКЗ-640-140-ПТ1
К-210-130
180
ТГВ-200МУ3
1977
3
БКЗ-640-140-ПТ1
К-210-130
170
ТГВ-235-2МУЗ
1978
4
БКЗ-640-140-ПТ1
К-210-130-3
210
ТГВ-200-2МГУЗ
1979 (техперевооружение в 2013 году)
5
ТПЕ-215
К-215-130
200
ТГВ-200МУ3
1988
6
ТПЕ-215
К-215-130
200
ТГВ-200МУ3
1992

Характеристики энергетического оборудования электрических станций филиала ПАО "ТГК-14" - "Генерация Бурятии" представлены в таблице 16.

Характеристики оборудования электростанций филиала ПАО
"ТГК-14" - "Генерация Бурятии"

Таблица 16

Показатель/наименование станции
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
Улан-Удэнская ТЭЦ-2
Тимлюйская ТЭЦ
Установленная электрическая и тепловая мощность
Nуст = 148,77 МВт
Qуст = 688 Гкал/час
Qуст = 380 Гкал/час
Qуст = 59,6 Гкал/час
Год ввода в эксплуатацию
1936
1991
1953
Топливо
Каменный уголь, растопочное - мазут
Каменный уголь, растопочное - мазут
Бурый уголь
Характеристика
Выдача электроэнергии в общую сеть, теплоснабжение города горячей водой и паром
Теплоснабжение города горячей водой
Теплоснабжение п. Каменск

2.10. Структура выработки электроэнергии

Структура выработки электроэнергии приведена в таблице 17.
Основным источником выработки электроэнергии являются ТЭС, принадлежащие различным собственникам.
Основную долю выработки занимает производство электроэнергии филиалом "Гусиноозерская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация". В 2015 году станцией произведено 4964,22 млн. кВт.ч, или 86% общей выработки региона.
Крупными источниками электрической энергии Республики Бурятия являются:
- Улан-Удэнская ТЭЦ-1 (ПАО "ТГК-14") - 642,64 млн. кВт.ч, или 11%;
- ТЭЦ ОАО "Селенгинский ЦКК" - 137,4 млн. кВт.ч, или 2,39%.

Структура выработки электроэнергии на территории Республики
Бурятия в 2015 году

Таблица 17

Наименование объекта
Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч
Структура, %
Изменение выработки к предыдущему году, %
Всего
5745,86
100
+7,5
в т.ч.:



АЭС
-
-
-
ТЭС
5744,3
99,97
+7,5
в т.ч.:



Выработка Улан-Удэнской ТЭЦ-1
642,64
11,18
+33,4
Выработка ТЭЦ ОАО "Селенгинский ЦКК"
137,4
2,39
-2,41
Выработка Гусиноозерской ГРЭС
4964,22
86,40
+5,1
ДЭС
1,6
0,03
-21,0
ГЭС
-
-
-
Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (НВИЭ)
-
-
-
в т.ч.:
-
-
-
Ветровые ЭС
-
-
-
Мини-ГЭС
-
-
-
Гео ТЭС
-
-
-
Солнечные ЭС
-
-
-
Прочие
-
-
-

Структура выработки электроэнергии на территории Республики Бурятия представлена на рисунке 4 (не приводится).

Рис. 4. Структура выработки электроэнергии на территории Республики Бурятия в отчетном году

Рисунок не приводится.

Других источников выработки электроэнергии (АЭС, ГЭС, НВИЭ) на территории Республики Бурятия нет.
В соответствии с генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, одобренной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. N 215-р, к 2020 году планируется строительство Мокской ГЭС с Ивановской ГЭС (контррегулятором) проектной мощностью 1410 МВт и средней многолетней выработкой 5740 млн. кВт.ч.
Намечаемое в перспективе соединение двух крупных объединенных энергосистем Сибири и Дальнего Востока будет осуществлено в перспективе через ВПТ на ПС 220 кВ Хани в соединении с воздушными линиями, проходящими вдоль существующих в Забайкалье Транссибирской железной дороги и Байкало-Амурской железнодорожной магистрали, что также целесообразно было бы рассмотреть в схеме с Мокским гидроузлом.
В 2014 году руководителями трех соседних регионов направлено обращение в адрес Минэнерго России о проведении совместного совещания по вопросам строительства Мокского гидроузла (исх. от 01.07.2014 N 01.08-015-и4199 (Правительство Республики Бурятия), от 08.08.2014 N 02.01-630/14 (Правительство Иркутской области), от 14.08.2014 N 1700-КИ (Правительство Забайкальского края)).
Строительство Мокского гидроузла получило принципиальную поддержку со стороны ОАО "СО ЕЭС" (протокол совещания в Минэнерго России от 19.11.2014 N 09-1788-пр под председательством директора Департамента развития энергетики Минэнерго России П.Н.Сникарса).
Минэнерго России в письме от 26.08.2015 NВК-9630/09 сообщает, что при разработке Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики будет рассмотрен вопрос сооружения новых объектов гидрогенерации, в том числе целесообразность строительства Мокского гидроэнергетического комплекса.

2.11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности

Баланс электрической энергии ЭС РБ представлен в таблице 18.

Баланс электрической энергии ЭС РБ 2015 года

Таблица 18

Показатели
Единицы измерения
Отчетные значения
Электропотребление ЭС
млн. кВт.ч
5363,9
Передача эл. энергии - всего
млн. кВт.ч
-382,0
Передача электроэнергии в смежные ЭС (сальдо-переток Бурятия - Чита)
млн. кВт.ч
-287,29
Экспорт
млн. кВт.ч
-177,0
Выработка
млн. кВт.ч
5745,9
в том числе:


ГЭС
млн. кВт.ч
0
ТЭС
млн. кВт.ч
5745,9
КЭС (Гусиноозерская ГРЭС)
млн. кВт.ч
4964,22
ТЭЦ (Улан-Удэнская ТЭЦ-1)
млн. кВт.ч
642,6
ТЭЦ ОАО "Селенгинский ЦКК"
млн. кВт.ч
137,4
ДЭС
млн. кВт.ч
1,6
ВИЭ
млн. кВт.ч
0
Получение электроэнергии из смежных ЭС (сальдо-переток Иркутск - Бурятия)
млн. кВт.ч
28,13
Импорт
млн. кВт.ч
54,2
Число часов использования установленной мощности электростанций
ТЭС
часов в год
4309
КЭС (Гусиноозерская ГРЭС)
часов в год
4393
ТЭЦ (Улан-Удэнская ТЭЦ-1)
часов в год
4319
ТЭЦ ОАО "Селенгинский ЦКК"
часов в год
3817
ВИЭ
часов в год
-

--------------------------------
<*> Часы использования установленной мощности Улан-Удэнской ТЭЦ-1, Гусиноозерская ГРЭС, ТЭЦ ОАО "Селенгинский ЦКК".

2.12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных (с учетом станций промышленных предприятий и муниципальных котельных)

Потребление топлива электростанциями и котельными за 2015 год

Таблица 19

N
Вид топлива
Объем, тн.
в %
Потребление топлива ТЭЦ ПАО "ТГК-14"
1.
Уголь
824497
99,9
2.
Мазут
1104
0,1
3.
Газ
0
0,0
4.
Дизтопливо
0
0,0

Итого
825601
100
Потребление топлива Гусиноозерской ГРЭС
5.
Уголь
2815021,14
99,8
6.
Мазут
5352,387
0,2
7.
Газ
0
0,0
8.
Дизтопливо
0
0,0

Итого
2820373,53
100
Потребление топлива котельными У-УЭК г. Улан-Удэ
9.
Уголь
111632
92,5
10.
Мазут
8869
7,3
11.
Газ
152
0,1
12.
Дизтопливо
38
0,0

Итого
120691
100
Потребление топлива котельными Республики Бурятия (без г. Улан-Удэ)
13.
Уголь
70375,136
100
14.
Мазут
0
0

Итого
70375,136
100
Всего по территории
15.
Уголь
3821525,28
99,596
16.
Мазут
15325
0,399
17.
Газ (СУГ)
152
0,004
18.
Дизтопливо
38
0,001

Всего
3837040,66
100

2.13. Единый топливно-энергетический баланс Республики Бурятия

Данные представлены в таблице 20.

Топливно-энергетический баланс Республики Бурятия за период
с 2011 по 2015 гг.

Таблица 20

Показатель
2011
2012
2013
2014
2015
Производство электрической энергии, млн. кВт.ч, всего
4775
5093
5391,8
5347,0
5745,86
В том числе:
ТЭС
4774,7
5091
5389,9
5344,9
5744,3
ДЭС
0,304
2
1,9
2,1
1,6
ГЭС
-
-
-
-
-
Прочие
-
-
-
-
-
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал, всего
7658
7730
6406
6307
6133
В том числе:
ТЭС
2561
2617
2699,9
2668
3698
Котельные
5120
5099,8
3704
3637
2433
Нетопливн.
13,2
13,2
2,1
2
2
КПТ, тыс. т у.т., всего
3602
2944,98
3076,91
3008,6
-
В том числе:
Уголь
ЭЭ ТЭС
1826
1670,10


-
ТЭ ТЭС
772,3
473,185


-
Котельные
925,6
700,947


-
Итого
3545
2844,2
2945,3
2881,7
-
Мазут
ТЭС
12
12,469


-
Котельные
49
88,063


-
Итого
61
100,532
106,96
99,4
-
Дизельное топливо
0,71
0,215
24,65
27,5
-
Газ
Вопрос использования газа в стадии проработки
Топливо для транспорта и строительных механизмов, тыс. т у.т.
447
1711,75
219,91
205
-
В том числе:
Дизельное топливо
267
1565,36
172,39
162,5
-
Бензин
180
146,38
47,52
42,5
-

2.14. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Республике Бурятия

Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Республике Бурятия представлена в таблице 21.

Макроэкономические показатели Республики Бурятия согласно
данным Энергетической стратегии Республики Бурятия

Таблица 21

N
Наименование показателя
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
1
Потребление электроэнергии Республики Бурятия, млн. кВт.ч
5364
5387
5383
5406
5413
5428
5425
2
Энергоемкость ВРП Республики Бурятия, кг у.т./тыс. руб.
42,65
38,94
35,65
32,86
30,32
27,94
27,94
3
Электроемкость ВРП Республики Бурятия, кВт.ч/руб.
0,027
0,026
0,025
0,023
0,022
0,020
0,019
4
ВРП, млн. рублей
199400
205000
217492,3
233495,3
249489
266579
284840

Предложения по снижению потерь мощности и электрической энергии

Основные распределительные сети электрической энергии напряжением 110 - 35 кВ в республике находятся на балансе и в обслуживании филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго".
Для снижения потерь мощности и электрической энергии филиалом разработана Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности на период до 2018 года (приложение к инвестиционной программе филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго", приказ Минтранса РБ от 26.09.2014 N 302).
Программой предусмотрено:
- замена провода сетей напряжением 110 - 35 кВ с увеличением сечения для повышения пропускной способности ВЛ;
- замена голого на изолированный провод в электрических сетях 0,4 кВ;
- замена устройств подогрева приводов выключателей на более энергоэффективные (с более высоким КПД);
- внедрение технического учета в электрических сетях;
- отключение силовых трансформаторов на ПС с сезонной нагрузкой;
- выравнивание нагрузок по фазам в распределительной сети 0,4 кВ;
- внедрение энергоэффективных светильников, реле-регуляторов уличного освещения;
- внедрение системы АИИС КУЭ.

2.15. Основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Республики Бурятия

Перечень объектов электросетевого хозяйства - ВЛ 220 кВ, ПС 220 кВ, ВЛ 110 кВ, ПС 110 кВ представлен в приложении N 1.

Глава 3. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ

Существующие проблемы и ограничения дальнейшего развития энергетики Республики Бурятия обусловлены как технологическими факторами, сдерживающими социально-экономическое развитие районов и республики в целом, так и факторами структурного характера, осложняющими координацию хозяйственной деятельности предприятий энергетики на территории Республики Бурятия.
На территории Республики Бурятия существуют два энергорайона, расположенные на большом расстоянии друг от друга и не имеющие непосредственной электрической связи: Южный с потреблением 850,2 МВт (районы, прилегающие к транссибирской магистрали) и Северобайкальский участок с потреблением 94,7 МВт (вдоль трассы БАМ). Общее максимальное электропотребление Республики Бурятия зафиксировано в декабре 2015 года и составило 944,9 МВт. Кроме того, осуществляется передача электроэнергии и мощности в энергосистему Забайкальского края до 275 МВт и энергосистему Монголии с максимально допустимым перетоком 245 МВт.
Существующее электропотребление ЭС Республики Бурятия и прилегающих территорий обеспечивается работой Гусиноозерской ГРЭС, кроме Северобайкальского участка. Нагрузка Северобайкальского участка, покрытие максимумов потребления, нерегулярных колебаний нагрузки обеспечивается перетоком из энергосистемы Иркутской области. В целом на сегодняшний день баланс энергосистемы достаточен для нормального функционирования, однако имеются некоторые проблемы.

3.1. Наличие дефицитных энергетических узлов

Дефицитными энергорайонами в энергосистеме в настоящий момент являются: Северобайкальский участок Республики Бурятия.
Проблема усугубляется тем, что в связи с дальнейшими планами развития экономики Российской Федерации планируется увеличение грузоперевозок по Байкало-Амурской магистрали.

3.2. Недостаток пропускной способности электрических сетей для обеспечения передачи мощности в дефицитные энергоузлы в необходимых объемах

- Иркутск - Бурятия (Северобайкальский участок): максимально допустимый переток (МДП) по контролируемому сечению, состоящий из ВЛ 220 кВ Киренга - Улькан (КУ-30), ВЛ 220 кВ Киренга - Кунерма (КК-31), составляет 205 МВт, фактический переток в максимальных зимних режимах уже вызывает превышение допустимого значения.
В 2012 г. на проектное напряжение 220 кВ была переведена одна цепь Мамаканская ГЭС - Таксимо с отпайками (4С) со строительством ПС 220 кВ Мамакан. По результатам выполненных работ, МДП в контролируемом сечении Таксимо - Мамакан увеличился с 55 МВт до 65 МВт. Однако данное увеличение МДП не привело к полному устранению дефицита активной мощности в Бодайбинском и Мамско-Чуйском районах энергосистемы Иркутской области.
В соответствии с приказом Минэнерго РФ N 215 от 03.04.2015 Бодайбинский и Мамско-Чуйский энергорайоны Иркутской области включены в перечень регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения.
Так, в период прохождения ОЗП 2015/2016 гг. в связи с дефицитом активной мощности в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах энергосистемы Иркутской области и недостаточной пропускной способностью связи этих энергорайонов с ОЭС Сибири для исключения (снижения объема) вводимых ограничений потребления в данном узле согласована работа в контролируемом сечении Таксимо - Мамакан с вынужденными перетоками 80 МВт.

3.3. Надежность энергоснабжения районов Республики Бурятия

- Низкая надежность электроснабжения Баргузинского и Курумканского районов.
Электроснабжение осуществляется по одной ВЛ 110 кВ (порядка 320 км). В 2015 году выполнен первый пусковой комплекс ВЛ 220 кВ "Татаурово - Горячинская - Баргузин" с ПС 220 кВ Горячинская. Необходимо строительство 2-х ячеек 110 кВ для подключения существующих ВЛ 110 кВ к ПС 220 кВ Горячинская;
- низкая надежность электроснабжения Тункинского и Окинского районов.
Питание осуществляется по одной ВЛ 110 кВ (порядка 260 км), вследствие чего происходят частые отключения потребителей при отсутствии резерва.
С целью повышения надежности и качества электроснабжения Окинского и Тункинского районов необходимо проведение полной реконструкции ВЛ-35 кВ "Самарта - Монды - Сорок - Орлик" с заменой деревянных опор на металлические и реконструкцией ПС 110 кВ "Монды".

3.4. Высокие (низкие) уровни напряжений в электрических сетях (трудности с компенсацией избытков реактивной мощности и с обеспечением допустимых уровней напряжения), недостаточные возможности по регулированию уровней напряжения

- Северобайкальский участок:
В режимах зимнего максимума при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Якурим - Ния или ВЛ 220 кВ Ния - Киренга возможно недопустимое снижение уровней напряжений в сети 220 кВ Северобайкальского участка. Для устранения недопустимых снижений уровней напряжения предусматривается установка БСК на ПС 220 кВ Северобайкальск с суммарной мощностью 40 Мвар.
Таким образом, характеризуя состояние энергетического хозяйства Республики Бурятия, необходимо отметить следующее.
Большая часть электросетевого хозяйства Республики Бурятия построено в советские годы прошлого века, нового строительства практически не осуществляется.
Часть региона испытывает дефицит потребности в электрической энергии, это в первую очередь Северобайкальский участок Республики Бурятия.

