|
Расширенный поиск
Постановление Администрации Сахалинской области от 14.09.2009 № 367-па2.2. Развитие действующих электростанций Независимо от создания новых электроемких производств необходимо проведение реконструкции на действующих электростанциях: (1) Сахалинская ГРЭС До 2015 года включительно установленная и располагаемая мощность Сахалинской ГРЭС остается без изменения: установленная мощность 300 МВт, располагаемая – 250 МВт. С 2016 года электростанция постепенно выводится из эксплуатации. Необходимый объем финансирования для поддержания работоспособности существующих мощностей Сахалинской ГРЭС составит: |——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————| | Год | Млн. руб. | |——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————| | 2009 | 89,8 | |——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————| | 2010 | 779,6 | |——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————| | 2011 | 820,5 | |——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————| | 2012 | 699,3 | |——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————| | 2013 | 496,1 | |——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————| | Итого | 2885,3 | |——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————| (2) Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 В Программе принят вариант реконструкции Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, предусматривающий ввод в эксплуатацию дополнительной мощности на основе современного газового оборудования и перевод существующих котлов на природный газ. К 2013 году предлагается ввести в эксплуатацию первый газовый блок, установленной мощностью 139,8 МВт и 90 Гкал/ч. По мере вывода из эксплуатации действующего оборудования, после отработки паркового ресурса и окончания сроков эксплуатации, потребуется постепенное замещение его на аналогичное. Установленная мощность будет определяться в зависимости от состава оборудования и объема потребления. В рамках реализации проекта планируется разработка и внедрение программно-технического комплекса. Данное мероприятие позволит осуществить выбор оптимального режима обеспечения потребных нагрузок путем различных сочетаний работы оборудования ТЭЦ-1 и газового энергоблока для обеспечения минимальной стоимости продукции, системной надежности и экономичности системы. Использование газового оборудования позволит существенно повысить тепловую экономичность станции, отказаться от сложных схем доставки топлива, существенно улучшить экологическую ситуацию в городе, снять проблемы размещения золоотвалов и обеспечить нормативный технологический резерв мощностей. Ориентировочно расчетные капитальные вложения в модернизацию Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 до 2020 года составят около 10 млрд. руб. Выбор данного варианта модернизации обусловлен несколькими причинами. Парковый ресурс турбины ПТ-60 выработан в 2008 году, Т-55 – в 2009 году, Т-110 – в 2015 году. То есть к 2015 году все оборудование станции выработает нормативный ресурс. Предполагается провести реконструкцию и расширение ТЭС с использованием оборудования, аналогичного эксплуатируемому в настоящее время. При этом затраты в реконструкцию и расширение составят около 7 млрд. руб. Однако эксплуатационные характеристики станции (КПД, удельные расходы топлива) практически не улучшатся. Газовые установки имеют меньшие в 2,0-2,5 раза единовременные капиталовложения по сравнению с угольными электростанциями, поэтому эффективнее выполнять перевооружение в варианте газоиспользующего оборудования. Продолжительность ввода (строительства) газовых электростанций в 1,4-1,5 раз меньше по сравнению с продолжительностью ввода угольных паротурбинных электростанций, что также говорит об эффективности перевода энергоисточников на газ. Рабочий ресурс стационарного газового оборудования составляет не менее 20 - 25 лет. По этому показателю они не уступают традиционным паротурбинным станциям. Угольные блоки, как правило, подвержены существенно большему износу по сравнению с газовыми установками. Примерно через 25000 часов работы для газотурбинных установок предусматривается проведение капитального ремонта. Однако основной элемент, который при этом может потребовать замены – это горячая часть газовой турбины. Ее стоимость относительно невелика и не превышает 10% стоимости газовой турбины, что существенно не влияет на общую величину инвестиций, более того они дисконтированы во времени. Это также важно с точки зрения сокращения разовых единовременных затрат. Эффективность применения газотурбинных установок при газификации Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 обусловлена, прежде всего, снижением тарифа на электроэнергию и тепло в результате сокращения расходов топлива (более эффективного его использования) и снижения постоянных затрат (в частности, амортизационной, инвестиционной составляющих) в связи с меньшими по сравнению с другими источниками капиталовложениями, и, кроме того, снижением антропогенной нагрузки на окружающую среду, сокращением отчуждения земельных территорий под золошлакоотвалы. Таким образом, газификация Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 состоит из 2-х направлений: - Перевод на газ существующих котлов ТЭЦ-1. Полная годовая потребность газа 570 млн. куб. м. Стоимость реконструкции 1,16 млрд. рублей. Резервное топливо уголь. Срок реализации: 2009 - 2014 годы. Начало потребления газа с 2011 года (1 котёл). Данное направление решает проблему экологии, топливной безопасности. Но не решает вопрос повышения манёвренности станции и не решает проблему дефицита резерва мощности. - Строительством 4-го энергоблока на газе. Годовая потребность газа 130 млн. куб. м. Данное направление вместе с переводом существующего оборудования ТЭЦ-1 на газ решает проблему экологии и обеспечивает резерв мощности, позволяет решить вопрос покрытия неравномерности энергопотребления, также создаёт предпосылки для дальнейшего роста электропотребления Сахалинской области. В силу жизненной необходимости строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 принято решение об опережающем финансировании и окончании строительства в 2012 году. В этом случае, необходимый объем финансирования мероприятий по строительству составит: |———————————————————————————|————————————————————————————————| | Год | Млн. руб. | |———————————————————————————|————————————————————————————————| | 2009 | 2950 | |———————————————————————————|————————————————————————————————| | 2010 | 2520 | |———————————————————————————|————————————————————————————————| | 2011 | 2594 | |———————————————————————————|————————————————————————————————| | 2012 | 1565 | |———————————————————————————|————————————————————————————————| |Итого (с учетом дефляторов)| 9629* | |———————————————————————————|————————————————————————————————| * Данный расчет выполнен на основе сводной сметы проекта, в соответствии с которым стоимость строительства оценивается в 7,949 млрд. рублей в ценах 2009 года. Общий необходимый объем газа для Южно-Сахалинской ТЭЦ-1~ 700,3 млн. куб. м. в год. Согласованный ОАО «Газпром», администрацией Сахалинской области и ОАО «Сахалинэнерго» в октябре 2008 года график газификации ТЭЦ-1: - 2010 год – перевод первого котла на газ (начало потребления газа с 2011 года); - 2011 год – перевод второго котла на газ и ввод в работу 4-го энергоблока на газе (начало потребления газа с 2012 года); - 2012 год – перевод третьего котла на газ (начало потребления газа с 2013 года); - 2013 год – перевод четвертого и пятого котлов на газ (начало потребления газа с 2014 года). С 2014 года Станция полностью работает на газе, в том числе 4-ый энергоблок. ОАО «Газпром» подтвердил, что обладает ресурсами газа в Сахалинской области для обеспечения газоснабжения Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 начиная с 31.12.2010. В настоящее время силами ОАО «Газпром» ведётся проектирование газопровода-отвода от основного магистрального газопровода проекта «Сахалин-2» до Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, строительство которого будет так же профинансировано ОАО «Газпром» и завершено до 31.12.2010. 30.01.2009 подписано предварительное Соглашение между ОАО «Сахалинэнерго» и ООО «Новосибирскрегионгаз» (ДЗО ОАО «Газпром») с определением сроков и объемов поставок газа для Сахалинской энергосистемы. 03.03.2009 ОАО «Сахалинэнерго» получено разрешение на использование газа в качестве топлива для Южно-Сахалинской ТЭЦ-1. 11 мая 2009 года принято распоряжение Правительства Российской Федерации № 645-р о получении с 2011 года доходов Российской Федерацией от СРП по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2» в счёт роялти и доли прибыльной продукции, в натуральной форме (газ) в целях организации поставок газа потребителям ДВФО через уполномоченную организацию. Предполагается, что данной организацией будет определено ОАО «Газпром». Минфину России совместно с Минэнерго России поручено в 3-месячный срок разработать порядок расчётов с бюджетной системой Российской Федерации при осуществлении данных мероприятий. Фактически – определить механизм ценообразования на газ, в том числе для Сахалинской энергосистемы. Таким образом, цена (формула цены) должна быть определена Минфином России и Минэнерго России до сентября 2009 года. В 2009 году ОАО «Сахалинэнерго» ведёт согласование условий долгосрочного контракта на поставку газа с ООО «Новосибирскмежрегионгаз» (структура ОАО «Газпром»). Предварительное согласование условий Контракта позволит оперативно заключить контракт на поставку газа сразу после установления Правительством РФ (формулы) цены на газ. С апреля 2009 года ведётся проектирование перевода на газ котлоагрегатов ТЭЦ-1. Проектирование должно быть завершено в конце 2009 года. Прогнозная стоимость перевода на газ котлоагрегатов ТЭЦ-1 составит ~ 1,1 млрд. рублей. Срок реализации проекта – 2009-2014 годы. (3) Ногликская ГЭС В период до 2020 года увеличение мощности Ногликской ГЭС не предусматривается. Однако к 2015 году возникает необходимость реконструкцию станции в связи с отработкой паркового ресурса 3-х турбин из 4-х, установленных на станции, целесообразнее