|
Расширенный поиск
Постановление Администрации Сахалинской области от 14.09.2009 № 367-паАДМИНИСТРАЦИЯ САХАЛИНСКОЙ ОБЛАСТИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 14 сентября 2009 г. № 367-па г. Южно-Сахалинск Об утверждении областной целевой программы «Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года» (В редакции Постановления Правительства Сахалинской области от 05.03.2010 г. N 74) В рамках Концепции «Обеспечение устойчивой работы объектов топливно-энергетического комплекса и энергетической безопасности Сахалинской области», утвержденной распоряжением администрации Сахалинской области от 26 ноября 2007 года № 692-ра, администрация Сахалинской области постановляет: 1. Утвердить областную целевую программу «Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года» (прилагается). 2. Опубликовать настоящее постановление в газете «Губернские ведомости». 3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального опубликования. 4. Контроль за исполнением постановления возложить на вице-губернатора Сахалинской области С.Г.Шередекина. Губернатор Сахалинской области А.В.Хорошавин | УТВЕРЖДЕНА постановлением администрации Сахалинской области от 14 сентября 2009 г. № 367-па ОБЛАСТНАЯ ЦЕЛЕВАЯ ПРОГРАММА "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года" (В редакции Постановления Правительства Сахалинской области от 05.03.2010 г. N 74) Паспорт областной целевой программы "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года" |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Наименование Программы |Областная целевая программа «Развитие| | |электроэнергетики Сахалинской области до| | |2010 года и на перспективу до 2020 года» | | | | |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Дата принятия решения о |Как составная часть Концепции «Обеспечение| |разработке Программы, дата ее|устойчивой работы объектов| |утверждения (наименование и |топливно-энергетического комплекса и| |номер соответствующего |энергетической безопасности Сахалинской| |нормативного акта) |области», утвержденной распоряжением| | |администрации Сахалинской области от| | |26.11.2007 № 692-ра | | | | |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Координатор-разработчик, |Администрация Сахалинской области,| |государственный заказчик |департамент топливно-энергетического| | |комплекса и жилищно-коммунального хозяйства| | |Сахалинской области, управление| | |газификации и перспективного развития| | |электроэнергетики Сахалинской области | | | | |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Основные разработчики |Институт систем энергетики им.| |Программы |Л.А.Мелентьева СО РАН (г. Иркутск),| | |департамент топливно-энергетического| | |комплекса и жилищно-коммунального хозяйства| | |Сахалинской области, управление| | |газификации и перспективного развития| | |электроэнергетики Сахалинской области, ОАО| | |«Сахалинэнерго» | |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Цели и задачи Программы |Цели Программы: | | |1. Создание условий для комплексного| | |социально-экономического развития| | |Сахалинской области. | | |2. Сокращение инфраструктурных ограничений,| | |препятствующих социально-экономическому| | |развитию Сахалинской области. | | |3. Развитие электроэнергетики Сахалинской| | |области для обеспечения надёжного| | |электроснабжения потребителей Сахалинской| | |области. | | |Задачи Программы: | | |- реконструкция, техперевооружение| | |существующих и строительство новых| | |электростанций; | | |- строительство новых высоковольтных линий| | |электропередачи и подстанций с современным| | |оборудованием; | | |- реконструкция и техперевооружение| | |высоковольтных электросетевых объектов,| | |исчерпавших нормативный срок службы,| | |состояние которых не соответствует| | |нормативным требованиям; | | |- приведение механических характеристик| | |высоковольтных воздушных линий в| | |соответствие с фактическими| | |расчетно-климатическими условиями о.| | |Сахалин; | | |- повышение пропускной способности и| | |надежности электросети южной части области | | | | |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Сроки реализации Программы |Программа реализуется в период 2008 - 2020| | |годов | | | | |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Перечень основных |1. Модернизация, расширение и перевод на| |мероприятий |газ Южно-Сахалинской ТЭЦ-1. | | |2. Вывод из эксплуатации Сахалинской ГРЭС. | | |3. Реконструкция действующих| | |электростанций. | | |4. Строительство новых электростанций. | | |5. Реконструкция и строительство| | |высоковольтных линий электропередач и| | |подстанций | | | | |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Исполнители основных |Администрация Сахалинской области, органы| |мероприятий |исполнительной власти, ОАО «Сахалинэнерго»,| | |ОАО «Ногликская ГЭС», ОАО «Охинская ТЭЦ» в| | |составе ОАО «Роснефть -| | |Сахалинморнефтегаз», потенциальные| | |инвесторы проектов создания алюминиевого| | |завода, нефтегазохимического комплекса | |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Объемы и источники |Общий объем необходимых капитальных| |финансирования |вложений за период 2009 - 2020 годов| | |оценивается в 116,56 млрд. рублей, из них| | |на мероприятия в соответствии с федеральной| | |целевой программой «Экономическое и| | |социальное развитие Дальнего Востока и| | |Забайкалья на период до 2013 года» - 36| | |млрд. рублей. | | |Источники финансирования: | | |- федеральный бюджет - 18,23 млрд. рублей| | |(15,64%); | | |- областной бюджет – 4,5 млрд. рублей| | |(3,86%); | | |- местный бюджет - 0,04 млрд. рублей. | | |Внебюджетные источники: средства ОАО| | |«Сахалинэнерго», ОАО «РАО ЭС Востока», ОАО| | |"Роснефть - Сахалинморнефтегаз" и других| | |потенциальных инвесторов – 93,79 млрд.| | |рублей (80,5%) | | | | |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Ожидаемые результаты |Повышение надежности электроснабжения| |реализации Программы |существующих и перспективных потребителей. | | |Создание нормативного технологического| | |резерва мощности, стабилизация| | |энергосистемы. | | |В случае развития ТЭК по стратегическому| | |сценарию, определенному в Концепции| | |«Обеспечение устойчивой работы объектов| | |топливно-энергетического комплекса и| | |энергетической безопасности Сахалинской| | |области», планируется: | | |1. Увеличение выработки электроэнергии в 6| | |раз - с 2,8 млрд. кВт час в 2006 году до 16| | |млрд. кВт(час в 2020 году. | | |2. Создание 1,9 тыс. новых рабочих мест. | | |3. Вклад отрасли в валовой региональный| | |продукт после реализации Программы - 21,37| | |млрд. рублей | | | | |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————| |Система организации контроля|Оценка эффективности реализации Программы в| |за исполнением Программы |целом будет осуществляться на основе| | |следующих индикаторов: | | |- объем производства электрической и| | |тепловой энергии; | | |- объемы ввода в эксплуатацию нового| | |оборудования и модернизации существующего; | | |- структура потребления топлива; | | | | | |- создание рабочих мест за счет реализации| | |Программы; | | |- вклад реализации Программы в валовой| | |региональный продукт; | | |- вклад реализации Программы в бюджетную| | |систему | |-----------------------------|-------------------------------------------| ВВЕДЕНИЕ Областная целевая программа «Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года» (далее – Программа) является составной частью Концепции «Обеспечение устойчивой работы объектов топливно-энергетического комплекса и энергетической безопасности Сахалинской области», утвержденной распоряжением администрации Сахалинской области от 26 ноября 2007 года № 692-ра. Цель Программы - развитие электроэнергетики Сахалинской области для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей Сахалинской области. Задачи Программы: - реконструкция существующих и строительство новых электростанций; - строительство новых линий электропередачи и подстанций с современным оборудованием; - реконструкция и техперевооружение электросетевых объектов, исчерпавших нормативный срок службы, состояние которых не соответствует нормативным требованиям; - приведение механических характеристик воздушных линий (далее – ВЛ) в соответствие с фактическими расчетно-климатическими условиями о. Сахалин; - повышение пропускной способности и надежности электрических сетей южной части острова. Исполнители: зам. директора института, д.т.н. Б.Г.Санеев, зав. лаб., д.т.н. А.Д.Соколов, зам. директора института, д.т.н. В.А.Стенников, зав. отделом, д.т.н. А.М.Клер, в.н.с., к.т.н. А.В.Лагерев, в.н.с., к.э.н. В.Н. Ханаева, в.н.с., к.т.н. С.В.Подковальников, с.н.с., к.э.н. С.Ю.Музычук, с.н.с., к.э.н. И.Ю.Иванова, н.с. А.К.Ижбулдин, инж. Р.И.Музычук, вед. инженер А.Д.Шиленкова. При разработке Программы использованы материалы ОАО «ДАЛЬЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», департамента топливно-энергетического комплекса и жилищно-коммунального хозяйства Сахалинской области, ОАО «Сахалинэнерго», ОАО «Ногликской ГЭС», ОАО «Охинской ТЭЦ», управления газификации и перспективного развития электроэнергетики Сахалинской области. 1. СОДЕРЖАНИЕ ПРОБЛЕМЫ И ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РЕШЕНИЯ ЕЕ ПРОГРАММНЫМИ МЕТОДАМИ 1.1. Производство электроэнергии Особенностями электроэнергетики Сахалинской области являются ее технологическая изолированность от ОАО «РАО ЭС Востока»; разделение на отдельные энергорайоны внутри области: Центральный энергорайон, обеспечивающий электроснабжение южной и центральной частей о. Сахалин, Охинский энергоузел – обеспечивающий электроснабжение Охинского района и некоторых добычных участков ОАО "Роснефть – Сахалинморнефтегаз", Новиковский энергоузел – п. Новиково Корсаковский район, а также изолированные районы Курильских островов. Это обусловливает повышенные требования к надежному обеспечению потребителей электроэнергией. Основным энергоснабжающим предприятием Сахалинской области является дочернее акционерное общество ОАО «РАО ЭС Востока» - ОАО «Сахалинэнерго», в состав которого входит Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 и Сахалинская ГРЭС, осуществляющие централизованное электроснабжение 14 из 19 административных образований области (кроме Курильского, Южно-Курильского, Северо-Курильского, Охинского и частично Ногликского) с общей численностью населения около 440 тыс. человек (рисунок 1.1.1). Рисунок 1.1.1. Районы Сахалинской области, снабжаемые электроэнергией от ОАО «Сахалинэнерго»(НЕ ПРИВОДИТСЯ) В суммарном объеме производства электрической энергии области 77% приходится на электростанции ОАО «Сахалинэнерго», доля Охинской ТЭЦ составляет около 9%, Ногликской газотурбинной электростанции – более 7%, остальная часть электроэнергии вырабатывается блок-станциями (бывшими ведомственными электростанциями предприятий целлюлозно-бумажной промышленности) и децентрализованными энергоисточниками (таблица 1.1.1). Таблица 1.1.1. Производство электроэнергии электростанциями Сахалинской области*, млн. кВт·час/год |————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————————| | Электростанция | Год | | |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| | | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | |————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Сахалинская ГРЭС | 904 | 751 | 827 | 906 | 892 | |————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 1116 | 1223 | 1222 | 1172 | 1212 | |————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Новиковская ДЭС | 4,3 | 4,0 | 4,1 | 3,9 | 3,5 | |————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |ОАО «Охинская ТЭЦ» | 245 | 235 | 234 | 236 | 240 | |————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |ОАО «Ногликская ГЭС» | 205 | 234 | 237 | 192 | 197 | |————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Блок-станции | 14 | 41 | 19 | 24 | 27 | |————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Децентрализованные энергоисточники | 246 | 176 | 159 | 148 | 149 | |————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Всего | 2734 | 2664 | 2702 | 2683 | 2721 | |————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| Примечание* - без учета энергоисточников проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Источник: таблица составлена по формам Росстата: 6-ТП, Электробаланс 2001 - 2005 годов. Сахалинская энергосистема функционирует в сложных климатических условиях. В год на острове фиксируется 200 - 240 неблагоприятных явлений, что ведет к ускоренному износу оборудования и дополнительным затратам на ремонт и восстановление оборудования; кроме того, регион является сейсмически активным. 