авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 8 |

«СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ От ОАО «ЭНИН»: Генеральный директор Э.П. Волков Заведующий отделением В.А. Баринов Заведующий ...»

-- [ Страница 5 ] --

высокоэффективных надёжных системообразующих и распределительных электри ческих сетей большой пропускной способности на базе высокотемпературных сверхпроводни ковых (ВТСП) кабелей, трансформаторов, синхронных компенсаторов, ограничителей тока, сверхпроводящих индуктивных накопителей энергии (СПИНЭ);

автоматизированных ПС в сетях всех классов напряжения без постоянного дежурно го персонала;

микропроцессорных устройств защиты, автоматики, управления, регулирования, контроля, связи и телемеханики, многоуровневых автоматизированных систем учета электро энергии и др.;

трансформаторов со сниженными в несколько раз значениями нагрузочных потерь и потерь холостого хода, КРУЭ, комбинированных выключателей-разъединителей;

установку стальных многогранных опор, применение новых проводников.

Реализация большинства из этих мероприятий способна обеспечить снижение техноло гических потерь до уровня не выше 4,0 % в ЕНЭС и 6,5 % в распределительных сетях в году.

Выполнение задач модернизации электрических сетей потребует от электротехнической промышленности освоения производства:

электрооборудования на базе ВТСП (генераторов, трансформаторов, мощных элек тродвигателей и компенсаторов, КЛ большой пропускной способности, ВТСП-ограничителей тока, СПИНЭ) для электрических сетей и гарантированно надёжного энергоснабжения ответст венных потребителей;

комплектных распределительных устройств с использованием выключателей с управляемой коммутацией;

проводов с повышенной пропускной способностью и рабочей температурой, низки ми коэффициентами линейного расширения и возможностью использования встроенных воло конно-оптических кабелей связи (ВОКС).

силовых полупроводниковых приборов (СПП) на основе нанотехнологий на токи 6-7 кА и напряжения 10-12 кВ, переход на SiC-технологии производства СПП всех назначений.

В табл. 3.5.3 приведены показатели прогрессивности технических решений в проектах развития, технического перевооружения и реконструкции, эксплуатации электросетевых объек тов.

3.5.3 Развитие и модернизация электрических сетей 3.5.3.1 Принципы развития и модернизации основной электрической сети России Основная (системообразующая) электрическая сеть ЕЭС России, являясь одним из ос новных элементов инфраструктуры российского и межгосударственного рынков электроэнер гии и мощности, выполняет три главные функции: выдачу мощности крупных электростанций, электроснабжение крупных узлов нагрузки (промышленных агломераций, мегаполисов и др.), осуществление совместной работы энергосистем в составе ЕЭС России. В формировании ос новной электрической сети ЕЭС России определяющими являются мощность и размещение электростанций, их структура и режимы работы, территория, охватываемая энергообъединени ем, и взаимосвязанность (единство режимов работы) входящих в нее энергосистем, обуславли вающая величину межсистемных перетоков мощности. Все это определяет структуру электри ческих связей, сочетание напряжений и принципиальную схему основной сети.

Существующая структура основной электрической сети ЕЭС России значительно разли чается по степени развития в различных районах страны. При этом укрупненно можно выде лить три основных территориальных блока, которые обладают разной структурой и уровнем развития основной электрической сети: европейская часть страны, Сибирь и восточные регио ны России. В европейской части страны основная электрическая сеть наиболее развита и имеет, в основном, сложную многоконтурную структуру, обеспечивающую достаточно высокий уро вень резервирования выдачи мощности генерирующими узлами и ее приема крупными центра ми нагрузки. Особенностью структуры основной электрической сети на западе, в центре и на юге Сибири при достаточно развитых кольцевых связях является значительная протяженность линий электропередачи в силу взаимной территориальной удаленности основных промышлен ных и энергетических центров. Основная электрическая сеть на востоке страны (Республика Бурятия, Забайкальский край, регионы, входящие в Дальневосточный Федеральный округ) наименее развита и имеет выраженную цепочечную структуру с низким уровнем резервирова ния. При этом основные сетевые объекты расположены в южной части указанных территорий вдоль главных транспортных магистралей (Транссиб, БАМ). В основу перспективного развития электрической сети ЕЭС России закладываются следующие основные принципы:

схема основной электрической сети ЕЭС России должна обладать достаточной гиб костью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и обеспечить возможность приспо сабливаться к изменению условий роста нагрузки и развития электростанций;