провести реконструкцию с установкой котлов- утилизаторов для теплоснабжения потребителей пгт. Ноглики. Это намного увеличит КПД электростанции и позволит оптимизировать схему теплоснабжения пгт. Ноглики, путем вывода из эксплуатации 11 отопительных котельных, что позволит существенно снизить тарифы на тепло-электроэнергию. (4) Охинская ТЭЦ На Охинской ТЭЦ предусмотрен демонтаж отработавшего срок эксплуатации оборудования: в 2007 году турбины «Ланг» - 3 МВт, в 2008 году – ПТ-25 и в 2012 году двух газовых турбин единичной мощностью 2,5 МВт. С 2013 года по 2020 год установленная мощность Охинской ТЭЦ составит 74 МВт, ее будет достаточно для обеспечения прогнозируемой электрической нагрузки района – 34-48 МВт. (5) Блок-станции С 2010 года выводится из эксплуатации блок-станция в Долинском районе – ТЭЦ ООО «Долинские тепловые системы», вырабатывающая электроэнергию для собственных нужд и частично обеспечивающая потребности рабочего поселка. Рисунок 2.2.1. Расположение основных энергетических объектов Сахалинской области в 2020 году (НЕ ПРИВОДИТСЯ) 2.3. Строительство новых электростанций (1) Сахалинская ГРЭС-2 Наиболее предпочтительным, с точки зрения достаточности запасов топлива на весь срок эксплуатации и затрат на реализацию проекта, является вариант строительства угольной электростанции в Углегорском районе. Основными целями реализации инвестиционного проекта по строительству Сахалинской ГРЭС-2 мощностью 330 МВт являются: 1. Замещение выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС, а также увеличение общей мощности энергосистемы острова с учетом обеспечения потребностей перспективного развития экономики. 2. Создание запаса мощности и надежности энергетической инфраструктуры для роста промышленности региона, развития производственного сектора. Необходимость строительства Сахалинской ГРЭС-2 неоднократно подтверждалась протоколами совещаний при губернаторе Сахалинской области, ОАО «РАО ЭС Востока», решениями Правления и совета директоров РАО «ЕЭС России», заключениями профильных департаментов РАО, работами проектных институтов. Прогнозная потребность в генерирующей мощности на запланированный максимум нагрузок 2010 – 2020 годы (приложение № 1) демонстрирует дефицит электрической мощности (не обеспечение нормативного для изолированных энергосистем резерва мощности) в Центральном энергорайоне Сахалина без строительства Сахалинской ГРЭС-2. Дополнительно представлены фактические показатели баланса мощности на максимум нагрузок 1990 – 2009 годов (приложение № 2) и ожидаемые ограничения мощности ОАО «Сахалинэнерго» на 2010 год (приложение № 3). Техническая реализуемость проекта строительства Сахалинской ГРЭС-2: 1. Топливообеспечение. Разведанных угольных запасов Солнцевского месторождения хватит для снабжения топливом Сахалинской ГРЭС-2. Предлагается вариант строительства электростанции на борту Солнцевского угольного месторождения, расположенного на западном побережье центральной части о. Сахалин, в Углегорском районе Сахалинской области, в 18 км к югу от районного центра г. Углегорска. В данном случае доставка топлива будет осуществляется со склада на угольном разрезе Солнцевского месторождения с использованием транспортера (2 нитки). 2. Водоснабжение. Источником технического водоснабжения является р. Углегорка с подачей воды до площадки СГРЭС-2 с помощью насосных станций I и II подъема. Применяется оборотная система водоснабжения пресной водой с башенными градирнями. 3. Схема выдачи мощности. Для подключения ГРЭС-2 к энергосистеме Сахалинской области необходимо: - строительство ВЛ 220 кВ ГРЭС2 - ПС Углегорская; - перевод ВЛ 110 кВ ПС Углегорская - ПС Краснопольская на напряжение 220 кВ; - расширение ПС Углегорская, ПС Краснопольская. Мощность электростанции необходимая для обеспечения нужд района составляет 330 МВт. Возможно расширение до 1320 МВт, для обеспечения нужд металлургического производства. В этом случае ввод мощности первой очереди – 330 МВт в 2017г. С учетом доставки оборудования и коэффициентов удорожания строительно-монтажных работ для условий Сахалинской области удельные капитальные вложения составят 112 тыс. руб./кВт. Суммарные капиталовложения первой очереди – 37 млрд. рублей. Федеральной целевой программой «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» предусмотрено строительство электростанции на основе использования месторождения Солнцевское. Целью проекта является замещение выпадающих мощностей Сахалинской ГРЭС (вывод из эксплуатации к 2017 году), а также увеличение общей мощности энергосистемы острова с учетом обеспечения потребностей перспективного развития экономики. Ввод в эксплуатацию этого объекта позволит создать промышленные площадки для размещения предприятий по переработке как добываемых на территории Сахалинской области, так и импортируемых на территорию Российской Федерации полезных ископаемых (глинозем). Для реализации проекта возможно привлечение средств Инвестиционного фонда Российской Федерации. В рамках соглашения «О содействии в реализации инвестиционного проекта» рассматривается возможность строительства энерго-металлургического объединения (ЭМО) с использованием ресурсной базы Солнцевского месторождения. В рамках реализации проекта предполагается строительство алюминиевого завода мощностью около 380 тыс. т, угольной ТЭС мощностью около 1320 МВт для обеспечения потребности в электроэнергии алюминиевого завода и Сахалинской области в части замещения выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС; угольного предприятия мощностью около 3,5 млн. т в год и морского порта. Также предусматривается строительство целого комплекса объектов транспортной и социальной инфраструктуры: электрических сетей, железной дороги, объектов социального обеспечения. РУСАЛом выполнено Концептуальное технико-экономическое обоснование строительства данного промышленного комплекса. На текущий момент ЗАО «РУСАЛ Глобал Менеджмент» подтверждает интерес к реализации проекта, в связи с его актуальностью и готов вернуться к вопросу реализации проекта, как только появятся первые признаки экономического роста компании. По заявлению компании современная технология и выгодное географическое расположение энерго-металлургического объединения позволят конкурировать с самыми эффективными алюминиевыми производствами мира. Крайне важно приступить к проектированию новой электростанции (Сахалинской ГРЭС-2) в 2009 – 2010 годам, 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 г., сможет быть введена в эксплуатацию не ранее 2017 – 2018 годов, что является предельным и критичным сроком для Сахалинской энергосистемы. Строительство объекта может осуществляться 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 этой связи, основные затраты планируются на 2011 – 2014 годы до ввода первой очереди. Учитывая, что в планируемом графике 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. Для начала реализации необходимо: 1. Срочно начать проведение проектно-изыскательских работ. 2. Определить источник внебюджетных инвестиций по проекту. До настоящего времени не определен внебюджетный источник финансирования данного проекта. Отсутствует стратегический инвестор, заинтересованный в его реализации. В ФЦП «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» предусмотрены средства на строительство Сахалинской ГРЭС-2 в объеме 21,85 млрд. рублей, в том числе из федерального бюджета – 13 млрд. рублей, из внебюджетных источников – 8,74 млрд. рублей. Срок строительства по ФЦП с 2009 по 2013 год. Потребителями СГРЭС-2 останутся население и предприятия Сахалинской области, получающие в настоящее время электрическую энергию от СГРЭС. Рост электропотребления по Сахалинской энергосистеме составит примерно от 0,5% до 2% в год (по консервативному и оптимистичному сценарию соответственно). (2) ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса Мощность электростанции 900-1226 МВт. Ввод мощности возможен после 2016 года. Удельные капитальные вложения в ПГУ оцениваются в 17 тыс. руб./кВт. С учетом доставки оборудования и коэффициентов удорожания строительно-монтажных работ для условий Сахалинской области удельные капитальные вложения в ПГУ составят 26 тыс. руб./кВт. Суммарные капиталовложения – 32 млрд. руб. (3) Автономные энергоисточники в Охинском районе Для электроснабжения береговых комплексов подготовки в Охинском районе предусмотрено сооружение ГТУ суммарной мощностью 120 МВт. Ввод мощности: в 2015 году – 60 МВт, в 2017 году – 60 МВт. С учетом региональных коэффициентов удельные капитальные вложения в ГТУ оцениваются в 25 тыс. руб./кВт. Суммарные капиталовложения – 3 млрд. руб. (4) Новые блок-станции В 2010 году предусмотрен ввод в эксплуатацию газовых мини-ТЭЦ для обеспечения потребности агропромышленных кластеров в объеме 150 МВт в Тымовском, Долинском, Корсаковском и Анивском районах. 