1.2. Источники электрической энергии Электроэнергетическими предприятиями Сахалинской области являются ОАО «Сахалинэнерго», независимые производители (ОАО «Охинская ТЭЦ» (, ОАО «Ногликская ГЭС»), блок-станции и децентрализованные энергоисточники. Отдельную категорию представляют энергоисточники нефтегазовых проектов. В состав ОАО «Сахалинэнерго» кроме двух электростанций (ОП Южно-Сахалинская ТЭЦ-1, ОП Сахалинская ГРЭС) входят ОП «Энергосбыт», Филиал «Распределительные сети». В эксплуатации ОАО «Сахалинэнерго» находятся 73 подстанции 35-220 кВ общей установленной мощностью 1478 МВА, протяженность воздушных линий электропередачи 0,4-220 кВ – 6051 км, кабельных – 798 км. Электрическая мощность всех энергоисточников Сахалинской области в 2005 г. составляла 859 МВт (таблица 1.2.1), в том числе ОАО «Сахалинэнерго» – 631 МВт. Таблица 1.2.1. Установленная мощность электростанций Сахалинской области*, МВт |——————————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————————| | Электростанция | Год | | |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| | | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | |——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Сахалинская ГРЭС | 315 | 315 | 315 | 300 | 300 | |——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 225 | 225 | 225 | 225 | 225 | |——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Новиковская ДЭС | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | |——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |ОАО «Охинская ТЭЦ» | 83 | 83 | 102 | 102 | 102 | |——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |ОАО «Ногликская ГЭС» | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | |——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Блок-станции | 37 | 68 | 68 | 68 | 55 | |——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Децентрализованные энергоисточники | 187 | 140 | 121 | 126 | 125 | |——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| |Всего | 899 | 883 | 883 | 873 | 859 | |——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————| Примечание - * без учета энергоисточников проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Источник: таблица составлена по формам Росстата: 6-ТП, Электробаланс 2001 - 2005 годов. Размещение электростанций и системообразующих ЛЭП представлено на рисунке 1.2.1. Установленная мощность электростанций Центрального энергорайона - 573 МВт, в том числе Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 – 225 МВт, Сахалинской ГРЭС – 300 МВт(. С 1999 года в Центральном энергорайоне работает Ногликская газотурбинная электростанция мощностью 48 МВт, являющаяся самостоятельным АО, владельцем 65% акций которого является администрация Сахалинской области. До 1998 года совместно с энергосистемой в Центральном энергорайоне работали блок-станции – ТЭЦ ЦБЗ ПО «Сахалинлеспром». После ликвидации ПО «Сахалинлеспром» ТЭЦ ЦБЗ (ТЭЦ ООО «Долинские тепловые системы», ТЭЦ ОАО «Тепло» (г. Томари) и ТЭЦ ООО «Энергоресурс») работают как автономные энергоисточники, у которых ОАО «Сахалинэнерго» ежегодно покупает до 3 млн. кВт·час. Суммарная мощность этих блок-станций составляет 55 МВт. В изолированном Охинском энергоузле единственным источником электроснабжения является Охинская ТЭЦ, которая до декабря 2006 года была дочерним акционерным обществом ОАО «Сахалинэнерго», а в настоящее время владельцем 86% акций является ОАО «Роснефть». В 2003 году на Охинской ТЭЦ произведен на условиях аренды ввод агрегата ГТУ-19 МВт на средства ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Установленная мощность Охинской ТЭЦ составляет 102 МВт. Она удалена от Центрального энергорайона на 143 км и осуществляет электроснабжение промышленных предприятий нефтегазовой отрасли и жилищно-коммунального сектора Охинского района и г. Оха (количество проживающих - 32,5 тыс. человек). Новиковский энергоузел снабжается электроэнергией от ОАО «Новиковская дизельная электрическая станция», которая является 100% дочерним акционерным обществом ОАО «Сахалинэнерго». Установленная мощность ДЭС 4 МВт. Новиковская ДЭС работает изолированно и осуществляет производство и реализацию электрической энергии в п. Новиково на Тонино-Анивском полуострове Сахалинской области. Рисунок 1.2.1. Расположение основных энергетических объектов Сахалинской области (НЕ ПРИВОДИТСЯ) Децентрализованные энергоисточники расположены, в основном, в Курильских районах, а также в удаленных и труднодоступных населенных пунктах о. Сахалин, их суммарная установленная мощность составляет около 125 МВт. В таблице 1.2.2 приведены показатели работы сахалинской энергосистемы за 1990 - 2005 годы. Как из нее следует, максимум электрической нагрузки в Центральном энергорайоне в 2005 году по сравнению с 2000 годом остался практически без изменения – 414 МВт, хотя в 2001 году и 2002 году наблюдалось его увеличение до 432 - 445 МВт (на 4,3 - 7,5%), в основном за счет холодных зим. По сравнению с 1990 годом произошло снижение максимума нагрузки более чем на 19%. Около 51% максимума нагрузки (212 МВт) покрывалось Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, 41% (170 МВт) – Сахалинской ГРЭС и около 8% (32 МВт) – Ногликской ГЭС. В Охинском энергоузле за период 1990 - 2005 годов происходило снижение максимума нагрузки на 31% – с 52 до 36 МВт. В Новиковском энергоузле в этот период максимум нагрузки снизился в 2 раза, а с 2001 года остается неизменным. Установленная мощность электростанций в Центральном энергорайоне за рассматриваемый период снизилась на 91 МВт (14%), в основном, за счет сокращения мощности блок-станций. В Охинском энергорайоне произошло увеличение установленной мощности на 19 МВт (18,6%), в Новиковском энергоузле установленная мощность не изменялась. 1.3. Состояние генерирующих мощностей Демонтаж оборудования в энергосистеме не производился с 2000 года, равным образом, как и ввод новых мощностей с 2004 года. В настоящее время электроснабжение центрального энергорайона (ЦЭР) Сахалина осуществляется от двух электростанций – Сахалинской ГРЭС и Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 общей установленной мощностью 525 МВт. Сахалинская ГРЭС - самая старая электростанция энергосистемы ОАО «Сахалинэнерго», ввод первых турбоагрегатов производился в 1965–1966 годах (установленная мощность – 300 МВт). В связи со списанием котлоагрегата ст. №1 располагаемая мощность Сахалинской ГРЭС соответствует 250 МВт. Главная проблема – существенный износ основного и вспомогательного оборудования Сахалинской ГРЭС, а именно: значительный износ турбин, генераторы выработали парковый ресурс, существующие здания и сооружения, в том числе котельное оборудование, не соответствуют необходимой сейсмической устойчивости, поверхности нагрева котлов требуют замены, существенно изношены гидротехнические сооружения, циркнасосное оборудование, циркводоводы, паропроводы, золошлакопроводы, электротехническое оборудование находятся в критическом состоянии. Основное и вспомогательное оборудование с амортизировано на 100%, физический и моральный износ данного оборудования требует его замены, (результат длительной эксплуатацией с 1965 года). Работа оборудования в режиме ежедневных пусков и остановок, (до 2003 года в среднем 1 пуск КА в день и 0,6 пусков ТА; с 2004 по 2008 годы в среднем 1,5 пусков КА в день и 0,9 пусков ТА), как результат выработка паркового ресурса основного оборудования по пускам. Котлоагрегаты: |————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————————————————| | Станина| Тип котлов |Год пуска| Ресурс, | Наработка, | Производительность | | № | | | часов | часов | | | | | | | |—————————|———————————| | | | | | | Т/ч | Гкал | |————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————| | 2. |БКЗ-220-100Ф| 1966 | 300000 | 87797 | 220 | 134,4 | |————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————| | 3. |БКЗ-220-100Ф| 1967 | 300000 | 191405 | 220 | 134,4 | |————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————| | 4. |БКЗ-220-100Ф| 1969 | 300000 | 164241 | 220 | 134,4 | |————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————| | 5. |БКЗ-220-100Ф| 1971 | 300000 | 183494 | 220 | 134,4 | |————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————| | 6. |БКЗ-220-100Ф| 1973 | 300000 | 181191 | 220 | 134,4 | |————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————| 20 ноября 2006 года проектной организацией ОАО «Дальэнергосетьпроект» разработана «Схема развития Сахалинской энергосистемы до 2020 года». Данным документом проведен анализ технического состояния оборудования электростанций, а также особенности и перспективы энергопотребления региона. При этом определены следующие «узкие места» Сахалинской ГРЭС и основные выводы: |————————————————————————————————————|————————————————————————————————| | Наиболее аварийные и «узкие места» | | |————————————————————————————————————|————————————————————————————————| |Наработка паротурбинных агрегатов по|Необходимо обследование| |«пускам-остановам» превышает|агрегатов по поводу продления| |норматив более чем в два раза |ресурса до 2017-2018 года | | | | |————————————————————————————————————|————————————————————————————————| |Высокая степень износа зданий и|Требуется обследование| |сооружений, не соответствие|фундаментов и капитальный ремонт| |современным требованиям|зданий и сооружений | |сейсмоустойчивости | | |————————————————————————————————————|————————————————————————————————| Эксплуатация электростанции после 2013-2014 года сопряжена с высокими рисками, а после 2017-2018 года не представляется возможной по техническому