Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС": развитие электросетевого комплекса России

 

Автор

Чистяков Александр, Первый заместитель председателя Правления ОАО "ФСК ЕЭС"

 

    Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2008 г. и на период до 2010 г. была сформирована исходя из необходимости решения следующих приоритетных задач:
    1. Выполнение первоочередных мероприятий по обеспечению надежного электроснабжения потребителей, в первую очередь - для Москвы, Санкт-Петербурга, регионов Западной Сибири (во исполнение поручения Президента РФ В. Путина от 3.03.2006 г. № Пр-328), а также Свердловской и Челябинской областей в соответствии с подписанными соглашениями с главами администраций указанных регионов.
    2. Увеличение объема работ по реконструкции и техническому перевооружению электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше.
    3. Развитие электрических сетей с целью снятия ограничений по подключению потребителей.
    4. Увеличение объема работ, связанных с электросетевым строительством, имеющее целью выдачу дополнительной мощности генерации холдингом РАО "ЕЭС России" в соответствии с решением Правления ОАО РАО "ЕЭС России" от 29.01.2007 г. № 1606 пр.
    Суммарный объем инвестиций, включая 2010 г., в объекты ЕНЭС составляет порядка 450 млрд руб. Основные направления вложения средств - новое строительство, включая программы повышения надежности, техническое перевооружение и реконструкция электрических сетей, реновация основных фондов магистральных сетевых компаний (МСК), развитие технологического управления и информатизация. В программе также предусмотрены средства, необходимые для электросетевого строительства объектов выдачи дополнительной мощности в объеме 16,4 ГВт (табл.1).
    Основная часть средств на финансирование инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" будет получена за счет продажи активов ОАО РАО "ЕЭС России" - 179 230,4 млн руб. Кроме того, средства федерального бюджета составят 137 520 млн руб., собственные средства ОАО "ФСК ЕЭС" - 109 546,6 млн руб., а также 24 060 млн руб. поступят в качестве платы за присоединение к сетям ЕНЭС.
    В рамках реализации инвестиционной программы периода 2007-2010 гг. ФСК ЕЭС планирует ввести в эксплуатацию более 11 тыс. км высоковольтных линий электропередач, что составляет порядка 25 % от общей протяженности Единой национальной электрической сети, 57 822 МВА трансформаторных мощностей, что составляет более 20 % общей установленной мощности ЕНЭС, и порядка 4,5 МВАр реактивной мощности, что составляет примерно 10 % от суммарно установленной реактивной мощности ЕНЭС. Мы рассчитываем построить 63 новых и реконструировать 37 действующих подстанций разных классов напряжения.
    С целью внедрения современных технических решений в работу сетевого комплекса нами разработаны два документа: Положение о технической политике ФСК и Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе. В них заложены ключевые подходы к техническим решениям, которые будут применяться в ходе реализации инвестиционной программы. Формируется ряд нормативных и технических документов, регулирующих правила построения сетей, правила применения оборудования.
    Основное требование к современным ВЛ 500-110 кВ - это повышение механической стойкости к экстремальным климатическим нагрузкам, возникающим не чаще одного раза в 50 лет. Касательно требований к отдельным элементам ВЛ, стоит отметить, что на магистральных ВЛ должны быть высокие стальные опоры башенного типа (предпочтительно на основе многогранных конических пустотелых опор), в том числе двухцепные, а также многоцепные для улучшения экологии вблизи ВЛ и сокращения ширины полосы отчуждения; сталеалюминевые провода со стальным сердечником, заполненным термостойкой смазкой; провода с проволоками, плакированными алюминием, либо сделанные из нержавеющей азотосодержащей стали в качестве грозозащитных тросов.
    Основным принципом построения сетей с ВЛ 6-10 кВ следует принимать магистральный принцип, предусматривающий построение (формирование) магистральных линий электропередач в разветвленной сети между двумя центрами питания через пункт автоматического включения резерва.
    Новые ЛЭП запланированы к постройке на расчетный срок службы не менее 40 лет. Все элементы ВЛ должны выдерживать расчетные механические нагрузки с повторяемостью РКУ один раз в 25 лет. В данной связи следует применять опоры с минимальным изгибающим моментом стоек не менее 50 кНм для ВЛ 10 кВ и не менее 30 кНм для ВЛ 0,38 кВ.
    Магистрали ВЛ напряжением 10 кВ необходимо выполнять с подвесной изоляцией на опорах с повышенной механической прочностью и изгибающим моментом не менее 70 кНм, предусматривая в дальнейшем возможность перевода ВЛ 10 кВ на напряжение 35 кВ.
    В районах с повышенным воздействием гололедных и ветровых нагрузок на конструкции ВЛ (начиная с III района по ветру и гололеду) следует рассматривать возможность (технико-экономическое сравнение) прокладки кабельной линии.
    Прокладка новых кабельных линий должна происходить по новым технологиям с более широким использованием кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена и арматуры на основе термоусаживаемых материалов.
    При прохождении ВЛ 10 кВ по лесным массивам, садам, парковым зонам, в населенной местности и в стесненных условиях рекомендуется применять защищенные провода в комплексе с устройствами защиты от грозовых перенапряжений. Относительно ВЛ 0,38 кВ, то при их проведении следует использовать только самонесущие изолированные провода (СИП) (применение неизолированных проводов не допускается). Кроме того, сечение проводов на магистралях ВЛ 0,38-10 кВ должно быть не менее 70 кв. мм (по алюминию).
    При строительстве подстанций нового поколения целевой задачей является обеспечение их эксплуатации без постоянного обслуживающего персонала. Это возможно за счет применения: современного электротехнического оборудования, имеющего повышенную степень надежности и не требующего ремонтов и технического обслуживания; высоконадежных схем и электротехнического оборудования для электроснабжения собственных нужд, а также за счет использования современных АСУ ТП, РЗА и связи для управления ПС с удаленных диспетчерских центров, включая теленаблюдение, телеуправление, телемеханику, автоматические системы комплексной безопасности ПС.
    Первой подстанцией, удовлетворяющей названным требованиям, стала ПС-750 "Череповецкая" (2004-2005 гг). Позднее, с учетом накопленного опыта, была оснащена ПС-330 "Калининская" (2006 г). До 2012 г. планируется ввести порядка десяти подстанций сверхвысокого класса напряжения, практически полностью автоматизированных, что позволит сократить количество обслуживающего персонала.
    Стоит также обратить внимание на особенности сроков строительства ПС нового поколения и реконструкции старых объектов и проблемы организации проектирования. Период проектирования ПС 330-750 кВ, как правило, занимает не менее одного года, время проведения конкурсных работ - не менее трех месяцев, сроки комплексного техперевооружения достигают 36 месяцев. Кроме того, возникает целый спектр административных препятствий при согласовании как проектов, так и возможности выхода на площадку готовых ПС. В данной связи фактическое время строительства при последовательном прохождении отдельных этапов для подстанций сверхвысокого класса напряжения достигает четырех лет. Для подстанций 110-220 кВ сроки строительства, как правило, в два раза меньшие.
    Для сокращения времени на строительство и модернизацию ПС ФСК ЕЭС предлагает частичное запараллеливание процессов сооружения объектов, таких как:

  • принятие базовых технических решений через три месяца от начала проектирования;
  • проведение закупочных процедур (заказ основного оборудования);
  • применение оборудования высокой заводской готовности (КРУЭ, КТПБ);
  • применение максимально типовых проектов и технологий ускоренного строительства;
  • расширение рынка проектировщиков (Украина, Республика Беларусь, Средняя Азия, Чехия, Германия), подрядчиков, производителей оборудования (Корея, Китай, Индия, Турция).
        Максимальная типизация технических решений, на наш взгляд, является ключевым ресурсом для сокращения сроков по сооружению объектов. Типовые схемы дает заказчику готовые, отработанные решения схемотехнических задач. Переработанный альбом типовых схем с учетом появления нового оборудования предоставляет возможность отказаться от избыточности, обеспечивающей надежность дублирующими элементами. Кроме того, отработанные на ПС 110-220 кВ ОАО "МОЭСК" и ОАО "Ленэнерго" типовые технические решения по ЗРУ и КРУЭ позволяют распространить положительный опыт их внедрения и на другие объекты электрических сетей.
        В целях дополнительного сокращения этапов проектирования объектов реконструкции необходимо законодательно зафиксировать возможность применения старых проектов как проектов повторного применения в случаях частичной замены оборудования ПС и ВЛ без проведения Госэкспертизы. В настоящее время ОАО "ФСК ЕЭС" предлагает данную инициативу Минрегионразвития.

  •