Глава 4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Бурятия

Перспективы, цели и задачи развития энергетики Республики Бурятия соответствуют следующим стратегическим документам Российской Федерации и Республики Бурятия:
- Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики России, утвержденной в установленном порядке в предшествующий период;
- Схеме территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.11.2013 2084-р;
- проекту Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы (далее - СиПР ЕЭС);

- Схеме и программе развития электроэнергетики Республики Бурятия на 2016 - 2020 годы, утвержденной приказом Министерства по развитию транспорта, энергетики и дорожного хозяйства Республики Бурятия от 30.04.2015 N 65;
- Генеральной схеме газоснабжения и газификации Республики Бурятия;
- утвержденным инвестиционным программам генерирующих и электросетевых компаний в соответствии с правилами, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 N 977;
- Программе социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2017 года;
- Стратегии социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2025 года;
- постановлению Правительства Российской Федерации от 3 февраля 2007 года N 68 "О создании на территории муниципального образования "Прибайкальский район" Республики Бурятия особой экономической зоны туристско-рекреационного типа".
Приоритеты развития энергетики Республики Бурятия должны соответствовать стратегическим приоритетам социально-экономического развития.
Цель развития энергетики Республики Бурятия: полное обеспечение потребностей экономики, культуры, образования, здравоохранения и быта населения Республики Бурятия в топливно-энергетических ресурсах, не создавая ограничений экономическому и социальному развитию республики.
Базовая цель, указанная выше, соответствует стратегической цели Программы социально-экономического развития Республики Бурятия на 2008 - 2010 годы и на период до 2017 года, а именно: повышение уровня и качества жизни населения Республики Бурятия.
Стратегической целью социально-экономического развития Республики Бурятия является обеспечение качества жизни населения не ниже среднероссийского на основе устойчивого экономического роста. Качество жизни определяется совокупностью параметров, характеризующих доходы граждан, продолжительность жизни, обеспеченность жильем, уровень образования, обеспеченность социальной инфраструктурой, уровень преступности, соотношение уровней смертности и рождаемости, доверие к власти.
На международном уровне степень развития государства как в техническом, так и в социальном отношении оценивается, прежде всего, по удельному потреблению электрической энергии на человека в год (душевое потребление), рассчитываемое отношением объема потребляемой электроэнергии к количеству населения. И если высокая энергоемкость ВВП или ВРП характеризует недостаточную энергоэффективность экономики, то высокое душевое потребление электроэнергии характеризует как эффективность и инновационность экономики, так и благосостояние населения, правда не в полной мере. При этом показатель потребления электроэнергии населением также не в полной мере характеризует благосостояние населения, поскольку при этом не учитывается расход энергии на коммунально-бытовые нужды, культурно-массовые мероприятия и т.д. Тем не менее в первом приближении этот показатель - душевое потребление электроэнергии - при оценке уровня благосостояния и уровня экономики можно принять за основу.
Душевое потребление электроэнергии в России в 2006 г. по данным Росстата равняется 6900 кВт.ч/чел., а Республики Бурятия - 4997 кВт.ч/чел.
Планируемое душевое потребление электроэнергии к 2020 году согласно Стратегии развития ТЭК РБ на перспективу до 2030 года (сценарий N 3) должно составить 11298 кВт.ч/чел. в год.
Из оценки состояния экономики и энергетики республики выявлено наличие следующих проблем, определяющих цели энергетической стратегии:
- качество жизни населения ниже среднероссийского уровня;
- надежность теплоснабжения г. Улан-Удэ низкая;
- энергоэффективность и энергосбережение требуют принятия энергичных мер для достижения среднероссийского уровня.
С учетом сказанного выше дерево целей энергетики Республики Бурятия формулируется в следующем виде.
Программной (главной) целью развития энергетики Республики Бурятия является повышение надежности энергоснабжения, обеспечение устойчивого роста экономики республики и качества жизни населения, соответствующего среднему уровню по России, развитие инфраструктуры.
Необходимо:
- сбалансированное развитие генерирующих и сетевых мощностей, обеспечивающих необходимый уровень надежности снабжения электроэнергией республики в целом, так и отдельных ее районов;
- снижение негативного влияния выбросов от малоэффективных котельных, ухудшающих экологическую обстановку в городе Улан-Удэ;
- развитие внутрисистемных линий и подстанций, что даст возможность присоединения новых потребителей, обеспечивая надежное и качественное электроснабжение;
- решение вопросов по ликвидации "узких" мест и повышения пропускной способности существующих ВЛ;
- масштабная реконструкция действующих ТЭЦ;
- внедрение энергосберегающих технологий.
Главная цель реализуется через конкретные цели:
Цель N 1. Достижение душевого потребления электроэнергии, соответствующего среднему уровню по России к 2020 г.
Цель N 2. Достижение уровня надежности энергоснабжения, обеспечивающего живучесть инфраструктуры городского хозяйства, а также минимально необходимые условия жизни населения в аварийных ситуациях.
Цель N 3. Повышение энергоэффективности промышленности, энергетики и сельского хозяйства, организация работ по энергосбережению и достижению электроемкости ВРП на уровне электроемкости ВВП России.
Цель N 4. Увеличение производства электроэнергии на основе возобновляемых источников энергии.
Основные стратегические направления развития энергетики Республики Бурятия предполагают решение следующих взаимосвязанных задач:
- улучшение инвестиционного и предпринимательского климата, стимулирование инновационной деятельности, развитие инфраструктуры;
- создание центра туризма на востоке Российской Федерации;
- эффективное использование производственного, ресурсного, природного потенциала;
- модернизация инфраструктурного хозяйства;
- совершенствование механизмов природопользования, обеспечение экологической безопасности и охраны окружающей среды;
- развитие горнодобывающей промышленности на территории республики.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 6-летний период по Республике Бурятия

Прогноз изменения установленной мощности по территории Бурятской энергосистемы разработан в соответствии с данными Схемы развития ЕЭС России и представлен ниже.

Прогноз изменения установленной мощности по территории Бурятской энергосистемы на период 2015 - 2021 гг., МВт

Таблица 22

Установленная мощность всего, МВт
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
1333,39
1333,39
1343,39
1403,39
1403,39
1403,39
1403,39
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
Гусиноозерская ГРЭС
1130
1130
1130
1130
1130
1130
1130
ТЭЦ Селенгинского ЦКК
36
36
36
36
36
36
36
ДЭС
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
ВИЭ


10
70
70
70
70

Прогноз электропотребления крупных потребителей электроэнергии в Республике Бурятия

Таблица 23

N п/п
Наименование предприятия
Место расположения (адрес)
Электропотребление, млн. кВт.ч
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
1
ОАО "Бурятзолото"
670045, Бурятия Респ., Улан-Удэ г., Шаляпина ул., дом N 5, корпус В
120
112
112
112
112
112
112
2
ПАО "ТГК-14"
672090, Забайкальский край, г. Чита, ул. Профсоюзная, д. 23
96,98
112,62
112,62
112,62
112,62
112,62
112,62
3
ОАО "Разрез Тугнуйский"
671353, Бурятия Респ., Мухоршибирский р-н, Саган-Нур п.
78,45
82,69
81,6
96,56
96,15
93,95
82,75
4
ОАО "Улан-Удэнский авиационный завод"
670009, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Хоринская, 1
70,381
70
70
70
70
70
70
5
ЗАО "Система"
650000, Россия, г. Кемерово, ул. Карболитовская, дом 1, офис 104
56,918
-
-
-
-
-
-
6
Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал ОАО "Желдорреммаш"
670002, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Лимонова, 2б
55,131
60,3
60,3
60,3
60,3
60,3
60,3
7
ОАО "СЦКК"
671247, РБ, Кабанский р-н, п. Селенгинск
137,4
137,4
137,4
137,4
137,4
137,4
137,4
8
ООО "БКС"
г. Улан-Удэ, ул. Красноармейская, 24
31,40
48,3
48,3
48,3
48,3
48,3
48,3
9
ООО "Тугнуйская обогатительная фабрика"
671353, Республика Бурятия, Мухоршибирский р-он, п. Саган-Нур, ул. Трактовая, 1
27,42
-
-
-
-
-
-
10
АО "Хиагда"
671510, Бурятия Респ., Баунтовский эвенкийский р-н, Багдарин с.
32,104
51,079
61,496
68,637
75,409
98,906
100,085
11
ООО "Артель старателей Западная"
Республика Бурятия, Муйский район, пгт Таксимо, ул. 70 лет Октября, д. 57
14.5
16,0
16,5
16,5
16,5
16,5
16,5
12
МУП "Водоканал" (г. Улан-Удэ)
г. Улан-Удэ, ул. Красноармейская, 24
9,86
52,75
55,43
55,43
55,43
55,43
55,43
13
МУП "Управление трамвая"
г. Улан-Удэ, ул. Сахьяновой, 4
8,93
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
14
ОАО "Бурятхлебпром"
г. Улан-Удэ, ул. Куйбышева, 44
8,83
10
10
10
10
10
10
15
АО "Молоко Бурятии"
г. Улан-Удэ, ул. Боевая, 6
7
6
6
6
6
6
6
16
ОАО "Байкальская лесная компания"
г. Улан-Удэ, ул. Ключевская, 21
4,742
5,48
6,32
6,50
6,60
6,70
6,80
17
ОАО "Улан-Удэнское приборостроительное объединение"
670034, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Х.Намсараева, 7
4,87
6,6
6,6
6,6
6,6
6,6
6,6
18
ООО "Бурятмяспром"
670013, РБ, г. Улан-Удэ, ул. Пугачева, 38
4,663
5,026
7,026
9,00
9,00
9,00
9,00
19
ЗАО "Кондитерпром" (ОАО "Амта")
Республика Бурятия, г. Улан-Удэ, ул. Пирогова, д. 3а
2,82
-
-
-
-
-
-
20
ОАО "Аэропорт Байкал г. Улан-Удэ"
670018, РБ, г. Улан-Удэ, Аэропорт, 10
1,83
2,0
2,2
2,4
2,5
2,6
2,7
21
ООО "Тугнуйское погрузочно-транспортное управление"
671353, Республика Бурятия, Мухоршибирский р-он, п. Саган-Нур, ул. Трактовая, 1, пом. II
1,26
-
-
-
-
-
-
22
ООО "Русэнергосбыт"
105066, г. Москва, ул. Ольховская, 27 - 3
1109,9
-
-
-
-
-
-

Сведения о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей в 2015 году

Таблица 24

N
Наименование категорий присоединения
Напряжение присоединения, кВ
Кол-во поданных заявок на ТП
шт.
на общую мощность, кВт
1
до 15 кВт, всего
0,4
6571
72681,24
6 - 20
23
303,00
35 - 110
2
0,00
2
в т.ч. физ. лица
0,4
5954
67313,40
6 - 20
15
220,00
3
от 15 до 150 кВт, всего
0,4
320
17893,84
6 - 20
87
6077,02
35 - 110
0
0,00
4
от 150 до 670 кВт
0,4
44
12417,84
6 - 20
62
20211,50
35 - 110
0
0,00
5
более 670 кВт
0,4
4
4009,60
6 - 20
31
81776,43
35 - 110
10
65740,00
220
2
106350,00

Всего

7156
387460

Наиболее крупные заявители указаны в приложении N 2.

Прогноз потребления электроэнергии Республики Бурятия

Таблица 25

Показатель
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Потребление (проект Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы), млн. кВт.ч
5364
5387
5383
5406
5413
5428
5425
Рост, %
-0,80
0,43
-0,07
0,43
0,13
0,28
-0,06

4.3. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период

Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных действующих потребителей представлен в таблице 26.

Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период по
г. Улан-Удэ

Таблица 26

N п/п
Потребление тепловой энергии по г. Улан-Удэ, тыс. Гкал
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
1.
От Улан-Удэнской ТЭЦ-1, Улан-Удэнской ТЭЦ-2 г. Улан-Удэ (с учетом собственных потребителей), в т.ч.:
1967,7
1985,3
2000,3
2017,9
2035,5
2050,5
1.1.
Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал ОАО "Желдорреммаш"
77,6 (вода)
77,6 (вода)
77,6 (вода)
77,6 (вода)
77,6 (вода)
77,6 (вода)
1.2.
95,7 (пар)
95,7 (пар)
95,7 (пар)
95,7 (пар)
95,7 (пар)
95,7 (пар)
1.3.
Улан-Удэнское отделение ОАО "РЖД"
32,1
32,1
32,1
32,1
32,1
32,1
1.4.
ОАО "Улан-Удэнское производственное приборостроительное объединение"
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
1.5.
АО "Молоко Бурятии" г. Улан-Удэ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1.6.
ЗАО "Энерготехмаш" г. Улан-Удэ
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1.7.
МУП "Управление трамвая" г. Улан-Удэ
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
1.8.
ФСК (10,44 Гкал/час) г. Улан-Удэ
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
1.9.
ТДК "Удинский пассаж" г. Улан-Удэ
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1.10.
Стадион ул. Свободы и манеж (1 Гкал/час, 3,44 Гкал/час) г. Улан-Удэ
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1.11.
Строительство жилья в юго-восточной части г. Улан-Удэ
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2.
Муниципальные котельные УУЭК г. Улан-Удэ, в т.ч.:
336,0
333,6
331,2
331,2
331,2
331,2
2.1.
Торгово-выставочный комплекс Zoom
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
2.2.
Автосервис Юго-Западная
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2

В текущем отопительном сезоне потребителями г. Улан-Удэ была подана 281 заявка на присоединение к сетям централизованного теплоснабжения на общую нагрузку 72,38 Гкал/ч. Перечень заявок на подключение к тепловым сетям крупных потребителей г. Улан-Удэ представлен в приложении N 3.

Прогноз потребления тепловой энергии по Республике Бурятия

Таблица 27

Прогноз потребления тепловой энергии Республики Бурятия
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
7732
7871
8052
8165
8287
8299
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
114
139
181
113
122
12
Среднегодовые темпы прироста, %
1,5
1,8
2,3
1,4
1,5
0,14

Прогноз отпуска теплоэнергии от ТЭС (включая котельные генерирующих компаний) на период до 2021 г., тыс. Гкал

Таблица 28

Отпуск теплоэнергии
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
От электростанций всего
8832,21
8849,21
8863,21
8877,21
8886,21
8895,21
ТГК-14
3002
3019
3033
3047
3056
3065
От прочих котельных
4645
4645
4645
4645
4645
4645
Станции промышленного предприятия
963,606
963,606
963,606
963,606
963,606
963,606
филиал "Гусиноозерская ГРЭС"
221,609
221,609
221,609
221,609
221,609
221,609

Динамика остающихся в эксплуатации мощностей действующих электростанций Республики Бурятия, МВт

Таблица 29

Электростанции
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Всего
1333,39
1333,39
1343,39
1403,39
1403,39
1403,39
1403,39
ГЭС и ГАЭС
-
-
-
-
-
-
-
АЭС
-
-
-
-
-
-
-
Гусиноозерская ГРЭС
1130
1130
1130
1130
1130
1130
1130
У-У ТЭЦ-1
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
ДЭС
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
Прочие (станции промышленных предприятий)
36
36
36
36
36
36
36
ВИЭ


10
70
70
70
70

4.4. Прогноз развития энергетики Республики Бурятия на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива

В целях увеличения выработки электроэнергии в соответствии с постановлением Правительства РФ от 28.05.2013 N 449 "О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности" проводится работа с потенциальными инвесторами по подбору площадок под строительство солнечных электростанций мощностью свыше 5 МВт.
Согласно результатам конкурсного отбора, проведенным НП "Совет рынка" в 2014 году, на территории Республики Бурятия предполагается строительство 5 солнечных электростанций общей мощностью 70 МВт. Указанные проекты будут реализовывать следующие компании:
- компания "Авелар Солар Технолоджи" (1 проект со сроком реализации в 2017 году в с. Бичура Бичурского района, 1 проект в 2018 году в г. Гусиноозерск Селенгинского района);
- ООО "Комплекс Индустрия" (3 проекта со сроком реализации в 2018 году в Кабанском, Тарбагатайском и Мухоршибирском районах).
Предложения по размещению объектов генерации на территории Республики Бурятия сведены в таблице 30.