состоянию основного и вспомогательного оборудования, состоянию зданий и сооружений. Не позднее 2015 года необходимо ввести в работу новую электростанцию мощностью 330 МВт для замещения Сахалинской ГРЭС. Крайне важно приступить к проектированию новой электростанции (Сахалинской ГРЭС-2) в 2009-2010 годах, так как сроки реализации проекта (2011 - 2013 годы), обозначенные в ФЦП, существенно занижены и являются нереальными. Ориентировочный срок на проектирования и строительства Объекта фактически составит 7-8 лет, то есть новая станция, при условии начала проектирования в 2010 году, сможет быть введена в эксплуатацию не ранее 2017-2018 года, что является предельным и критичным сроком для Сахалинской энергосистемы. Строительство объекта осуществляется в три очереди, при этом основные капиталоемкие затраты, связанные со строительством главного корпуса, объектов топливоподачи, объектов ХВО, АБК, монтаж котлотурбинного оборудования, строительство дымовой трубы и прочих объектов включены в первую очередь. В связи с этим основные затраты планируются на 2011 – 2014 годы до ввода первой очереди. Учитывая, что в планируемом графике основная поставка основного оборудования предусмотрена в 2011 – 2014 годах, ввод второй и третьей очереди запланирован на 2015, 2016 годы соответственно. Затраты на реконструкцию оборудования Сахалинской ГРЭС соизмеримы со стоимостью строительства новой электростанции. Наработка турбин Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 составляет 93,3% паркового ресурса, своевременная диагностика и замена базовых узлов турбин позволят продлить их парковый ресурс (таблица 1.3.1). Износ 3-х газотурбинных установок Ногликской ГТС из 4-х установленных составляет 50-70%. Парковый ресурс одного из турбогенераторов будет отработан в 2010 году. Для продления паркового ресурса требуется капитальный ремонт с заменой основных узлов. К 2015 году потребуется реконструкция станции, так как аналогичная ситуация возникнет на остальных 3-х турбогенераторах. Режимы работы электростанций Центрального энергорайона на протяжении многих лет остаются напряженными из-за отсутствия пиковой мощности. Покрытие пиковой части графика электрических нагрузок приходится в основном на Сахалинскую ГРЭС, что ведет к многократным пускам-остановам оборудования ГРЭС. Ногликская ГТС несет полупиковую и пиковую нагрузку, Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 – в основном участвует в покрытии базисной нагрузки. Коэффициент использования установленной мощности Сахалинской ГРЭС в 2005 году составил 33,9%, Южно-Сахалинской ТЭЦ – 61,5% (таблица 1.3.2). Таблица 1.3.1. Техническое состояние и качество эксплуатации основного оборудования электростанций |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| | Показатель | Сахалинская ГРЭС | Южно-Сахалинская | | | | ТЭЦ-1 | |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| |Год ввода | 1965 - 1972 | 1976 - 1984 | |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| |Завод изготовитель | ЛМЗ | ТМЗ | |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| |Количество турбин | 6 | 3 | |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| |Парковый ресурс, тыс. часов (норма) | 270000 | 220000 | |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| |Наработка с начала эксплуатации на конец| 178610 | 205922 | |2002 года, тыс. часов | | | |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| |Парковый ресурс по количеству пусков | 900 | 600 | |(норма) | | | |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| |Количество пусков с начала эксплуатации | 1865 | 186 | |(факт) | | | |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| |Год достижения паркового ресурса по | 1995 - 1998 | - | |количеству пусков | | | |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| Источник: Развитие сахалинской энергосистемы на период до 2010 года и на перспективу до 2020 года/ОАО «Дальэнергосетьпроект». – Владивосток, 2007 – 132 с. Таблица 1.2.2. Электрические нагрузки энергорайонов острова Сахалин в 1990-2008 годах (НЕ ПРИВОДИТСЯ) Таблица 1.3.2. Показатели работы электростанций ОАО «Сахалинэнерго» (состояние 2005 года) и ОАО «Охинская ТЭЦ» |———————————————————————————————————————|———————————|———————————————————————————|———————————| | Показатель | ОАО | В том числе: |ОАО | | |«Сахалин- | | «Охинская | | | энерго» | |ТЭЦ» | |———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————| | | | Сахалинская |Южно-Саха | | | | | ГРЭС |линскаяТЭЦ-1 | | |———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————| |Коэффициент использования установленной| 46,2 | 30,3 | 67,3 | 26,8 | |мощности, % | | | | | |———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————| |Выработка электроэнергии, млн. кВт час | 2124 | 797 | 1327 | 240 | |———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————| |Расход электроэнергии на собственные| 319/15,0 | 115,4/14,5 | 203,8/15,4 | 37,0/15,4 | |нужды, млн. кВт час/% от выработки| | | | | |электроэнергии | | | | | |———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————| |Удельный расход условного топлива | |———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————| |- на отпуск электроэнергии, г у.| 447,9 | 574,9 | 370,8 | 460,0 | |т./кВт(час | | | | | |———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————| |- на отпуск тепла, кг у. т./Гкал | 152,3 | 211,5 | 151 | 156,0 | |———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————| Источник: данные предприятий энергетики Удельный расход топлива на производство электроэнергии и тепла электростанциями ОАО «Сахалинэнерго» превышает средние показатели по стране и по ОЭС Востока. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций ОАО «Сахалинэнерго» в 2005 году составил 15% от общей выработки, что соответствует нормативным показателям. На час прохождения годового максимума энергосистемы за 2006 год (12.01.2006) (рис. 1.3.1) фактический резерв мощности составил 16% от максимума нагрузки. В период прохождения максимума нагрузок ограничения потребителей не вводились. Рис. 1.3.1. График электрической нагрузки годового максимума ЦЭР за 2006 год (12 января, 18-00)(НЕ ПРИВОДИТСЯ) На час прохождения годового максимума энергосистемы за 2007 год (18.01.2007) (рисунок 1.3.2) фактический резерв мощности составил 21% от максимума нагрузки. В период прохождения максимума нагрузок ограничения потребителей не вводились. Рис.1.3.2. График электрической нагрузки годового максимума ЦЭР за 2007 год (18 января, 18-30)(НЕ ПРИВОДИТСЯ) На час прохождения годового максимума энергосистемы за 2008 год (17.01.2008) (рисунок 1.3.3) фактический резерв мощности составил 20% от максимума нагрузки. В период прохождения максимума нагрузок ограничения потребителей не вводились. Рис.1.3.3. График электрической нагрузки годового максимума ЦЭР за 2008 год (17 января, 18-30)(НЕ ПРИВОДИТСЯ) Число часов использования располагаемой мощности электростанций Центрального энергорайона в 2005 году составило: - Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 – 5380 часов; - Сахалинской ГРЭС – 3570 часов; - Ногликская ГЭС – 4090 часов; - Новиковская ДЭС – 887 часов. В Охинском энергоузле баланс мощности складывался при более значительной, чем в Центральном энергорайоне, величине фактического резерва мощности – 175% от максимума нагрузки. Число часов использования располагаемой мощности Охинской ТЭЦ в 2005 году составило 2350 часов. 1.4. Топливоснабжение электростанций На тепловых электростанциях Сахалинской энергосистемы используется уголь, газ и жидкое топливо. В 2008 году на электростанциях ОАО «Сахалинэнерго» было израсходовано около 1,07 млн. т у. т. органического топлива, в том числе: 1,06 млн. т у. т. угля и 13,3 тыс. т у. т. жидкого топлива (таблица 1.4.1). Уголь сжигается на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и Сахалинской ГРЭС. Если раньше на Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1 значительную часть угля поставляли с материка (ургальский, нерюнгринский, кузнецкий, черемховский), то с 2005 года на ТЭЦ начали использовать только угли сахалинских месторождений. Поставки угля на станции осуществляет ООО УК «Сахалинуголь», а так же альтернативные поставщики. Таблица 1.4.1. Потребление топлива на электростанциях Сахалинской области, тыс. т у. т. (состояние 2008 года) |———————————————————————————————————|——————————|————————————————————————————————————————————| | Электростанция | Всего | в том числе: | |———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————| | | | уголь | газ | мазут | дизтопливо | |———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————| |Сахалинская ГРЭС | 400 | 390 | | 9,5 | | |———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————| |Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 670 | 667 | | 2,8 | | |———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————| |Новиковская ДЭС | 1,0 | | | | 1,0 | |———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————| |ОАО «Охинская ТЭЦ» | 166 | | 166 | | | |———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————| |ОАО «Ногликская ГЭС» | 93 | | 93 | | | |———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————| |Всего по Сахалинской области | 1330 | 1057 | 259 | 12,3 | 1,0 | |———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————| Источник: данные предприятий энергетики. На Охинской ТЭЦ и Ногликской ГЭС основным и резервным топливом является природный газ северных месторождений суши, аварийным – сырая нефть, поставки которых производит ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». В 2005 году на Охинской ТЭЦ было израсходовано 144 млн. куб. м газа, на Ногликской ГТЭС – 81 млн. куб. м. На районной (пиковой) котельной г. Южно-Сахалинска используется анивский газ (поставщик ОГУП «Сахалинская нефтяная компания»), на ДЭС Новиковского энергоузла – дизельное топливо. В 2005 году расход анивского газа составил 9 млн. куб. м, дизельного топлива – 1 тыс. т. Высокий уровень цен на топливо, особенно на уголь, и содержание протяженных линий электропередачи обуславливают высокую себестоимость электроэнергии: себестоимость производства, передачи и распределения электроэнергии по энергосистеме в целом за 2005 год составила 2,14 руб./кВт(час, в 2006 году она возросла до 2,36 руб./кВт(час. Составляющие себестоимости производства 1 кВт(час электроэнергии субъектов потребительского рынка Сахалинской энергосистемы приведены в таблице 1.4.2. Таблица 1.4.2. Себестоимость производства электроэнергии на электростанциях ОАО «Сахалинэнерго», руб./кВт(час (состояние 2008 года) |—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————| | Статья калькуляции | Всего | Сахалинская |Южно-Сахалинская| | | | ГРЭС | ТЭЦ-1 | |—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————| |1. Топливо | 0,88 | 1,00 | 0,81 | |—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————| |2. Условно-постоянные расходы | 0,58 | 0,77 | 0,36 | |—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————| |- амортизация основного оборудования | 0,03 | 0,04 | 0,02 | |—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————| |- заработная плата | 0,08 | 0,12 | 0,06 | |—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————| |- прочие расходы | 0,46 | 0,61 | 0,27 | |—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————| |ВСЕГО | 1,45 | 1,76 | 1,16 | |—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————| Источник: ОАО «Сахалинэнерго. * себестоимость производства приведена без учета общесистемных расходов Анализ составляющих себестоимости производства электроэнергии в Сахалинской энергосистеме за 2008 год показывает, что основная часть затрат на Сахалинской ГРЭС и Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, как и в предыдущие годы, приходится на топливную составляющую – 56 и 69% соответственно. По энергосистеме в целом доля затрат на топливо составила 60%, доля прочих затрат – около 40%. 