Стратегические направления развития электроэнергетики Республики Бурятия

Документами, определяющими основные направления развития электроэнергетики, являются «Стратегия развития топливно-энергетического комплекса Республики Бурятия на перспективу до 2030 г.» (далее ‒ «Стратегия»), Схемы и программы развития элетроэнерге-тики Республики Бурятия (далее ‒ «СИПР») 2013, 2014 гг.

Мониторинг стратегических и программных документов развития электроэнергетики показал, что темпы роста электропотребления в республике значительно ниже намеченных (табл. 1). Так, например, электропотребление в 2014 г. составило всего 5408 млн. кВт/ч (намечено «Стратегией» 7885 млн. кВт/ч) и ниже электропотребления в 2013 г. на 1,4 %.

Таблица 1

Динамика электропотребления Республики Бурятия

Наименование/год	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Электропотребление прогноз млн. кВт/ч	5309	5757	6016	6437	6887	7369	7885
Электропотребление фактически млн. кВт /ч	5289	5233	5490	5350	5462	5485	5408
Фактическое снижение	-20	-524	-526	-1087	-1425	-1884	-2477
ВРП	124738,5	121187,7	133526,6	154677,7	167038,1
Индекс физического объема ВРП	105,4	92,6	103,5	153624,1	100,5	103,8

Основная цель «Стратегии» – полное обеспечение потребностей республики в топливноэнергетических ресурсах в части электроэнергетики – выполняется, но не за счет развития предприятий электроэнергетики, а в результате снижения темпов роста электропотребления, как и в последнем десятилетии ХХ в. Анализ причин снижения темпов роста электропотребления показал, что основной причиной является отставание развития ряда энергоемких отраслей народного хозяйства от сроков, намеченных в «Стратегии социально-экономического развития Республики Бурятия на период до 2025 г.» и в «Программе социально-экономического развития Республики Бурятия на 2011–2015 гг.».

До сих пор не введены мощности Озерного, Назаровского, Ермаковского, Орекиткан-ского ГОКов, не приступили к разработке Холтосонского и Инкурского месторождений вольфрама, не начато строительство энергоблока №7 Гусиноозерской ГРЭС, энергоблоков Улан-Удэнской ТЭЦ-2, снизили объемы производства УУАЗ, ЛВРЗ, ОАО «Стальмост», Селенгин-ский ЦКК, не реализованы ряд проектов лесопереработки и строительства агрокомплексов. Одна из основных целей «Стратегии» ‒ достижение душевого потребления электроэнергии, соответствующего среднему уровню по России к 2020 г. ‒ остается невыполнимой, так как душевое потребление электроэнергии в Республике Бурятия было ниже всероссийского в 2005 г. на 1573 кВт/ч и в 2013 г. ‒ на 1729 кВт/ч (табл. 2).

Таблица 2

Динамика душевого потребления электроэнергии Республики Бурятия

Год	2005	2011	2012	2013	2014
Численность населения РБ, тыс. чел.		971,4	971,8	973,9
Численность населения России, млн. чел.	143,8	142,9	143,0	143,3	143,7
Душевое потребление электроэнергии по России, кВт/ч	6570	7285	7343	7361
Душевое потребление электроэнергии по РБ, кВтч/ч	4997	5507	5620	5632
Фактическая разница, кВтч/ч	-1573	-1778	-1723	-1729

Естественно, в сложившейся обстановке необходимо пересмотреть методические подходы к определению перспективных нагрузок, уточнить уровни электропотребления на ближайшие годы и определить очередность ввода генерирующих мощностей и электросетевых объектов исходя из наибольшей их эффективности для развития народного хозяйства республики, наметить пути дальнейшего повышения надежности и эффективности электроэнергетики республики, в том числе теплоснабжения г. Улан-Удэ.

В соответствии с новыми положениями Правительствами регионов по согласованию с Минэнерго РФ ежегодно разрабатываются и утверждаются «Схемы и программы развития электроэнергетики» на последующий пятилетний период с учетом фактического роста экономики региона.

При разработке СИПР учитываются планы всех предприятий электроэнергетики, а также производится корректировка перспективных потребностей в электроэнергии по итогам реального развития экономики региона. Это позволяет своевременно вносить изменения в краткосрочные и среднесрочные проекты ввода энергетических мощностей и сетевых объектов.

55 Вестник ВСГУТУ . № 1 (58). 2016

В то же время в разработке СИПР в Бурятии не участвует ОАО «Русгидро», не учитывается опыт работы и результаты деятельности предприятий, занятых на рынке электроэнергии и вопросами тарифообразования.