Предложения по размещению объектов генерации на территории
Республики Бурятия

Таблица 30

Наименование объекта
Параметры объекта
Источник информации
Срок ввода
АСТ-Бурятская СЭС-9 (Бичурский район)
10 МВт
Проект СиПР ЕЭС на 2016 - 2022 гг.
2017 г.
АСТ-Бурятская СЭС-6 (Селенгинский район)
15 МВт
2018 г.
СЭС Кабанская
15 МВт
СЭС Тарбагатай
15 МВт
СЭС Мухоршибирская
15 МВт

4.5. Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период

Баланс мощности ЭС РБ на период до 2021 года представлен в таблице 31. Прогнозные величины баланса электроэнергии ЭС РБ на период до 2021 года, а также число часов использования установленной мощности электростанций представлены в таблице 32.

Баланс мощности ЭС РБ на период до 2021 года

Таблица 31

Показатели
Ед. измерения
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Потребность
Максимум нагрузки
МВт
944,9
959
963
965
966
966
968
Установленная мощность, в том числе
МВт
1333,39
1333,39
1343,39
1403,39
1403,39
1403,39
1403,39
Гусиноозерская ГРЭС
МВт
1130
1130
1130
1130
1130
1130
1130
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
МВт
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
148,77
ТЭЦ ОАО "Селенгинский ЦКК"
МВт
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
ДЭС
МВт
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
18,62
ВИЭ
МВт
-
-
10,00
70,00
70,00
70,00
70
Мощность, не участвующая в балансе, в том числе
МВт
3,6
3,6
13,6
73,6
73,6
73,6
73,6
Ограничение У-У ТЭЦ-1
МВт
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
Располагаемая мощность
МВт
1329,79
1329,79
1329,79
1329,79
1329,79
1329,79
1329,79
Избыток (+)/Дефицит (-) мощности
МВт
384,89
370,8
366,8
364,8
363,8
363,8
361,8

Прогноз баланса электроэнергии ЭС РБ на период до 2021 года

Таблица 32

Показатели
Ед. измерения
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Электропотребление
млн. кВт.ч
5363,9
5387
5383
5406
5413
5428
5425
Выработка
млн. кВт.ч
5745,90
4902,7
5095,0
5139,7
5184,8
5050,7
5050,7
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
млн. кВт.ч
642,6
588
514
514
514
514
514
Гусиноозерская ГРЭС
млн. кВт.ч
4964,22
4216,8
4470,9
4515,6
4560,7
4426,6
4426,6
ТЭЦ Селенгинского ЦКК
млн. кВт.ч
137,4
96,275
96,275
96,275
96,275
96,275
96,275
ДЭС
млн. кВт.ч
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
НВИЭ
млн. кВт.ч
-
-
12,2
12,2
12,2
12,2
12,2
Избыток (+)/Дефицит (-)
млн. кВт.ч
382,00
-484,33
-288,03
-266,33
-228,23
-377,33
-374,33
Число часов использования установленной мощности электростанций
час/год
4309
3677
3821
3855
3888
3788
3788
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
час/год
4319
3952
3455
3455
3455
3455
3455
Гусиноозерская ГРЭС
час/год
4393
3732
3957
3996
4036
3917
3917
ТЭЦ (СЦКК)
час/год
3817
2674
2674
2674
2674
2674
2674
НВИЭ (малые ГЭС)
час/год
-
-
-
-
-
-
-

4.6. Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Предложения по развитию сети 110 кВ и выше Республики Бурятия.
Программной (главной) целью развития энергетики Республики Бурятия является повышение надежности энергоснабжения, обеспечение устойчивого роста экономики республики и качества жизни населения, соответствующего среднему уровню по России, развитие инфраструктуры.
Основные стратегические направления развития энергетики Республики Бурятия предполагают решение следующих взаимосвязанных задач:
- улучшение инвестиционного и предпринимательского климата, стимулирование инновационной деятельности, развитие инфраструктуры;
- создание центра туризма на востоке Российской Федерации;
- эффективное использование производственного, ресурсного, природного потенциала;
- модернизация инфраструктурного хозяйства;
- совершенствование механизмов природопользования, обеспечение экологической безопасности и охраны окружающей среды;
- развитие горно-обогатительных комбинатов на территории республики.

Приоритетные направления по развитию сетей региона объектов ПАО "ФСК ЕЭС" - "МЭС Сибири"

Таблица 33

Наименование объекта
Стадия реализации проекта
Проектная мощность/протяженность сетей
Год ввода объекта
С/П
МВт/Гкал/ч/км/МВА
Строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская с заходами ВЛ 220 кВ Северобайкальская - Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальская - Ангоя
П
290,5 км (501 + 167) МВА, ШР 180 Мвар, УШР 2 x 63 Мвар
2019
ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Кодар
П

2023
Строительство 2-цепной ВЛ 220 кВ Чита - Озерная
П
150 км
2018
ПС 220 кВ Озерная
С
2 x 80 МВА
2018
Установка двух БСК мощностью 20 Мвар каждая на ПС 220 кВ Северобайкальская
С
2 x 20 Мвар
2016
Перевод второй цепи ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамакан на номинальное напряжение 220 кВ со строительством ПС 220 кВ Дяля, Чаянгро
С
210 км
2021
Реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Таксимо с расширением ОРУ 220 кВ
С

2016
Установка 2-х ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Горячинская для осуществления присоединения заходов существующей ВЛ 110 кВ Турка - Усть-Баргузин (ТУБ-132)
С
2 яч.
2017
Строительство двух ячеек 110 кВ ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Горячинская для подключения двух ВЛ 110 кВ Горячинская - Курорт
С
2 яч.
2019
Реконструкция ПС 220 кВ Районная с заменой масляных выключателей на элегазовые и релейной защиты на микропроцессорную
П

2019

4.7. Мероприятия в сетях 110 - 500 кВ, обеспечивающие социально-экономическое развитие региона

Предложения Правительства Республики Бурятия по строительству и схемам размещения объектов электроэнергетики сведены в таблицу 34.

Приоритетные направления по развитию электрических сетей
региона на объектах классом напряжения 110 кВ

Таблица 34

N пп
Наименование проекта
Год
Физические параметры
Примечание
км
МВА
1
Реконструкция ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Селендума с отпайкой на ПС Гусиное Озеро (ГС-106)
2014 - 2020
59,5
-
Замена деревянных опор 110 кВ на металлические многогранные, замена провода
2
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Иволга"
2016
-
50
Замена силовых трансформаторов 1 x 16 МВА, 1 x 10 МВА на 2 x 25 МВА
3
Реконструкция ПС 110/10 кВ Бурводстрой
2018 - 2020
-
80
Замена трансформаторов на 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА, замена системы ОД/КЗ-110 кВ на элегазовые выключатели
4
Строительство ПС 110/10 кВ "Слобода" со строительством ВЛ-110 кВ
2016
4,5
20
Строительство ПС 110/10 кВ 2 x 10 МВА со строительством ВЛ 110 кВ с подключением к ВЛ 110 кВ Окино-Ключи - Кяхта с отпайкой на ПС Большой Луг (ОКК-120)
5
Строительство ПС 110/20 кВ "Гавань" со строительством ВЛ-110 кВ
2016
2,1
6,3
Строительство ПС 110/20 кВ "Гавань" со строительством ВЛ 110 кВ от существующего транзита ВЛ 110 кВ Нестерово - Котокель (НК-130)
6
Реконструкция ВЛ 110 кВ Гусиноозерск - Окино-Ключи
2017
32
-
Восстановление участка ВЛ 110 кВ
7
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Кырен"
2017 - 2018
0,0
32
Замена трансформаторов 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА
8
Реконструкция ПС 110 кВ Беклемишево
2017
-
-
Замена на ПС 110 кВ Беклемишево на отходящей ВЛ в сторону ПС 110/35/10 кВ "Сосново-Озерская" трансформаторов тока (СБ-123)
9
Строительство ПС 110/10 кВ "Джилинда" со строительством ВЛ-110 кВ
2017
8,0
12,6
Строительство ПС 110/10 кВ 2 x 6,3 МВА со строительством ВЛ-110 кВ с подключением к ВЛ 110 кВ Романовка - Багдарин с отпайками (РБ-125)
10
Реконструкция захода на ПС 110/35/10 кВ "Торей"
2018
1,0
-
Монтаж заходов на ПС-реконструкция ОРУ-110 кВ
11
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шишковка
2018
-
-
Реконструкция ОРУ-110-35 кВ - замена системы ОД/КЗ-110 кВ на элегазовые выключатели
12
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Турка"
2018
-
8
Замена трансформаторов 2 x 2,5 МВА на 2 x 4 МВА
13
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Медведчиково"
2018
-
-
Реконструкция ОРУ-110 кВ (замена масляных выключателей 110 кВ типа ВМТ-110 на элегазовые)
14
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Энергетик"
2018
-
-
Реконструкция ОРУ-110 кВ (замена системы ОД/КЗ на элегазовые выключатели)
15
Реконструкция ПС 110/10 кВ Верхняя Березовка
2018
-
32
Реконструкция ОРУ-110 кВ (замена системы ОД/КЗ на элегазовые выключатели)
16
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Октябрьская"
2018
-
-
Реконструкция ОРУ-110 кВ (замена системы ОД/КЗ на элегазовые выключатели)
17
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Кабанская"
2019
-
-
Реконструкция ОРУ-110-35 кВ с заменой системы ОД/КЗ-110 кВ на элегазовые выключатели
18
Реконструкция ПС 110/35/10-6 кВ Гусиноозерская
2019
-
-
Реконструкция ОРУ-110 кВ (замена масляных выключателей типа МКП-110 кВ на элегазовые выключатели)
19
Реконструкция ВЛ-110 кВ Селендума - Боргой (СБ-108)
2017
41,9
-
Замена деревянных опор 110 кВ на металлические многогранные, замена провода
20
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Инкурская
2017
-
16
Замена трансформатора 1 x 10 МВА на 1 x 16 МВА
21
Реконструкция ВЛ-110 кВ Боргой - Петропавловка (БП-169)
2017 - 2018
13,1
-
Замена деревянных опор 110 кВ на металлические многогранные, замена провода
22
Строительство ПС 110/10 кВ Чернуха со строительством ВЛ-110 кВ
2017
1,5
20
Строительство ПС 110/10 кВ с трансформаторами 2 x 10 МВА, строительство ВЛ 110 кВ
23
Реконструкция ВЛ-110 кВ Селендума - Джида (СД-107)
2018
35,2
-
Замена деревянных опор 110 кВ на металлические многогранные, замена провода
24
Реконструкция ВЛ 110 кВ Селендума - Инкурская с отпайкой на ПС Торей (СИ-166)
2019 - 2020
249
-
Замена деревянных опор на металлические многогранные
25
Реконструкция ВЛ 110 кВ Петропавловка - Бургултай (ПБ-170)
2020 - 2021
20
-
Замена деревянных опор на металлические многогранные
26
Реконструкция ВЛ 110 кВ Бургултай - Торей (БТ-165)
2020 - 2021
26
-
Замена деревянных опор на металлические многогранные
27
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Кяхта
2018
-
50
Замена силовых трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА
28
Реконструкция ПС 110 кВ Байкало-Кудара
2017
-
32
Замена силовых трансформаторов 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА
29
Строительство ПС 110 кВ Курорт
2019
-
20
Строительство ПС 110/10 кВ с двумя трансформаторами 2 x 10 МВА

4.8. Энергоузлы на территории энергосистемы Республики Бурятия, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений

4.8.1. Общие основные проблемные вопросы энергосистемы

Надежность электроснабжения и качество электрической энергии

Одной из проблем надежности электроснабжения энергосистемы Республики Бурятия является отсутствие резервирования электрических сетей 110 кВ и ниже.
Значительная территория республики обеспечивается протяженными радиальными линиями электропередач без необходимого резервирования, вследствие чего происходят частые отключения потребителей. Для обеспечения надежности электроснабжения этих районов необходимо строительство вторых линий или автономных источников электроэнергии.

Дефицит энергетических мощностей

Из-за слабого развития электрических сетей районы республики - зона БАМ и Байкальская территория - отличаются низкой надежностью электроснабжения, большой загрузкой центров питания и недостаточной пропускной способностью с отсутствием возможности подключения новых потребителей. Дефицитным энергорайоном в энергосистеме в настоящий момент является: Северобайкальский участок БАМ.
Реализация планов строительства Мокского гидроузла с Ивановским контррегулятором обеспечит решение проблем электроснабжения потребителей Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области (приказами Минэнерго России в 2012 - 2015 годах данные районы отнесены к регионам с высокими рисками нарушения электроснабжения) и обеспечение сравнительно недорогой электрической энергией потребителей Республики Бурятия, Забайкальского края и Иркутской области.
Расположение Мокской ГЭС на границе Республики Бурятия и Забайкальского края может обеспечивать питание перспективных потребителей Забайкальского края и Бурятии, Северо-Восточных районов Иркутской области.
Одновременно следует отметить, что согласно СиПР ЕЭС дефицит электрической мощности в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах исключается за счет реализации мероприятий по строительству электросетевых объектов 220 - 500 кВ, включающих:
- сооружение ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская, ПС 500 кВ Усть-Кут с заходами ВЛ 500 и 220 кВ;
- сооружение транзита 220 кВ ПС 500 кВ Усть-Кут - ПС 220 кВ Пеледуй - ПС 220 кВ Мамакан;
- перевод ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамакан с отпайками на ПС 110 кВ Дяля и Чаянгро (в габаритах 220 кВ) на проектное напряжение 220 кВ с установкой второго АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Мамакан и реконструкцией ОРУ 220 кВ.

Физический и моральный износ оборудования электростанций и электрических сетей

На протяжении длительного времени в связи с недостатком финансовых средств ремонтно-восстановительные и профилактические работы в сетях энергосистемы в необходимых объемах не проводились. Износ основных фондов достигает 83,4%, в т.ч. износ линий электропередач и устройств к ним 81,89%, износ оборудования 85%.

4.8.2. Проблемные вопросы в электросетевом комплексе 220 кВ

1. Ограничение пропускной способности

Низкая пропускная способность и высокая протяженность межсистемных связей между ОЭС Сибири с ОЭС Востока по ВЛ 220 кВ по Северобайкальскому участку ЭС приводит к необходимости раздельной работы энергосистем, что снижает надежность электроснабжения потребителей в нормальной и ремонтных схемах. Мощность, передаваемая по транзиту Северобайкальского участка ЭС, ограничена 205 МВт сечения Иркутск - Бурятия (Северобайкальский участок) по критерию обеспечения запаса статической устойчивости электропередачи по активной мощности в послеаварийных режимах. Пропускная способность ВЛ-220 кВ исчерпала свои возможности и не имеет резерва для подключения новых потребителей в энергосистемах Республики Бурятия и Забайкальского края, что является основным препятствием экономического развития региона.
Решением является строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская с заходами ВЛ 220 кВ Северобайкальск - Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальск - Ангоя для возможности подключения перспективных потребителей (включено в проект СиПР ЕЭС России 2016 - 2022 гг. (2019 - год окончания строительства)).

4.8.3. Ограничение пропускной способности сети 220 кВ

Энергорайон Северобайкальского участка энергосистемы Республики Бурятия.
Характеристика энергорайона: Северобайкальский участок включает в себя подстанции 220 кВ: ПС 220 кВ Дабан, ПС 220 кВ Северобайкальск, ПС 220 кВ Кичера, ПС 220 кВ Ангоя, ПС 220 кВ Новый Уоян, ПС 220 кВ Ангаракан, ПС 220 кВ Янчукан, ПС 220 кВ Перевал, ПС 220 кВ Окусикан, ПС 220 кВ Таксимо, ПС 110 кВ Таксимо-тяговая, ПС 110 кВ Ирокинда, ПС 110 кВ Кедровская, ПС 110 кВ Таксимо-110.
Границы энергорайона Северобайкальского участка определяют следующие элементы сети:
ВЛ 220 кВ Улькан - Дабан (УД-32);
ВЛ 220 кВ Кунерма - Северобайкальск (КС-33);
ВЛ 220 кВ Таксимо - Мамакан;
ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамакан с отпайками;
ВЛ 220 кВ Таксимо - Куанда (ТК-47);
ВЛ 110 кВ Таксимо - Чара с отпайками (ТТ-72).
При ведении режимов в Северобайкальском участке существенное значение имеет потребление не только подстанций Северобайкальского участка, но и потребление подстанций ПС 220 кВ Улькан, ПС 220 кВ Кунерма, Бодайбинского и Мамско-Чуйского районов Иркутской области, а также ПС 220 кВ Куанда и ПС 220 кВ Чара энергосистемы Забайкальского края и ПС 220 кВ Хани, ПС 220 кВ Олекма, ПС 220 кВ Юктали, ПС 220 кВ Лопча, ПС 220 кВ Хорогоча энергосистемы Амурской области при переносе точки раздела сети 220 кВ на транзите электроснабжения Северобайкальского участка между ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Поэтому в состав контролируемого сечения Иркутск - Бурятия (Северобайкальский участок) входят следующие элементы сети:
ВЛ 220 кВ Киренга - Улькан (КУ-30);
ВЛ 220 кВ Киренга - Кунерма (КК-31).
Существенное влияние на величину максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении Иркутск - Бурятия (Северобайкальский участок) оказывают ВЛ 500 кВ, 220 кВ на участке от Усть-Илимской ГЭС до ПС 220 кВ Киренга, поэтому при определении максимально допустимых перетоков необходимо учитывать состояние данных ВЛ. Основными потребителями на территории Северобайкальского участка являются ОАО "РЖД", ресурсодобывающие предприятия и жилищно-коммунальный сектор. Присутствуют потребители всех категорий надежности электроснабжения. Численность населения 48,6 тысячи человек.
Источники генерации на Северобайкальском участке отсутствуют.
Баланс Северобайкальского участка представлен в таблице 35.