1.5. Электрические сети В Сахалинской энергосистеме действует шкала напряжений – 220/110/35/10-6 кВ. В Центральном энергорайоне получили развитие электрические сети всех классов напряжения. В изолированных энергоузлах действуют электрические сети только низкого напряжения: в Охинском энергоузле – 35 кВ и ниже, в Новиковском – 6/0,4 кВ. Физическое состояние электрических сетей в Охинском энергоузле удовлетворительное, но схема сетей не отвечает требованиям надёжности, поскольку представлена одноцепными, радиальными линиями электропередачи. Сети 220 кВ Центрального энергорайона представлены линиями электропередачи, которые протянулись с севера (ПС Ноглики) на юг (Южно-Сахалинской ТЭЦ-1) острова на расстояние более 500 км. Схема ВЛ 220 кВ выполнена в виде двух колец, в северной и южной точках которых расположены электростанции – Сахалинская ГРЭС и Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 соответственно. Сети 110 кВ получили развитие в основном в южной части острова, в том числе в г. Южно-Сахалинск. В центральной части острова функционируют три радиальные ВЛ 110 кВ. В Центральном энергорайоне функционируют ВЛ, выполненные в габаритах 110 кВ. Суммарная протяжённость воздушных линий электропередачи 220-110-35 кВ в Центральном энергорайоне составляет 2112 км, мощность 86 трансформаторных подстанций 220-110-35 кВ – 1709,6 МВА (таблица 1.5.1). Таблица 1.5.1. Протяженность линий электропередачи и мощность трансформаторов подстанций 35-220 кВ в Центральном энергорайоне (состояние на 01.01.2009) |—————————————————————————————————————————————|—————————————————————————————| | Показатель | Напряжение | | |—————————|—————————|—————————| | | 35 кВ | 110 кВ | 220 кВ | |—————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————| |1. Протяжённость линий электропередачи | 849 | 257 | 1006 | |в одноцепном исчислении (по цепям), км | | | | |—————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————| |2. Количество и трансформаторная мощность ПС:| | | | | | 60 | 14 | 12 | |- штук; | 303,6 | 486 | 920 | |- МВА | | | | |—————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————| За последние 5 лет протяжённость ВЛ 220 и 110 кВ не изменилась (из-за отсутствия вводов), трансформаторная мощность подстанций увеличилась на 67,6 МВА. В связи со сложной финансово-экономической ситуацией в ОАО «Сахалинэнерго» в период 2001 - 2005 годов развитие схемы сетей 220-110 кВ энергорайона носило ограниченный характер. На сегодня не завершена реконструкция (с приведением в соответствие с тяжелыми расчётно-климатическими условиями) следующих ВЛ 220 кВ: |————————————————————————————————————|——————————————————————————————————| | ВЛ 220 кВ |Выполненный объём реконструкции, %| |————————————————————————————————————|——————————————————————————————————| |Сахалинская ГРЭС – Краснопольская| 20 | | | | |————————————————————————————————————|——————————————————————————————————| |Макаровская – Ильинская | 68,3 | |————————————————————————————————————|——————————————————————————————————| |Красногорская – Ильинская | 32,4 | |————————————————————————————————————|——————————————————————————————————| Требуется реконструкция пяти ВЛ-220 кВ (Д1, 4, 5, 7, 9). Построены в соответствии с действующими РКУ четыре ВЛ-220 кВ (Д11, 13, 15, 17). Не завершено строительство ВЛ 220 кВ Ноглики - Даги - Оха, которая была предназначена для присоединения Охинского энергоузла к Центральному энергорайону (построено 40 км из 223 км). Строительство было прекращено в начале перестройки из-за дефицита денежных средств и отсутствия заинтересованных инвесторов, ввиду убыточности проекта из-за прогнозируемого высокого ровня технологических потерь, связанных с большой протяженностью линии. Действующая схема сетей 110-220 кВ Центрального энергорайона не позволяет обеспечить электроснабжение потребителей с требуемой степенью надёжности вследствие следующих причин: - технологическое состояние более 50% ВЛ 220-110 кВ не соответствует расчётно-климатическим условиям (РКУ) о. Сахалин, требуется реконструкция этих ВЛ с заменой провода и установкой дополнительных опор (таблица 1.5.2); - достигли нормативного срока службы 49% ВЛ 220 кВ (Южно-Сахалинская – Углезаводская, Ильинская – Углезаводская, Сахалинская ГРЭС – Макаровская) и 12% ВЛ 110 кВ (Сахалинская ГРЭС – Поронайская, Южно-Сахалинская – Корсаковская), превысил 25 лет срок службы оборудование 100% на ПС 220 кВ и 86% на ПС 110 кВ. Более 40 лет (нормативный срок службы) эксплуатируются 61% ВЛ 110 кВ и 49% ВЛ 220 кВ; - на семи подстанциях 110-220 кВ загрузка трансформаторов с учетом выданных техусловий превышает нормируемую (таблица 1.5.3); - на семи ПС 220 кВ установлены отделители и короткозамыкатели вместо масляных выключателей, требуемых нормами при размещении ПС в четвёртом и особом районах по гололёду; - на семи ПС 220 кВ установлено по одному трансформатору (вместо двух по проекту ПС); - значительная часть потребителей запитана от тупиковых ВЛ; - отсутствуют современные, надёжные устройства плавки гололеда (УПГ) и датчики для обнаружения гололёда на ВЛ: устарели имеющиеся установки плавки гололёда постоянным током на Сахалинской ГРЭС и ПС Ильинская, которые не обеспечены запчастями; - не реализованы проекты реконструкции с разработкой схем плавки гололёда для ВЛ 220 кВ Сахалинская ГРЭС – Краснопольская и ВЛ 110 кВ Южно-Сахалинская – Южная, Холмская – Холмск – Южная – Невельская – Горнозаводская. Таблица 1.5.2. Оценка состояния и загрузки ВЛ 110-220 кВ в Центральном энергорайоне (состояние на 01.01.2009) |——————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————————————| | Характеристика ВЛ | Линии электропередачи напряжением: | | |—————————————————|—————————————————|—————————————————| | | 110 кВ | 220 кВ | Всего | | |————————|————————|————————|————————|————————|————————| | | км | % | км | % | км | % | |——————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————| |1. Протяженность ВЛ | 257 | 100 | 1006 | 100 | 1263 | 100 | |——————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————| |2. ВЛ, загрузка которых превышает| 63,24 | 25 | - | - | 63,24 | 5 | |экономическую | | | | | | | |——————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————| |3. ВЛ, достигшие нормативного| 155,8 | 61 | 489 | 49 | 645 | 51 | |срока службы (более 40 лет) | | | | | | | |——————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————| |4. ВЛ, требующие реконструкции | 257 | 100 | 289 | 29 | 546 | 54 | |——————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————| Таблица 1.5.3. Оценка состояния и загрузки ПС 220-110 кВ в Центральном энергорайоне (состояние на 01.01.2006) |—————————————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————————| | Характеристика ПС | Подстанции напряжением: | | |———————————————|———————————————|———————————————| | | 110 кВ | 220 кВ | Всего | | |———————|———————|———————|———————|———————|———————| | | шт. | % | шт. | % | шт. | % | |—————————————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |1. Количество ПС, всего | 14 | 100 | 12 | 100 | 26 | 100 | |—————————————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |2. Количество ПС, на которых загрузка| 7 | 50 | 1 | 8,3 | 6 | 23 | |трансформаторов, с учётом выданных| | | | | | | |техусловий, превышает нормируемую | | | | | | | |—————————————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |3. Количество ПС, на которых срок службы| 12 | 86 | 12 | 100 | 24 | 92 | |трансформаторов превышает 25 лет | | | | | | | |—————————————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| Техническое состояние электрических сетей напряжением 35 кВ так же требует их частичной реконструкции и замены, деревянные опоры имеют высокую степень загнивания (на 210 опор подъём запрещён из-за высокой степени загнивания). Основными причинами аварийного состояния части ВЛ 35 кВ, выполненных на деревянных опорах являются: - полный амортизационный износ большинства ВЛ; - высокая степень загнивания опор; - отсутствие специальной линейной техники, транспорта, запчастей, а также финансовых средств на полное восстановление ВЛ. На ВЛ 35 кВ необходимо заменить до 30% опор от общего количества. Схема электрических сетей 35 кВ не отвечает современным требованиям надёжности по следующим причинам: - достигли нормативного срока службы (40 лет и более) 155,6 км ВЛ 35 кВ (18% от общей протяжённости ВЛ 35 кВ); - более 26 лет эксплуатируются 545,8 км (62% от общей протяженности ВЛ 35 кВ), то есть к концу рассматриваемого периода их ресурс будет полностью исчерпан; - отработали более 25 лет трансформаторы и другое оборудование на 44 на 44 ПС 35 кВ из 60, находящихся в эксплуатации; - 30 штук ПС 35 кВ (47% от общего количества) присоединены к сетям энергосистемы одноцепными, радиальными ВЛ 35 кВ, аварийное (или ремонтное) отключение которых влечёт за собой ограничение нагрузки питающихся от ПС потребителей; - в энергосистеме 17 однотрансформаторных ПС 35 кВ, отключение которых также приводит к ограничению нагрузок потребителей. Учитывая ограниченную пропускную способность существующей сети 35-110 кВ г. Южно-Сахалинска и ожидаемый рост нагрузки в районе действующих ПС 35 кВ Хомутово и Троицкая, усиление электрических сетей этого района предусматривается за счёт сооружения в районе ПС 35 кВ Хомутово и Троицкая новых центров питания сети 110 кВ, а также ПС-110 кВ Центр-2 и Юго-Западную. 1.6. Проблемы функционирования Сахалинской электроэнергетики Наиболее острыми проблемами Сахалинской энергосистемы являются: 1. Технологическая изолированность и отсутствие связи с объединенной энергосистемой. 2. Нормативный и фактический дефицит мощности (73 МВт) и высокие технологические риски, связанные с высоким уровнем износа и дефицитом генерирующих мощностей в условиях изолированности (из-за отсутствия резерва мощности в 2008 году 31 раз вводились ограничения потребителей). 3. Отсутствие маневренных мощностей, способных обеспечить эффективное регулирование мощности в условиях высокой неравномерности суточного графика потребления электроэнергии. 