ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПРОГРАММА ОАО «ФСК ЕЭС»:развитие электросетевого комплекса РоссииВыступление Первого заместителя Председател

Общие сведения по инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» на 2008 год и на период до 2010 года
Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2008 год и на период до 2010 года была сформирована исходя из необходимости решения следующих приоритетных задач:
Выполнение первоочередных мероприятий по обеспечению надежного электроснабжения потребителей :
Москвы, Санкт-Петербурга, регионов Западной Сибири (во исполнение поручения Президента Российской Федерации В.В. Путина от 3 марта 2006 года № Пр-328)
Свердловской, Челябинской областей в соответствии с подписанными Соглашениями с главами администраций указанных регионов
Увеличение объема работ по реконструкции и техперевооружению электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше
Развитие электрических сетей для снятия ограничений по подключению потребителей
Увеличение объема работ, связанных с электросетевым строительством для выдачи дополнительной мощности генерации Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» в соответствии с решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 29.01.2007 № 1606пр.
2

Основные показатели инвестиционной программы
ОАО «ФСК ЕЭС» на 2008-2010 гг.
3

Основные показатели инвестиционной программы
ОАО «ФСК ЕЭС» на 2008-2010 гг. (окончание)
*) Средства, необходимые для электросетевого строительства объектов выдачи дополнительной мощности генерации Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России», будут уточнены после представления в ОАО «ФСК ЕЭС» Схем выдачи мощности энергоблоков электростанций соответствующими ОГК и ТГК.
4

Планируемые источники финансирования инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС» на 2008-2010 годы в соответствии с финансовым планом ОАО «ФСК ЕЭС»
млн. рублей
5

Планируемые источники финансирования инвестиционной программы РСК на 2007-2010 годы в соответствии с финансовым планом
млн. рублей
6

Планируемые вводы мощностей по объектам капитального строительства в 2007-2010 годах
За период с 2007 по 2010 год ОАО «ФСК ЕЭС» планирует построить новых и реконструировать действующих подстанций – 63 шт. и 37 шт. соответственно.
7

Планируемые вводы новых мощностей по объектам капитального строительства РСК в 2007-2010 годах
8

Отличительные требования к современным ВЛ
По ВЛ рассматриваются:
- ВЛ 500 - 110 кВ - повышенной механической стойкости к экстремальным климатическим нагрузкам, возникающим не чаще 1 раза в 50 лет, компактные, со сниженными потерями на нагрев и корону.
В части требований к отдельным элементам ВЛ:
Опоры:
на магистральных ВЛ – высокие стальные опоры башенного типа (предпочтительно на основе многогранных конических пустотелых опор), в том числе 2х-цепные, а также многоцепные для улучшения экологии вблизи ВЛ и сокращения ширины полосы отчуждения;
коррозионная стойкость – на весь срок службы, для этого антикор должен выполняться на заводах-изготовителях методом горячего цинкования;
возможность технического обслуживания и ремонта на ВЛ под напряжением;
Провода, грозозащитные тросы и кабели:
сталеалюминевые провода со стальным сердечником, заполненным термостойкой смазкой;
провода с проволоками, плакированными алюминием или из нержавеющей азотосодержащей стали в качестве грозозащитных тросов;
тросы с оптико-волоконными каналами;
провода с улучшенными аэродинамическими характеристиками.
Линейная арматура и изоляторы:
стеклянные со сниженным уровнем радиопомех и с уплотнениями из кремнийорганики;
полимерные подвесные и длинностержневые фарфоровые (ландштабы);
полимерные консольные изолирующие подвески для ВЛ 35-220 кВ;
спиральная арматура.
9