Баланс Северобайкальского участка

Таблица 35

Составляющие баланса
Летний режим
Зимний режим
Потребление подстанций энергосистемы Республики Бурятия
70,3 МВт - максимальное <1> на 31.08.2015
53,5 МВт - по летнему контрольному замеру 2015 г. <2>
103 МВт - максимальное на 30.01.2016
84,9 МВт - по зимнему контрольному замеру 2014 г.
Потребление подстанций энергосистемы Иркутской области (ПС 220 кВ Улькан, ПС 220 кВ Кунерма)
21,0 МВт - максимальное на 31.08.2015
13,7 МВт - по летнему контрольному замеру 2015 г.
45 МВт - максимальное на 30.01.2016
17 МВт - по зимнему контрольному замеру 2014 г.
Переток в КС Иркутск - Бурятия (Северобайкальский участок) в нормальной схеме
154,3 МВт (на момент максимума потребления)
73,1 МВт (на момент летнего контрольного замера)
225 МВт (на момент максимума потребления)
167 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
МДП в КС в нормальной схеме
205 МВт
205 МВт
МДП в КС в наиболее тяжелой ремонтной схеме
190 МВт
190 МВт
Переток в КС Таксимо - Мамакан в нормальной схеме
57,0 МВт (на момент максимума потребления)
1,6 МВт (на момент летнего контрольного замера)
77 МВт (на момент максимума потребления)
65,1 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
МДП в КС в нормальной схеме (на Мамаканской ГЭС 2 ГГ и более в работе)
65 МВт
80 МВт <3>
МДП в КС в наиболее тяжелой ремонтной схеме <4>
35 МВт
35 МВт
Переток в энергосистему Забайкальского края от ПС 220 кВ Таксимо
6,0 МВт (на момент максимума потребления)
4,3 МВт (на момент летнего контрольного замера)
0 МВт (на момент максимума потребления)
0 МВт (на момент зимнего контрольного замера)

--------------------------------
<1> Для летнего и зимнего периода указывается максимальное потребление за последние пять лет.
<2> Указываются данные последнего контрольного замера.
<3> В осенне-зимний период 2015 - 2016 гг. в соответствии с "Решением о работе в вынужденном режиме в контролируемом сечении Таксимо - Мамакан", утвержденным заместителем Председателя Правления ОАО "СО ЕЭС" С.А.Павлушко 13.11.2015, МДП равен АДП.
<4> Указана одноремонтная схема, в которой величина МДП минимальна.

Мероприятия по устранению ограничений пропускной способности сети 220 кВ

а) наиболее сложной схемно-режимной ситуацией (далее - СРС), приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение любой из ВЛ на участке Усть-Илимская ГЭС - Мамакан из нормальной схемы в зимний период (максимальный режим). Данная СРС приведет:
- к снижению максимально допустимых перетоков в контролируемом сечении Иркутск - Бурятия (Северобайкальский участок) и отмене вынужденного режима в контролируемом сечении Таксимо - Мамакан, что в свою очередь приведет к немедленному вводу ГВО;
- нарушению статической устойчивости, приводящей к недопустимым параметрам режима (напряжения, тока, недопустимого угла по ВЛ и т.д.);
б) в настоящее время в качестве режимных мероприятий, направленных на ликвидацию недопустимых электроэнергетических режимов, является ввод графиков аварийного ограничения режима потребления электрической мощности в объеме до 20 МВт в нормальной схеме (на момент максимума потребления) и до 25,7 МВт (на момент максимума потребления) в послеаварийной схеме в СБУ БАМа и в Бодайбинском и Мамско-Чуйском районах Иркутской области;
в) перечень мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, представлен в таблице 36.

Таблица 36

Мероприятие
Наличие в проекте СИПР ЕЭС
Наличие в других проектных работах (срок ввода, месяц, год)
Наличие в ИП субъектов электроэнергетики (срок ввода, месяц, год)
Эффективность мероприятия (МВт)
Установка ИРМ (СТК, БСК) номинальной мощностью 40 Мвар с автоматикой ограничения снижения напряжения (АОСН) на ПС 220 кВ Северобайкальск
2016
-
ОАО "ФСК ЕЭС", 2016
Снижение необходимого объема ГАО на 10 МВт в нормальной схеме

4.8.4. Проблемные вопросы в электросетевом комплексе напряжением 110 кВ и ниже

1. Энергоузлы с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования сети 35 - 110 кВ

В настоящее время в филиале ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 31 подстанция с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования 35 - 110 кВ суммарной установленной мощностью 535 МВА и дефицитом - 110,1 МВт.
Из них согласно данным контрольных замеров максимума нагрузки выявлено 15 подстанций с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования, суммарной установленной мощностью 296,6 МВА и дефицитом - 73,1 МВт, с учетом поданных заявок и заключенных договоров на технологическое присоединение - 16 шт. суммарной установленной мощностью 238,4 МВА и дефицитом - 37 МВт.
В настоящее время в АО "Улан-Удэ Энерго" 3 подстанции с недостаточной пропускной способностью трансформаторного оборудования 35 - 6/10 кВ суммарной установленной мощностью с учетом поданных заявок и заключенных договоров на технологическое присоединение 20,3 МВА и дефицитом - 2 МВт.

Перечень подстанций 35 - 110 кВ с ограниченной пропускной способностью

N п/п
Наименование подстанции
Уровень напряжения, кВ
Мощ-ть тран-ов (МВА)
Резерв/дефицит, МВт
1T
2T
Факт
Факт + ТУ
1
"Зун-Мурино"
110/35/10
6,3
6,3
-0,1
-0,9
2
"Кырен"
110/35/10
6,3
6,3
-3,2
-6,1
3
"Иволга"
110/35/10
16
10
-4,4
-12,5
4
"Октябрьская"
110/35/10
40
40
0,5
-2,1
5
"Шишковка"
110/35/10
25
25
-1,3
-1,3
6
"Таксимо - временная"
110/35/10
6,3
6,3
-0,2
-0,3
7
"Инкурская"
110/35/6
10
16
0,1
-0,9
8
"Западная"
110/35/6
40
40
4,14
-1,86
9
"Турка"
110/10
2,5
2,5
0
-2,1
10
"Эрхирик"
110/10
2,5
6,3
0,7
-1,6
11
"Бурводстрой"
110/10
25
25
6,7
-7,6
12
"Большая Речка"
35/10
1,6
1,6
0,3
-0,3
13
"Оймур"
35/10
1,6
1,6
-0,2
-1,6
14
"Ранжурово"
35/10
2,5
2,5
1,8
-0,3
15
"Курумкан"
35/10
1,8
4
-0,5
-1,1
16
"Нижнеангарск"
35/10
4
4
-1,8
-3,4
17
"Аршан"
35/10
4
4
0,2
-1,1
18
"Жемчуг"
35/10
1
4
0,2
-0,3
19
"Нилова Пустынь"
35/10
2,5
1,6
0,3
-0,1
20
"Орлик"
35/10
1,6
1,6
0,1
-0,2
21
"Береза"
35/10
4
4
2,8
-2,8
22
"АРЗ"
35/10
6,3
10
-2
-6,3
23
"Бурятцелинстрой"
35/10
6,3
6,3
-0,4
-0,4
24
"Гурульба"
35/10
4
4
-0,1
-5
25
"Нижняя Иволга"
35/10
4
2,5
0,4
-7,1
26
"Полигон"
35/10
2,5
2,5
0,2
-1,8
27
"Таежная"
35/10
4
4
1,1
-6,3
28
"Н-Саянтуй"
35/10
6,3
6,3
2,4
-2,3
29
"Николаевская"
35/10
1,8
2,5
-0,2
-0,9
30
"Город"
35/10
16
16
-0,6
-3,8
31
"Сосновый Бор"
35/6
6,3
6,3
-0,6
-0,6
32
"БМДК"
35/10
6,3
6,3
0
-0,1
33
"Дивизионная"
35/6
4
4
-0,2
-0,4
34
"Центральная"
35/6
10
10
1
-1,5

2. Ограничение пропускной способности сети 35 - 110 кВ

1. Для питания потребителей г. Улан-Удэ и прилегающих районов в аварийных и ремонтных режимах требуется перевод нагрузки ПС 110/35/10 кВ "Онохой" на шины ПС 220 кВ Заиграево (в нормальном режиме выключатель 35 кВ на ПС 35 Заиграево в сторону ПС 35 Бройлерная отключен). Пропускная способность ВЛ-35 кВ "Заиграево - Онохой" (ЗТЗ-348, ЗБ-303, ОБ-357) составляет 150 А, ограничена трансформаторами тока на "В-348" (150/5), В-303 (200/5), В-357(150/5) на ПС 35/10 кВ "Заиграево" и ПС 110/35/10 кВ "Онохой".
2. Для питания потребителей г. Улан-Удэ и прилегающих районов в аварийных и ремонтных режимах требуется перевод нагрузки ПС 110/35/10 кВ "Иволга" (порядка 11,8 МВт) на шины ПС 110/35/10 кВ "Гусиноозерская". Учитывая, что пропускная способность ВЛ 35 кВ "Гусиноозерская - Оронгой" (ГТ-345, ТЖ-376, ЖХ-3072, ХО-349) составляет 100 А (ограничена трансформаторами тока с Ктт = 100/5), для электроснабжения потребителей в аварийных и ремонтных режимах от ПС 110/35/10 кВ "Гусиноозерская" в ближайшее время (рекоменд. 2017 г.) требуется замена существующих ТТ на В-3072, В-376 и СВ-35 ПС 35/10 кВ "Жаргалантуй" на ТТ с Ктт большего номинала, определенного проектом либо расчетом.
3. В связи с длительным сроком эксплуатации и из-за несоответствия сечения провода марки АС-120 пропускная способность ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) снижена и принимается как для АС-95. При аварийном отключении автотрансформаторов АТ-1, АТ-2 на Гусиноозерской ГРЭС (АТ-1, АТ-2, заведены под один выключатель В-220 АТ-1,2, В-110 АТ-1,2) при включенном в работу Блоке 1 Гусиноозерской ГРЭС возможно повреждение ВЛ 110 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Селендума с отпайкой на ПС Гусиное озеро (ГС-106) ввиду недостаточной пропускной способности последней. Возникновение вышеуказанных аварийных ситуаций приводит к погашению потребителей г. Гусиноозерска и собственных нужд Гусиноозерской ГРЭС на величину до 18 МВт.
4. Ограничение пропускной способности ВЛ 110 кВ на участке "Онохой - Сосново-Озерск" и "Сосново-Озерск - Беклемишево". Протяженность линии от ПС 110 кВ Онохой до ПС 110 кВ Сосново-Озерск составляет 290 км. Двухцепный участок линии идет только до ПС 110 кВ Онохой от ПС 220 Районная. Далее до тупиковой ПС 110 кВ Багдарин ВЛ-110 кВ одноцепная.
От ПС 110 кВ Онохой до ПС 110 кВ Удинск сечение провода АС-300. От ПС 110 кВ Удинск до ПС 110 кВ Сосново-Озерская сечение провода АС-120. От ПС 110 кВ Сосново-Озерская до ПС 110 кВ Беклемишево (Читаэнерго) сечение провода АС-95. От ПС 110 кВ Сосново-Озерская до ПС 110 кВ Багдарин сечение провода АС-95 и ПС-70. От указанных одноцепных ВЛ получают электроснабжение 72 населенных пункта с населением около 48,8 тыс. человек. Резервирование электроснабжения осуществляется дизель-генераторами. Пропускная способность ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская - Беклемишево ограничена трансформаторами тока 100/5, установленными на ПС 110 кВ Беклемишево (филиал Читаэнерго). При выводе в ремонт или аварийном отключении ВЛ 110 кВ на участке ПС 110 кВ Онохой - ПС 110 кВ Сосново-Озерская электроснабжение потребителей Баунтовского, Еравнинского, Хоринского, Кижингинского и части Заиграевского районов РБ осуществляется от сети 110 кВ энергосистемы Забайкальского края по ВЛ 110 кВ СБ-123 от ПС 110 кВ Беклемишево, ввиду чего пропускная способность ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская - Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) в период максимальных нагрузок может быть недостаточной. Замена ТТ 110 кВ на ПС 110 Беклемишево (Читаэнерго) (рекомендуется выполнить в ближайшее время: 2017 г.) на отходящей ВЛ в сторону ПС 110 кВ Сосново-Озерская позволит снять ограничения пропускной способности ВЛ 110 кВ Сосново-Озерская - Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) и повысить уровень надежности электроснабжения восточных районов Республики Бурятия.
5. При выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Култук - Зун-Мурино с отпайкой на ПС Быстрая (КЗМ-135) питание потребителей Тункинского района осуществляется по ВЛ-35 кВ "Слюдянка - Зун-Мурино" (КЗМ-386). Пропускная способность установленных трансформаторов тока ТТ-386 на ПС 220 кВ Слюдянка недостаточна для осуществления энергообеспечения потребителей в транзите "Зун-Мурино - Самарта", т.к. пропускная способность ТТ-386 составляет 2,5 МВт (50 А), а нагрузка в зимний период достигает 4,5 МВт (90 А). Таким образом требуется выполнить мероприятия на ПС 220 кВ Слюдянка по замене ТТ-386 на ТТ с Ктт = 100/5 (рекомендуется выполнить в ближайшее время: 2016 г.).
6. Прочие энергоузлы, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений по пропускной способности сети:

N п/п
Наименование объекта
Проблема
Возможные негативные последствия
Мероприятия
1
ПС 220 кВ Слюдянка В-386
При отключении ЛЭП - 135 ограничение проп. способности (КЗМ-386) в случае питания потребителей Тункинского РЭС (Зун Мурино - Н. Пустынь) по ремонтной схеме от ПС 220 кВ Слюдянка
Введение ограничений для потребителей Тункинского и Окинского районов РБ, подключенных к транзиту "Зун-Мурино - Самарта"
Замена на ПС 220 кВ Слюдянка ТТ с 50/5 на 100/5 (рекомендуется выполнить в 2016 г.)
2
ПС 35 кВ "Сосновый Бор"
Ограничение пропускной способности ТТ в аварийных и ремонтных режимах на СВ-35
Введение ограничений для потребителей, подключенных от ПС 110/35/10 кВ "Новая" в аварийных и ремонтных режимах на ПС
Замена на ПС 35 кВ "Сосновый Бор" ТТ на СВ-35 150/5 на 300/5 (рекомендуется выполнить в 2017 г.)
3
ПС 35/10 кВ "Жаргалантуй" В-376
Ограничение пропускной способности ТТ в аварийных и ремонтных режимах
Введение ограничений для потребителей, подключенных от ПС 110/35/10 кВ "Иволга" в аварийных и ремонтных режимах на ПС
Замена ТТ-376 100/5 на 200/5 (рекомендуется выполнить в 2017 г.)
4
ПС 35/10 кВ "Жаргалантуй" В-3072
Ограничение пропускной способности ТТ в аварийных и ремонтных режимах
Замена ТТ-3072 100/5 на 200/5 (рекомендуется выполнить в 2017 г.)