4. Критическая экологическая ситуация в областном центре, связанная с высоким уровнем загрязнённости атмосферного воздуха. Изолированность Сахалинской энергосистемы, сложные природно-климатические условия и ограниченное количество источников генерации определяют остроту и необходимость оперативного решения изложенных проблем. В силу сложившихся обстоятельств ОАО «Сахалинэнерго» является крупнейшей компанией, обеспечивающей энергоснабжение области. Также серьезными проблемами в работе Сахалинской энергосистемы являются высокий износ основных производственных фондов, отсутствие резерва мощности, наличие технологических ограничений в подключении новых потребителей и существенный дефицит средств для поддержания, модернизации и обновления основных производственных фондов энергосистемы. Основной проблемой ОАО «Сахалинэнерго» является дефицит финансовых средств. Финансирование техперевооружения и реконструкции энергообъектов, которое производится за счет собственных средств ОАО «Сахалинэнерго», явно недостаточно и не обеспечивает даже половины фактической потребности капиталовложений (таблица 1.6.1). Основной причиной недостаточного финансирования мероприятий по реконструкции в течение 2000 - 2004 годов является высокий уровень коммерческих потерь (хищений) в энергосистеме. Таблица 1.6.1. Показатели освоения капитальных вложений в программах техперевооружения и реконструкции ОАО «Сахалинэнерго» |—————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————————| | Показатель | Год | | |————————|————————|—————————|————————|—————————|—————————| | | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | |—————————————————————————————|————————|————————|—————————|————————|—————————|—————————| |Запланировано освоить по| 30,4 | 63 | 102,4 | 99,8 | 167,8 | 138,4 | |программе, млн. руб. | | | | | | | |—————————————————————————————|————————|————————|—————————|————————|—————————|—————————| |Фактическое освоение| 7,5 | 5,9 | 37,5 | 52,8 | 78,3 | 139,6 | |капиталовложений, млн. руб. | | | | | | | |—————————————————————————————|————————|————————|—————————|————————|—————————|—————————| |Освоено от запланированных, %| 25 | 9,3 | 36,6 | 52,9 | 46,7 | 100,9 | |—————————————————————————————|————————|————————|—————————|————————|—————————|—————————| Привлечение ОАО «Сахалинэнерго» дополнительных заёмных средств для этих целей либо привлечение средств сторонних инвесторов представляется невозможным либо маловероятным, по причине того, что «Сахалинэнерго» уже достигло своих лимитов по кредитным позициям и существующий объём задолженности является критически высоким. Российские внешние крупные инвесторы отказались участвовать в проектах Сахалинской энергосистемы в силу их низкой либо нулевой коммерческой эффективности и социальной направленности, иностранные же инвесторы всегда требуют гарантий возврата вложенных средств, притом, что источники возврата определить пока не удаётся. Учитывая изложенное, необходимыми задачами для ОАО «Сахалинэнерго» и администрации Сахалинской области на ближайшую перспективу являются активизация работы и принятие решений о способах и источниках финансирования инвестиционных проектов Сахалинской энергосистемы, без реализации которых энергетика не сможет обеспечивать заданные темпы социально-экономического развития области. Кроме того, возрастут риски возникновения чрезвычайных ситуаций и техногенных катастроф. В генерации централизованной энергосистемы о. Сахалин имеется много проблем, решение по которым откладывается из года в год по этой же причине – недостатка финансирования. Перечень «узких мест» в генерации и предложения по их устранению приведены в таблице 1.6.2. Проблемной остается техническое состояние Сахалинской ГРЭС, которое не позволяет нести нагрузку свыше 190 МВт в связи с отсутствием 22 ступени лопаточного аппарата турбин и неудовлетворительного состояния циркуляционной системы (низкий вакуум), нуждающейся в реконструкции. Сахалинская ГРЭС - самая старая электростанция энергосистемы ОАО «Сахалинэнерго», ввод первых турбоагрегатов производился в 1965 – 1966 годах (установленная мощность – 300 МВт). В связи со списанием котлоагрегата ст. № 1 располагаемая мощность Сахалинской ГРЭС соответствует 250 МВт. Главная проблема – существенный износ основного и вспомогательного оборудования Сахалинской ГРЭС, а именно: значительный износ турбин, генераторы выработали парковый ресурс, существующие здания и сооружения, в том числе котельное оборудование, не соответствуют необходимой сейсмической устойчивости, поверхности нагрева котлов требуют замены, существенно изношены гидротехнические сооружения, циркнасосное оборудование, циркводоводы, паропроводы, золошлакопроводы, электротехническое оборудование находятся в критическом состоянии. Основное и вспомогательное оборудование с амортизировано на 100%, физический и моральный износ данного оборудования требует его замены, (результат длительной эксплуатацией с 1965 года). Работа оборудования в режиме ежедневных пусков и остановов, (до 2003 года в среднем 1 пуск КА в день и 0,6 пусков ТА; с 2004 по 2008 годы в среднем 1,5 пусков КА в день и 0,9 пусков ТА), как результат выработка паркового ресурса основного оборудования по пускам. Котлоагрегаты: |————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————————————————————| |Станина | Тип | Год пуска | Ресурс, |Наработка, | Производительность | | № | котлов | | часов | часов | | | | | | | |———————————|———————————————| | | | | | | Т/ч | Гкал | |————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————| | 2. | БКЗ-220-100Ф| 1966 | 300000 | 87797 | 220 | 134,4 | |————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————| | 3. | БКЗ-220-100Ф| 1967 | 300000 | 191405 | 220 | 134,4 | |————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————| | 4. | БКЗ-220-100Ф| 1969 | 300000 | 164241 | 220 | 134,4 | |————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————| | 5. | БКЗ-220-100Ф| 1971 | 300000 | 183494 | 220 | 134,4 | |————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————| | 6. | БКЗ-220-100Ф| 1973 | 300000 | 181191 | 220 | 134,4 | |————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————| 20 ноября 2006 года проектной организацией ОАО «Дальэнергосетьпроект» разработана «Схема развития Сахалинской энергосистемы до 2020 года». Данным документом проведен анализ технического состояния оборудования электростанций, а также особенности и перспективы энергопотребления региона. При этом определены следующие «узкие места» Сахалинской ГРЭС и основные выводы: |————————————————————————————————————————————————————————————————————| | Наиболее аварийные и «узкие места» | |————————————————————————————————————————————————————————————————————| |Наработка паротурбинных агрегатов по «пускам-остановам» превышает| |норматив более чем в 2 раза | |————————————————————————————————————————————————————————————————————| |Высокая степень износа зданий и сооружений, не соответствие| |современным требованиям сейсмоустойчивости | |————————————————————————————————————————————————————————————————————| Эксплуатация электростанции после 2013 - 2014 годов сопряжена с высокими рисками, а после 2017 - 2018 годов не представляется возможной по техническому состоянию основного и вспомогательного оборудования, состоянию зданий и сооружений. Не позднее 2013 – 2014 годов необходимо ввести в работу новую электростанцию, мощностью 330 МВт для замещения Сахалинской ГРЭС. Состояние всех котлоагрегатов, турбинного оборудования оценивается как неудовлетворительное. Схема электрической сети не отвечает современным требованиям надёжности, так как механические характеристики значительной части ВЛ не соответствуют фактическим гололёдно-ветровым нагрузкам острова. Амортизация вспомогательного оборудования составляет 100%. Для повышения надёжности и эффективности функционирования схемы сети требуется: - реконструировать 600 км ВЛ 220 кВ, около 170 км ВЛ 110 кВ, 550 км ВЛ 35 кВ с приведением их механических характеристик в соответствие с фактическими гололёдно-ветровыми нагрузками о. Сахалин; - реконструировать 8 ПС 220 кВ с установкой элегазовых выключателей вместо отделителей и короткозамыкателей; - установить вторые трансформаторы на однотрансформаторных пяти ПС 220 кВ и девятнадцати ПС 35 кВ; - полностью заменить газоочистные установки; - решить вопрос надёжной защиты ВЛ от гололёда с внедрением современных УПГ (с плавным регулированием тока плавки) и средств контроля за гололёдными нагрузками с передачей информации на диспетчерский пункт энергосистемы с использованием спутниковой связи. Ситуация по присоединению к сетям электроснабжения новых потребителей. В результате дефицита и износа существующих электросетевых мощностей и одновременно в результате строительства на юге Сахалина жилых и производственных объектов, появились существенные ограничения по подключению объектов жилищного и производственного назначения в южной части острова. Фактически, сформировалась очередь из владельцев вновь построенных объектов жилого и производственного назначения, которые не имеют возможности подключиться к энергоснабжению. Количество таких граждан и предприятий растёт. Резервы энергосистемы по подключению новых потребителей исчерпаны и сетевое хозяйство юга Сахалина, в частности южной части г. Южно-Сахалинска, в настоящее время несёт предельную нагрузку, что определяет повышенные риски надёжности энергоснабжения потребителей. Данная ситуация становится значительным препятствием для развития и сохранения жилищного строительства на юге области, а так же для возведения новых объектов производственного характера. Очевидно, что без строительства дополнительных линий электропередачи, строительства и расширения подстанций данная ситуация будет только усугубляться. Таблица 1.6.2. Перечень «узких мест» объектов генерации о. Сахалин |---------------------------------------|----------------------------------------| | Наиболее аварийные и «узкие места» | Предложения по устранению | |————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————| | Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | |———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |1. Отсутствие резервного источника для|1. Установка на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1| |пуска Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 «с нуля»|ГТУ или ДЭС суммарной мощностью не менее| |при отсутствии связи с Сахалинской ГРЭС|9 МВт | |из-за ремонта или аварийного| | |отключения двух ВЛ | | |———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |2. Наличие разрыва между установленной|2. Увеличение теплофикационной выработки| |и располагаемой мощностью в летний|в летний период | |период 98-120 МВт из-за недостатка| | |охлаждающих устройств технического| | |водоснабжения | | |———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |3. Сжигание на станции непроектного|3. Перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на| |бурого угля (до 87%) |природный газ | |———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |4. Ежегодная подготовка резервной|4. Необходимость мероприятия отпадает| |емкости на золоотвале путем вывозки|при переводе оборудования на сжигание| |золошлаковой смеси |природного газа | |———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |5. Значительная наработка числа часов|5. Принято решение по продлению ресурса | |использования турбины ст. № 1| | |(достижение паркового ресурса в 2008| | |году) | | |———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |6. Заполнение золоотвала |6. Строительство новой карты золоотвала| | |в случае не решения вопроса перевода| | |Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на природный газ| | |в период до 2001 года | |————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————| | Сахалинская ГРЭС | |————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |1. Неудовлетворительная работа|1. Введение в работу системы КСПО для| |конденсаторов турбогенераторов |чистки трубных пучков конденсаторов | |————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |2. Частый выход из строя|2. Приобретение роторов для| |электродвигателей вспомогательных|электродвигателей ДАЗО (ШБМ, БН, ДС) –| |механизмов из-за длительного срока|750 оборотов/мин. | |эксплуатации | | |————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |3. Неудовлетворительная работа|3. Восстановление южной дамбы.