На территории Республики Бурятия существуют два энергорайона, расположенных на большом расстоянии друг от друга и не имеющих непосредственной электрической связи: Южный с потреблением 869,3 МВт (районы, прилегающие к Транссибирской магистрали) и Северный с потреблением 99,8 МВт (вдоль трассы БАМ). Электроснабжение Северного энергорайона осуществляется от «Иркутскэнерго» по двухцепной ВЛ 220 кВ Усть-Кут – Нижне-ангарск – Таксимо – Чара. Кроме потребителей севера Бурятии от ЛЭП снабжаются Бодайбинский район Иркутской области и Каларский район Забайкальского края и осуществляется связь с энергосистемами Дальнего Востока. Этот энергорайон севера Байкальского региона является единственным в России, где вводятся ограничения потребителей.

В то же время перспективные нагрузки для освоения богатейших месторождений золота, серебра, меди, полиметаллов, железа, угля превышают 1000 МВт. Для развития этого региона необходимо сооружение Мокской ГЭС и освоение гидроресурсов реки Витим. При сооружении ВЛ 500 кВт Мокская ГЭС – Еравна – Улан-Удэ возможно покрытие перспективных нагрузок Южного энергорайона и обеспечение поставки электроэнергии в Монголию и Китай.

О необходимости опережающего развития этих территорий и решении вопросов их энергообеспечения подробно изложено в [1, 2].

В Южном энергорайоне РБ электроснабжение в основном осуществляется от Гусиноозерской ГРЭС. Покрытие возрастающих нагрузок возможно за счет ввода дополнительных энергоблоков на этой ГРЭС, проектная мощность которой может быть доведена до 2150 МВт (действующая мощность 1130 МВт).

Балансы мощности и электроэнергии позволяют полностью обеспечивать потребности республики в электроэнергии. Вместе с тем рост дальнейших нагрузок потребует ввода новых энергомощностей. В связи со снижением темпа роста энергопотребления в ближайшие годы эти вводы незначительны.

Наиболее предпочтителен вариант продолжения строительства Улан-Удэнской ТЭЦ-2. Ввод до 2020 г. первой очереди ТЭЦ-2 с двумя теплофикационными энергоблоками 210 МВт позволит наиболее эффективно решить вопрос теплоснабжения г. Улан-Удэ. Это подтверждается принятой в 2013 г. «Схемой теплоснабжения г. Улан-Удэ».

В настоящее время централизованное теплоснабжение города осуществляется от 136 источников теплоснабжения, в том числе: от ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, принадлежащих ОАО «ТГК-14», 34 муниципальных котельных, переданных в эксплуатацию УУЭК и 100 ведомственных котельных. Общая установленная тепловая мощность теплоисточников составляет 1820,5 Гкал/ч.

Центральным отоплением обеспечено 82 % площади жилых зданий, ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 обеспечивают 61 % тепловой нагрузки города (табл. 3).

Таблица 3

Баланс тепловой мощности в г. Улан-Удэ (отопительный сезон 2012-2013 гг.)

Наименование теплоисточника	Установленная тепловая мощность, Гкал/ч	Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Улан-Удэнская ТЭЦ-1	486,5	572,2
Улан-Удэнская ТЭЦ-2	380	257
Муниципальные и ведомственные котельные	954	530
Итого	1820,5	1359,2

Малоэтажная застройка в пригородных микрорайонах в основном отапливается от индивидуальных теплоисточников. Тепловые мощности Улан-Удэнской ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 полностью исчерпаны, и поэтому в зоне их действия продолжается ввод новых малых котельных на угле для теплоснабжения офисных, торговых и складских зданий, а также жилых кварталов. В городе продолжает ухудшаться экологическая обстановка.

Ввод мощностей ТЭЦ-2 с каждым годом становится все более необходимым и позволяет решить следующие проблемы в г. Улан-Удэ:

• 1.    Наиболее полно обеспечить возрастающие потребности города в тепле.

• 2.    Закрыть часть среднего давления Улан-Удэнской ТЭЦ-1 и демонтировать морально и физически изношенное оборудование.

• 3.    Закрыть мелкие и средние котельные в центре города, которые требуют полной замены оборудования.

• 4.    Обновить ряд магистральных теплотрасс, выработавших свой ресурс.

• 5.    Повысить надежность электроснабжения города, снизить потери в сетях.

• 6.    Значительно улучшить экологическую обстановку в городе, так как ТЭЦ-2 будет оснащена наиболее эффективными очистными сооружениями и находиться вне зоны загрязнения.

• 7.    Значительно повышается безопасность электроснабжения республики за счет появления второго мощного источника генерации и обновления энергетического оборудования.

• 8.    Повысится экономическая эффективность электро- и теплоснабжения города за счет использования эффекта выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Появится возможность стабилизации и снижения тарифов на тепло- и электроэнергию. В г. Улан-Удэ при тепловой нагрузке 1419,4 Гкал/ч не более 250 Гкал/ч (17 %) используется для выработки электроэнергии на тепловом потреблении, причем от ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 отпускается 830 Гкал/ч, т.е. выработка электроэнергии составляет всего 30 % вместо 60-70 %. Нарушаются требования поручения Президента РФ ПР №830 от 29 марта 2010 г.