Низкая надежность электроснабжения потребителей 110 кВ и ниже

Энергоузлы, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений в части низкой надежности электроснабжения:

N п/п
Наименование объекта
Проблема
Мероприятия
Рекомендуемый срок выполнения
1
ВЛ 35 кВ СО-3060 Сорок - Орлик (СЩ-3060)
Снижение надежности из-за превышения степени загнивания опор
Реконструкция ВЛ
2018 год
2
ВЛ 35 кВ МСС-395 Монды - Сорок - Самарта (МСС-395)
Снижение надежности из-за превышения степени загнивания опор
Реконструкция ВЛ
2017 год
3
ПС 110 кВ Турка
В работе трансформатор 2Т, трансформатор 1Т неисправен (не подлежит ремонту)
Замена силовых трансформаторов на 2 x 4 МВА
2018 год
4
ВЛ 110 кВ Селендума - Джида (СД-107)
Снижение надежности из-за превышения степени загнивания опор
Реконструкция ВЛ
2018 год
5
ВЛ 110 кВ Селендума - Боргой (СБ-108)
Снижение надежности из-за превышения степени загнивания опор
Реконструкция ВЛ
2017 год
6
ВЛ 110 кВ Боргой - Петропавловка (БП-169)
Снижение надежности из-за превышения степени загнивания опор
Реконструкция ВЛ
2018 год
7
ВЛ 110 кВ Петропавловка - Бургултай (ПБу-170)
Снижение надежности из-за превышения степени загнивания опор
Реконструкция ВЛ (ПИР включен в утвержденную ИПР "Бурятэнерго")
2020 - 2021 годы
8
ВЛ 110 кВ Бургултай - Торей (БТ-165)
Снижение надежности из-за превышения степени загнивания опор
Реконструкция ВЛ (ПИР включен в утвержденную ИПР "Бурятэнерго")
2020 - 2021 годы
9
ВЛ 110 кВ Селендума - Инкурская с отпайкой на ПС Торей (СИ-166)
Снижение надежности эл. снабжения Закаменского, Джидинского районов при существующей схеме
Замена деревянных опор 110 кВ на металлические многогранные, замена провода
2019 - 2020 годы

Предложения по развитию электрических сетей 110 кВ и ниже

Определены следующие направления развития электрических сетей напряжением 110 кВ и ниже:
1. Для повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и покрытия возрастающих нагрузок в 2016 - 2021 гг. на ПС 110 - 35 кВ с нехваткой мощности для осуществления технологического присоединения необходимо выполнить мероприятия по увеличению мощности силовых трансформаторов, а также необходима реконструкция однотрансформаторных подстанций и строительство (реконструкция) фидеров связи 6 - 10 кВ.
2. Для повышения надежности электроснабжения южной части РБ необходима реконструкция ВЛ 110 кВ: Селендума - Джида (СД-107), Гусиноозерская ГРЭС - Селендума с отпайкой на Гусиное Озеро (ГС-106), Селендума - Боргой (СБ-108), Боргой - Петропавловка (БП-169), Петропавловка - Бургултай (ПБу-170), Бургултай - Торей (БТ-165) с заменой деревянных опор на металлические (железобетонные).
3. Ограничения пропускной способности по резервным сетям 35 кВ (узел Торей - Инкур; транзит Гусиноозерск - Иволга) снимет запланированная замена токоограничивающего оборудования (тр-ров тока, провода и т.п.).
4. Для повышения надежности электроснабжения потребителей Тарбагатайского, Кяхтинского, Бичурского, Мухоршибирского, Селенгинского районов и г. Гусиноозерска необходимо завершение второй очереди строительства ВЛ 110 кВ Гусиноозерская - Окино-Ключи (ГОК-126) (участок ПС 110 кВ Подлопатки - ПС 110 кВ Тухум).

4.10. Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения узких мест

Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на 5-летний период

Таблица 39

N
Объект (сетевая компания)
Плановый год ввода
Кол-во цепей
Протяженность на одну цепь (км), мощность объекта (МВА, Мвар)
Краткое обоснование мероприятий
Развитие сетей 500 кВ
1
Строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская ВЛ 220 кВ Северобайкальск - Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальск - Ангоя
2019
1
290
Обеспечение возможности подключения новых потребителей. Усиление системного транзита 220 кВ с целью повышения провозной и пропускной способности Байкало-Амурской железнодорожной магистрали
2
ПС 500 кВ Нижнеангарская
2019

501 + 167 МВА, ШР 180 Мвар, УШР 2 x 63 Мвар
3
ВЛ 500 кВ Нижнеангарская - Кодар
2023


Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОО "БГК" (Удоканский ГМК), повышение надежности электроснабжения БАМ
Развитие сетей 220 кВ
1
Реконструкция ПС 220 кВ Районная с заменой масляных выключателей на элегазовые и релейной защиты на микропроцессорную
2019
-

Минимизация рисков отказа оборудования
2
Установка БСК на ПС 220 кВ Северобайкальская
2016

2 x 20 Мвар
Увеличение пропускной способности транзита Иркутск - Бурятия (Северобайкальский участок)
3
Строительство ВЛ 220 кВ Чита - Озерная с ПС 220 кВ Озерная
2018
2
2 x 240 км
Технологическое присоединение Озерного ГОК
4
Реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Таксимо с расширением ОРУ 220 кВ
2016


Расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Таксимо для присоединения второй цепи ВЛ 220 кВ Таксимо - Мамакан, переводимой на напряжение 220 кВ
5
Перевод второй цепи ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамакан с отпайками на напряжение 220 кВ со строительством ПС 220 кВ Дяля, Чаянгро
2016


Минимизация рисков ввода графиков аварийного ограничения режима потребления
Развитие сетей 110 кВ
1
Строительство 2-х ячеек 110 кВ на ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Горячинская для захода ВЛ 110 кВ Турка - Усть-Баргузин (ТУБ-132)
2016
2

Реализация ТП ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго"
2
Строительство двух ячеек 110 кВ ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Горячинская для подключения двух ВЛ 110 кВ Горячинская - Курорт
2019


Реализация ТП ОАО "ОЭЗ"
3
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Иволга" с заменой трансформаторов 16 МВА и 10 МВА на 2 x 25 МВА
2016

2 x 25 МВА
Реализация ТП АМО "Иволгинский район", ДНТ, ИЖС
4
Реконструкция ПС 110/10 кВ Бурводстрой с заменой трансформаторов на 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА
2020

2 x 40 МВА
Реализация ТП АО "Улан-Удэ Энерго", ООО "Эко-Транс", ДНТ, ИЖС
5
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Кырен" с заменой трансформаторов 2 x 6,3 МВА на 10 МВА и 16 МВА
2018

1 x 10 МВА, 1 x 16 МВА
Реализация ТП ФГБУ "Национальный парк "Тункинский", АМО Тункинский район, ИСЗФ СО РАН, МБОУ Нуганская начальная школа-детский сад, ИЖС
6
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Инкурская с заменой трансформатора 1 x 10 МВА на 1 x 16 МВА
2017

1 x 16 МВА
Реализация ТП АУСО РБ Закаменский пансионат "Горный воздух", ООО "Байкал Капитал Строй", ООО "Фарго", МВД по РБ, ООО "Проектно-строительная компания"
7
Реконструкция ПС 110 кВ Байкало-Кудара с заменой трансформаторов 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА
2017

2 x 16 МВА
Реализация ТП АО "Улан-Удэ Энерго", ООО "Эко-Транс", ДНТ, ИЖС
8
Реконструкция ПС 110/10 кВ "Турка" с заменой трансформаторов 2 x 2,5 МВА на 2 x 4 МВА
2018

2 x 4 МВА
Реализация ТП ИЖС, ИП Борисов А.В., ИП Поезд В.В.
9
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Кяхта с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА
2016

2 x 25 МВА
Реализация ТП Буркоопсоюз, ООО "РТС", Администрация МО "Город Кяхта", ФКГУ "ПУ ФСБ РБ по РБ", МКУ АМО "Кяхтинский район", ФГКУ "Росгранстрой", ИЖС
10
Строительство ПС 110/10 кВ "Слобода" с заходами ВЛ-110 кВ Окино-Ключи - Кяхта с отпайкой на ПС Большой Луг (ОКК-120)
2016

4,5 км, 20 МВА
Реализация ТП ГКУ РБ "УКС ПРБ"
11
Строительство ПС 110/20 кВ "Гавань" с отпайкой () со строительством ВЛ-110 кВ Нестерево - Котокель (НК-130)
2016

6,3 МВА
Реализация ТП ОАО "ОЭЗ"
12
Строительство ПС 110 кВ Курорт со строительством двух ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Горячинская
2019

2 x 10 МВА
Реализация ТП ОАО "ОЭЗ"
13
Строительство ПС 110 кВ "Джилинда" с отпайкой от ВЛ 110 кВ Романовка - Багдарин с отпайками (РБ-125)
2017

8 км, 12,6 МВА
Реализация ТП АО "Хиагда"

4.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и ниже

Согласно данным комплексной программы развития электрических сетей 110 кВ и ниже, разработанной филиалом ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" на период до 2020 года на территории Республики Бурятия, ожидается ввод объектов электроснабжения класса напряжения 110 кВ и ниже:
- общей мощностью 388 МВА (включая работы по реконструкции и техническому перевооружению);
- ввод ВЛ протяженностью 483 км.
В связи с реконструкцией центральной части города Улан-Удэ и расширением его границ в сторону Юго-Востока и Юго-Запада планируется ввод объектов электроснабжения класса напряжения 6/10 кВ и ниже общей мощностью 25 МВА.

4.12. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

Обеспечение действующих генерирующих мощностей Гусиноозерской ГРЭС будет осуществляться за счет местных углей разрезов Баин-Зурхе, Загустайский, Окино-Ключевской с учетом складывающегося по планируемому периоду состава генерирующего оборудования и баланса используемого угля.
В Стратегии АО "Интер РАО - Электрогенерация" планируется обеспечение Гусиноозерской ГРЭС углями собственного производства на базе дальнейшего освоения Окино-Ключевского месторождения бурого угля. Поэтапный переход на использование Окино-Ключевского угля позволит оптимизировать издержки производства, связанные с затратами на топливо. Поставка угля Окино-Ключевского разреза на Гусиноозерскую ГРЭС за 2015 год составила 1911 тыс. тонн угля.
На Сангинском месторождении бурого угля, отнесенном к резерву категории "а", имеющем сравнительно небольшие запасы (1,2 млн. т - балансовые и 1,3 млн. т забалансовые - для шахты и 0,2 млн. т балансовые и 0,1 млн. т забалансовые - для открытых работ), при необходимости может быть построено предприятие для добычи 50...80 тыс. т угля в год.
Все ранее проводимые проектные проработки в поисках наиболее рациональных схем раскройки, вскрытия и отработки шахтных и карьерных полей самых перспективных месторождений этого региона имели основной целью создать надежную топливную базу для энергетики республики, а также резерв для Востока страны. Таковыми явились перспективные Олонь-Шибирское и Никольское месторождения каменного угля.
По данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых Российской Федерации, большая часть запасов Никольского месторождения находится на территории республики. По ранее проводимым проектным проработкам на Никольском месторождении можно построить единый разрез мощностью по добыче 4500 тыс. т угля в год.
С реализацией "Генеральной схемы газоснабжения и газификации Республики Бурятия", утвержденной в 2009 году, возможен перевод котельных на газовое топливо. Общий потенциальный годовой объем потребления объектами теплоэнергетики определен в объеме 1900 млн. куб. метров природного газа.

4.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований на территории Республики Бурятия

По состоянию на 1 апреля 2015 года из 275 городских округов и поселений в Республике Бурятия схемы теплоснабжения разработаны в 2 городских округах, 18 городских и 64 сельских поселениях, что составляет 100% от требуемого объема.

4.14. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований на территории Республики Бурятия

Основными направлениями развития теплоснабжения муниципальных образований являются:
- оптимизация технологической структуры систем теплоснабжения за счет совместной работы нескольких источников теплоты на общие тепловые сети и консервации избыточной располагаемой мощности котельных;
- совершенствование топливоподготовки и топливоподачи;
- оснащение котельных приборами учета и автоматики;
- оснащение котельных ХВО;
- оптимизация режимов горения топлива;
- использование на источниках, тепловых пунктах и других элементах систем теплоснабжения частотно-регулируемого привода для эффективного регулирования отпуска теплоты потребителям;
- замена теплообменного, контрольно-регулирующего и насосного оборудования на энергоэкономичное;
- регулирование расхода тепла за счет широкого использования систем автоматического регулирования, в том числе программного и погодоведомого;
- повышение теплозащитных свойств вновь возводимых и эксплуатируемых жилых и общественных зданий за счет повышения термического сопротивления стеновых конструкций и окон;
- регулярная гидравлическая наладка и гидропневматическая промывка тепловых сетей.
Направлениями, рассчитанными на перспективу, являются освоение новых технологий, новых типов энергоисточников. К таким технологиям можно отнести:
- применение гелиоустановок и тепловых насосов;
- прокладка труб в пенополиуретановой изоляции при ремонте и прокладке новых участков тепловых сетей с использованием технологии монтажа труб с внутренней изоляцией сварного шва стеклоэмалевым покрытием.

4.15. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ

На данный момент перевод на парогазовый цикл действующих ТЭЦ не рассматривается в связи с большими капитальными затратами на освоение технологии и отсутствием собственных источников газоснабжения (природного газа).
Для Республики Бурятия наибольший интерес представляют парогазовые установки с котлами, сжигающими уголь в кипящем слое под давлением. Эта технология, внедренная на энергоблоках 80 - 350 МВт в Швеции, Японии и других странах, показала высокую надежность, обеспечила хорошие экономические и экологические показатели. Расчетный КПД энергоблоков с котлами КСД составляет 42%. Одно из преимуществ этих установок - малые габариты - дает возможность установки их в существующих помещениях ТЭС взамен демонтируемого старого оборудования и тем самым проведения реконструкции на новой технической базе.

