Реализация существующих долгосрочных программ развития Кубанской энергосистемы

1. Кубань – регион пиковых нагрузок. Задачи ОАО «Кубаньэнерго» по обеспечению растущего энергопотребления в регионе.

Если максимальная нагрузка по энергосистеме в 1989 году составляла 2900 МВт, то в январе 2006 этот показатель составил уже 3127 МВт. За этот же период времени ежегодное потребление электроэнергии возросло на 20%, превысив показатель в 15 млрд. кВт.час. И это при том, что за истекшие 15 лет практически не велось развитие электрических сетей 110-220 кВ.

Для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей необходимо обеспечивать развитие электросетевых и генерирующих мощностей темпами, значительно опережающими рост электропотребления.

Но в связи с существующей перегруженностью трансформаторных мощностей питающих центров (ПС 35 и 110 кВ), а также питающих их высоковольтных линий, подключение дополнительной нагрузки без их реконструкции и ввода в строй новых мощностей практически невозможно.

Кроме того, изменившиеся климатические условия диктуют необходимость привлечения значительных финансовых средств в развитие систем плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ 35-500 кВ, проходящих в 4-7 районах по гололедно-ветровым нагрузкам.

На сегодняшний день ОАО «Кубаньэнерго» вступает в завершающую, инвестиционную стадию реформирования электроэнергетики. С этого момента начинается период, когда ОАО «Кубаньэнерго» перейдет в качественно новое состояние. От текущей работы по поддержанию энергосистемы в рабочем состоянии - мы переходим к модернизации и развитию. Этого требуют обстоятельства – иначе энергосистема станет тормозом развития краевой экономики, который может остановить движение вперед наращивающих темпы промышленности, сельского хозяйства, курортной сферы.

Основная проблема ОАО «Кубаньэнерго» на сегодняшний день – наличие так называемых «узких мест» энергосистемы региона. После тщательного анализа сложившейся ситуации специалистами ОАО «Кубаньэнерго» и независимыми экспертами были определены территории, нуждающиеся в скорейшем наращивании энергетических мощностей. Это города Сочи; Туапсе; Геленджик; Анапа; Краснодар; Новороссийск; Славянск-на-Кубани, а также Туапсинский; Славянский и Темрюкский районы.

2. Перспективы развития ОАО «Кубаньэнерго». Схема перспективного развития электрических сетей 35-110 кВ. Положение о технической политике компании.

Задачи по ликвидации «узких мест» энергосистемы края учтены в «Схеме перспективного развития электрических сетей 35-110 кВ и выше на период 2005-2010 г.г. и с перспективой до 2015 г», выполненной Южным инженерным центром энергетики по заказу ОАО «Кубаньэнерго». Этой схемой предусмотрено строительство 54 подстанций 110 кВ, реконструкция и расширение 103 существующих ПС 110 кВ с заменой силовых трансформаторов, строительство 932 км высоковольтных линий 110 кВ, реконструкция 1118 км ВЛ 110 кВ. От реализации этих проектов будет напрямую зависеть благополучие жителей Краснодарского края и возможность дальнейшего развития экономики нашего региона.

Для обеспечения перехода техники и технологий, применяемых в компании, на качественно иной уровень, необходима разработка и реализация концепции технической политики компании. Эта концепция определена разработанным техническими специалистами компании «Положением о технической политике ОАО «Кубаньэнерго». Модернизация и реконструкция электросетевого хозяйства должны производиться с учетом необходимости замены ненадежных элементов, при этом должны использоваться передовые технологии передачи электроэнергии, организовываться автоматизация производственных процессов, а также процессов контроля и управления с применением новых информационных технологий и современных технических средств сбора, передачи и обработки информации.

3. Долгосрочная стратегия до 2010 года – разработка, ход реализации, задачи и проблемные вопросы.

Для реализации задачи кардинального обновления электросетевого хозяйства компании, обеспечения надежного и качественного электроснабжения края ведется разработка Долгосрочной стратегии ОАО «Кубаньэнерго» на срок до 2010 года. Основной задачей долгосрочной Стратегии является повышение надежности электроснабжения и удовлетворение резкого роста энергопотребления бурно развивающихся энергорайонов Краснодарского края и республики Адыгея, а также планомерная замена длительно эксплуатируемого оборудования.