2.4. Развитие электрических сетей Развитие электрических сетей в 2008 - 2013 годах связано с повышением надёжности и безопасности электроснабжения потребителей и увеличением мощности электросетевого хозяйства для обеспечения роста электропотребления. Существующая схема электрической сети не отвечает современным требованиям надёжности, так как механические характеристики значительной части ВЛ не соответствуют фактическим гололёдно-ветровым нагрузкам острова. Для повышения надёжности и эффективности функционирования схемы сети требуется реализация мероприятий, предусмотренных в ФЦП «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года». В программе предусмотрены средства на реконструкцию и строительство передающих сетей в Сахалинской области объеме 8,81 млрд. рублей, в том числе из федерального бюджета – 2,5 млрд. рублей, из областного бюджета – 1,55 млрд. рублей и из внебюджетных источников – 4,76 млрд. рублей. С учётом удорожания общий объём затрат на реализацию электросетевых проектов по Программе составит порядка 16 млрд. рублей. Обязательным условием получения федерального финансирования по ФЦП является наличие проектной документации с положительной государственной экспертизой. Необходимо предварительно готовить и, соответственно, заранее финансировать проектные работы по электросетевым объектам. Таким образом, в апреле-мае 2010 года должна быть подготовлена проектная документация, прошедшая гос. экспертизу на ряд электросетевых объектов, финансирование которых предусмотрено из федерального бюджета с 2011 года, в том числе: Три линии, проектирование которых сейчас выполняется силами администрации Сахалинской области, а именно: - строительство ВЛ 220 кВ от станции Тихая (ВЛ 220 кВ ДЗ «Макаров-Ильинск») до подстанции ПС «Ильинская» (разделение двухцепного участка «Заходы на ПС «Ильинская» ДЗ, Д5»); - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Южная» – ПС «Хомутово-2» – ПС «Корсаковская»; - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Промузел» - ПС «Юго–Западная» - ПС «Хомутово-2» и ПС «Хомутово-2». В конце 2009 года будет завершено проектирование и пройдена государственная экспертиза на проекты по данным линиям. С 2010 года в соответствии с ФЦП предполагается проектирование ещё 3-х линий, а именно: - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Петропавловская» - ПС «Невельская»; - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Луговая» - ПС «Петропавловская»; - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Шахтерская» - ПС «Бошняково». В процессе реконструкции воздушных линий планируется частичная замена опор, замена провода, установка датчиков гололеда. В процессе реконструкции подстанций планируется замена изношенных трансформаторов и распределительных устройств, монтаж современной системы измерений и установок плавки гололеда. Реконструкция линий электропередач 220 кВ: Д6, Д5, Д9, Д10, Д12, Д8. Реконструкция линий электропередач 110 кВ: С22 «Холмск-Южная – Невельск», С23 «Невельск – Горнозаводск», С13, С14 «Южно-Сахалинская – Промузел», С12 «Южно-Сахалинская – Южная». Реконструкции подстанций 110 кВ и 220 кВ: «Южно-Сахалинская», «Ильинская», «Холмская», «Углезаводская», «Краснопольская», «Южная», «Корсаковская», «Поронайская», «Промузел», «Луговая», «Углегорская», «Шахтерская», «Невельская», «Александровская». В период 2009 - 2013 годов одновременно с реконструкцией необходимо развитие электрических сетей 110 кВ в г. Южно-Сахалинске и южной части острова, пропускная способность которых практически исчерпана, а возможность подключения новых потребителей к действующим подстанциям 110 и 35 кВ центральной части города ограничена. Учитывая это, необходимо строительство следующих электросетевых объектов: - ВЛ 110 кВ «ВЛ 110 кВ «ПС «Южная» - ПС «Хомутово-2» - ПС «Корсаковская» (42,1 км) для повышения надёжности электроснабжения потребителей южной части энергосистемы (с использованием незавершенного строительства ВЛ на участке «Корсаковская – Мицулёвка»); - ВЛ 110 кВ «Южно-Сахалинская – Южная» (5,5 км), предназначенной для увеличения пропускной способности сети в направлении ПС «Южная» и повышения надёжности электроснабжения потребителей южной части города; - строительство подстанции «Центр-2» в г. Южно-Сахалинске повысит надежность работы энергосистемы, даст возможность подключения новых потребителей. В связи с критическим состоянием Южного энергоузла строительство данной подстанции необходимо завершить в 2009-2010 годах. В комплексе со строительством ВЛ 110 кВ ПС «Промузел» - ПС «Юго-Западная» - ПС «Хомутово-2» будет решена проблема дефицита мощностей в областном центре. Поэтому строительство данной линии электропередач необходимо завершить в кратчайшие сроки; (В редакции Постановления Правительства Сахалинской области от 05.03.2010 г. N 74) - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Промузел» - ПС «Юго–Западная» - ПС «Хомутово-2» и ПС «Хомутово-2» обеспечит второе питание по 110 кВ подстанций «Хомутово-110» и «Юго-Западная-110». С созданием данного «кольца» линий электропередач 110 кВ будут обеспечены надежность, стабильность и качество электроснабжения Областного центра; - строительство ВЛ 220 кВ от станции Тихая (ВЛ 220 кВ ДЗ «Макаров-Ильинск») до подстанции ПС «Ильинская» необходимо для повышения надежности работы энергосистемы; - учитывая ограниченную пропускную способность действующей сети 35-110 кВ и ожидаемый рост нагрузки в юго-западной части г. Южно-Сахалинска необходимо сооружение нового центра питания сети 110 кВ – ПС 110/35/6 кВ «Юго-Западная» (2х16 МВА); - для повышения надежности электроснабжения потребителей г. Южно-Сахалинска в 2009 - 2012 годах планируется строительство кабельных сетей в г. Южно-Сахалинске. Это обусловлено 100% износом большинства (80%) кабельных ЛЭП, осуществляющих питание микрорайонов г. Южно-Сахалинска от узловых подстанций 110/35/6 кВ и 35/6 кВ; - строительство ВЛ 110 кВ ПС «Луговая» - ПС «Петропавловская» - ПС «Невельская» повысит надежность электроснабжения Невельского района путем резервирования ПС «Невельская», обеспечит надежное и качественное электроснабжение потребителей первой и второй категории, располагающихся в Невельском районе; - необходимость строительства ЛЭП от ПС «Шахтерская» до ПС «Бошняково» обусловлена неудовлетворительным состоянием и частыми аварийными отключениями ЛЭП 35 кВ «Шахтерск-Тельновск-Лесогорск-Бошняково», по которой осуществляется электроснабжение пос. Бошняково, Тельновский, Лесогорск. Ввод линии снизит уровень аварийных отключений вследствие погодных явлений; более доступная к эксплуатации трасса прохождения ЛЭП приведет к уменьшению затрат на ее эксплуатацию, сокращению времени на обнаружение места повреждения, локализации аварии и устранения последствий аварийных повреждений; возможность наращивания дополнительной мощности создаст возможность для развития угольной промышленности; - строительство новой подстанции «Бошняково» обусловлено физическим и моральным износом существующей подстанции, необходимостью ее демонтажа в связи с неудовлетворительным состоянием. Строительство новой подстанции повысит надежность электроснабжения западного района, даст возможность развития Бошняковского угольного месторождения. Решение вышеназванных проблем, в случае выполнения мероприятий по строительству Сахалинской ГРЭС-2 в запланированные сроки, возможно следующим путем: строительство ВЛ-220 кВ «ГРЭС-2 (ПС «Шахтерская») - ПС «Бошняковская» - ПС «Смирныховская». Необходимость строительства данной линии обусловлена следующими причинами: - ВЛ 220 кВ (Д-2) «ПС «Краснопольская» - Сахалинская ГРЭС» имеет высокую степень износа, эксплуатация ее из-за труднодоступности требует больших затрат. При ее повреждении надежное и эффективное резервирование генерирующих мощностей Ногликской ГЭС будет затруднено из-за большой протяженности электропередачи по схеме 220 кВ «ГРЭС-2» - ПС «Ильинская» - ПС «Макаровская» - РУ «Сахалинская ГРЭС» – ПС «Смирных» - ПС «Тымовская» - ПС «Ногликская» (даже с учетом строительства ВЛ 220 кВ «ПС «Ильинская» - ст. Тихая»). По протяженности данная схема равноценна резервированию Ногликской ГЭС за счет генерации ТЭЦ-1. При этом предусмотренная программой реконструкция ВЛ 220 кВ (Д-2) «ПС «Краснопольская» - Сахалинская ГРЭС», в составе мероприятий по реконструкции электросетей в сумме 9240 млн. рублей, не потребуется; - кроме того, ввод в работу ВЛ-220 «ГРЭС-2» – ПС «Бошняковская» - ПС «Смирныховская» позволит резервировать центр питания ПС «Смирных», что обеспечит повышение надежности электроснабжения Тымовского, Александровск-Сахалинского, Ногликского, Смирныховского, Поронайского энергоузлов. Будет обеспечено резервирование линий 220 кВ (Д-2) «ПС «Краснопольская» - Сахалинская ГРЭС» и (Д3+Д1) «ПС «Ильинская» - Сахалинская ГРЭС» при их отключении. Прохождение вдоль транспортной магистрали «Шахтерск-Бошняково-Смирных», предусмотренной схемой, обеспечит удобную эксплуатацию данной ЛЭП; - при этом необходимо будет учесть возможное развитие Смирныховской промзоны (планируемое строительство цементного завода с электрической нагрузкой до 30 МВт) и возможность развития производственных мощностей в районе Бошняковской промзоны, в первую очередь угледобычи. При принятии решения о строительстве ВЛ-220 кВ «ГРЭС-2 (ПС «Шахтерская») - ПС «Бошняковская» - ПС «Смирныховская» будет необходимо внесение соответствующих корректировок в программу; - строительство ВЛ 110 кВ от ПС «Тымовская» до ПС «Александровская» необходимо для приведения воздушной ЛЭП в соответствие с требованиями районных климатических условий, изменившихся с момента проектирования существующей линии, а также повышения надежного электроснабжения Александровского района. Строительство запланировано на 2014 - 2020 годы, так же рассматриваются варианты обеспечения автономного энергоснабжения Александровск-Сахалинского района с установкой современной дизельной электростанции (типа «Катерпиллер») или ГТУ на природном газе. Кроме того, для подключения Сахалинской ГРЭС-2 к энергосистеме Сахалинской области необходимо: - строительство ВЛ 220 кВ «Солнцевская ГРЭС – ПС Углегорская»; - перевод ВЛ 110 кВ ПС «Углегорская» – ПС «Краснопольская» на напряжение 220 кВ; - расширение ПС «Углегорская», ПС «Краснопольская». Капитальные вложения в реконструкцию сетей в период 2009 - 2020 годов оцениваются в 9240 млн. руб., в новое строительство – в 7010 млн. руб. Развитие электрических сетей в 2016 - 2020 годах будет связано с обеспечением бесперебойного функционирования энергосистемы и надёжного электроснабжения, оптимизации существующих электросетей для создания мобильной инфраструктуры способной обеспечивать электроснабжение региона и условия для преодоления посткризисного синдрома. В перспективе возможен ввод новых центров питания сети 110 кВ, в качестве которых предварительно приняты ПС 110 кВ «Анива-2» и «Родник». Место размещения и сроки ввода новых центров питания сети 110 кВ требуют уточнения. Помимо развития электрических сетей требуется реконструкция главной схемы электрических соединений Сахалинской ГРЭС в связи с выводом ее из эксплуатации. Присоединение автономных энергоисточников нефтегазовых проектов к электрическим сетям ОАО «Сахалинэнерго» затруднено из-за технического регламента работы сверхкатегорийных объектов, к которым они относятся в соответствии с требованиями ПУЭ. В связи со значительной удаленностью этих объектов от электрических сетей энергосистемы, их подключение также экономически нецелесообразно. Единственный объект, присоединение которого к сетям энергосистемы экономически обосновано – завод СПГ в п. Пригородное. Стоимость работ по присоединению оценивается в 213 млн. руб., выдаваемая мощность – 50 МВт (4,3 тыс. руб./кВт, что в 6 раза меньше удельных капиталовложений в строительство новых газовых мощностей). Присоединение электростанции завода СПГ к энергосистеме позволит снизить напряженность во время проведения намечаемых реконструкций электростанций, а также дополнительно резервировать мощность самого завода. Однако, как отмечалось выше, трудности в технической эксплуатации и диспетчерском управлении ТЭЦ завода СПГ при работе его в общую сеть, ставят под сомнение целесообразность реализации данного проекта. 