В принятой в 2013 г. схеме теплоснабжения г. Улан-Удэ рассмотрено четыре варианта обеспечения города теплом.

Вариант 1 предусматривает сохранение существующих зон действия ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 при минимальных капитальных затратах в их развитие, использование без изменения части действующих котельных, реконструкции 5 котельных и строительство дополнительно 3 котельных. Общая установленная тепловая мощность источников составит 1 800,0 Гкал/ч.

ТЭЦ-1 сохраняется с существующим составом основного оборудования.

Суммарная тепловая нагрузка потребителей (с учетом отпуска пара на ЛВРЗ) составит 650 Гкал/ч.

ТЭЦ-2 сохраняется в режиме котельной. Суммарная тепловая нагрузка потребителей составляет 296 Гкал/ч.

Намечено строительство новых котельных: Северо-Западная котельная – для теплоснабжения потребителей п. Стеклозавод с суммарной нагрузкой 21 Гкал/ч, суммарной установленной тепловой мощностью 30 Гкал/ч, которая может быть построена на предварительно согласованной площадке в районе бывшей городской свалки.

Северо-Восточная котельная – для теплоснабжения потребителей п. Восточный, отключаемых от котельной Авиационного завода; п. Загорск, в связи с закрытием действующей здесь котельной, а также п. Солнечный, Зелёный, Новый Зелёный и Матросова, отключаемых от котельной Улан-Удэ ‒ Стальмост.

Суммарная тепловая нагрузка потребителей составляет 89,2 Гкал/ч при общей тепловой мощности 120 Гкал/ч.

Из общего объема производства тепловой энергии для нужд коммунально-бытового сектора в данном варианте на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 к концу расчетного периода приходится 67,4%, котельные Улан-Удэнского энергетического комплекса – 22,6%.

Вариант 2 предусматривает достижение максимума общей зоны действия ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 – 1210 Гкал/ч при значительном увеличении тепловой мощности ТЭЦ-2. Новые районные котельные не строятся.

Теплоснабжение потребителей г. Улан-Удэ предусматривается от двух ТЭЦ и котельных общей установленной тепловой мощностью ~1800 Гкал/ч.

Суммарная тепловая нагрузка при этом возрастает до 636 Гкал/ч, т.е. на 340 Гкал/ч больше, чем в варианте 1.

Отпуск тепловой энергии для коммунальных нужд города ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 к концу расчетного периода составит 76,7%, котельными Улан-Удэнского энергетического комплекса – 10,8%. Дефицит при этом сводится до минимума и составит 3,3%.

Вариантом 3 предусмотрена возможность максимального использования тепловой мощности ТЭЦ-2 при дополнительной установке на ней двух энергоблоков по 220 МВт и сокращении зоны действия ТЭЦ-1 с выводом из эксплуатации части оборудования.

Суммарная тепловая нагрузка потребителей общей зоны охвата централизованным теплоснабжением от ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в этом варианте, как и в варианте 2, максимальная – 1200 Гкал/ч, но зоны действия и отпуск тепла перераспределяются в сторону ТЭЦ-2.

Теплоснабжение потребителей г. Улан-Удэ предусматривается от двух ТЭЦ и котельных общей установленной тепловой мощностью 2 717,0 Гкал/ч.

Суммарная тепловая нагрузка ТЭЦ-1 составит 380 Гкал/ч, т.е. на 260 Гкал/ч меньше, чем в варианте 1.

Установленная тепловая мощность ТЭЦ-2 с учетом пиковой котельной составит 960 Гкал/ч.

Суммарная расчетная тепловая нагрузка потребителей составит 949 Гкал/ч, летняя нагрузка на горячее водоснабжение ‒ 87 Гкал/ч.

Разделение зон действия ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 представляется более целесообразным, чем их совместная работа на общую зону с использованием ТЭЦ-1 в качестве пикового источника, потому что источники тепла находятся на значительном удалении друг от друга (11,5 км по трассе тепловой сети), что сопровождается большими потерями давления в транзитной магистрали.

Подлежат выведению из работы, ликвидации или переоборудованию в тепловые пункты 48 существующих котельных, при этом 3 котельных (из числа выводимых из работы) предлагается сохранить в резерве для обеспечения надежности теплоснабжения.

Отпуск тепловой энергии для коммунальных нужд города ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 к концу расчетного периода при реализации данного варианта составит 76,7%, котельными Улан-Удэнского энергетического комплекса – 10,8%. Дефицит при этом сводится до минимума и составит 3,3%.