4.16. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Республики Бурятия

Износ тепловых сетей магистральных трубопроводов в г. Улан-Удэ по зоне ТЭЦ-1 составляет 52%, по зоне ТЭЦ-2 - 38%. Износ внутриквартальных тепловых сетей составляет по зоне ТЭЦ-1 62%, по зоне ТЭЦ-2 - 52%.
Сводные данные по тепловому балансу на период до 2021 года в разрезе источников тепловой энергии ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 предоставлены в приложении N 5.
Для решения проблем теплоснабжения города Улан-Удэ рассматривались разные возможные варианты:
1. Строительство модульных котельных в местах дефицита тепловой энергии.
Указанный вариант имеет ряд существенных недостатков, в числе которых отсутствие земельных участков под размещение объектов, удорожание тарифа для конечного потребителя, дополнительная экологическая нагрузка.
2. Вариант размещения газовых котельных решает вопрос экологических требований.
На сегодняшний день при использовании имеющегося в республике СУГ цена тепловой энергии возрастет в 2 раза по сравнению с выработкой на угольных котельных. Отсутствие сетевого газа затрудняет реализацию данного варианта.
3. Проектирование и строительство Улан-Удэнской ТЭЦ-2.
Строительство тепловых мощностей ТЭЦ-2 позволит решить три основные проблемы энергоснабжения г. Улан-Удэ:
1. Увеличить установленную тепловую мощность станции для покрытия возрастающих за счет нового строительства нагрузок.
2. Снизить экологическую нагрузку на город. В связи с ростом тарифов на тепловую энергию в последнее время для потребителей выгоднее строить собственные небольшие котельные на мазутном и твердом топливе, что в свою очередь ведет к увеличению выбросов в атмосферу.
3. Повысить надежность теплоснабжения потребителей за счет строительства нового оборудования, выполнить взаиморезервирование между двумя источниками тепла.
В настоящее время ТЭЦ-2 работает в режиме котельной.
Задание на проектирование Улан-Удэнской ТЭЦ-2 было выдано Министерством энергетики СССР в 1980 г. Согласно проекту, разработанному проектным институтом "Сибирское отделение ВНИПИЭнергопром", утвержденному в 1983 г. Минэнерго СССР, предполагалась установка 4-х теплофикационных блоков с турбинами Т-180/210-130 и котлами Е-670-140, для покрытия пиковых нагрузок предусматривалась установка 6-ти паровых котлов Е-160-14 пиковой водогрейной котельной.
В соответствии с заданием установленная мощность электростанции на полное развитие должна была составить:
- электрическая - 720/840 МВт;
- тепловая - 1840 Гкал.
Завершение строительства первой очереди ТЭЦ-2 возможно осуществить на промплощадке, где построены и введены в эксплуатацию ряд зданий и сооружений и выполнены подготовительные работы для сооружения первой очереди станции.
На площадке построены все необходимые здания и сооружения, обеспечивающие нормальную эксплуатацию первой очереди ТЭЦ-2: шлако- и золопроводы, водопровод, тепломагистраль для выдачи тепла в город, автомобильные и железнодорожные пути, вспомогательные и ремонтные цеха, дымовая труба (Н = 240 м), открытое распределительное устройство (ОРУ) - 110 кВ, объединенный корпус химводоочистки, топливоподача, временный шлакоотвал, мазутохозяйство, инженерные коммуникации и т.д. В целом генплан электростанции разработан на мощность 800 МВт с возможностью дальнейшего расширения.
Постановлением Администрации города Улан-Удэ от 27.12.2013 N 511 утверждена Схема развития теплоснабжения г. Улан-Удэ до 2028 года, в которой Минстрой России в письме от 18.06.2015 N 18757-АЧ/04 считает необходимым схему теплоснабжения города Улан-Удэ доработать, рассмотрев в ней проект развития тепловых и электрических мощностей на Улан-Удэнской ТЭЦ-2. По информации Администрации г. Улан-Удэ актуализацию схемы теплоснабжения планируется завершить в III квартале 2016 года.
В разделе 4 схемы теплоснабжения предложен вариант строительства 1 очереди Улан-Удэнской ТЭЦ-2 в составе двух энергоблоков по 115 МВт с пылеугольными котлами высокого давления типа Е-500-140-565 и теплофикационными паровыми турбинами типа Тп-115/125-130. В этом случае суммарная тепловая мощность электростанции (с учетом пиковой котельной) достигнет 740 Гкал/час.
Проект окончания строительства станции включен в следующие стратегические документы:
- Схему территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденную распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.11.2013 2084-р;
- Схему и программу развития электроэнергетики Республики Бурятия на 2016 - 2020 годы, утвержденную приказом Министерства по развитию транспорта, энергетики и дорожного хозяйства Республики Бурятия от 30.04.2015 N 65;
- Программу социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2017 года;
- Стратегию социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2025 года.
В связи с планируемым завершением строительства первого пускового комплекса Улан-Удэнской ТЭЦ-2 в перспективе необходимо будет выполнить реконструкцию и новое строительство тепловых сетей. Общая протяженность тепловых сетей, охватываемых переключением, составляет 255,7 км.
Перспективная тепловая нагрузка по тепловым сетям от Улан-Удэнской ТЭЦ-2 составит:
1. Тепломагистраль N 1: - 55,7 Гкал/ч.
2. Тепломагистраль N 2: - 109,7 Гкал/ч.
3. Тепломагистраль N 5: - 126,4 Гкал/ч.
4. Тепломагистраль N 6: - 257,2 Гкал/ч.
5. Проектируемая тепломагистраль N 7 (в п. Авиазавод и п. Восточный) - 99,7 Гкал/ч.
6. Перспектива подключения в целом по зоне предполагаемого обслуживания ТЭЦ-2 60,3 Гкал/ч.
7. Подключение потребителей от прочих котельных 31,3 Гкал/ч.
Итого: суммарная тепловая нагрузка составит 740,3 Гкал/ч.
Перспектива подключения новых потребителей согласно поданным заявкам на период составляет 42,7 Гкал/ч.
Для реализации данного мероприятия по теплосетевому комплексу г. Улан-Удэ необходимо выполнить следующие мероприятия (цены 211 г.):
Новое строительство:
1.1. Строительство теплопровода (тепломагистрали N 7) в сторону п. Авиазавод и п. Восточный Ду = 1000 мм, протяженностью 18500 м, ориентировочная стоимость 1443,0 млн. руб.
1.2. Строительство подкачивающей насосной станции "ПНС-7/1" на подающем трубопроводе тепломагистрали N 7, ориентировочная стоимость - 94,3 млн. руб.
1.3. Строительство подкачивающей насосной станции "ПНС-7/2" на обратном трубопроводе тепломагистрали N 7, ориентировочная стоимость - 94,320 млн. руб.
1.4. Строительство теплопровода от ТК-38 тепломагистрали N 5 до "ПНС-2/2" тепломагистрали N 2 (Ду = 800 мм, ориентировочная протяженность - 1350 м, ориентировочная стоимость - 105,3 млн. руб.).
1.5. Строительство насосной станции "ПНС-6/5" на подающем трубопроводе в районе ул. Бабушкина в сторону тепломагистрали N 2, ориентировочная стоимость - 94,3 млн. руб.
1.6. Строительство мостовых переходов через р. Уда, 2 ед., ориентировочная стоимость - 250,0 млн. руб.
1.7. Строительство насосной станции "ПНС-5/1" на подающем трубопроводе тепломагистрали N 5 в районе ул. Приречной, ориентировочная стоимость - 96,0 млн. руб.
1.8. Строительство насосной станции "ПНС-5/5" на подающем трубопроводе тепломагистрали N 5 в районе ТЭЦ-1, ориентировочная стоимость - 96,0 млн. руб.
1.9. Строительство новых тепловых сетей до котельных, ориентировочная стоимость - 190,0 млн. руб.
Реконструкция участков тепловых сетей:
2.1. Реконструкция трубопровода от УТ-45 до ТК-38 тепломагистрали N 5 с увеличением диаметра на Ду = 1000 мм, протяженностью 2900 м, ориентировочная стоимость - 271,4 млн. руб.
2.2. Реконструкция магистральных и внутриквартальных трубопроводов при переводе потребителей с открытого водоразбора на закрытый (ориентировочная стоимость - 2112,2 млн. руб.).
2.3. Реконструкция тепловых узлов потребителей при переводе с открытого водоразбора на закрытый (ориентировочная стоимость - 764,059 млн. руб.).
Реконструкция насосных станций с увеличением мощности:
3.1. Реконструкция насосной станции "ПНС-6/2" с увеличением мощности сетевых насосов, ориентировочная стоимость - 85 млн. руб.
3.2. Реконструкция насосной станции "ПНС-6/4" с увеличением мощности сетевых насосов, ориентировочная стоимость - 52 млн. руб.
3.3. Реконструкция насосной станции "ПНС-2/2" с увеличением мощности сетевых насосов, ориентировочная стоимость - 52,423 млн. руб.
Разработка проектно-сметной документации - 508,425 млн. руб.
Всего ориентировочная стоимость мероприятий по переключению тепловой нагрузки на источник Улан-Удэнской ТЭЦ-2 составит 4708,5 млн. руб. (без НДС).
Закрытие муниципальных и ведомственных котельных.
При расширении зоны обслуживания ТЭЦ-2 предполагается к закрытию 16 котельных с суммарной присоединенной нагрузкой 131 Гкал/ч, в том числе охватываемые ПАО "ТГК-14" как единой теплоснабжающей организацией 8 котельных с нагрузкой 108,1 Гкал/ч.
Оценочная стоимость мероприятий по закрытию (консервации) 16 котельных составит 850 млн. руб.
Улан-Удэнская ТЭЦ-2 при ее полном развитии в рассматриваемый период надежно обеспечивается каменным углем Тугнуйского месторождения.
Кроме ТЭЦ-2, необходимо в период до 2017 г. реализовать еще несколько проектов в области теплоснабжения ряда населенных пунктов Республики Бурятия.
По крайней мере, три вида проектов имеют непосредственное отношение к теплоснабжению: строительство очистных сооружений, строительство мусоросжигающих заводов и организация производства тепловых насосов.
На очистных сооружениях могут и должны устанавливаться так называемые метантэнки (биореакторы), в которых происходит сбраживание осадков сточных вод с выделением биогаза, который далее может использоваться в котельных.
Предусмотреть возможность установки биореакторов на намечаемых к строительству очистных сооружениях в г. Бабушкин, с. Кабанск, п. Заиграево, Заиграевского района, п. Слобода Кяхтинского района, на территории особой туристско-рекреационной зоны.
При проектировании и строительстве производственного комплекса по переработке твердых бытовых отходов в г. Улан-Удэ необходимо предусмотреть установку энергоблока с возможным комбинированным использованием других видов топлива.
Организация серийного производства и широкомасштабное внедрение теплонасосных установок может оказать существенное положительное влияние как на экологическую ситуацию, так и на эффективность системы теплоснабжения.
Необходимо отметить, что наиболее эффективным, действенным и экономичным мероприятием для покрытия возрастающих тепловых нагрузок и решения экологических проблем города Улан-Удэ является принятие решения об окончании строительства Улан-Удэнской ТЭЦ-2.
В связи с отсутствием окончательного решения по завершению строительства 1-й очереди Улан-Удэнской ТЭЦ-2 и в связи с ожидаемым к 2020 году дефицитом тепловой мощности (см. таблицу 40) руководством ПАО "ТГК-14" принято решение о начале в 2016 году реконструкции котлов Улан-Удэнской ТЭЦ-2 с увеличением паропроизводительности со 160 т/час до 200 т/час.

Прогноз дефицита тепловой мощности

Таблица 40

Наименование
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Установленная мощность ТЭЦ-2, Гкал/час
380
380
380
380
380
380
Присоединенная тепловая нагрузка по техусловиям, Гкал/час
382,4
409,0
427,8
431,3
434,8
434,8
Перспективная тепловая нагрузка за год, Гкал/час (ТЗ 2013 - 2018, ИТ)
27,7
26,5
18,8
3,6
3,5
3,5
Дефицит тепловой мощности от присоединенной по техусловиям, Гкал/час
-2,4
-29,0
-47,8
-51,3
-54,8
-54,8

Предполагаемый вывод из эксплуатации турбоагрегатов ст. N 1 и ст. N 3 в соответствии с приказом Минэнерго РФ от 28.07.2014 N 471 нежелателен, т.к. это приведет к росту тарифа на производство тепловой энергии Улан-Удэнской ТЭЦ-1 в 2017 году на 6,14% (без учета инфляционного фактора). Вывод из эксплуатации с 01.01.2019 турбоагрегата ст. N 6 и отсутствие генерации в летний период приведет к росту тарифа на производство тепловой энергии Улан-Удэнской ТЭЦ-1 на 15,78%.
Проводимая в настоящее время реконструкция котлов части высокого давления Улан-Удэнской ТЭЦ-1 с увеличением паропроизводительности с 220 т/час до 230 т/час позволит повысить надежность работы станции в период прохождения максимума нагрузок.

4.17. Прогноз развития электросетевого хозяйства на территории Республики Бурятия

В связи со строительством ВЛ 220 кВ "Татаурово - Горячинск" с ПС 220 кВ "Горячинск" и для повышения надежности электроснабжения потребителей северной части побережья озера Байкал необходимо выполнение реконструкции ПС 220 кВ Горячинская с расширением ОРУ 110 кВ на 2 ячейки для присоединения ВЛ 110 кВ Турка - Баргузин.
Инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС" предусмотрено строительство ВЛ 500 кВ Усть-Кут - Нижнеангарская с ПС 500 кВ Нижнеангарская ВЛ 220 кВ Северобайкальск - Кичера и ВЛ 220 кВ Северобайкальск - Ангоя для возможности подключения перспективных потребителей.
Параллельно с проектами развития традиционной энергетики в республике активно ставится вопрос о проектировании и строительстве генерирующих мощностей на основе возобновляемых источников энергии: строительство фотоэлектрических солнечных электростанций.

Приложение N 1

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА НА

ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ


Эксплуатацией магистральных электросетевых объектов на территории Республики Бурятия занимается филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское предприятие магистральных электрических сетей (Забайкальское ПМЭС), находящийся в оперативном подчинении филиала "МЭС Сибири" ПАО "ФСК ЕЭС". В зону обслуживания Забайкальского ПМЭС, кроме Республики Бурятия, входит также Забайкальский край.
В ремонтно-эксплуатационном обслуживании Забайкальского ПМЭС находятся:
- 4947 км воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 10 - 500 кВ;
- 19 понизительных подстанций (ПС) напряжением 35 - 220 кВ общей мощностью 3407,6 МВА.
На территории Республики Бурятия работают 25 ПС 220 кВ суммарной установленной мощностью 2963 МВА, в том числе:
- 7 ПС 220 кВ ПАО "ФСК ЕЭС";
- 16 ПС 220 кВ Восточно-Сибирской железной дороги (филиал ОАО "РЖД");
- 1 ПС 220 кВ ОАО "Селенгинский ЦКК";
- 1 ПС 220 кВ ОАО "Разрез Тугнуйский".
По территории Республики Бурятия проходят:
- 2 ВЛ напряжением 500 кВ (в работе на 220 кВ) общей протяженностью 311,4 км;
- ВЛ 220 кВ напряжением общей протяженностью 3075,34 км.

Перечень ВЛ-220 кВ

N п/п
Наименование линии
1.
ВЛ 220 кВ Ангаракан - Окусикан (АО-41)
2.
ВЛ 220 кВ Ангоя - Новый Уоян (АУ-38)
3.
ВЛ 220 кВ Выдрино - БЦБК (ВБ-272)
4.
ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Мухоршибирь (ГМШ-260)
5.
ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Селендума I цепь (ГС-255)
6.
ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Селендума II цепь (ГС-256)
7.
ВЛ 220 кВ Дабан - Северобайкальск (ДС-34)
8.
ВЛ 220 кВ Заиграево - Кижа (ЗК-281)
9.
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Кижа (КПЗ-283)
10.
ВЛ 220 кВ Киренга - Кунерма (КК-31)
11.
ВЛ 220 кВ Кичера - Новый Уоян (КУ-37)
12.
ВЛ 220 кВ Кунерма - Северобайкальск (КС-33)
13.
ВЛ 220 кВ Мухоршибирь - Саган-Нур (МШС-261)
14.
ВЛ 220 кВ Мысовая - Байкальск с отпайкой на ПС Переемная (МБ-273)
15.
ВЛ 220 кВ Мысовая - Выдрино с отпайкой на ПС Переемная (МВ-274)
16.
ВЛ 220 кВ Мысовая - Гусиноозерская ГРЭС I цепь (МГ-251)
17.
ВЛ 220 кВ Мысовая - Гусиноозерская ГРЭС II цепь (МГ-252)
18.
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Новоильинск (НПЗ-282-284)
19.
ВЛ 220 кВ Новый Уоян - Ангаракан (УА-39)
20.
ВЛ 220 кВ Новый Уоян - Янчукан (УЯ-40)
21.
ВЛ 220 кВ Окусикан - Таксимо (ОТ-43)
22.
ВЛ 220 кВ Перевал - Таксимо (ПТ-44)
23.
ВЛ 220 кВ Посольская - Мысовая (ПМ-275)
24.
ВЛ 220 кВ Районная - Гусиноозерская ГРЭС N 1 (РГ-295)
25.
ВЛ 220 кВ Районная - Гусиноозерская ГРЭС N 2 (РГ-296)
26.
ВЛ 220 кВ Районная - Заиграево (РЗ-279)
27.
ВЛ 220 кВ Районная - Новоильинск (РН-280)
28.
ВЛ 220 кВ Районная - Северная (РС-297)
29.
ВЛ 220 кВ Районная - Татаурово (РТ-278)
30.
ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Саган-Нур (СПЗ-262)
31.
ВЛ 220 кВ Северная - Посольская с отпайкой на ПС Селенгинский ЦКК (СП-277)
32.
ВЛ 220 кВ Северобайкальск - Ангоя (СА-36)
33.
ВЛ 220 кВ Северобайкальск - Кичера (СК-35)
34.
ВЛ 220 кВ Селендума - Дархан I цепь (СД-257)
35.
ВЛ 220 кВ Селендума - Дархан II цепь (СД-258)
36.
ВЛ 220 кВ Таксимо - Куанда (ТК-47)
37.
ВЛ 220 кВ Татаурово - Горячинская I цепь
38.
ВЛ 220 кВ Татаурово - Горячинская II цепь
39.
ВЛ 220 кВ Татаурово - Мысовая с отпайкой на ПС Селенгинский ЦКК (ТМ-276)
40.
ВЛ 220 кВ Таксимо - Мамакан (в эксплуатации ОАО "ИЭСК")
41.
ВЛ 220 кВ Улькан - Дабан (УД-32)
42.
ВЛ 220 кВ Янчукан - Перевал (ЯП-42)
43.
ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Ключи (ВЛ-582)
44.
ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальская (ВЛ-583)