| |водозаборного ковша |Выполнение программы повышения| | |надежности работы | |————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |4. Наработка паротурбинных агрегатов по|4. Требуется строительство Сахалинской| |«пускам-остановам» превышает норматив в|ГРЭС-2 | |два раза | | |————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |5. Высокая степень износа зданий и|5. Требуется строительство Сахалинской| |сооружений, не соответствие современным|ГРЭС-2 | |требованиям сейсмоустойчивости | | |————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————| | Новиковская ДЭС | |————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |1. Работа оборудования ДЭС неэкономична|1. Для снижения затрат необходима замена| |из-за снижения электрической нагрузки|оборудования ДЭС на оборудование| |энергоузла (менее 1 МВт), морально и|соответствующей мощности и технических| |физически устаревшего установленного|параметров | |оборудования | | |————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————| | Охинская ТЭЦ | |————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |1. Наработка двойного паркового ресурса|1. ВТИ дополнительно продлит парковый| |паротурбинных агрегатов ст. № 4 - 6 |ресурс до 2008 - 2010 годов | |————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |2. Проблема сейсмостойкости главного|2. Разгрузка путем замены железобетонных| |корпуса I и II очереди ТЭЦ |плит покрытий и стеновых панелей на| | |легкие металлические конструкции | |————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| |3. Неустойчивая и неэкономичная работа|3. Наладка работы силами специалистов из| |агрегата ГТУ-19 |Швеции и подготовка эксплуатационного| | |персонала на ТЭЦ | |————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| Острой проблемой для ОАО «Сахалинэнерго» являются высокие потери электроэнергии, что связано, с одной стороны, с большой протяженностью линий электропередачи и неудовлетворительным их состоянием, а с другой - с хищениями электроэнергии. С 2004 по 2008 год потери электроэнергии в сетях снижены с 36% до 23,6% (рисунок 1.6.1). Таблица 1.6.3. Динамика собственных нужд электростанций и потерь электроэнергии в сетях ОАО «Сахалинэнерго», млн. кВт•час/год |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| | Показатель |2001 год|2002 год|2003 год|2004 год|2005 год|2006 год|2007 год|2008 год| |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |Электропотребление | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | | |213.592 |148.152 |197.064 |172.184 |194.983 |230.110 |233.333 |218.887 | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |Производство | 2 | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | |электроэнергии (выработка|023.748 |977.756 |053.176 |082.307 |106.789 |149.227 |151.228 |124.165 | |собственных станций ОАО) | | | | | | | | | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |Собственные нужды |327.143 |310.907 |320.829 |313.340 |317.960 |327.522 |318.733 |319.213 | |электростанций ОАО | | | | | | | | | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |Покупка электроэнергии |189.844 |170.396 |143.888 | 89.877 | 88.194 | 80.883 | 82.105 | 94.722 | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |Отпуск электроэнергии в | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |сеть |886.449 |837.245 |876.235 |846.269 |863.534 |888.290 |900.541 |886.548 | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |Потери электроэнергии в |488.278 |539.121 |600.798 |664.699 |622.267 |581.825 |529.153 |444.646 | |сетях, всего | | | | | | | | | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| | в том числе: | | | | | | | | | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |- технологические |271.801 |266.701 |271.088 |257.083 |255.362 |256.572 |260.261 |269.127 | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |- коммерческие |216.477 |272.420 |329.710 |407.616 |366.905 |325.253 |268.892 |175.519 | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |Доля потерь в сетях в % | 25.88% | 29.34% | 32.02% | 36.00% | 33.39% | 30.81% | 27.84% | 23.57% | |от отпуска в сеть | | | | | | | | | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |Расход эл/эн на | 16.597 | 15.209 | 29.831 | 30.035 | 32.475 | 12.999 | 13.402 | 11.847 | |производственные и | | | | | | | | | |хозяйственные нужды | | | | | | | | | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| |Полезный отпуск | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |электроэнергии |381.574 |282.915 |245.606 |151.535 |208.792 |293.466 |357.986 |430.055 | |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------| Источник: ОАО «Сахалинэнерго» Рисунок 1.6.1. Структура отпуска электроэнергии от электростанций ОАО «Сахалинэнерго» (НЕ ПРИВОДИТСЯ) В период 2008 - 2010 годов ОАО «Сахалинэнерго» завершит внедрение системы АСКУЭ у бытовых и мелкомоторных потребителей. Это позволит осуществлять точный учет отпущенной электроэнергии и существенно снизить коммерческие потери. Стоимость работ по проекту в 2008 - 2010 годах составит 180 млн. рублей. В целом даже при 100% выполнении мероприятий федеральной целевой программы «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» дефицит средств на обеспечение стабильной работы энергосистемы с учетом развития региона составит около 45 млрд. рублей (таблица 1.6.4). Таблица 1.6.4. Потребность Сахалинской энергосистемы на первоочередные мероприятия в период до 2015 года для обеспечения ее удовлетворительного функционирования, млн. рублей: |——————————————————————————————--|————————|——————————|————————|————————|———————| | | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | |————————————————————————————————|————————|——————————|————————|————————|———————| |Газификация Южно-Сахалинской| | 400 | 250 | 207 | 200 | |ТЭЦ-1 (перевод существующих| | | | | | |котлов на газ) | | | | | | |————————————————————————————————|————————|——————————|—————————————————————————| |Дефицит внебюджетного| 1170 | 2330 | 12180 | |финансирования по федеральной| | | | |целевой программе «Экономическое| | | | |и социальное развитие Дальнего| | | | |Востока и Забайкалья на период| | | | |до 2013 года» | | | | |————————————————————————————————|————————|——————————|————————|————————|———————| |Средства на разработку| 500 | 1000 | | | | |проектно-сметную документацию на| | | | | | |строительство Сахалинской| | | | | | |ГРЭС-2 | | | | | | |————————————————————————————————|————————|——————————|————————|————————|———————| |Недостаток финансирования| | |мероприятий ФЦП (от| | |запланированных программой| | |объемов): | 15000 | |1. ГРЭС-2 | | |————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————--| |2. Передающие электрические сети| 7440 | |————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————--| |3. Строительство 4-го| 3500 | |энергоблока на Южно-Сахалинской| | |ТЭЦ-1 (в ценах соответствующих| | |лет) | | |————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————--| |Средства на поддержание| | 619,3 | 767,7 | 672,4 | 433,1 | |Сахалинской ГРЭС (до вывода из| | | | | | |эксплуатации) | | | | | | |————————————————————————————————|————————|——————————|————————|————————|———————| |Недостаток оборотных средств для| | 220,3 | 254,2 | 245,3 | 283,5 | | выполнения инвестиционных и | | | | | | |ремонтных программ Сахалинской | | | | | | | энергосистемы | | | | | | |————————————————————————————————|——————————————————————————————————————————--—| | ИТОГО | 47673 | |————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————--| 1.7. Потенциальные возможности и направления развития электроэнергетики Направления развития Сахалинской электроэнергетики определяются социально-экономическим развитием области, масштабами освоения ресурсов нефти и газа Сахалинского шельфа, развитием нефте- и газотранспортной сети, вовлечением в эксплуатацию новых угольных месторождений. Основными стратегическими задачами являются: - повышение эффективности использования электрической энергии; - обеспечение стабильной, бесперебойной работы предприятий энергосистемы и надежности электро- и теплоснабжения потребителей; - реконструкция действующих электростанций; - замещение выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС с использованием высокоэкономичного, эффективного, маневренного оборудования; - обеспечение надёжного и устойчивого функционирования схемы электрических сетей с учётом рационального сочетания сооружаемых элементов сети с действующими; - сокращение потерь электроэнергии в сетях общего пользования; - улучшение экологической ситуации в области. В связи с тяжелым положением на Сахалинской ГРЭС (ОАО «Сахалинэнерго») после 2015 года требуется демонтаж оборудования и вывод Сахалинской ГРЭС из эксплуатации. Для замещения мощностей выбывающей Сахалинской ГРЭС выбран вариант строительства нового энергоисточника, мощность и размещение которого зависят от масштабов развития экономики области. Проанализирована также возможность и целесообразность передачи электроэнергии Сахалинской области в ОЭС Востока и на экспорт. Наиболее оптимальным топливом для нового энергоисточника считается бурый уголь Солнцевского месторождения, расположенного в Углегорском районе. По современным экономическим оценкам удельные капитальные вложения в строительство газовой станции в 1,6 раза ниже, чем в строительство угольной. При этом проекты строительства угольной и газовой станции будут иметь равные приведенные затраты за весь период эксплуатации при цене газа около 125 долл./1000 куб. м и цене угля на Солнцевском месторождении 590 руб./т. Полученное значение цены газа соответствует уровню мировых цен за вычетом затрат на транспорт до потребителей. В связи с этим, решение о виде топлива для новой электростанции должно приниматься с учетом: - ситуации в угольной промышленности Сахалинской области; - конъюнктуры цен мирового рынка природного газа (или СПГ); - результатов сравнения экономической эффективности строительства объектов. Результаты выполненных исследований по эффективности передачи электроэнергии с Сахалинской области в ОЭС Востока показывают, что при прогнозируемых ценах на сахалинский газ 60 - 70 долл./1000 куб. м затраты на производство и транспорт электроэнергии