1. Краснодарский энергорайон.

Для улучшения электроснабжения потребителей г. Краснодара и удовлетворения резкого роста энергопотребления в Стратегии предусмотрено:

• строительство ПС 110 кВ «Военгородок», «Набережная», «Российская», «Ангарская» «Путевая», «Плодородная» и др.

• реконструкция и расширение ряда существующих ПС 35, 110 кВ с заменой силовых трансформаторов.

• реконструкция и расширение источников реактивной мощности с вводом до 2010 год на ПС 35 - 110 кВ 15,4 МВар;

• реконструкция 76 км ВЛ 110, 35 км, новое строительство 27 км ВЛ 110, 35 кВ, а также строительство 3,5 км КЛ 110 кВ.

2. Сочинский и Туапсинский энергорайоны. (без учета объектов необходимость которых возникает в связи с проведением Зимней Олимпиады 2014 г. в г. Сочи).

Причины ненадежного электроснабжения:

• тупиковый режим питания из-за невозможности параллельной работы с Грузией;

• сложные климатические условия, обусловленные обильными осадками, гололедообразованием, активной грозовой деятельностью и оползневыми явлениями;

• ВЛ-220-110кВ постройки 50-60-х годов требуют реконструкции, т.к. спроектированы и построены по устаревшим нормативам;

• наличие на проводах ВЛ-110кВ вставок с меньшим сечением (М-70 и Бр-70);

• географическое положение энергорайона обуславливает прохождение основных питающих линий в одном коридоре, при проявлении стихийных явлений их воздействию подвергаются все линии;

• недостаток местных генерирующих мощностей в случае отделения района от энергосистемы;

• интенсивный рост электропотребления района вследствие развития курортно-оздоровительных объектов на побережье и горноклиматического курорта в «Красной поляне»;

• прохождение трас ВЛ-110-220 кВ по территории Кавказского биосферного заповедника и вследствие этого зауженные просеки, а также затруднены условия получения разрешения на вырубку деревьев по трассам линий электропередач;

• отсутствие адекватной противоаварийной автоматики, которая должна обеспечивать дозированную разгрузку потребителей для предотвращения нарушения устойчивости и исключения повреждения питающих ВЛ-220-110 кВ;

• дефицит реактивной мощности в ремонтных и аварийных режимах в энергорайоне из-за длительного ремонта источника реактивной мощности на ПС 220 кВ Шепси (СК-1 30 Мвар) и роста потребления реактивной мощности.

Пути решения, принятые в Стратегии:

• для обеспечения развития центра г. Сочи необходимо строительство ПС 110 кВ «Бытха», «Вишневая», «Бочаров ручей», кроме того, необходимо строительство ПС 110 кВ «Туапсе терминал», «Пальмовый берег».

• реконструкция ряда существующих ПС 110 кВ с заменой силовых трансформаторов.

• реконструкция и расширение источников реактивной мощности с вводом до 2010 год на ПС 110 кВ 10 Мвар;

• реконструкция 16 участков ВЛ 110 кВ, расположенных в оползневых зонах и зонах размыва рек;

• реконструкция 18 участков ВЛ 110 кВ в Сочинских эл.сетях, имеющих негабариты до земли;

• строительство линий 110 кВ, отходящих от Сочинской ТЭС при расширении до 80 МВт (к вводу второй очереди Сочинской ТЭС) - строительство 3,5 км КЛ 110 кВ Сочи - Сочинская ТЭЦ и 14 км ВЛ 110 кВ Сочинская ТЭЦ – Хоста;

• ввод в работу устройств плавки гололеда на проводах, тросах транзитов ВЛ 110 кВ « Чилипси – Шепси», «Шепси – Дагомыс», «Небуг - Ольгинка», «Туапсе тяг. – Туапсе гор.»;

• дальнейшее развитие системы раннего обнаружения гололедообразования и устройств плавки гололеда на ВЛ-110 кВ.

3. Юго-Западный энергорайон.

Причины ненадежного электроснабжения:

В период с 2000 – 2005 год наблюдается значительный рост электропотребления в юго-западной части края (Славянск, Таманский полуостров, Анапа, Новороссийск, Геленджик). По данным замеров в зимний и летний максимум нагрузка этой зоны составила соответственно 585 и 460 МВт, при допустимых для этого периода 550 и 379 МВт.