Отличительные требования к современным линиям электропередач в распределительных сетях
Основным принципом построения сетей с ВЛ 10 кВ следует принять магистральный принцип, предусматривающий:
- радиальную (древовидную) схему построения с магистралью, выполненной проводом одного
сечения по всей длине линии;
- автоматическое секционирование и резервирование магистрали
Новые ЛЭП должны быть построены на расчетный срок службы не менее 40 лет. Все элементы ВЛ должны выдерживать расчетные механические нагрузки с повторяемостью РКУ 1 раз в 25 лет. В этой связи должны применяться опоры с минимальным изгибающим моментом стоек не менее 50 кНм для ВЛ 10 кВ и не менее 30 кНм - для ВЛ 0,38 кВ.
Магистрали ВЛ напряжением 10 кВ необходимо выполнять с подвесной изоляцией на опорах
с повышенной механической прочностью и изгибающим моментом не менее 70 кНм, предусматривая
в дальнейшем возможность перевода ВЛ 10 кВ на напряжение 35 кВ.
В районах с повышенным воздействием гололедных и ветровых нагрузок на конструкции ВЛ (начиная
с III района по ветру и гололеду) должна рассматриваться возможность (технико-экономическое сравнение) прокладки кабельной линии.
Прокладка новых кабельных линий должна происходить по новым технологиям с более широким использованием кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена и арматуры на основе термоусаживаемых материалов
При прохождении ВЛ 10 кВ по лесным массивам, садам, парковым зонам, в населенной местности
и в стесненных условиях применять защищенные провода в комплексе с устройствами защиты от грозовых перенапряжений.
На ВЛ 0,38 кВ должны применяются только самонесущие изолированные провода (СИП). Использование неизолированных проводов не допускается.
Сечение проводов на магистралях ВЛ 0,38-10 кВ должно быть не менее 70 мм2 (по алюминию).
10

Отличительные признаки ПС нового поколения
Основной курс - обеспечить эксплуатацию без постоянного обслуживающего персонала за счет:
современного основного электротехнического оборудования, имеющего повышенную надежность, не требующего ремонтов и технического обслуживания;
высоконадежных схем и электротехнического оборудования для электроснабжения собственных нужд;
использования современных АСУ ТП, РЗА и связи для управления ПС с удаленных диспетчерских центров, включая теленаблюдение, телеуправление, телемеханики, автоматических систем комплексной безопасности ПС.
Первой ПС, приближающейся к таким требованиям, стала ПС-750 «Череповецкая» (2004 –2005 гг), следующая – с учетом накопленного опыта – ПС-330 «Калининская» (2006 г), далее еще 10 ПС до 2012 г.
11

Период до 2010 – 2015 гг.
Применение закрытых элегазовых ПС 110–500 кВ с применением оборудования комплектной сборки типа КРУЭ, PASS, а также компактных открытых ПС на основе модулей типа COMPACT, KOMBAIN и КТПБ.
Глубокие кабельные вводы 220 кВ (сшитый полиэтилен).
Сухие трансформаторы.
Компактные ВЛ на основе многогранных стоек, изолированных и высокотемпературных проводов, полимерных изоляторами нового поколения.
Автоматическое поддержание заданного напряжения в узлах сети путем применения современных управляемых СКРМ – СТК, Статком, УШР, АСК, ВРГ.
Разработка научно-технических основ создания сетей мегаполисов нового поколения на основе сверхпроводящих кабелей на генераторном напряжений.
Период до 2030 г.
Компактное пожаробезопасное подземное исполнение всех электроэнергетических объектов в мегаполисах.
Появление отдельных сегментов сети на основе сверхпроводящих кабелей.
КРУЭ 220 кВ и PASS 220 кВ
Техническая политика в мегаполисах – курс на компактизацию
12