от Сахалинской КЭС на газе будут сопоставимы со стоимостью электроэнергии, производимой на новых угольных КЭС в ОЭС Востока. Однако, повышение цен на газ до уровня равновесных с мировыми (115 - 140 долл./1000 куб. м) делает неэкономичной передачу Сахалинской электроэнергии (от КЭС на газе) в ОЭС Востока. Имеющиеся оценки о целесообразности экспорта электроэнергии Сахалинской области в Японию показывают, что реализация проекта дает положительный энергоэкономический и финансовый эффекты. Эффективность проекта возрастает в случае, если наряду с экспортом реализуется эффект объединения электроэнергетических систем России и Японии (так называемый эффект «разносезонности» годовых максимумов нагрузки) с сооружением линии электропередачи, связывающей о. Сахалин с материком. Несмотря на потенциальную эффективность проекта энергомоста, представители энергетических компаний Японии отказались от его возможной реализации в связи с тем, что покрытие электрических нагрузок до 2020 года, по их оценкам, будет полностью обеспечено собственными генерирующими мощностями на действующих и задельных энергетических объектах. Поэтому до 2020 года проект энергомоста «Сахалин-Япония» реализован не будет. Учитывая вышесказанное, для строительства новой станции взамен выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС выбран вариант строительства новой ГРЭС-2 на базе Солнцевского буроугольного месторождения. В ближайшее время потребуется реконструкция и расширение Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, обусловленные не только старением существующего оборудования, но и ростом в перспективе тепловой и электрической нагрузок южной части о. Сахалин и, прежде всего, г. Южно-Сахалинска. Развитие газодобычи в Сахалинской области обуславливает возможность использования газа на электростанции с применением новых современных, эффективных технологий производства электроэнергии. Поэтому принято решение о переводе Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на природный газ путем строительства 4-го энергоблока и поэтапным переводом существующего оборудования электростанции (по одному котлу в год, начиная с 2011 года). Фактически речь идет о техническом перевооружении Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, целью которого является превращение ее в современную эффективную газовую ТЭЦ. Только в этом случае возможно получение максимального эффекта от использования природного газа для выработки электроэнергии и тепла в областном центре. Модернизация Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, с переводом ее на газ, как основного источника энергоснабжения, является главным социальным проектом, так как только ввод 4-го блока позволит увеличить тепловую и электрическую мощность станции, создать нормативный технологический резерв в энергосистеме, обеспечить выравнивание пиков электрических нагрузок в работе энергосистемы, обеспечить возможность безболезненного выведения отработавших срок эксплуатации мощностей Сахалинской ГРЭС в период строительства новой станции. Перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на газ позволит решить следующие проблемы, связанные с функционированием существующей электростанции: - заполнение золоотвалов Южно-Сахалинской ТЭЦ-1; - удорожание топлива вследствие сложной схемы его доставки на Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1; - экологические проблемы в городе Южно-Сахалинске; - увеличить маневренность энергетического оборудования; - создать нормативный технологический резерв мощностей в изолированной энергосистеме; - увеличить уровень энергобезопасности; - снизить эксплуатационные затраты, вызванные сжиганием непроектного угля. В настоящее время выработка основного генерирующего оборудования станции составляет более 73% паркового ресурса, при этом эксплуатация ее осложнена серьезными проблемами - отсутствием площадей для золоотвалов, удорожанием топлива вследствие сложной схемы его доставки, низкой маневренностью энергетического оборудования, неудовлетворительной экологической ситуацией из-за расположения ТЭЦ в границах города. Существующий объект имеет установленную электрическую мощность 225 МВт, которой недостаточно для обеспечения существующего и перспективного объема энергопотребления области и ликвидации дефицита в тепло- и электроэнергии потребителей южной части Сахалина. С вводом 4-го блока увеличится установленная электрическая мощность станции до 365 МВт и тепловая до 630 Гкал/час. Если цены на сахалинский газ будут формироваться по ценам самофинансирования, то перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на природный газ даст значительный экономический эффект. В связи с большой неопределенностью условий поставки российской доли газа, добываемого в рамках проекта «Сахалин-2», и цен на него, невозможно дать однозначный ответ об эффективности перевода Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на сжигание природного газа. С технической точки зрения, ощутимым эффектом от перевода на газ будет экологический. В ранее выполненных ОАО «Дальэнергосетьпроект» работах по развитию электроэнергетики острова предусматривалось расширение Ногликской ГЭС с 48 до 120 МВт. В настоящее время половина электроэнергии, вырабатываемой Ногликской ГЭС, используется в районе её размещения, а половина передается в южную часть Центрального энергорайона. Вариант расширения электростанции может рассматриваться как альтернативный в случае роста нагрузок в Центральном энергорайоне, обусловленного социально-экономическим развитием Сахалинской области. Однако, безусловно, эффективной будет реконструкция станции с учетом возможной теплофикации, что намного повысит КПД станции и себестоимость продукции. Согласно ТЭО реконструкции и техперевооружения Охинской ТЭЦ, выполненному в начале 2006 года ОАО «СевЗапНТЦ» (филиал СевЗапВНИПИэнергопром), необходимо провести полноценную реконструкцию ТЭЦ: заменить 2 ПТ-25 (из трех существующих) на новые аналогичные, демонтировать турбину «Ланг» - 3 МВт и один из турбогенераторов ПТ-25, повысить сейсмоустойчивость фундаментов турбин, установить два новых ОРУ. В настоящее время продолжаются работы по разработке рабочей документации на замену турбогенератора ст. № 6. Выполнена поставка основного оборудования. С 2009 года начались работы по замене 2-х турбогенераторов. Стоимость проекта Техническое перевооружение, реконструкция ОАО «Охинская ТЭЦ» оценивается в 1812000 тыс. рублей. В выполненных ранее схемах развития Сахалинской энергосистемы предлагалось строительство воздушной линии ВЛ 220 кВ «Ноглики – Даги –Оха», предназначенной для присоединения изолированного Охинского энергоузла к Центральному энергорайону и повышения надежности и безопасности энергоснабжения северных районов области. Протяжённость данной ВЛ – 223 км, сечение провода – АС-240, расчетная стоимость объекта (в ценах 2006 года) – 2,6 млрд. рублей. Строительство линии энергопередачи «Ноглики – Даги – Оха» ВЛ 220 кВ было начато в 90-е годы прошлого века за счёт средств Минэнерго России при долевом участии Министерства нефтяной и газовой промышленности. На участке Ноглики – Даги из 80 км построено 40 км. Строительство было прекращено из-за отсутствия денежных средств и нерентабельности строительства. Ввод воздушной линии соединяющей Охинскую ТЭЦ с центральной энергосистемой позволил бы повысить надежность электроснабжения Охинского энергоузла в случае, если линия была бы источником электроснабжения в районе северного шельфа новых крупных потребителей, которые могут появиться при разработке шельфовых проектов «Сахалин-3,4,5». Однако, при отсутствии крупных промышленных потребителей, высокая себестоимость строительства и потери, возникающие при передаче электроэнергии, делают строительство данной линии нерентабельным. Объединение возможно также при сооружении в рассматриваемый период железной дороги между материком и о. Сахалин: Селихино – Мыс Лазарева – Погиби – Ноглики (Ныш). Для электроснабжения железной дороги можно рассмотреть вариант сооружения ВЛ 220 кВ, по которой может быть осуществлена связь Сахалинской энергосистемы с ОЭС Востока, позволяющая передавать мощность с о. Сахалин в ОЭС и обратно. Энергоисточниками о. Сахалин, от которых может быть передана мощность в ОЭС Востока, являются Ногликская ГТЭС и Охинская ТЭЦ (при условии их расширения), расположенные в непосредственной близости с планируемым мостовым переходом. Объединение ОЭС Востока и сахалинской энергосистемы позволит повысить надёжность функционирования энергосистем и реализовать системный эффект в размере порядка 70 МВт. Однако, в настоящее время, сетевых объектов, способным принимать транспортируемую на материк электроэнергию, расположенных в непосредственной близости к материковой кромке нет, а их строительство является мероприятием дорогостоящим, и делает проект нерентабельным. К тому же увеличивается расстояние передающих сетей, в силу чего потери при передаче электроэнергии будут очень велики, что также говорит об убыточности проекта. Интерес к строительству этой линии электропередачи ООО «РН–Сахалинморнефтегаз» проявляло в связи с заинтересованностью в реализации электроэнергии, выработанной энергоблоком (ГТУ-19) на Охинской ТЭЦ, инвестором по строительству которой являлась компания. Однако, в настоящее время, ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» инвестирует проект реконструкции электростанции со снижением рабочей мощности к 2013 году со 102 МВт до 99 МВт (в соответствии с выполненным в 2006 году проектом реконструкции). Данной энергомощности будет достаточно для покрытия собственной потребности энергорайона. Это объясняется и снижением объема потребления тепло и электроэнергии ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» для обеспечения работы производственных мощностей комплекса в местах добычи. Из-за ежегодного удаления добычных участков от Охинского энергоузла компания вынуждена частично уходить на автономное энергоснабжение. В ранее выполненных ОАО «Дальэнергосетьпроект» работах планировалось присоединение Новиковского энергоузла к сетям Центрального энергорайона до 2010 года. Для этого требовалось строительство 51 км ВЛ 35 кВ ПС Озерская – Новиково. Однако, единственный крупный потребитель Новиковской ДЭС – угольный разрез «Новиково-2» ликвидирован: в настоящее время все горные работы, связанные с добычей и реализацией угля, прекращены, в связи с отсутствием средств на развитие угольного разреза и переработку германий содержащих углей. В связи с этим максимум электрической нагрузки энергоузла снижается до 0,4-0,5 МВт и в перспективе, из-за оттока населения вызванного закрытием разреза, может еще уменьшиться. В настоящее время ОАО «Сахалинэнерго» прорабатывает вопрос о проведении технического аудита ОАО «Новиковская ДЭС» и возможности вывода в холодный резерв части оборудования для снижения ежегодных издержек. В перспективе необходима замена существующего оборудования ДЭС на более современное с низким удельным расходом топлива, что позволит уменьшить затраты на ее обслуживание или перевод населенного пункта на другой источник электроснабжения, например с использованием сжиженного