Перечень ПС 220 кВ

N п/п
Наименование подстанции
Принадлежность
1.
ПС 220 кВ Районная
ПАО "ФСК ЕЭС"
2.
ПС 220 кВ Северная
ПАО "ФСК ЕЭС"
3.
ПС 220 кВ Горячинская
ПАО "ФСК ЕЭС"
4.
ПС 220 кВ Татаурово
ПАО "ФСК ЕЭС"
5.
ПС 220 кВ Мухоршибирь
ПАО "ФСК ЕЭС"
6.
ПС 220 кВ Селендума
ПАО "ФСК ЕЭС"
7.
ПС 220 кВ Таксимо
ПАО "ФСК ЕЭС"
8.
ПС 220 кВ Заиграево
ОАО "РЖД"
9.
ПС 220 кВ Новоильинск
ОАО "РЖД"
10.
ПС 220 кВ Кижа
ОАО "РЖД"
11.
ПС 220 кВ Посольская
ОАО "РЖД"
12.
ПС 220 кВ Мысовая
ОАО "РЖД"
13.
ПС 220 кВ Переемная
ОАО "РЖД"
14.
ПС 220 кВ Выдрино
ОАО "РЖД"
15.
ПС 220 кВ Селенгинский ЦКК
ОАО "Селенгинский ЦКК"
16.
ПС 220 кВ Дабан
ОАО "РЖД"
17.
ПС 220 кВ Северобайкальск
ОАО "РЖД"
18.
ПС 220 кВ Ангоя
ОАО "РЖД"
19.
ПС 220 кВ Кичера
ОАО "РЖД"
20.
ПС 220 кВ Новый Уоян
ОАО "РЖД"
21.
ПС 220 кВ Янчукан
ОАО "РЖД"
22.
ПС 220 кВ Перевал
ОАО "РЖД"
23.
ПС 220 кВ Окусикан
ОАО "РЖД"
24.
ПС 220 кВ Ангаракан
ОАО "РЖД"
25.
ПС 220 кВ Саган-Нур
ОАО "Разрез Тугнуйский"

Распределительные электрические сети Республики Бурятия обслуживают филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" и региональная распределительная электросетевая компания АО "Улан-Удэ Энерго".
Филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" осуществляет передачу электрической энергии по сетям 0,4 - 110 кВ и подключение новых потребителей к распределительным сетям компании.
В ремонтно-эксплуатационном обслуживании Бурятэнерго находятся:
- 24241,6 км воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 0,4 - 110 кВ;
- 72,1 км кабельных линий электропередачи (КЛ) напряжением 0,4 - 35 кВ;
- 4734 понизительные подстанции напряжением 35 - 110 кВ и трансформаторные подстанции напряжением 6 - 10/0,4 кВ общей мощностью 2583,9 МВА.
В состав филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" входят 3 производственных отделения (ПО) и 19 районов электрических сетей (РЭС).
Электросетевая компания АО "Улан-Удэ Энерго" осуществляет передачу электрической энергии по сетям 0,4 - 35 кВ и подключение новых потребителей к распределительным сетям компании.
В ремонтно-эксплуатационном обслуживании АО "Улан-Удэ Энерго" находятся:
- 1360,96 км воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 0,4 - 35 кВ;
- 970,68 км кабельных линий электропередачи (КЛ) напряжением 0,4 - 10 кВ;
- 11 понизительных подстанций напряжением 35/6 - 10 кВ и трансформаторные подстанции напряжением 6 - 10/0,4 кВ общей мощностью 448,18 МВА.
В состав АО "Улан-Удэ Энерго" входят 3 района электрических сетей (РЭС).
Перечень обслуживаемых сетей ВЛ 110 кВ и ПС 110 кВ представлен ниже.

Перечень ВЛ-110 кВ

Сокращенное диспетчерское наименование
Наименование (назначение)
Год ввода в эксплуатацию
Кол-во цепей, шт.
Протяженность по трассе, км
Протяженность по цепям, км
Количество опор, шт.
Провод алюминиевый со стальным сердечником - АС
Возможность перевода на более высокий класс напряжения (да, нет)
деревянных
на ж/б приставках
железобетонных
металлических
Всего
70, пр/км
95, пр/км
120, пр/км
Другое сечение, пр/км




2571
2832
0,0
1148
5645
3057
5800
203,8
1883
3452
2302

РНО-138
Районная - Эрхирик - Новая - Онохой (оп. N 105 - ПС Онохой)
1985
1
13,5
13,5


16
21
37


40,5
0
Нет
РТ-104, РТ-118
"Районная - ТЭЦ-1"
1965
2
10
20



34
34



60
Нет
РС-180, РЗМ-116
"Районная - Северная" (ПС Районная - оп. N 16)
1965
2
3,3
6,6



16
16


19,8
0
Нет
МСЗ-183
Западная - Бурводстрой
1972
1
3,9
3,9


16
14
30


11,7
0
Нет
МТ-181, МТ-182
Южная - ТЭЦ-2 (Южная - Медведчиково)
1974
2
8,6
17,2


1
4
5


51,6
0
Нет
МИ-159
Медведчиково - Иволга
1976
1
26,12
26,12


40
37
77


78,36
0
Нет
РЭ-109
"Районная - Эрхирик" РЭ-109 (от оп. N 54 до оп. N 68)
1967
1
6,3
6,3



14
14


18,9
0
Нет
ЭНО-140
"Эрхирик - Новая - Онохой"
1965
1
15,98
15,98


3
45
48


47,94
0
Нет
РС-180, ЗМС-101
"Районная - Северная" (оп. N 16 - оп. N 37)
1981
2
5,35
10,7


4
17
21


32,1
0
Нет
ЗМС-101, РЗМ-116
"Районная - ЗММК" (отпайка от оп. N 16 на ПС ЗММК и БФМ)
1983
2
0,442
0,884



5
5



2,652
Нет
МТ-181, МТ-182
"Районная - Медведчиково" (отпайка на ПС ТЭЦ-2)
1984
2
6,2
12,4


4
18
22



37,2
Нет
РА-161, РА-162
"Районная - Авиазавод" (отпайка на Улан-Удэнскую птицефабрику)
1982
2
1,48
2,96


4
5
9
8,88


0
Нет
МТ-181, МТ-182
Районная - Медведчиково (отпайка на ПС Октябрьская)
1986
2
3
6


11
5
16


18
0
Нет
РНО-138
Районная - Эрхирик - Новая - Онохой (ПС Районная - оп. N 105)
1976
1
34,08
34,08




0


102,2
0
Нет
МТ-160
Медведчиково - Тарбагатай
1987
1
39
39


44
75
119


117
0
Нет
РС-180, ЗМС-101
"Районная - Северная" (оп. N 37 - оп. N 47)
1987
2
3,95
7,9



11
11



23,7
Нет
РНО-138, ЭНО-140
Заход на ПС "Новая"
1988
2
7,5
15


20
13
33
45


0
Нет
РС-180, ЗМС-101
"Районная - Северная" (отпайка на ЛВРЗ)
1989
2
7,8
15,6


7
11
18



46,8
Нет
МСЗ-183, МС-184
"Северная - Медведчиково
1994
2
18,39
36,78


11
71
82



110,34
Нет
РТ-141, РТ-142
"Районная - ТЭЦ-2"
1995
2
17,8
35,6


32
25
57



106,8
Нет
МСЗ-183, МС-184
заход на ПС Медведчиково
1996
2
1,4
2,8


2
4
6


8,4
0
Нет
РС-180, ЗМС-101
"Районная - Северная" (отпайка на ПС "Верхняя Березовка")
1987
2
0,04
0,08



1
1



0,24
Нет
РС-180, ЗМС-101
"Районная - Северная" (отпайка на ПС "Шишковка")
1987
2
0,92
1,84


1
3
4



5,52
Нет
ОК-139, КУ-110
"Онохой - Курба - Удинск"
2001
1
54,521
54,521




0



163,563
Да
ЗС-102
"Северная" - "Западная"
2002
1
2,5
2,5


8
6
14



7,5
Нет
РС-180, ЗМС-101
Районная - Северная (оп. N 47 - ПС "Северная")
2002
2
1,98
3,96


8
2
10



11,88
Нет
КУ-110
"Курба" - "Удинск"
2002
1
31,826
31,826


4
84
88



31,82
Да
КУ-110
"Курба" - "Удинск"
2004











0

УХ-111/УС-3046/ХК-329 отп. на ПС Санномыск
"Удинск" - "Хоринск"
1998
2
49,049
98,098


204
32
236



120
Нет
ХГ-145
"Хоринск" - "Георгиевка"
1968
1
55,857
55,857








0
Нет
ХГ-145/ГПК-146
Заход - выход на ПС Георгиевская
1968
2
2,826
5,652








0
Нет
УВ-144
Удинск - Вознесеновка
1975
1
32,257
32,257



268
268



189,729
Нет
УВ-144
Удинск - Вознесеновка


30,986
30,986








0
Нет
ГПК-146
Георгиевка - Поперечная - Комсомольская
1968
1
14,987
14,987


57
7
64



44,96
Нет
ГПК-146
Георгиевка - Поперечная - Комсомольская


29,149
29,149


92
4
96



87,45
Нет
ГПК-146
Отпайка на ПС "Поперечная"
1972
1
0,928
0,928


3
2
5



2,784
Нет
ГПК-146
Заход - выход на ПС Комсомольская
1984
2
2,961
5,922


16
2
18



17,77
Нет
КС-112
Комсомольская - Сосново-Озерская
1968
1
31,753
31,753


107
10
117



95,26
Нет
СБ-123
"Сосново-Озерская" - "Грязнуха" - "Беклемишево" (до границы с ЗК)
1970
1
50,6
50,6


198
16
214



151,8
Нет
СБ-123
"Сосново-Озерская" - "Грязнуха" - "Беклемишево" (до границы с ЗК)
1980