Отличительные признаки распределительных
ПС нового поколения
Развитие подстанций должно базироваться на принципах:
компактности и высокой степени заводской готовности;
надежности подстанций за счет применения герметизации и новой современной элементной базы;
совместимости с действующим оборудованием сетей;
удобства осмотра и технического обслуживания;
обеспечения безопасности эксплуатации и обслуживания.
На ПС 35-110 кВ применяются схемы с вакуумными и элегазовыми выключателями и закрытыми РУ (ЗРУ) 6-10 кВ. Конструкции ПС 110 кВ должны предусматривать ОРУ 110 кВ с элегазовыми выключателями, ПС 35 кВ – ОРУ с элегазовыми или вакуумными выключателями и ЗРУ 6-10 кВ с вакуумными выключателями.
В ОРУ 110 кВ применяется жесткая ошиновка, автоматизированные системы диагностики основного оборудования, средства механизации и прогрессивные технологии для ремонтов и технического обслуживания.
Для электроснабжения электроустановок 25-1 000 кВА в воздушных сетях следует применять ТП 6-10 кВ с воздушными и кабельными вводами, в городах дополнительно к стандартным БКТП - малогабаритные БКТП с элегазовыми КРУ.
В новых конструкциях ТП будут применяться:
герметичные и сухие трансформаторы с уменьшенными потерями электроэнергии и массогабаритными параметрами;
малогабаритные КРУЭ 10 кВ с выключателем нагрузки;
вакуумные выключатели нагрузки наружной установки на токи до 100 А со встроенным приводом (в т. ч., с пружинно-моторным или пружинно-электромагнитным приводом) и секционирующих пунктов;
АВ наружного исполнения на токи до 250 А для секционирования ВЛ 0,38 кВ;
малогабаритные сборки для РУ 0,4 кВ на токи КЗ 50-70 кА.
гибкая ошиновка для связи трансформатора с РУ 10 кВ и 0,4 кВ;
щиты наружного освещения, встроенные в стену КТП (с возможностью обслуживания другой организацией без захода в помещение КТП);
кабельные вывода.
Для сетей городов должны применяться, как правило, блочные ТП полной заводской готовности, вписывающиеся в архитектуру города.
13

Особенности сроков строительства и производства.
Проблемы организации проектирования
По ПС 330-750 кВ:
Сроки проектирования – как правило не менее 1 года.
Сроки проведения конкурсных процедур – не менее 3 мес.
- Сроки их комплексного техперевооружения – не более 36 мес., в том числе сроки изготовления и поставки оборудования 8-10 мес.
Реально возникают значительные задержки из-за административных препятствий при согласовании проектов.
Фактические сроки строительства с начала проектирования при последовательном выполнении отдельных этапов –не менее 4х лет.
По ПС 110-220 кВ – сроки как правило в 2 раза меньше.
Решение проблемы:
частичное запараллеливание процессов сооружения объектов:
Принятие базовых технических решений через 3 месяца с начала проектирования
Проведение закупочных процедур (осуществить заказ основного оборудования)
Применение оборудование высокой заводской готовности (Компакты. КРУЭ, КТПБ)
Применение максимально типовых проектов и технологий ускоренного строительства
Расширение рынка проектировщиков (Украина, Беларусь, Ср. Азия, Чехия, Германия), подрядчиков, производителей оборудования (Корея, Китай. Индия, Турция)
14

Максимальная типизация технических решений – ресурс для сокращения сроков сооружения объектов
Типовые схемы дают заказчику готовые, отработанные решения схемотехнических задач. Переработанный альбом типовых схем с учетом появления нового оборудования предоставляет возможность отказаться от избыточности, обеспечивающей надежность дублирующими элементами.
Уже рассмотренные варианты не будут нуждаться в дополнительном согласовании в период принятия технических решений.
Отработанные на ПС 110-220 кВ Мосэнерго и Ленэнерго типовые технические решения по ЗРУ и КРУЭ дают возможность распространения их положительного опыта и на другие объекты ЕНЭС.
15

Нормативная база для проектировщиков и фирм-производителей электротехнического оборудования
Основой качества и темпов строительства являются проекты, электрооборудование и технологии строительства.
В ОАО «ФСК ЕЭС» работает ряд основополагающих ОРД:
Положение о технической политике … (даны основные направления технического прогресса и ограничения по применению ненадежного электротехнического оборудования);
Положение о технической политике в части распределительных сетей 110 кВ и ниже (даны основные принципы построения сети, требования к элементной базе и ее применению, системам управления)
Положение об аттестации техники и технологии (механизм недопущения ненадежной техники на наш рынок);
Нормы технологического проектирования ПС и ВЛ 35-750 кВ (порядок, состав и объем проектов).
В стадии разработки – типовые схемы ПС 35-750 кВ, а также ведется работа по организации разработки типовых проектов ПС 110-220 кВ. Наибольшие успехи достигнуты в Ленэнерго.
Для дополнительно сокращения этапов проектирования объектов реконструкции необходимо законодательно зафиксировать возможность применения старых проектов, как проектов повторного применения, в случаях частичной замены оборудования ПС и ВЛ без проведения Госэкспертизы.
С такой инициативой ОАО «ФСК ЕЭС» выходит в Минрегионразвитие
16