В настоящее время электроснабжение потребителей этой зоны осуществляется по двум транзитам ВЛ-220 КраснодарскаяТЭЦ – Восточная- Кирилловская и ВЛ-220 Краснодарская ТЭЦ – Афипская – Крымская – Кирилловская, а также по транзиту 110 кВ ПС-220 Славянская – ПС-220 Кирилловская.

Существующая сеть 220 кВ и сеть 110 кВ между этими подстанциями не в состоянии покрыть ожидаемый прирост потребления. Положение усугубляется отсутствием противоаварийной автоматики, вследствие чего не обеспечивается сохранение электроснабжения части потребителей Юго-Западного энергорайона, сбалансированного с пропускной способностью ВЛ-110 кВ и АТ-125 МВА на ПС 220 кВ Славянская при отключении ВЛ-220 кВ в сечении Краснодар-Новороссийск.

Пути решения, принятые в Стратегии:

• строительство ПС 110 кВ «ДСК-2», «Нефтеналивная», «Натухаевская», «Атакай», «НПС-8», «Прасковеевка», «Цементная», «Шесхарис» суммарной мощностью 198 МВА;

• реконструкция и расширение ряда существующих ПС 35, 110 кВ с заменой силовых трансформаторов, вводом «второй очереди» общей мощностью 346 МВА;

• реконструкция и расширение источников реактивной мощности с вводом до 2010 год на ПС 35 – 110 кВ 15 Мвар;

• монтаж и наладка систем раннего обнаружения гололеда на транзите ВЛ-110 кВ Геленджик – Джубга, а так же дальнейшее развитие СРОГ в Юго-Западном энергорайоне;

• реконструкция порядка 10 участков ВЛ 110 кВ, имеющих негабариты до земли;

• реконструкция 49 км ВЛ 110, 35 км, новое строительство 161 км ВЛ 110, 35 кВ.

4. Славянский, Темрюкский энергорайоны

Причины ненадежного электроснабжения:

• тупиковый режим питания Таманского полуострова

• сложные климатические условия, обусловленные обильными осадками, гололедообразованием, прохождением трасс в затапливаемой заболоченной местности;

• ВЛ 110кВ постройки 50-60-х годов требуют реконструкции, т.к. спроектированы и построены по устаревшим нормативам;

• значительный износ, в том числе из-за воздействий солевых уносов из бассейнов Черного и Азовского морей, проводов, тросов, металлических и бетонных опор

• дефицит реактивной мощности в энергорайоне;

• бурное развитие объектов нефтегазовой и химической промышленности, перевалочных комплексов, транспортных сетей, реконструкция морских портов Таманского полуострова.

Пути решения, принятые в Стратегии:

• строительство в Темрюкском районе ПС 110 кВ «Кучугуры», «Волна», «Перегрузочная» и ПС 35 кВ «Зерновая» суммарной мощностью 198 МВА;

• реконструкция и расширение ряда существующих ПС 35, 110 кВ с заменой силовых трансформаторов, вводом «второй очереди» общей мощностью 151,3 МВА;

• реконструкция и расширение источников реактивной мощности с вводом до 2010 год на ПС 35 – 110 кВ 2,5 МВар;

• реконструкция 107 км ВЛ 110, 35 км, в том числе транзита ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ «Славянская» до ПС 110 кВ Таманского полуострова

5. Майкопский энергорайон

Причины ненадежного электроснабжения:

• неразвитая схема внешнего электроснабжения;

• сложные климатические условия, обусловленные обильными осадками, гололедообразованием, прохождением трасс ВЛ в горной и лесной местности;

• ВЛ 110кВ постройки 50-60-х годов требуют реконструкции, т.к. спроектированы и построены по устаревшим нормативам;

• значительный износ грозозащитных тросов, бетонных опор;

• рост электрических нагрузок г. Майкопа.