2.5. Баланс мощности и электроэнергии, потребность в топливе электростанций В среднесрочной перспективе требуется не менее 668 МВт установленной мощности для обеспечения максимума нагрузок ЦЭР – 543 МВт (с учетом нормативного резерва мощности для изолированных энергосистем 23% согласно Методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем). В случае реализации стратегического сценария развития ТЭК доля угольных электростанций составит 40%, доля газовых – 60%. Производство электроэнергии в 2020 году по сравнению с 2005 годом возрастет в 6,2 раза. Перспективные балансы мощности и электроэнергии Центрального энергорайона и Охинского энергоузла Сахалинской энергосистемы с учетом развития приведены в таблицах 2.5.1-2.5.4. Таблица 2.5.1. Баланс электроэнергии Центрального энергорайона, млн. кВт час/год (при умеренном варианте развития) |————————————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————————————————| | Статья баланса | Год | | |———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| | | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |Потребление, всего | 2328 | 2393 | 2401 | 2374 | 2348 | 2380 | 2481 | 15203 | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |Собственные нужды | 318 | 366 | 358 | 353 | 348 | 352 | 240 | 930 | |электростанций | | | | | | | | | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |Потери в электросетях | 704 | 632 | 603 | 570 | 540 | 530 | 400 | 1680 | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |Полезное потребление | 1306 | 1395 | 1440 | 1451 | 1460 | 1498 | 1841 | 12593 | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |Производство, всего | 2328 | 2393 | 2401 | 2374 | 2348 | 2380 | 2481 | 15203 | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |в том числе: | | | | | | | | | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |- Сахалинская ГРЭС* | 892 | 950 | 878 | 797 | 784 | 864 | 371 | | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |- Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 1212 | 1199 | 1273 | 1327 | 1314 | 1246 | 1153 | 1153 | |(существующее оборудование)*| | | | | | | | | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |- 4-й энергоблок на | | | | | | | 657 | 657 | |Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 | | | | | | | | | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |- Ногликская ГЭС** | 197 | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |- Сахалинская ГРЭС-2 (*с | | | | | | | |428/6456* | |учетом расширения) | | | | | | | | | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |- ТЭЦ газоперерабатывающего| | | | | | | | 6637 | |комплекса | | | | | | | | | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| |- Блок-станции и газовые | 27 | 44 | 50 | 50 | 50 | 70 | 100 | 100 | |мини-ТЭЦ | | | | | | | | | |————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| * источник ОАО «Сахалинэнерго» ** источник Ногликская ГЭС Таблица 2.5.2. Баланс электроэнергии Охинского энергоузла, млн. кВт(час/год |——————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————————————————————| | Статья баланса | Год | |——————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————————————————————| |——————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|—————————|—————————| | | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 | |——————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|—————————|—————————| |——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————| |Потребление, всего | 240 | 243 | 250 | 255 | 249 | 248 | 550 | 858 | |——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————| |Собственные нужды | 37 | 36 | 38 | 38 | 38 | 38 | 53 | 70 | |электростанций | | | | | | | | | |——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————| |Потери в электросетях | 24 | 24 | 25 | 26 | 25 | 26 | 33 | 52 | |——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————| |Полезное потребление | 179 | 183 | 187 | 191 | 186 | 184 | 464 | 736 | |——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————| |Производство, всего | 240 | 243 | 250 | 255 | 249 | 248 | 550 | 858 | |——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————| |- Охинская ТЭЦ | 240 | 243 | 250 | 255 | 249 | 248 | 241 | 241 | |——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————| |- Новые энергоисточники | | | | | | | 309 | 617 | |——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————| Таблица 2.5.3. Баланс мощности Центрального энергорайона Сахалинской области, без учета ТЭЦ, газоперерабатывающего комплекса и блок-станций |——————————————————————————————————————————————|——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————| | Статья баланса | Год | | |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| | | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| | ПОТРЕБНОСТЬ | 2328 | 2393 | 2401 | 2374 | 2348 | 2380 | 2481 | 2458 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |Производство электроэнергии, млн. кВт(час | | | | | | | | | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |Максимум нагрузки, МВт | 414 | 421 | 419 | 433 | 406 | 408 | 418 | 428 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |Число часов использования максимума нагрузки, | 5557 | 5600 | 5669 | 5434 | 5711 | 5710 | 5743 | 5742 | |часов | | | | | | | | | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |Резерв мощности, МВт | 104 | 105 | 105 | 108 | 102 | 102 | 105 | 107 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |То же в % к максимуму | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |Итого потребность, МВт | 518 | 526 | 524 | 541 | 508 | 510 | 523 | 535 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| | ОБЕСПЕЧЕНИЕ | | | | | | | | | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |Установленная мощность, МВт, всего | 573 | 573 | 573 | 573 | 573 | 573 | 712 | 742 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| | - Сахалинская ГРЭС | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| | - Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (уголь) | 225 | 225 | 225 | 225 | 225 | 225 | | | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| | - Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (газ) | | | | | | | 364 | 364 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| | - Ногликская ГЭС | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| | - Сахалинская ГРЭС-2 | | | | | | | | 330* | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |Используемая в балансе мощность, МВт | 511 | 483 | 500 | 517 | 516 | 516 | 532 | 547 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |Дефицит (-), избыток (+), МВт | -7 | -43 | -24 | -24 | 9 | 6 | 10 | 12 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |Фактический резерв мощности, МВт | 97 | 62 | 81 | 84 | 110 | 108 | 114 | 119 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| |То же в % к максимуму | 23 | 15 | 19 | 19 | 27 | 26 | 27 | 28 | |——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————| * без учета возможного расширения Источник ОАО «Сахалинэнерго» Таблица 2.5.4. Баланс мощности Охинского энергоузла Сахалинской области, без учета новых энергоисточников |----------------------------------------------|-----------------------------------------------------------------| | Статья баланса | Год | | |-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| | | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| | ПОТРЕБНОСТЬ | | | | | | | | | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |Производство электроэнергии, млн. кВт(час | 240 | 243 | 250 | 255 | 249 | 248 | 241 | 241 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |Максимум нагрузки, МВт | 35,5 | 37,5 | 37,5 | 39 | 39 | 39 | 37 | 37 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |Число часов использования максимума нагрузки, | 6752 | 6475 | 6608 | 6528 | 6385 | 6359 | 6514 | 6514 | |часов | | | | | | | | | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |Резерв мощности, МВт | 25 | 25 | 25 | 25 | 23 | 23 | 23 | 23 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |То же в % к максимуму | 70,4 | 66,7 | 66,7 | 64,1 | 59 | 59 | 62,2 | 62,2 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |Итого потребность, МВт | 61 | 62,5 | 62,5 | 64 | 62 | 62 | 60 | 60 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| | ОБЕСПЕЧЕНИЕ | | | | | | | | | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |Установленная мощность, МВт, всего | 102 | 100,5 | 99 | 99 | 99 | 99 | 99 | 74 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |в том числе: | | | | | | | | | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| | - Охинская ТЭЦ | 102 | 100,5 | 99 | 99 | 99 | 99 | 99 | 74 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |Используемая в балансе мощность, МВт | 102 | 100,5 | 99 | 99 | 74 | 74 | 74 | 74 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |Дефицит (-), избыток (+), МВт | 41,5 | 38 | 36,5 | 35 | 12 | 12 | 14 | 14 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |Фактический резерв мощности, МВт | 67 | 63 | 61,5 | 60 | 35 | 35 | 37 | 37 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| |То же в % к максимуму | 187,3 | 168 | 164 |153,85 | 89,74 | 89,74 | 100 | 100 | |----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| Потребность в топливе электростанций Сахалинской области до 2010 года практически не изменится, а