31,742
31,742








0
Нет
СР-124
"Сосново-Озерская" - "Исинга" - "Романовка"
1973
1
51,629
51,629


378
24
402



154,9
Нет
СР-124
"Сосново-Озерская" - "Исинга" - "Романовка"
1980

66,536
66,536








0
Нет
СР-124
"Сосново-Озерская" - "Исинга" - "Романовка"
1973
1
0,688
0,688



4
4



2,064
Нет
СР-124
Отпайка на ПС "Романовка"
1980
2
1,68
3,36


4
5
9



10,08
Нет
РБ-125
"Романовка" - "Багдарин"
1983
1
166,55
166,55


545
37
582


499,6
0
Нет
РБ-125
Отпайка на ПС "Монгой"
1983
1
19,06
19,06


65
8
73


57,18
0
Нет
СИ-166
Селендума - Торей
01.01.1985
1
21
21


96
10




126,3

СИ-166
Селендума - Торей
01.03.1982
1
100
100


192
98




300

СИ-166
Селендума - Торей
01.04.1989
1
2
2


8
1




6

СИ-166
Селендума - Торей
01.05.1988
1
81,4
81,4


256
54




240

СИ-166
Селендума - Торей
01.02.1979
1
25,5
25,5


61
45




80,7

ГС-106
Гусиноозерская - Селендума
01.01.1977
1
59,8
59,8

284

34



155,7
23,7


Отпайка на Гусиное озеро

1
3,9
3,9







11,7
0

ГХ-163
Гусиноозерская - Холбольджино
01.01.1977
1
17,9
17,9


91
14



53,7
0

ГХ-164
Гусиноозерская - Холбольджино
01.01.1977
1
17,9
17,9


91
14



53,7
0

СБ-108
Селендума - Боргой
01.01.1969
1
21,5
21,5

133




64,5

0

СБ-108
Селендума - Боргой
01.01.1986
2
0,4
0,8


2
4


2,4

0

СБ-108
Селендума - Боргой

1
20,2
20,2

101




60,6

0

ГГ-151
Гусиноозерская ГРЭС - Гусиноозерская
01.01.1976
1
2,3
2,3



12




6,9

ГГ-152
Гусиноозерская ГРЭС - Гусиноозерская
01.01.1976
1
2,3
2,3



12




6,9

ГОК-126
Гусиноозерская - Окино-Ключи
01.01.1982
1
9,2
9,2


38
8




27,6

ГОК-126
Гусиноозерская - Окино-Ключи
01.10.1973
1
5,475
5,475


23




16,42
0

ГЗ-153
Гусиноозерская - Завод
01.01.1990
1
2,4
2,4



11



7,2
0

ГЗ-154
Гусиноозерская - Завод
01.01.1990
1
2,4
2,4



11



7,2
0

СД-107
Селендума - Джида
01.01.1967
1
17,5
17,5

84





52,5
0

СД-107
Селендума - Джида
01.05.1967
1
17,7
17,7

170





53,1
0

МШБ-149
Мухоршибирь - Бичура
01.02.1981
2
38,100
76,2


267
29


229

0

МШБ-149
Мухоршибирь - Бичура
01.02.1982
2
16,900
33,8


63
22


101

0

МШБ-149
Мухоршибирь - Бичура
01.09.1988
1
15,301
15,301


19
21


45,9

0

ОКК-120
Окино-Ключи - Кяхта
01.02.1973
1
23,60
23,6


75
9



70,8
0

ОКК-120
Окино-Ключи - Кяхта
01.05.1963
1
40,10
40,1


210
20



120,3
0

ОКК-120
Окино-Ключи - Кяхта
01.05.1963
1
10,30
10,3


44
4



30,9
0

ОКБ-150
Окино-Ключи - Бичура
01.12.1990
2
19,80
39,6


72
7



118,8
0

ОКБ-150
Окино-Ключи - Бичура
01.05.1991
2
15,8
31,6


83
10



94,8
0

ОКС-171
Окино-Ключи - Кудара-Самон
01.04.1991
1
18
18


74
9



54
0

ОКС-171
Окино-Ключи - Кудара-Самон
01.05.1991
1
53,44
53,44


158
35



160,3
0

БП-169
Боргой - Петропавловка
01.05.1969
1
36,1
36,1

165
4
2


108

0

БТ-165
Бургултай - Торей
01.05.1969
1
25,9
25,9

119
4
2


77,7

0

БТ-165
Бургултай - Торей

2
0,6
1,2






3,6

0

Пбу-170
Петропавловка - Бургултай
01.05.1969
1
20,3
20,3

84
4
2


60,9

0

ХК-168
Хоронхой - Кяхта
01.11.1966
1
24,4
24,4


115
15



73,2
0

ДХ-167
Джида - Хоронхой
01.05.1967
1
19,05
19,05



93



57,15
0

ДХ-167
Джида - Хоронхой
01.11.1966
1
2,45
2,45



16



7,35
0

ДХ-167
Джида - Хоронхой
01.11.1966
2
1,63
3,26


5
3



9,78
0

МН-147
Мухоршибирь - Никольская
01.07.1974
1
25,87
25,87


112



77,6

0

МН-147
Мухоршибирь - Никольская
1975
1
3,73
3,73


16



11,2

0

МН-147
Мухоршибирь - Никольская
1982
1
11,10
11,10


28
2


33,3

0

СС-117
СЦКК - Селенгинская
1971
1
4,3
4,3


12
5
17


12,9
0
нет
СС-121
СЦКК - Селенгинская (Тяговая)
1969
1
1,84
1,84



10
10


5,52
0
нет
СС-122
СЦКК - Селенгинская (Тяговая)
1969
1
1,84
1,84



10
10


5,52
0
нет
СТ-113
СЦКК - Тимлюйская
1996
1
20,68
20,68


87
27
114


62,04
0
нет
СТ-103
СЦКК - Тимлюйская
1970
1
22,5
22,5


31
47
78


67,5
0
нет
СТ-113/СТ-103
отпайка на ПС "Кабанская"
1976
2
7,9
15,8


29
7
36


47,4
0
нет
МС-156
Мостовка - СЦКК
1961
1
13,3
13,3


41
9
50


39,9
0
нет
ЛМ-115
Лесобаза - Мостовка
1961
1
12,8
12,8


19
42
61


38,4
0
нет
МЛ-114
Мандрик - Лесобаза
1961
1
17,35
22,04


11
63
74


66,12
0
нет
отпайка Таловка
отпайка на ПС "Таловка"
1991
1
2,66
2,66



13
13


7,98
0
нет
ТП-128
Татаурово - Прибайкальская
1973
1
17,84
17,84


37
24
61

53,5

0
нет
ПН-129
Прибайкальская - Нестерово
1973
1
31,71
31,71


82
25
107

95,16

0
нет
НТ-130
Нестерово - Турка
1973
1
70,6
70,6


225
45
270

212

0
нет
КЗМ-135
Култук - Зун-Мурино
1973
1
62,42
62,42


30
285
315


187,3
0
нет
ЗМК-134
Зун-Мурино - Кырен
1973
1
52,98
52,98


23
207
230


158,5
0
нет
КМ-190
Кырен - Монды
1973
1
105,68
105,68


147
274
421


317
0
нет
МСС-193
Монды - Сорок - Сусер
2002
1
41,17
41,17


95
80
175


123,5
0
нет
БУ-133
Баргузин - Уро
1977
1
20,8
20,8

8
58
11
77

62,4

0
нет
БлМ-137
Баянгол - Могойто
1978
1
76,8
76,8


264
16
280

230

0

Убл-136
Уро - Баянгол
1977
1
39,062
39,062


144
13
157

117

0

УББ-131
Усть-Баргузин - Баргузин
1970
1
50
50


128
53
181
150


0

ТУБ-132
Турка - Усть-Баргузин
1973
1
79
79


66
202
268

237

0

МБК-157
Мостовка - Байкало-Кудара

1
41,2
41,2









нет
-
Таксимо - Мамакан с отпайками

1
210
210







24
186
да

Перечень ПС 110 кВ

N п/п
Наименование подстанции
Принадлежность
1.
ПС 110 кВ Никольская
ПАО "МРСК Сибири"
2.
ПС 110 кВ Бичура
ПАО "МРСК Сибири"
3.
ПС 110 кВ Окино-Ключи
ПАО "МРСК Сибири"
4.
ПС 110 кВ Кудара-Самон
ПАО "МРСК Сибири"
5.
ПС 110 кВ Б. Луг
ПАО "МРСК Сибири"
6.
ПС 110 кВ Кяхта
ПАО "МРСК Сибири"
7.
ПС 110 кВ Боргой
ПАО "МРСК Сибири"
8.
ПС 110 кВ Бургултай
ПАО "МРСК Сибири"
9.
ПС 110 кВ Харанхой
ПАО "МРСК Сибири"
10.
ПС 110 кВ Джида
ПАО "МРСК Сибири"
11.
ПС 110 кВ Торей
ПАО "МРСК Сибири"
12.
ПС 110 кВ Петропавловка
ПАО "МРСК Сибири"
13.
ПС 110 кВ Подлопатки
ПАО "МРСК Сибири"
14.
ПС 110 кВ Инкурская
ПАО "МРСК Сибири"
15.
ПС 110 кВ Тухум
ПАО "МРСК Сибири"
16.
ПС 110 кВ Завод
ПАО "МРСК Сибири"
17.
ПС 110 кВ Гусиноозерская
ПАО "МРСК Сибири"
18.
ПС 110 кВ Холбольджино
ПАО "МРСК Сибири"
19.
ПС 110 кВ Западная
ПАО "МРСК Сибири"
20.
ПС 110 кВ Верхняя Березовка
ПАО "МРСК Сибири"
21.
ПС 110 кВ Бурводстрой
ПАО "МРСК Сибири"
22.
ПС 110 кВ Медведчиково
ПАО "МРСК Сибири"
23.
ПС 110 кВ Энергетик
ПАО "МРСК Сибири"
24.
ПС 110 кВ Машзавод
ООО "С-Транс-С"
25.
ПС 110 кВ Исинга
ПАО "МРСК Сибири"
26.
ПС 110 кВ Октябрьская
ПАО "МРСК Сибири"
27.
ПС 110 кВ Шишковка
ПАО "МРСК Сибири"
28.
ПС 110 кВ Южная
ПАО "МРСК Сибири"
29.
ПС 110 кВ Птицефабрика
ПАО "МРСК Сибири"
30.
ПС 110 кВ Эрхирик
ПАО "МРСК Сибири"
31.
ПС 110 кВ Курба
ПАО "МРСК Сибири"
32.
ПС 110 кВ Комсомольская
ПАО "МРСК Сибири"
33.
ПС 110 кВ Поперечная
ПАО "МРСК Сибири"
34.
ПС 110 кВ Бурятферммаш
ПАО "МРСК Сибири"
35.
ПС 110 кВ ЛВРЗ
ОАО "РЖД"
36.
ПС 110 кВ ЗММК
ЗАО "Улан-Удэстальмост"
37.
ПС 110 кВ Монгой
ПАО "МРСК Сибири"
38.
ПС 110 кВ Онохой
ПАО "МРСК Сибири"
39.
ПС 110 кВ Романовка
ПАО "МРСК Сибири"
40.
ПС 110 кВ Багдарин
ПАО "МРСК Сибири"
41.
ПС 110 кВ Хиагда
АО "Хиагда"
42.
ПС 110 кВ Новая
ПАО "МРСК Сибири"
43.
ПС 110 кВ Георгиевская
ПАО "МРСК Сибири"
44.
ПС 110 кВ Сосново-Озерская
ПАО "МРСК Сибири"
45.
ПС 110 кВ Улан-Удэнская ТЭЦ-2
ПАО "ТГК-14"
46.
ПС 110 кВ Грязнуха
ПАО "МРСК Сибири"
47.
ПС 110 кВ Иволга
ПАО "МРСК Сибири"
48.
ПС 110 кВ Тарбагатай
ПАО "МРСК Сибири"
49.
ПС 110 кВ Удинская
ПАО "МРСК Сибири"
50.
ПС 110 кВ Хоринская
ПАО "МРСК Сибири"
51.
ПС 110 кВ Тимлюйская
ПАО "МРСК Сибири"
52.
ПС 110 кВ Кабанская
ПАО "МРСК Сибири"
53.
ПС 110 кВ СЛПБ
ПАО "МРСК Сибири"
54.
ПС 110 кВ Таловка
ООО "БЭК"
55.
ПС 110 кВ Селенга
ПАО "МРСК Сибири"
56.
ПС 110 кВ Мостовка
ПАО "МРСК Сибири"
57.
ПС 110 кВ Селенга-тяговая
ОАО "РЖД"
58.
ПС 110 кВ Татаурово-тяговая
ОАО "РЖД"
59.
ПС 110 кВ Заудинск
ОАО "РЖД"
60.
ПС 110 кВ Прибайкальская
ПАО "МРСК Сибири"
61.
ПС 110 кВ Нестерово
ПАО "МРСК Сибири"
62.
ПС 110 кВ Котокель
ПАО "МРСК Сибири"
63.
ПС 110 кВ Берег
ОЭЗ ТРТ "Байкальская гавань"
64.
ПС 110 кВ Турка
ПАО "МРСК Сибири"
65.
ПС 110 кВ Уро
ПАО "МРСК Сибири"
66.
ПС 110 кВ Баргузин
ПАО "МРСК Сибири"
67.
ПС 110 кВ Баянгол
ПАО "МРСК Сибири"
68.
ПС 110 кВ Могойто
ПАО "МРСК Сибири"
69.
ПС 110 кВ Усть-Баргузин
ПАО "МРСК Сибири"
70.
ПС 110 кВ Зун-Мурино
ПАО "МРСК Сибири"
71.
ПС 110 кВ Кырен
ПАО "МРСК Сибири"
72.
ПС 110 кВ Самарта
ООО "ЭНКОМ"
73.
ПС 110 кВ Байкало-Кудара
ПАО "МРСК Сибири"
74.
ПС 110 кВ Таксимо-тяговая
ОАО "РЖД"
75.
ПС 110 кВ Таксимо-110
ПАО "МРСК Сибири"
76.
ПС 110 кВ Ирокинда
ООО "ЭНКОМ"
77
ПС 110 кВ Алтан
ООО "ЭНКОМ"
78
ПС 110 кВ Кедровская
ООО "ЭНКОМ"

Установленная мощность ПС 220 кВ составляет 2963,0 МВА, установленная мощность ПС 110 кВ составляет 2053,1 МВА.

Приложение N 2

РЕЕСТР ЗАЯВИТЕЛЕЙ (СВЫШЕ 670 КВТ), ПОДАВШИХ ЗАЯВКИ НА

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ


N п/п
Дата подачи заявки
Наименование заявителя
Наименование, адрес объекта
Заявляемая мощность, кВт
Центр питания, линия по стороне 110 - 35 кВ
филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское ПМЭС
1
05.02.2016
ОАО "РЖД"
[730] ПС 220 кВ Кижа
4090,00
1. ПС 220 кВ П. Забайкальская
2
02.12.2015
ПАО "МРСК Сибири"
[725] ВЛ 10 кВ Т-1
1414,00
1. ПС 220 Горячинск
3
18.12.2014
ОАО "РЖД"
Подстанции 220 кВ: "Дабан", "Северобайкальск", "Кичера", "Ангоя", "Новый Уоян", "Янчукан", "Ангаракан", "Перевал", "Окусикан", подстанция 110 кВ: "Таксимо тяговая"
102260,00
1. ПС 500 кВ Усть-Кут
4
01.10.2014
Филиал ОАО "Особые экономические зоны"
[660] ПС 110 кВ Курорт
9070,00
1. ПС 220 Горячинск
5
18.04.2014
ПАО "МРСК Сибири"
[629] ПС 35 кВ Таежная МРСК Сибири
8760,00
1. ПС 220 кВ Районная
6
14.11.2012
ПАО "МРСК Сибири"
[528] ПС 110 кВ Гавань (ранее "Гора бычья-1")
5000,00
1. ПС 220 кВ Татаурово
7
17.08.2011
ПАО "МРСК Сибири"
[431] ПС 110/35/10 кВ Иволга
5110,00
1. ПС 110 кВ Северная 2. ПС 220 кВ Районная
8
03.08.2010
ПАО "МРСК Сибири"
[328] ПС 110/35/10 кВ Западная
12400,00
1. ПС 220 кВ Северная
филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго"
9
10.02.2015
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
РУ 10 кВ
10000
ПС Бичура
10
11.02.2015
АО "Улан-Удэ Энерго"
ПС 35/6 кВ "Горсад"
4900
ПС ТЭЦ-1
11
09.04.2015
Комитет по управлению городским хозяйством администрации МО "Город Северобайкальск"
ЛЭП 10 кВ 2ТП 10/0,4 кВ
975,24
ПС 35/10 кВ Город
12
10.04.2015
Администрация МО Тункинский район
ВЛ 10 кВ ТП 10/0,4 кВ
1000
ПС 35/10 кВ "Жемчуг"
13
15.04.2015
Комитет по управлению городским хозяйством администрации МО "Город Северобайкальск"
ЛЭП 10 кВ ТП 10/0,4 кВ
1000
ПС "Северобайкальск - Тяговая"
14
20.05.2015
ГКУ РБ "УКС ПРБ"
ВЛ 110 кВ ПС 110/10 кВ "Чернуха"
9500
ПС СЦКК
15
21.05.2015
ОГУЭП "Облкоммунэнерго"
ПС 35/10 кВ - Тибельти
1000
ПС 110 кВ "Слюдянка"
16
06.06.2015
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
РУ-6 кВ АСТ-Бурятская СЭС - 6
15000
ПС 35/110 кВ Гусиноозерск
17
04.08.2015
АО "Хиагда"
ПС 110/10 с двумя трансформаторами ТДН-10000/110/10, ВЛ 110 кВ
7000
ПС "Районная" Станция "ТЭЦ-1"
18
24.08.2015
АО "Твердосплав"
ТП 6/0,4 кВ
13800
ПС "Селендума"
19
30.11.2015
АО "Улан-Удэ Энерго"
ЛЭП-10 кВ Ф. 7, Ф. 6 от ПС "Октябрьская", питающие РП-17
7790
ПС "ТЭЦ-2"
20
30.11.2015
АО "Улан-Удэ Энерго"
ЛЭП-10 кВ Ф. 5, Ф. 10 от ПС "Октябрьская", питающие РП-21
15533
ПС "Октябрьская"
21
30.11.2015
АО "Улан-Удэ Энерго"
ЛЭП 10 кВ Ф. 1, Ф. 4 от ПС "Октябрьская"
2815
ПС "Октябрьская"
22
02.12.2015
АО "Улан-Удэ Энерго"
ЛЭП 10 кВ Ф. 8 от ПС "Южная"
2127
ПС "Южная"
23
02.12.2015
АО "Улан-Удэ Энерго"
ЛЭП 10 кВ Ф. 7 от ПС "Бурятцелинстрой", питающие РП-16
5528
ПС "Бурятцелинстрой"
24
02.12.2015
АО "Улан-Удэ Энерго"
ЛЭП 10 кВ Ф. 8 от ПС "Бурводстрой"
4676
ПС "Бурводстрой"
25
18.12.2015
АО "Улан-Удэ Энерго"
ЛЭП 10 кВ Ф.5 от ПС "АРЗ"
2998
ПС "АРЗ"
26
18.12.2015
АО "Улан-Удэ Энерго"
ЛЭП 10 кВ Ф. 4, Ф. 5 от ПС "Шишковка", питающие РП-22
7733
ПС "Шишковка"
27
23.03.2015
АО "Улан-Удэ Энерго"
ВЛ 10 кВ Ф 10 "Южная"
747
ПС "Южная"
28
27.05.2015
ООО "ДомСтройКомплект"
ЛЭП 10 кВ, ТП 10/0,4 кВ для электроснабжения 105 квартала
3064

29
28.05.2015
ОАО "Промгражданстрой"
ЛЭП 10 кВ, ТП 10/0,4 кВ для электроснабжения многоквартирных жилых домов г. Улан-Удэ, 140
1232

АО "Улан-Удэ Энерго"
30
02.02.2015
филиал ПАО МРСК Сибири - Бурятэнерго
с. Сотниково
2000
ПС "Бурводстрой"
31
06.02.2015
ТГК-14
ул. Пушкина
2223
ПС "КТП-3"
32
24.03.2015
ООО БурГражданСтрой
102 квартал
789,6
ПС "Южная"
33
25.03.2015
ЗАО Байкалжилстрой
128 квартал
873
ПС "Медведчиково"
34
13.07.2015
ООО Конный остров
ул. Окинская 2
1500
ПС "Бурводстрой"
35
07.09.2015
ООО Зодчий
Улан-Удэ, п. Тулунжа
3500
ПС "Бурводстрой"
36
07.09.2015
ООО РТ-СоцСтрой
ул. Пирогова
1219,7
ПС "КТП-11"
37
13.10.2015
ООО МСК Байкал
в пределах улиц Бабушкина, Подкаменская, Широких-Полянского, Красногвардейская
870
ПС "Левобережная", ПС "ГВП"
38
26.10.2015
ИП Барткив Евгений Владимирович
пр. Автомобилистов, 21в
850
ПС "Бурятцелинстрой"
39
25.12.2015
ИП Урбаева Евдокия Спиридоновна
г. Улан-Удэ, 100 квр. 03:24:034401:67
1180
ПС "Медведчиково"
Филиал "Забайкальский" ОАО "Оборонэнерго"
40
26.03.2016
Отдел капитального строительства (г. Чита) РУЗКС ВВО
Развитие парковой зоны и технической территории войсковой части 47130
1602,23
ПС 35/6 кВ "Дивизионная"

Приложение N 3

РЕЕСТР ПОДАННЫХ ЗАЯВОК НА ПРИСОЕДИНЕНИЕ К ТЕПЛОВЫМ СЕТЯМ


N п/п
Заказчик
Адрес
Объект
Нагрузка, Гкал/час
Год подключения
Отоп.
Вент.
ГВС
Общая
2016
2017
2018
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Раздел 1. ОБЪЕКТЫ С НАГРУЗКОЙ ДО 0,1 ГКАЛ/ЧАС
1
ФЛ Гаськов Ю.В.
ул. Комсомольская, 27 в Железнодорожном районе
Магазин
0,037000
0,000000
0,016400
0,053400

0,053400

2
Калсанг Гйатсо
ул. Комарова, 2, 100 м на северо-запад
Административно-офисное здание
0,030000
0,000000
0,000000
0,030000


0,030000
3
ООО ВВС
Капитальный ремонт гаража
ул. Гусиноозерская, 9
0,013100
0,000000
0,000000
0,013100

0,013100

4
Степанова Татьяна Ивановна
ул. Ермаковского, 43
Реконструкция склада
0,022360
0,000000
0,000000
0,022360

0,022360

5
ИП Бальжиров Ч.Ж.
104 микрорайон, дом N 3 в Октябрьском районе
Магазин электротоваров
0,043253
0,000000
0,000000
0,043253


0,043253
6
ИП Пак Елена Георгиевна
Жердева, 31д
Магазин промышленных товаров
0,022800
0,056500
0,000000
0,079300


0,079300
7
Харлов Владимир Сидорович
Участок в 95 метрах от жилого дома ул. Борсоева, 11
Подземная автостоянка
0,038900
0,000000
0,000000
0,038900


0,038900
8
Иванов Виталий Григорьевич
ул. Братская, 49, кв. 1
1/2 индивидуального жилого дома
0,002830
0,000000
0,000000
0,002830

0,002830

9
ОАО "Азиатско-Тихоокеанский Банк"
ул. Удинская, 2