Пути решения, принятые в Стратегии:

• реконструкция и расширение ряда существующих ПС 35, 110 кВ с заменой силовых трансформаторов, вводом «второй очереди» общей мощностью 186 МВА;

• перевод ПС-35 кВ «Кошехабль» на напряжение 110 кВ и строительство ВЛ-35 кВ «Кошехабль - Егерухай» протяженностью 12 км;

• строительство ПС 110 кВ «Лаго-Наки» мощностью 20 МВА с ВЛ-110 кВ «Самурская – Лагонаки - Гузерипль» протяженностью 70 км;

6. Ейский энергорайон

Причины ненадежного электроснабжения:

• тупиковый режим питания по двухцепной ВЛ-110кВ, недостаточная надежность схемы;

• ВЛ 110кВ постройки 50-60-х годов требуют реконструкции, т.к. спроектированы и построены по устаревшим нормативам;

• значительный износ, в том числе из-за воздействий солевых уносов, проводов, тросов, металлических и бетонных опор;

• рост электрических нагрузок в связи с развитием курорта, морского порта;

• перегруз автотрансформаторов на ПС-220кВ «Староминская».

Пути решения, принятые в Стратегии:

• реконструкция ПС "Ейск-2" с заменой трансформатора Т-1 с 10 МВА на 16 МВА и реконструкцией ОРУ-110 с заменой ОД-КЗ на элегазовые выключатели;

• реконструкция ОРУ 110кВ ПС 110/35/6 кВ "Ейск 1" с заменой трансформаторовТ1, Т3 с 16 МВА на 25 МВА.

Важнейшей задачей, также решаемой в Стратегии, является планомерная замена физически изношенного, длительно эксплуатируемого оборудования. Так, на сегодняшний день имеется следующее количество оборудования, отработавшего свой ресурс:

Всего в течение 2006-2010 гг. для повышения надежности работы оборудования ПС 35, 110 кВ и обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей запланировано:

• строительство двадцати восьми ПС 110 кВ, четырех ПС 35 кВ;

• реконструкция и расширение ряда существующих ПС 35, 110 кВ с заменой силовых трансформаторов;

• замена 732 шт. масляных выключателей 6-10 кВ на вакуумные;

• замена 662 ячеек устаревших типов ячеек 6-10 кВ;

• замена маломасляных выключателей типа ММО-110 кВ, замена комплектов ОД, КЗ 35, 110 кВ, замена изношенных МВ (всего 41 шт. выключателей 35, и 108 шт. выключателей 110 кВ);

• замена 30 шт. аккумуляторных батарей;

• замена ТТ и ТН 35, 110 кВ 974 шт.;

• замена 1572 шт. РВС 35, 110 кВ на ОПН.

Всего в течение 2006-2010 гг. для повышения надежности работы ВЛ 35, 110 кВ и обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей запланировано (без учета строительства ВЛ, выполняемых по титулу строительства ПС):

• строительство 556,4 км ВЛ 35 - 110 кВ;

• реконструкция 661,2 км ВЛ 35 - 110 кВ;

• монтаж и наладка систем раннего обнаружения гололеда на проводах и тросе практически во всех эл.сетях в объеме 95,5 млн. рублей;

• реконструкция 25 участков ВЛ 35-110 кВ (в том числе 16 участков в Сочинских эл. сетях), расположенных в оползневых зонах и зонах размыва рек;

• реконструкция 19 участков ВЛ 110 кВ в Сочинских эл.сетях, имеющих негабариты до земли.

Разработана стратегия реконструкции сетей 0,4-10 кВ на 2006-2010 годы, которая предусматривает:

- разукрупнение протяженных линий 0,4 кВ с установкой дополнительных трансформаторных подстанций в количестве 800 шт;

- реконструкция трансформаторных подстанций в количестве 220 шт;

- реконструкция воздушных линий 0,4-10 кВ общей протяженностью 2260 км;

- реконструкция кабельных линий 10 кВ общей протяженностью 225 км.

4. Задача привлечения инвестиций для кардинального обновления электросетевого хозяйства ОАО «Кубаньэнерго».

До настоящего времени единственно-возможным обеспечением развития электросетевого хозяйства ОАО «Кубаньэнерго» являлся тариф на электрическую энергию.

Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 26.02.2004 № 109, в соответствии с постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861, предусмотрено взимание платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств юридических и физических лиц к электрическим сетям организаций, имеющим на правах собственности или иных законных основаниях объекты электросетевого хозяйства. Технологическое присоединение энергопринимающих устройств физических и юридических лиц осуществляется на основании договора, заключение которого обязательно для сетевых организаций.