к 2015 году возрастет и составит 1,4 млн. т у. т., в 2020 году – 4,9 млн. т у. т. в случае реализации стратегического сценария развития ТЭК (таблица 2.5.5). Доля угля в топливном балансе электростанций Сахалинской области снизится с 80% в настоящее время до 40% к 2020 году, доля газа возрастет с 20% до 60% (таблицы 2.5.6, 2.5.7). Таблица 2.5.5. Потребность в топливе действующих и перспективных электростанций Сахалинской области, тыс. т у. т./год |————————————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————————————| | Электростанция | Год | | |————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————| | | 2005 | 2006 | 2007| 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 | |————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————| |Сахалинская ГРЭС | 447 | 479 | 440 | 400 | 399 | 438 | 196 | | |————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————| |Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 624 | 621 | 651 | 670 | 665 | 642 | 876,4 | 876,4 | |————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————| |Ногликская ГТС | 93 | 98 | 95 | 95 | 95 | 95 | 95 | 95 | |————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————| |Сахалинская ГРЭС-2 | | | | | | | | 184/1821* | |————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————| | ТЭЦ | | | | | | | | 1800 | |нефтегазоперерабатывающего | | | | | | | | | |комплекса | | | | | | | | | |————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————| |Охинская ТЭЦ | 166 | 162 | 165 | 162 | 158 | 157 | 157 | 160 | |————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————| |Новые энергоисточники в | | | | | | | 82 | 164 | |Охинском энергоузле | | | | | | | | | |————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————| |Всего | 1330 | 1360 | 1351 | 1327 | 1317 | 1332 |1406,4 |3279,4\4916| | | | | | | | | | ,4 | |————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————| *с учетом расширения Таблица 2.5.6. Потребность в угле действующих и перспективных электростанций Сахалинской области, тыс. т/год |——————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————————————| | Электростанция | Год | |——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————| | | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 | |——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————| |Сахалинская ГРЭС | 289 | 902 | 845 | 775 | 760 | 834 | 373 | | |——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————| |Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 994 | 1010 | 1045 | 1069 | 1090 | 1052 | | | |——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————| |Сахалинская ГРЭС-2 | | | | | | | |293/2956* | |——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————| |Всего | 1283 | 1912 | 1890 | 1844 | 1850 | 1886 | 373 | 293/2956 | |——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————| *с учетом расширения Таблица 2.5.7. Потребность в природном газе действующих и перспективных электростанций Сахалинской области, млн. куб. м/год |——————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————————————| | Электростанция | Годы | |——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| | | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 | |——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | | | | | | | 700,3 | 700,3 | |——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |Ногликская ГЭС | 83 | 87 | 84 | 84 | 84 | 84 | 84 | 84 | |——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |ТЭЦ газоперерабатывающего | | | | | | | | 1697 | |комплекса | | | | | | | | | |——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |Охинская ТЭЦ | 147 | 143 | 146 | 144 | 140 | 139 | 142 | 149 | |——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |Новые энергоисточники в Охинском | | | | | | | 73 | 145 | |энергоузле | | | | | | | | | |——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| |Всего | 229 | 230 | 230 | 227 | 223 | 223 | 999,3 |2775,3 | |——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| 3. СИСТЕМА ПРОГРАММНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ 3.1. Хозяйственно-технические мероприятия 1. Разработка Программы повышения эффективности использования топлива (энергии) в электроэнергетике (2010 год). 2. Модернизация Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2008 – 2020 годы). 3. Техническое перевооружение и реконструкция Охинской ТЭЦ (2007 – 2011 годы). 4. Приведение механических характеристик ВЛ в соответствие с фактическими расчётно-климатическими условиями (замена провода и установка дополнительных опор) (ежегодно). 5. Увеличение трансформаторной мощности существующих подстанций (установка вторых трансформаторов, элегазовых выключателей вместо отделителей и короткозамыкателей, замена трансформаторов, отслуживших нормативный срок службы) (ежегодно). 6. Создание современной, надёжной схемы плавки гололёда и средств контроля за гололёдными нагрузками с передачей информации на диспетчерский пункт энергосистемы с использованием спутниковой связи (2009 – 2015 годы). 7. Внедрение АСКУЭ БП с целью снижения коммерческих потерь электроэнергии (2007 – 2010 годы). 8. Продление паркового ресурса турбин ПТ-60 и Т-55 Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2010–2011 годы). 9. Расширение золоотвалов Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2010 год). Полный перечень мероприятий приведен в приложении № 1. 3.2. Научно-проектные мероприятия 1. Проектно-изыскательские работы по строительству 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2008-2009 годы). 2. Разработка мероприятий по выводу из эксплуатации Сахалинской ГРЭС (2010-2011 годы). 3. Разработка проектной документации на строительство Сахалинской ГРЭС-2 (2010-2011 годы). 4. Разработка ходатайства о намерениях по строительству газоперерабатывающего комплекса (2011 год). 5. Окончание разработки рабочей документации техперевооружения и реконструкции Охинской ТЭЦ (2009 год). 6. Разработка схемы выдачи мощности расширяемой Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса и Сахалинской ГРЭС-2 (2009 – 2012 годы). 7. Разработка проектной документации по реконструкции линий электропередачи и трансформаторных подстанций (ежегодно). 8. Разработка проектной документации по строительству новых линий электропередачи и трансформаторных подстанций (ежегодно). 3.3. Финансово-экономические мероприятия 1. Обязательное обеспечение обязательств по финансированию мероприятий федеральной целевой программы «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года». 2. Оценка требуемых объемов финансирования с учетом индексов-дефляторов, то есть в ценах соответствующих лет. 3. Ежегодное рассмотрение при планировании бюджета предложений по финансированию инвестиционных проектов программы сверх запланированных объемов по внепрограммной части в соответствии с фактической потребностью в средствах, для ликвидации дефицита финансирования. 4. Обеспечение финансирования мероприятий за счет внебюджетных источников. 5. Работа с зарубежными и российскими инвестиционными компаниями по участию в инвестиционных проектах. 6. Снижение сверхнормативных потерь до уровня нормативных. 7. Снижение непроизводительных расходов и издержек предприятия. 8. Принятие сбалансированных тарифных решений с учетом необходимости увеличения инвестиционной программы регулируемых организаций на финансирование объектов реконструкции в энергетике (включая проектирование), в рамках действующего законодательства, за счет тарифной составляющей. 9. Обязательное выполнение инвестиционной программы энергокомпаниями. 10. Проведение торгов по выбору исполнителей проекта в соответствии с 94-ФЗ. 11. Активизировать и систематизировать работу по увеличению присоединения мощности новых потребителей. 12. Работа с Правительством Российской Федерации по вопросам ликвидации дефицита финансирования по федеральной целевой программе «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года», увеличения объемов финансирования по программе, продления сроков выполнения мероприятий, снижения объемов внебюджетных источников и увеличения объемов финансировании из федерального бюджета. 13. Проработка вопросов в Правительстве Российской Федерации по получению финансовой поддержки (целевых дотаций, субсидий) из федерального бюджета на поддержание энергосистемы и выравнивания тарифа. 14. Разработка и реализация энеросберегающих мероприятий. 4. РЕСУРСНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОГРАММЫ Потребность в топливе электростанций рассмотрена в разделе 2.5 настоящей Программы. Основой для оценки потребности в средствах на реализацию мероприятий программы на период до 2013 года явилась федеральная целевая программа «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» (далее - ФЦП). Однако, в связи с отраженной в ФЦП потребностью в средствах в ценах 2006 года (то есть периода формирования программы) и оценочной стоимостью без наличия проектов, запланированные объемы финансирования не соответствуют фактической стоимости объектов, и будут пересчитываться в цены соответствующих лет при планировании бюджета и инвестиционной программы энергокомпаний на каждый предстоящий год. Оценка стоимости мероприятий по имеющимся проектным и предпроектным проработкам принята в соответствии со сводно-сметными расчетами и данными проекта: реконструкция Охинской ТЭЦ, строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, строительство подстанции «Центр-2», линии электропередач 110 кВ «Южно-Сахалинская-Южная», строительство кабельных сетей в г. Южно-Сахалинске (2009 год). Стоимость объектов, не имеющих проектной оценки в связи с отсутствием готовых проектов, определена по аналогам, включает в себя стоимость проектирования и будет уточняться в дальнейшем при ежегодном планировании. При этом базовая стоимость реализации проектов по аналогам определена проектным институтом ОАО «Дальэнергосетьпроект» (г. Владивосток). Краткосрочный период программы до 2010 года определен финансированием из бюджетных источников в заданных параметрах выполненных и выполняемых проектов и в соответствии с решениями постановлений Сахалинской областной Думы от 02.07.2009 № 2/12/376-5 и администрации Сахалинской области от 07.07.2009 № 469-ра о создании ОАО «Сахалинская энергетическая компания», а также инвестиционными программами ОАО «Сахалинэнерго», ОАО «Охинская ТЭЦ». В период после окончания действия срока ФЦП определена только потребность в финансировании мероприятий по модернизации объектов энергосистемы, которую предполагается обеспечивать за счет внебюджетных источников. В связи невозможностью передачи средств ОАО «Сахалинэнерго» путем проведения дополнительной эмиссии из-за блокирования ее миноритарными акционерами, объекты реконструкции (включая проектирование), необходимо выполнять в рамках инвестиционной программы компании, в том числе за счет тарифной составляющей. В связи со сложностью привлечения внешних инвесторов для реализации мероприятий программы внебюджетные источники, предусмотренные в программе, предполагают средства ОАО «Сахалинэнерго», ОАО «НК-Роснефть», ОАО «РАО ЭС Востока». Для возможности своевременного обеспечения внебюджетного источника со стороны ОАО «Сахалинэнерго» в запланированном объеме, необходимо ежегодно рассматривать дополнительные меры по их обеспечению при формировании тарифа и/или тарифных надбавок. В связи с высокой социальной значимостью отдельных мероприятий программы, опережающим финансированием из бюджета Сахалинской области в 2009 году выделены средства на «Строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1». В соответствии с постановлением Сахалинской областной Думы от 02.07.2009 № 2/12/376-5 и распоряжением администрации Сахалинской области от 07.07.2009 № 469-ра о создании ОАО «Сахалинская энергетическая компания», в дальнейшем до конца 2009 года необходимо увеличить объем финансирования строительства из областного бюджета для размещения заказа на оборудование долговременного срока изготовления и начала подготовительного цикла строительства: В ОАИП на 2009 год уже предусмотрено 1 112 672 000 руб., из них 262 672 000 руб. на окончание проектных работ, и 850 000 000 руб. взнос в уставной капитал ОАО «Сахалинская энергетическая компания», что превышает сумму финансирования из областного бюджета, указанную в ФЦП. Вышеуказанными нормативными актами принято решение о создании компании ОАО «Сахалинская энергетическая компания» для получения бюджетных инвестиций из областного и федерального бюджета на строительство объекта и выполнения функций дирекции (заказчика-застройщика) по объекту. В связи с принятыми в ФЦП условиями о финансировании объектов в виде акционерной собственности в рамках действующего законодательства возможна передача бюджетных инвестиций акционерным обществам в виде вкладов в уставный капитал. Поэтому до конца 2013 года финансирование из областного бюджета будет осуществляться на взнос в уставный капитал ОАО «Сахалинская энергетическая компания». В соответствии с вышеуказанным постановлением Сахалинской областной Думы и распоряжением администрации Сахалинской области Сахалинская область планирует внесение в уставной капитал компании 2 650 000 000 руб. из областного бюджета. Внебюджетный источник по реализации объекта «Строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1» - ОАО «РАО ЭС Востока. Согласно решению Совета Директоров компании в уставной капитал ОАО «Сахалинская энергетическая компания» будет внесено 1 000 000 000 руб., из них: в 2009 году - 300 000 000 руб., в 2010 году – 300 000 000 руб., в 2011 году – 400 000 000 руб. В соответствии с проектом стоимость строительства 4-го энергоблока составляет 7,949 млрд. рублей в ценах 2009 года. Недостаток внебюджетного финансирования по объекту в дальнейшем планируется обеспечивать из средств областного бюджета за счет выделения средств сверх предусмотренных ФЦП объемов в соответствии с фактической потребностью. В связи неудовлетворительным состоянием основных фондов энергетики программа носит социальный характер и является мерой по предупреждению возникновения чрезвычайных ситуаций. Однако после выполнения мероприятий программы становиться возможным содержание энергооборудования за счет средств амортизационных отчислений. Прогнозируемые количественные показатели реализации программы приведены в приложении № 1 к настоящей Программе. Потребность в капитальных вложениях в развитие электроэнергетики до 2020 года оценивается в 116,56 млрд. руб. (в текущих ценах). Источниками финансирования Программы являются: -средства областного бюджета, которые предусматриваются законами Сахалинской области об областном бюджете Сахалинской области на соответствующий финансовый год; -средства федеральных и местных бюджетов; -средства из внебюджетных источников (личные средства граждан, собственные и привлеченные средства предприятий, частные инвестиции, кредитные ресурсы). Ежегодное финансирование мероприятий Программы за счет областного бюджета осуществляется в пределах средств, предусматриваемых законом Сахалинской области об областном бюджете Сахалинской области на соответствующий финансовый год, и может корректироваться. Объемы указанных средств по всем источникам подлежат ежегодному уточнению. Основные источники финансирования и объемы затрат на реализацию Программы представлены в приложении № 1 к настоящей Программе. Таблица 4.1.1. Перечень инвестиционных проектов в электроэнергетике Сахалинской области |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| | Энергетический объект |Капитальные вложения, | Срок |Ввод мощности, объем| | | млн. руб. | реализации | работ | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |1. Реконструкция и техническое перевооружение ОАО| 1812 | 2007 - 2011 | | |"Охинская ТЭЦ" | | | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |2. Расширение (Строительство 4 –го энергоблока на| 9034 | 2008 - 2014 |365 МВт, 499 Гкал/ч | |Южно-Сахалинской ТЭЦ-1), перевод на газ| | | | |Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 | | | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |В том числе Строительство 4 –го энергоблока на| 7949 | 2008 - 2014 |139,8 МВт, 90 Гкал/ч| |Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (без учета стоимости ПСД) | | | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |3. Строительство Сахалинской ГРЭС-2 мощностью 330| 57960 | 2009 - 2017 | 1320- МВт | |МВт с возможностью расширения до 1320 МВт | | | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |В том числе Строительство Сахалинской ГРЭС-2| 21850 | 2009 - 2013 | 330- МВт | |мощностью 330 МВт | | | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |4. Строительство ТЭЦ нефтегазоперерабаты-вающего| 31670 | 2016 - 2020 | 900-1226 МВт, 165 | |комплекса мощностью 900-1226 МВт | | | Гкал/ч | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |5. Реконструкция НГЭС | 45 | 2016 - 2018 | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |6. Строительство и реконструкция передающих| 16249,9 | 2008 - 2020 | | |электросетей Сахалинской области | | | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |6.1. Реконструкция ВЛ и ПС | 9239,96 | 2009 - 2013 | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |6.2. Новое строительство ВЛ | 6045,34 | | | | | 5375,94 | 2008 - 2013 | | | | 669,4 | 2014 - 2020 | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |6.3. Строительство кабельных сетей г.| 464,2 | 2009 - 2012 | 82,9 км | |Южно-Сахалинска | | | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |6.4. Новое строительство ПС | 500,4 | 2008 - 2012 | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| |7. Внедрение системы АСКУЭ | 180 | 2008 - 2010 | | |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| Таблица 4.1.2. Потребность в капитальных вложениях в развитие электроэнергетики Сахалинской области, млн. руб. |—————————————————————————————|——————————————————————————————————————————————————————————————| | Энергетический объект | Год, период | | |—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| | | 2009 | 2010 | 2009 - | 2011 - | 2014 - | 2007 - | | | | | 2010 | 2013 | 2020 | 2020 | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |1. Реконструкция и| 621,166 | 405 | 1026,166 | 400,774 | | 1426,94 | |техническое перевооружение| | | | | | | |ОАО "Охинская ТЭЦ" (в том| | | | | | | |числе 2007 год – 139,1) | | | | | | | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |2. Расширение (Строительство| 2178 | 2120 | 4298 | 3277 | 1459 | 9034 | |4–го энергоблока на| | | | | | | |Южно-Сахалинской ТЭЦ-1),| | | | | | | |перевод на Южно-Сахалинской| | | | | | | |ТЭЦ-1 | | | | | | | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |Кроме того, Строительство| 262,672 | | 262,672 | | | 262,672 | |4–го энергоблока на| | | | | | | |Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (ПСД) | | | | | | | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |3. Строительство Сахалинской| 80 | 1000 | 1080 | 20770 | 36110 | 57960 | |ГРЭС-2 мощностью 330 МВт с| | | | | | | |возможностью расширения до| | | | | | | |1320 МВт | | | | | | | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |4. Строительство ТЭЦ| | | | | 31670 | 31670 | |нефтегазоперерабатывающего | | | | | | | |комплекса мощностью 900 МВт | | | | | | | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |5. Реконструкция НГЭС | | | | | 45 | 45 | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |6. Реконструкция и| 575,6 | 1098 | 1673,6 | 7440,4 | 6934,8 | 16048,8 | |строительство передающих| | | | | | | |электросетей Сахалинской| | | | | | | |области, в том числе: | | | | | | | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |6.1. Реконструкция ВЛ и ПС | 350 |86,66 | 436,66 | 2537,9 | 6265,4 | 9239,96 | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |6.2. Новое строительство ВЛ | 98,5 |690,74| 789,24 | 4469,6 | 669,4 | 5928,24 | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |6.3. Строительство кабельных| 116,1 | 42,6 | 158,7 | 305,5 | | 464,2 | |сетей г. Южно-Сахалинска | | | | | | | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |6.4. Новое строительство ПС | 11 | 278 | 289 | 127,4 | | 416,4 | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |7. Внедрение системы АСКУЭ | 60 | 60 | 120 | | | 120 | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| |Всего |3167,438 | 4683 | 7850,438 | 31888,174 | 76828,8 |116567,412 | |—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| Большая часть капитальных вложений (80,5%) должна финансироваться за счет средств частных инвесторов. Доля федерального бюджета составит 15,64%, регионального и местных – 3,86% (таблица 4.1.3). Необходимо принять решение о включении в тариф ОАО «Сахалинэнерго» средств на проектирование и реализацию проектов по реконструкции сетей и подстанций, так как проекты по реконструкции собственных сетевых объектов ОАО «Сахалинэнерго» не могут выполняться ОАО «Сахалинская энергетическая компания», либо иным ОАО. В силу отсутствия возможности проведения эмиссии дополнительных акций ОАО «Сахалинэнерго», единственным источником по реконструкции сетей остается тариф. Таблица 4.1.3. Потребность в инвестициях на реализацию программы, млн. руб. |———————————————————————————————————|——————————————————————————————————————|——————————————| | Источник | Период | Всего | | | | 2008 - 2020 | | |————————————|————————————|————————————|——————————————| | | 2009-2010 | 2011 - 2013| 2014 - 2020| | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| |Всего | 7850,438 | 31888,174 | 76037,8 | 116567 | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| |Источники финансирования в| | | | | |соответствии с ФЦП | | | | | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| |Федеральный бюджет | 900 | 17330 | 0 | 18230 | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| |Региональный и местный бюджет | 500 | 1320 | | 1820 | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| |Внебюджетные инвестиции | 3500 | 12180 | 0 | 15680 | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| |Всего, в соответствии с ФЦП | | | | 35730 | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| |Дополнительно профинансировано: | | | | | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| |региональный и местный бюджеты 2009| 1098 | | | 1098 | |года; | | | | | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| |внебюджетные инвестиции 2009 года | 709 | | | 709 | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| |Дефицит средств на мероприятия| | | | 79030 | |программы | | | | | |———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| К 2020 году при прогнозируемом увеличении выработки электроэнергии с 2,8 млрд. кВт час в 2006 году до 16 млрд. кВт час прирост штата промышленно-производственного персонала в электроэнергетике составит 1909 человек. Потребность в средствах для обеспечения работы Сахалинской энергосистемы в границах ответственности ОАО «Сахалинэнерго» Таблица 4.2.1. Потребность в средствах филиала Распределительные сети ОАО «Сахалинэнерго» на период 2010 – 2013 годов |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | | | Всего | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | |1 | 2 | 3 | 6 | 9 | 12 | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | |Филиал "Распределительные электрические| 597,7 | 98,6 | 162,2 | 157,1 | 179,8 | | |сети", всего | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| |Подстанции 35-220 кВ | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 1. |ПС "Ильинская": реконструкция ОРУ-220| 11,1 | 11,1 | | | | | |кВ, замена разъединителей | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 2. |ПС "Холмская" реконструкция ОРУ-220,| 7,0 | 7,0 | | | | | |замена металлических порталов | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 3. |ПС «Костромская» (замена прогнивших| 9,1 | 9,1 | | | | | |КРУН-10) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 4. |Замена КРУН-10 на ПС| 33,5 | 13,5 | 20,0 | | | | |"Ново-Александровская" (акт № 12 от| | | | | | | |28.02.2008) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 5. |Замена ВМ Т1, Т2-35 на элегазовые ПС| 1,3 | 1,3 | | | | | |"Ново-Александровская" (акт № 160 от| | | | | | | |28.12.2006) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 6. |Реконструкция ПС "Поронайская", ПС| 2,0 | 2,0 | | | | | |"Долинская" с заменой аккумуляторных| | | | | | | |батарей на ВУ | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 7. |Дополнительные мероприятия для| 17,0 | 17,0 | | | | | |поддержания работоспособного состояния| | | | | | | |кабельных линий (монтаж устройств| | | | | | | |компенсации емкостных токов на ПС| | | | | | | |"Центр" (1 шт.), ПС "Южная" (4 шт.),| | | | | | | |монтаж реакторов ПС "Южная", ПС "Центр")| | | | | | | | | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 8. |Замена опорно-стержневой изоляции (ПС| 16,2 | 5,1 | 1,1 | 1,1 | 9,0 | | |«Томаринская», ПС «Ильинская», ПС| | | | | | | |«Макаровская», ПС «Холмская», ПС| | | | | | | |«Южно-Сахалинская», ПС «Краснопольская» | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 9. |Установка источников реактивной мощности| 18,6 | | 5,3 | 5,3 | 8,0 | | |(ПС "Поронайская" 2,5 МВАр, ПС| | | | | | | |"Промузел" 3 МВАр, ПС "Холмская" 2| | | | | | | |МВАр, ПС "Невельская" 2,5 МВАр, ПС| | | | | | | |"Хомутово" 2 МВАр) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 10. |Замена аккумуляторной батареи на ПС| 4,7 | 4,5 | 0,2 | | | | |«Холмская (Аккумуляторная батарея Vb| | | | | | | |VARTA) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 11. |Обеспечения ремонтного режима с| 1,7 | | 1,7 | | | | |выделением Т2-10-110 на ПС| | | | | | | |"Холмск-Южная" в режим 35-110 при выводе| | | | | | | |в ремонт ВЛ-С21. Приказ № 15-ДСП п. 4 | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 12. |ПС "Макаровская": реконструкция| 15,0 | | 15,0 | | | | |ОРУ-220, замена разъединителей | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 13. |Замена конденсаторов связи на ПС 110-220| 19,0 | | | 19,0 | | | |кВ | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 14. |Телемеханизация ПС-35кв Холмского района| 3,0 | | | 3,0 | | | |(ПС-35кВ – 4 шт.) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 15. |Монтаж ОПН -10 кВ в ячейке ТН-10 ПС 220| 5,0 | | | 5,0 | | | |кВ "Макаровская" в количестве 3 шт. (акт| | | | | | | |ТН № 6 от 25.04.2007) (ВБСР) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 16. |ПС "Холмск-Южная": реконструкция| 20,5 | | | | 20,5 | | |ОРУ-110, замена металлических порталов | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 19. |ПС «Горнозаводская» ЗРУ-10кВ: замена| 0,7 | | | 0,7 | | | |масляных выключателей типа ВМП-10 П на| | | | | | | |вакуумные | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 20. |ПИР установки дуговой защиты ПС| 2,5 | | | | 2,5 | | |"Поронайская" | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | |Воздушные линии 35-220 кВ | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 21. |Мероприятия по грозозащите (замена| 12,8 | | 4,3 | 4,3 | 4,3 | | |грозотросса на Д1-ГРЭС, поставка ОПН-220| | | | | | | |кВ (6 комплектов), поставка ОПН-110 кВ| | | | | | | |(8 комплектов), поставка ОПН-35 кВ| | | | | | | |(32комплектов)) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 22. |Реконструкция Д6 "Красногорск-Ильинск" с| 165,5 | 14,0 | 50,5 | 50,5 | 50,5 | | |заменой опор | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 23. |Реконструкция ВЛ-35 кВ Т459, Т461| 27,0 | | 9,0 | 9,0 | 9,0 | | |"Тельновск-Шахтерск-Бошняково" с заменой| | | | | | | |опор | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 24. |Реконструкция ВЛ-220 кВ Д1| 9,0 | | | 9,0 | | | |"СГРЭС-Макаров" (замена опор № 34, 35) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 25. |Реконструкция ВЛ 220 кВ Д3 (Ильинская -| 3,5 | | | 3,5 | | | |Макаров) укрепление опор № 257,258 | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 26. |ВЛ 220 кВ Д2 "ГРЭС - Краснополье" замена| 6,0 | | | | 6,0 | | |подножников оп. 16, оп. 109 | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 27. |Реконструкция Т-120 35 кВ от ПС| 15,0 | | | | 15,0 | | |"Анивская" (1,4 км). Замена деревянных| | | | | | | |опор на металлические | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 28. |Реконструкция ВЛ-35 кВ Т-308| 4,1 | | | | 4,1 | | |"Восток-Новое" (монтаж опоры) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 29. |Реконструкция ВЛ-Т134 с заменой провода,| 3,8 | | | | 3,8 | | |изоляции, частично опор | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | |ТП, КТП 0,4-10 кВ | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 30. |Монтаж КТП 160 кВа и отпайки ВЛ-10 ул.| 2,1 | | | 2,1 | | | |Ушакова - пер. Северный | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 31. |Приобретение трансформатора ТМ-160/10| 0,3 | | 0,3 | | | | |Приказ № 15-ДСП п. 1.1.17 | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 32. |Реконструкция КТП-2017 | 0,4 | | 0,4 | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 33. |Реконструкция КТП-2348 п. Троицкое| 0,3 | | 0,3 | | | | |(ТМ-160 кВА на ТМ-250 кВА) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 34. |ТСР: (КТП 424, КТП 425, КТП1014 - замена| 0,4 | | 0,4 | | | | |корпуса) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 35. |Замена силовых трансформаторов на| 2,0 | | | 2,0 | | | |меньшую мощность (9 шт.) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | |ВЛ 0,4 -10 кВ | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 36. |Реконструкция ВЛ-10кВ 10Л-Пр-10 | 12,8 | | 12,8 | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | |Реконструкция ВЛ-10 кВ 23-Зз-10 | 10,0 | 10,0 | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 37. | Реконструкция ВЛ: замена провода АС на| 123,0 | | 41,0 | 41,0 | 41,0 | | |СИП (КСР, ЮССР, ДСР, ЮЗБСР, ЦБСР) | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 38. |Строительство ВЛ-10 кВ п. Рыбацкое и| 1,5 | | | 1,5 | | | |КТП-160 кВА | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 39. | Восстановление Кабельных ЛЭП подрядом | 10,1 | 4,0 | | | 6,1 | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 40. |Реконструкция производственного здания| 0,2 | | | 0,2 | | | |АСР | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 41. |Реконструкция ТП с заменой| | 2,7 | | | | | |трансформаторов, монтажом и заменой| | | | | | | |коммутационной аппаратуры ОПН | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 42. |Реконструкция ВЛ 0,4-10 кВ с заменой и| | 16,3 | | | | | |монтажом провода и опор | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 43. |Строительство КЛ и ВЛ 0.4-10 кВ | | 8,4 | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 44. |Строительство отпаечных ЛЭП и монтаж ТП | | 54,8 | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 45. |Реконструкция подстанций | | 148,0 | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 46. |Строительство ПС "Юго-Западная" | | 56,0 | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 47. |Строительство ПС "Петрова" | | 53,5 | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 48. |Проектно-изыскательские работы | | 76,6 | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 49. |Строительство ЛЭП 0,4-10 кВ для создания| | | 46,0| 46,0| | | |технологической возможности при| | | | | | | |подключении новых потребителей | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 50.