Вариант 3А рассмотрен на основании предложения Комитета городского хозяйства при Администрации г. Улан-Удэ. В нем, в отличие от варианта 3, вместо строительства 1-й очереди ТЭЦ с двумя энергоблоками предлагается сохранить ТЭЦ-2 в виде паровой котельной с расширением на два котла, аналогичных действующим, и установкой двух турбин малой мощности для покрытия в основном собственных нужд ТЭЦ в электроэнергии.

Установленная тепловая мощность станции составляет 576,0 Гкал/ч. Предусматривается перераспределение части тепловой нагрузки с ТЭЦ-1 на ТЭЦ-2.

Теплоснабжение потребителей г. Улан-Удэ предусматривается от двух ТЭЦ и котельных общей установленной тепловой мощностью 2 296,0 Гкал/ч.

Строительство новой Северо-Восточной котельной предлагается для теплоснабжения потребителей п. Восточный, отключаемых от котельной Авиационного завода, п. Загорск (действующая котельная п. Загорск закрывается), а также п. Солнечный, Зелёный, Новый Зелёный и Матросова, отключаемых от котельной Улан-Удэ ‒ Стальмост.

Отпуск тепловой энергии для коммунальных нужд города ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 к концу расчетного периода при реализации данного варианта составит 53,5%, котельными Улан-Удэнского энергетического комплекса – 15,4%. Дефицит при увеличении объемов потребления составит 26,8%.

Как видим, только варианты 2 и 3 предусматривают расширение ТЭЦ-2 с установкой энергоблоков, при этом только в варианте 3 в конце расчетного периода дефицит тепла снижается до 3,3 %.

Основные показатели приведены в таблице 4.

Вестник ВСГУТУ. № 1 (58). 2016 58

Таблица 4

Основные показатели

Варианты	Годы Наименование	2012	2017	2027	Инвестиционные затраты, млн. руб.
	Потребление тепловой энергии, Гкал/ч	1355,33	1552,03	1948,42
1	Потери тепла в тепловых сетях, Гкал/ч	132,00	101,10	60,32	15290,1
	Мощность теплоисточников, Гкал/ч	1151,61	1297,96	1429,75
	Резерв тепловой мощности (+), дефицит (-)	-335,72	-355,17	-578,99
2	Потери тепла в тепловых сетях, Гкал/ч	132,00	99,75	77,14	37432,7
	Мощность теплоисточников, Гкал/ч	1151,61	1271,96	1958,72
	Резерв тепловой мощности (+), дефицит (-)	-335,72	-379,82	-63,84
3	Потери тепла в тепловых сетях, Гкал/ч	132,00	99,75	77,14	38802,8
	Мощность теплоисточников, Гкал/ч	1151,61	1271,96	1958,72
	Резерв тепловой мощности (+), дефицит (-)	-335,72	-379,82	-63,84
3А	Потери тепла в тепловых сетях, Гкал/ч	132,00	99,75	62,79	18078,8
	Мощность теплоисточников, Гкал/ч	1151,61	1271,96	1487,92
	Резерв тепловой мощности (+), дефицит (-)	-335,72	-379,82	-523,29

Оценка экономической эффективности инвестиционных затрат выполнена ОАО «Ир-кутскгипродорНИИ» в соответствии с:

• ‒    Постановлением Правительства РФ от 22.02.2012 № 154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения»;

• ‒    Методическими рекомендациями по разработке схем теплоснабжения, утвержденными приказом Минэнерго РФ от 29.12.2012 №565/667;

• ‒    Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция), утвержденными Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике №ВК 477 от 21.06.1999;

• ‒    РД-10-ВЭП «Методические основы разработки схем теплоснабжения поселения и промышленных узлов Российской Федерации», утвержденными ОАО «Объединение ВНИПИэнергопром» (Москва, 2006).

Использованы сложившиеся показатели в предприятиях города, эксплуатирующих объекты теплоэнергетики.

Однако требует уточнения ряд показателей, принятых за основу расчетов.

При сравнении вариантов не учтены эффекты от когенерации, нет учета влияния замещающих мощностей выработки электроэнергии, не проработаны вопросы увеличения загрузки в осенне-весенний период.

Выводы и предложения

• 1.    В связи со снижением темпов роста электропотребления в Республике Бурятия необходимо незначительные вводы новых мощностей сосредоточить на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 с учетом потребностей сибирского региона.

• 2.    Сложившийся рынок тепла в г. Улан-Удэ позволяет довести мощность, вырабатываемую на тепловом потреблении до 300-400 МВт.

• 3.    Предлагается уточнить методику определения экономической эффективности вариантов теплоснабжения с учетом когенерации.

• 4.    Необходимо разработать также методику учета экологических факторов при рассмотрении вариантов теплоснабжения.