За первое полугодие 2006 года, ОАО «Кубаньэнерго» проделана серьезная работа по подготовке материалов к утверждению региональной энергетической комиссией — департамента цен и тарифов Краснодарского края экономически обоснованной платы за технологическое присоединение, с привлечением к решению этого вопроса органов исполнительной и законодательной власти Краснодарского края.

Главами городов и районов края были направлены обращения в адрес Законодательного собрания и Администрации Краснодарского края о необходимости увеличения затрат на реконструкцию и развитие электрических сетей и обеспечения все возрастающего спроса на электроэнергию.

Проблема обеспечения электроэнергией энергодефицитных районов Кубани стала основой постановления Законодательного собрания Краснодарского края от 12.07.2006 №2357-П «О некоторых мерах по стабилизации ситуации в энергоснабжении потребителей электрической энергии в Краснодарском крае. Указанным выше постановлением, ЗСК КК согласовало необходимость установления платы за технологическое присоединение при наличии технической возможности и ставки за технологическое присоединение при отсутствии технической возможности.

Решениями РЭК-ДЦиТ КК от 20.07.2006 №24/2006-Э и №25/2006-Э установлена плата за технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО «Кубаньэнерго» при наличии технической возможности в размере от 1500 до 2000 руб. за 1 кВт присоединяемой мощности, применяемая на территории всего Краснодарского края и республики Адыгея.

Решением РЭК-ДЦиТ КК от 07.08.2006 №26/2006-Э согласована к применению максимальная ставка за технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО «Кубаньэнерго» при отсутствии технической возможности, в размере 11 000 руб. за 1 кВт присоединяемой мощности, которая может применяться в следующих муниципальных образованиях: город-курорт Анапа, город-курорт Геленджик, город Краснодар, город Новороссийск, город-курорт Сочи, город Туапсе, Славянский район, Темрюкский район, Туапсинский район.

Для использования средств, получаемых за счет технологического присоединения, ОАО «Кубаньэнерго» подготовлена «Программа реконструкции и строительства электрических сетей ОАО "Кубаньэнерго" с дефицитом мощности, финансируемая за счет средств на технологическое присоединение на период 2006-2008г.г.», которая согласована с органами исполнительной и законодательной власти края.

ОАО «Кубаньэнерго», понимая неизбежность динамичного роста спроса на дополнительную мощность, активизировало работу по поиску наиболее эффективных способов привлечения инвестиций для ускорения процесса реализации мероприятий, предусмотренных Программой.

В тоже время, необходимо еще раз отметить, что проблема надежности электроснабжения и присоединения новых мощностей обусловлена недостаточной пропускной способностью ряда действующих линий 220 кВ, а также перегрузкой автотрансформаторов и отсутствием необходимого количества подстанций 220 кВ, 500 кВ и питающих их линий электропередачи. Наличие технических ограничений в сети 220-500 кВ на новые присоединения, делает невозможным заключение ОАО «Кубаньэнерго» договоров оказания услуг по созданию технической возможности присоединения в ряде районов Краснодарского края, в частности в районе портов Тамань, Кавказ, г. Новороссийск и других местах Юго-Западного направления

Сложившаяся ситуация требует принятия незамедлительных мер по проектированию и строительству в 2006-2008 г.г. ПС 500/220 кВ «Крымская» с ВЛ 500 кВ «Тихорецк-Крымская» и заходами действующих ВЛ 220 кВ, подстанций 220/110 кВ «Яблоновская», «Восточная промзона», «Вышестеблиевская» с заходами линий электропередачи 110-220 кВ, расширению подстанции 220 кВ «Витаминкомбинат» с заменой действующих автотрансформаторов 220/110 кВ на большую мощность 2х200 МВА и трансформатора Т-1 110/35/6 на трансформатор 110/35/10 мощностью 40 МВА, а также расширению ПС 220/110 «Славянская» с установкой второго АТ мощностью 125 МВА. Реконструкция этих объектов обоснована «Схемой перспективного развития электрических сетей 35-110 кВ и выше ОАО «Кубаньэнерго» на период 2005-2010 г.г. с перспективой до 2015г.». В настоящее время ОАО «ФСК ЕЭС» принимаются все необходимые меры для ускорения строительства указанных выше объектов ЕНЭС.