Распоряжение Правительства Республики Бурятия от 29.04.2016 № 239-р

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 150А, 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 «Гусиноозёрская». Учитывая что пропускная способность ВЛ 35 кВ «Гусиноозёрская – 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 «Гусиноозёрская» в ближайшее время (рекоменд. 2017г.) 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. Двухцепной 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-Озёрская 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, в виду 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: 2017г.) на отходящей ВЛ в сторону ПС 110 кВ Сосново-Озерская позволит снять ограничения пропускной способности ВЛ110 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: 2016г.).

6.            Прочие энергоузлы характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений по пропускной способности сети:

№ 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 2016г.)
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 2017г.)
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 2017г.)
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 2017г.)

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:

№ 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 не исправен (не подлежит ремонту)	Замена силовых трансформаторов на 2*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 годы
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 надёжности 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 6-10кВ.

2. Для повышения надёжности 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 металические (железобетонные).

3. Ограничения пропускной способности по резервным сетям 35 кВ (узел Торей – Инкур; транзит Гусиноозёрск - Иволга) снимет запланированная замена токоограничивающего оборудования (тр-ров тока, провода и т.п.).

4. Для повышения надёжности 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

№	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 х 63 Мвар
3	ВЛ 500кВ 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		2x20 МВар	Увеличение пропускной способности транзита Иркутск – Бурятия (Северобайкальский участок)
3	Строительство ВЛ 220 кВ Чита – Озерная с ПС 220 кВ Озерная	2018	2	2х240 км.	Технологическое присоединение Озерного ГОК
4	Реконструкция РУ 220кВ ПС 220кВ Таксимо с расширением ОРУ 220кВ	2016			Расширение ОРУ 220кВ ПС 220кВ Таксимо для присоединения второй цепи ВЛ 220кВ Таксимо – Мамакан переводимой на напряжение 220кВ
5	Перевод второй цепи ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамакан с отпайками на напряжение 220 кВ со строительством ПС 220 кВ Дяля, Чаянгро  (В редакции Распоряжения Правительства Республики Бурятия от 30.06.2016 № 377-р)	2018			Минимизация рисков ввода графиков аварийного ограничения режима потребления
Развитие сетей 110 кВ
1	Строительство 2-х ячеек 110 кВ на ОРУ 110кВ 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 110кВ ОРУ 110кВ ПС 220кВ Горячинская для подключения двух ВЛ 110кВ Горячинская - Курорт	2019			Реализация ТП ОАО «ОЭЗ»
3	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ «Иволга» с заменой трансформаторов 16МВА и 10МВА на 2*25 МВА	2016		2*25 МВА	Реализация ТП АМО «Иволгинский район», ДНТ, ИЖС
4	Реконструкция ПС 110/10 кВ Бурводстрой с заменой трансформаторов на 2*25 МВА на 2*40 МВА	2020		2*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*6,3 МВА  на 10 МВА и 16 МВА	2018		1*10 МВА, 1*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*10 МВА  на 1*16 МВА	2017		1*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*10МВА на 2*16 МВА	2017		2*16 МВА	Реализация ТП АО «Улан-Удэ Энерго», ООО «Эко-Транс», ДНТ, ИЖС
8	Реконструкция ПС 110/10 кВ «Турка» с заменой трансформаторов  2*2,5 МВА на 2*4 МВА	2018		2*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*16МВА на 2*25 МВА	2016		2*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 отпайк () 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 110кВ от ПС 220кВ Горячинская	2019		2*10 МВА	Реализация ТП ОАО «ОЭЗ»
13	Строительство ПС 110 кВ «Джилинда» с отпайкой от ВЛ 110кВ Романовка – Богдарин 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 комплесной 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 расширения 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 1 911 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 1 900 млн. куб.метров природного газа.

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

По состоянию на 01 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 счёт 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 № 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 взиморезервирование 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, разработанного проектным институтом «Сибирское отделение ВНИПИЭнергопром» утвержденного 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 № 511 утверждена Схема развития теплоснабжения г. Улан-Удэ до 2028 года в которой, Минстрой России в письме от 18.06.2015 №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 № 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 №1: – 55,7 Гкал/ч.

2.        Тепломагистраль №2: – 109,7 Гкал/ч.

3.        Тепломагистраль №5: – 126,4 Гкал/ч.

4.        Тепломагистраль №6: – 257,2 Гкал/ч.

5.        Проектируемая тепломагистраль №7 (на 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 № 7) в сторону п. Авиазавод и п. Восточный Ду=1000мм, протяженностью 18500м, ориентировочная стоимость 1 443,0 млн. руб.

1.2.             Строительство подкачивающей насосной станции «ПНС-7/1» на подающем трубопроводе тепломагистрали № 7, ориентировочная стоимость 94,3 млн. руб.