Оценка текущего технического состояния
ИТС и СС на объектах ЕНЭС
Износ устройств РЗА и ПА составляет 50%.
Устройства релейной защиты и автоматики на подстанциях выполнены с применением электромеханических реле. Микропроцессорные устройства активно внедряются, но пока составляют незначительное количество (около 2-3%);
Автоматизация технологических процессов выполнена в незначительном объеме (в эксплуатации 6 ПС с АСУТП), поэтому эксплуатация ПС сегодня ориентирована на постоянное присутствие оперативного персонала.
Количество устройств телемеханики, передающих телеинформацию в диспетчерские центры СО ЦДУ, составляло 2080 единиц. Из них примерно 70% составляли морально и физически устаревшие устройства, такие как ТМ-512, МКТ-1, МКТ-2, МКТ-3, УТК-1, УТМ-7, ТМ-800, ТМ-120, ГРАНИТ и т.д
Класс точности 20% измерительных трансформаторов тока и напряжения не соответствует нормативным документам, более 50% нуждаются в поверке. На 10% присоединениях ЕНЭС отсутствуют измерительные ТТ и ТН;
Оборудование связи на 50% является аналоговым, находится в эксплуатации в среднем 20-30 лет, в значительной степени изношено (75-80%);
Состав информации о режиме и состоянии оборудования ПС и ВЛ ЕНЭС составляет 30% от минимально необходимого
17

Задачи Технической политики
ОАО «ФСК ЕЭС» в области ИТС и СС
Внедрение микропроцессорных устройств РЗА
Создание современных интегрированных АСУ ТП с интеграцией подсистем МП РЗА, ПА, мониторинга, диагностики и управления оборудованием и инженерными системами, обеспечивающая возможность управления объектами без постоянного оперативного персонала
Системы АИИС КУЭ подстанций должны отвечать требованиям НП АТС и передавать данные в соответствие с принятыми регламентами в информационно-вычислительные комплексы автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ФСК ЕЭС»
Должен осуществляться мониторинг состояния ЕНЭС, в том числе контроль состояния основного оборудования ЕНЭС, анализ оперативной обстановки на объектах ЕНЭС
Обеспечить участие подразделений ОАО «ФСК ЕЭС» в оперативно-диспетчерском управлении режимами, в т.ч. выполнение оперативно-технологическим персоналом операционных функций по производству переключений в ЕНЭС
Приближение пропорций развития телекоммуникаций электроэнергетики России к пропорциям развития мировых телекоммуникаций электроэнергетики, в т.ч. в части увеличения роли волоконно-оптических и беспроводных сетей связи
18

Порядок аттестации и допуск к конкурсным
процедурам оборудования ПС и ВЛ
19

Порядок аттестации и допуск к конкурсным
процедурам оборудования ПС и ВЛ (окончание)
Аттестация проводится в соответствии с Положением об аттестации ОАО «ФСК ЕЭС» на основе технических требований, разрабатываемых для каждого вида оборудования;
При представлении полного перечня материалов срок аттестации составляет – 3 месяца;
Испытания аттестуемого оборудования проводятся согласно НТД (ГОСТ, ПТЭ, ПУЭ и т.д.) и специальным требованиям ОАО «ФСК ЕЭС», основанным на опыте эксплуатации;
НТД будут гармонизированы с требованиями международных стандартов и тем самым сократится время проведения аттестации;
Производители оборудования участвуют в торгах напрямую и через генподрядчиков;
- Требования по гарантийному и сервисному обслуживанию обеспечиваются путем создания сервисных центров поставщиков оборудования.
20