природного газа. 1.8. Обоснование необходимости решения задач развития электроэнергетики программными методами Программно-целевые методы планирования и управления предполагают увязку целей плана с ресурсами с помощью программ. Они представляют собой применение системного подхода и основаны на формулировании целей развития, их разделении на подцели дробного характера и выявлении ресурсов, необходимых для их согласованной реализации. Проблема развития электроэнергетики Сахалинской области представляет собой комплекс сложных задач, накопившихся в отрасли за последние десятилетия, и тесно связана с развитием других отраслей топливно-энергетического комплекса области. Комплексный подход к решению проблем, достижению требуемых результатов возможно обеспечить за счет реализации областной программы развития электроэнергетики, скоординированной с программами развития других отраслей ТЭК области. В настоящее время энергосистема области находится в критическом состоянии и требует экстренной реконструкции и создания достаточного генерирующего резерва мощности. В силу своего географического положения энергосистема Сахалина является изолированной и не имеет технологических связей с единой энергосистемой России. Ее эксплуатация происходит в специфических климатических условиях, что ведет к ускоренному износу оборудования и дополнительным затратам на его ремонт и восстановление. Коммунально-бытовая направленность энергосистемы из-за высокого уровня потребителей социальных групп и населения в структуре потребления приводит к значительным сезонным и суточным колебаниям нагрузок, что, в свою очередь, ведет к большому количеству пусков-остановов, и крайне негативно отражается на состоянии устаревшего энергетического оборудования. Подавляющее большинство энергомощностей острова, введенных в эксплуатацию более 40 лет назад морально и физически устарели и отработали парковый ресурс. Низкий уровень амортизационных отчислений не позволяет своевременно производить реновацию энергооборудования, а социальная направленность проектов привлечь инвесторов для модернизации энергосистемы. Необходимость срочной модернизации энергосистемы путем ввода новых энергоисточников, реконструкции и строительства линий электропередач, вызвана потребностью ввода дополнительных энергомощностей в связи с невозможностью обеспечить стабильное энергопотребление потребителей области и отсутствием нормативного технологического резерва в изолированной энергосистеме острова. Кроме того, это позволит снизить риски возникновения техногенных катастроф, нарушения работы систем жизнеобеспечения и возникновения чрезвычайных ситуаций, вызванных аварийными остановами существующих энергоисточников. В соответствии со статьей 26 «Принципы финансового обеспечения осуществления органами государственной власти субъекта Российской Федерации и по предметам совместного ведения Российской Федерации и субъектов Российской Федерации» Федерального закона № 184-ФЗ «Об общих принципах организации законодательных (представительных) и исполнительных органов государственной власти субъектов Российской Федерации» к полномочиям органов государственной власти отнесены следующие функции, послужившие основанием для разработки программы и формирования программных мероприятий: - предупреждение чрезвычайных ситуаций межмуниципального и регионального характера, стихийных бедствий, эпидемий и ликвидации их последствий; - предупреждения ситуаций, которые могут привести к нарушению функционирования систем жизнеобеспечения населения, и ликвидации их последствий; - организации и осуществления межмуниципальных инвестиционных проектов, а также инвестиционных проектов, направленных на развитие социальной и инженерной инфраструктуры муниципальных образований. 2. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ, ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ, СРОКИ И ЭТАПЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ 2.1. Цели и задачи реализации Программы Основные цели реализации Программы: 1. Создание условий для комплексного социально-экономического развития Сахалинской области и превращения региона в устойчиво развивающийся форпост России на Дальнем Востоке. 2. Сокращение инфраструктурных ограничений, препятствующих социально-экономическому развитию Сахалинской области. 3. Развитие электроэнергетики Сахалинской области для обеспечения надёжного, стабильного и качественного электроснабжения потребителей Сахалинской области. Задачи: Для обеспечения бесперебойного функционирования сахалинской энергосистемы и надёжного электроснабжения необходимы: - реконструкция существующих и строительство новых электростанций; - строительство новых линий электропередачи и подстанций с современным оборудованием; - реконструкция и техперевооружение электросетевых объектов, исчерпавших нормативный срок службы, состояние которых не соответствует нормативным требованиям; - приведение механических характеристик ВЛ в соответствие с фактическими расчётно-климатическими условиями о. Сахалин (замена провода и установка дополнительных опор); - повышение пропускной способности и надёжности схемы сети южной части энергорайона; - увеличение трансформаторной мощности подстанций; - создания новых линий электропередачи и подстанций с современным оборудованием; - разработка схемы выдачи мощности расширяемой Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и нового энергоисточника, замещающего выбывающую генерирующую мощность Сахалинской ГРЭС; - использование средств техприсоединения для обеспечения надёжного электроснабжения новых потребителей; - создание современной, надёжной схемы плавки гололёда и другое. Существенное воздействие на темпы развития электроэнергетики в условиях ее обособленности от энергетической системы России и соседних дальневосточных регионов может оказать создание в области крупных промышленных производств, например по переработке углеводородного сырья, производству алюминия, строительных материалов, предприятий лесопереработки, обусловленное предпосылками инвестиционной деятельности и материально сырьевой базой региона. В Сахалинской области целесообразно создание энергоемких производств: газохимического комплекса, нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), и алюминиевого завода. Потребляемая мощность нефтегазохимического комплекса (в составе которого может быть НПЗ) составляет 900-1226 МВт. Оптимальным вариантом решения по размещению газохимического комплекса и НПЗ можно считать с. Ильинское Томаринского района. Предполагаемая потребляемая мощность металлургического завода по производству алюминия порядка 900 МВт, месторасположение Углегорский район. При строительстве данных промышленных комплексов центральная энергосистема перестанет быть коммунально-направленной, так как объем потребления электроэнергии промышленными потребителями позволит оптимизировать баланс энергопотребления. Для электроснабжения этих крупных промышленных потребителей необходимо строительство двух электростанций. На Солнцевском месторождении бурого угля (Углегорский район) целесообразно разместить конденсационную электростанцию мощностью 1320 МВт, с применением технологий суперсверхкритических параметров пара (ССКП). На площадке нефтеперерабатывающего завода и газохимического комплекса (с. Ильинское) целесообразно размещение теплофикационной парогазовой электростанции мощностью 900-1226 МВт. Эти станции могут обеспечивать новые производственные мощности электроэнергией и теплом, а также замещать мощность выбывающей Сахалинской ГРЭС. После ввода в эксплуатацию месторождений нефти и природного газа, разрабатываемых в рамках проектов «Сахалин-3, 4, 5» потребность в электрической мощности береговых комплексов подготовки (БКП) составит 120 МВт (без учета резервов), из них 80 МВт – в Охинском районе, 40 МВт – в Ногликском районе. Для обеспечения потребности в электроэнергии БКП, расположенных в Охинском районе, потребуется строительство новых энергоисточников. Годовая потребность в электроэнергии БКП в Центральном энергорайоне в 2020 году составит 300 млн. кВт час, в Охинском энергоузле – 600 млн. кВт час. Основными перспективными проектами, планируемыми к реализации в электроэнергетике в ближайшее время, являются: 1. Модернизация и расширение Южно-Сахалинской ТЭЦ-1. 2. Техническое перевооружение и реконструкция Охинской ТЭЦ. 3. Строительство ГРЭС-2 на угле Солнцевского разреза для замещения выбывающей из эксплуатации Сахалинской ГРЭС. В долгосрочной перспективе могут быть реализованы: - расширение Сахалинской ГРЭС-2 для обеспечения потребности в электроэнергии алюминиевого завода. - строительство ТЭЦ для обеспечения энергоснабжения нефтегазохимического комплекса на юге о. Сахалин. 4. Реконструкция и строительство передающих сетей. Сроки реализации: Программа реализуется в период 2008 - 2020 годов. Достижение ожидаемых технико-экономических результатов при выполнении Программы представлены в таблице 2.1.1. Таблица 2.1.1. Результаты реализации Программы |———————————————————————————————————————————————————|———————————————————————————————————| | Индикатор | Год | | |————————|————————|————————|————————| | | 2005 | 2010 | 2015 | 2020 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |Ввод генерирующих мощностей, МВт за период | | | 140 | 2546* | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |Производство электроэнергии, млрд. кВт час, всего | 2,57 | 2,62 | 3,03 | 16,05 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |в том числе: | | | | | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- Сахалинская ГРЭС | 0,89 | 0,86 | 0,37 | | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- Южно-Сахалинская ТЭЦ | 1,21 | 1,24 | 1,81 | 1,81 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- Ногликская ГЭС | 0,20 | 0,20 | 0,20 | 0,20 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- Сахалинская ГРЭС-2 | | | | 6,45 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса | | | | 6,63 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- Охинская ТЭЦ | 0,24 | 0,25 | 0,24 | 0,24 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- блок-станции (и газовые мини-ТЭЦ) | 0,03 | 0,07 | 0,10 | 0,10 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- новые источники в ОЭР (компаний операторов | | | 0,31 | 0,62 | |шельфовых проектов) | | | | | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |Полезное потребление, млрд. кВт час, всего | 1,5 | 1,7 | 2,4 | 13,4 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |Технико-экономические показатели: | | | | | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- прирост численности занятых, тыс. чел. | | | 79 | 1909 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- удельный расход топлива, г у. т./кВт час | 456 | 449 | 288 | 267 | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| |- увеличение налогов в региональный бюджет, млн. | | 20 | 316,2 | 2266,2 | |руб. | | | | | |———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————| * с учетом расширения Сахалинской ГРЭС-2 – 1320 МВт, ТЭЦ нефтегазохимического комплекса 1226 МВт Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Июнь
|