|Строительство ТП 0,4-10 кВ для создания| | | 25,0| 25,0| | | |технологической возможности при| | | | | | | |подключении новых потребителей | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | 51.|Замена коммутационных аппаратов 6-10 кВ| | | 29,0| 29,0| | | |для создания технологической возможности| | | | | | | |при подключении новых потребителей | | | | | | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| | |Всего | | 416,4| 100,0| 100,0| | |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| Таблица 4.2.2. Потребность в средствах ОП «Южно-Сахалинская ТЭЦ-1» ОАО «Сахалинэнерго» на период 2010 – 2013 годов |—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————--| | 2010 год | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | | Мероприятия | Потребность в | | | | средствах | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 1. |Модернизация т/г ст. № 2 Т-50/60-130 | 40,0 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 2. |Реконструкция кровли главного корпуса ТЭЦ-1(замена на негорючие | 12,0 | | |материалы) | | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 3. |Оборудование, не требующее монтажа | 5,0 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 4. |Реконструкция кабельных линий насосной осветленной воды | 5,5 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 5. |Реконструкция водозабора "Красносельский" с заменой подающего | 33,4 | | |трубопровода | | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 6. |Реконструкция трубопроводов осветленной воды и баков осветленной | 19,5 | | |воды | | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 7. |Реконструкция кабельных линий насосной II подъема | 3,5 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 8. |Реконструкция кабельных линий БН насосной р. Сусуя | 2,0 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 9. |Реконструкция к/а ст. № 3: | | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | |замена ВЭК II ст. | 15,0 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 10. |Реконструкция к/а ст. № 2: | | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | |замена экранных труб в районе горелок № 1 - 4 | 1,8 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | |замена пароперегревателя IV ст. (композитные стыки) | 2,2 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 11. |Реконструкция системы телемеханики насосных станций (осветленной | 5,0 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | |воды, БН р. Сусуя, II подъема) | | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | 12. |Реконструкция общестанционной АТС и диспетчерской связи | 12,0 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | | | | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| | |ИТОГО | 156 | |——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————| |—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————| | 2011 год | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | | Мероприятия | Потребность в | | | | средствах | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 1. |Реконструкция линии сброса технических вод ХЦ | 5,0 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 2. |Реконструкция галереи 3 АБ | 8,4 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 3. |Реконструкция стойки вибрации системы "Вибробит-300" ТГ № 1, | 10,6 | | |2 | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 4. |Реконструкция золопроводов от старого до нового золоотвала | 16,0 | | |(1-я нитка) | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 5. |Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР | 5,0 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 6. |Реконструкция зданий и сооружений | 11,9 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 7. |Реконструкция водозабора "Красносельский" с заменой подающего| 32,0 | | |тр-да | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 8. |Реконструкция трубопроводов осветленной воды и баков | 9,5 | | |осветленной воды | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 9. |Реконструкция градирни № 1 | 30,4 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 10. |Реконструкция к/а ст. № 1: | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | |замена ВЭК II ст. | 27,1 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | |замена пароперегревателя IV cтупени (композитные стыки) | 1,2 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 11. |Реконструкция к/а ст. № 4: | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | |замена ВЗП II ст. | 8,5 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | 12. |Реконструкция к/а ст. № 5: | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | |замена ВЭК I ст. | 10,70 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | |ИТОГО | 176,3 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| | | | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————| |—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————-------------------| | 2012 год | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | | Мероприятия | Потребность в средствах | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 1. |Реконструкция дымовой трубы № 2 | 8,0 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 2. |Реконструкция компрессорной установки | 3,5 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 3. |Реконструкция автомобильных весов | 3,5 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 4. |Реконструкция градирни № 3 | 35,0 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 5. |Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР | 5,0 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 6. |Реконструкция зданий и сооружений | 13,0 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 7. |Оборудование, не требующее монтажа | 2,0 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 8. |Реконструкция подающего трубопровода на р. Сусуя до водозабора II подъема| 25,0 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 9. |Реконструкция водозабора "Красносельский" с заменой подающего тр-да | 32,0 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 10. |Реконструкция баков отмывки кислых и щелочных вод | 4,0 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 11. |Внедрение АИИС КУЭ | 11,3 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 12. |Реконструкция к/а ст. № 1: | | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | |замена пароперегревателя IV cтупени; | 1,5 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | |замена ВЗП I ст. | 10,5 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | 13. |Реконструкция к/а ст. № 2: | | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | |замена композитные стыки | 1,5 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | |замена ВЗП I ст. | 8,5 | |———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————| | |ИТОГО | 164,3 | --------|-------------------------------------------------------------------------|--------------------------| |—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————-| | 2013 год | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | | Мероприятия | Потребность в | | | | средствах | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 1. |Реконструкция скважин 2-го подъема | 10,0 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 2. |Реконструкция автомобильных дорог на территории ТЭЦ-1 | 4,6 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 3. |Реконструкция системы защиты теплофикационных отборов ТГ № 3| 6,5 | | |(ЭСЗО) | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 4. |Реконструкция спирального барьера безопасности с| 6,0 | | |видеонаблюдением | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 5. |Монтаж пожарной сигнализации СБК | 4,3 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 6. |Реконструкция аккумулирующей емкости | 4,6 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 7. |Реконструкц. подающего трубопровода на р. Сусуя до водозабора| 14,0 | | |II подъема | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 8. |Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР | 5,0 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 9. |Реконструкция зданий и сооружений | 12,5 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 10. |Реконструкция градирни № 2 | 28,0 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 11. |Перешивка ж/д путей | 60,0 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 12. |Реконструкция к/а ст. № 3: | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | |замена ширмового п/перегревателя | 4,9 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | 13. |Реконструкция к/а ст. № 4: | | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | |замена экранов; | 16,7 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | |замена ширмового пароперегревателя | 4,9 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | |ИТОГО | 182 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| | |ВСЕГО (2010 - 2013 годы) | 679,5 | |——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| 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 Ноябрь
|