схемы выдачи мощности крупных электростанций в нормальных режимах работы энергосистемы должны обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности элек тростанции без применения устройств противоаварийной автоматики, как в полной схеме сети, так и при отключении любой из отходящих линий на всех этапах сооружения электростанции (принцип “N-1”). Для АЭС указанное условие должно выполняться как в нормальных режимах, так и в ремонтных режимах работы энергосистемы (принцип “N-2”);

схема основной электрической сети должна соответствовать требованиям охраны окружающей среды, главным образом, в части уменьшения площади подлежащих изъятию для нового строительства земельных угодий;

управляемость основной электрической сети должна обеспечиваться за счет исполь зования средств принудительного потокораспределения – устройств FACTS: статических ком пенсаторов, устройств продольной компенсации, управляемых шунтирующих реакторов, вста вок постоянного тока, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и других;

схема и параметры распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагруз ки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при полной схеме сети и при отключении одной ВЛ или трансформатора (принцип “N-1” для потребителей).

Развитие основной электрической сети на период до 2020 года формируется на основе изложенных выше принципов с учетом сложившейся структуры сети.

Таблица 3.5.3 – Показатели прогрессивности технических решений в проектах развития, реконструкции и технического перевооружения, эксплуатации электросетевых объектов Наименование Функциональные и технологические показатели Экономические показатели Показатели безопасности оборудования/ технологии Электрические Обеспечение для основных узлов нагрузки критерия «n-1». Относительные технические по- Выполнение экологических сети Обеспечение нормативного коэффициента запаса по напряже- тери: норм и требований безопасно нию в узлах нагрузки – 15 %. в основных сетях не более 4,0 %;

сти.

Обеспечение степени компенсации зарядной мощности ВЛ: в распределительных сетях не - 750 кВ и выше 1,0;

более 6,5 %.

- 500 кВ не ниже 0,8;

- 110-330 кВ на уровне, обеспечивающем допустимое напряжение с учетом нагрузок и установок компенсации ре активной мощности у потребителей и генерации реактивной мощности на электростанциях.

Подстанции Автоматизированная подстанция без постоянного обслужи- Удельная площадь ПС на уров- Выполнение норм и требова вающего персонала. не: ний законодательства по эко 500 кВ – 4000-7000 м2, Территория с грунтовым основанием, исключающим обводне- логии и безопасности;

330 кВ – 3000-6000 м2, ние и морозное пучение. Обеспечение сбора, очистки, 220 кВ – 2000-4000 м Для ПС 330 кВ и выше питание собственных нужд от трех не- утилизации ливнестоков.

зависимых источников. Для закрытого исполнения ПС с Применение электротехнического оборудования с расчетным применением оборудования сроком службы не менее 30 лет. КРУЭ.

Применение оборудования КРУЭ.

Наименование оборудования/ Функциональные и технологические показатели Экономические показатели Показатели безопасности технологии Силовые транс- Количество переключений РПН до первой ревизии не менее Оснащение системами предот Потери холостого хода (Рхх) и форматоры, ав- 140000 с автоматическим регулированием коэффициентов вращения разгерметизации короткого замыкания (Ркз), кВт, тотрансформа- трансформации, механический ресурс контактора - не менее корпуса при внутренних по не более:

торы и шунти- 700 000 переключений, износостойкость контактов при вреждениях и взрывобезопас АТ:

рующие реакто- (0,7-1,0)Iном – не менее 400 000 количество переключений. ными вводами.

220 кВ: 125 МВА – 55 и 315;

ры Естественная циркуляция масла для трансформаторов мощно- Вводы 110-500 кВ герметич 200 МВА –105 и 350;

стью менее 80 МВА. ные, без избыточного давления, 250 МВА –90 и 420;

Автоматизированная система мониторинга и диагностики. без расширительного бачка, с 330 кВ: 125 МВА – 80 и 320;

твердой RIP изоляцией.

200 МВА – 105 и 450;

250 МВА – 60 и 535;

500 кВ: 167 МВА – 80 и 290;

267 МВА – 110 и 420;

750 кВ: 417 МВА – 90 и 550;

ШР:

500 кВ: 60 МВА – 110 кВт;

750 кВ: 110 МВА – 200 кВт;

не требуется ремонт в течение всего срока службы.

Выключатели Элегазовые - 10 кВ и выше, вакуумные – 10-110 кВ. Коммутационный и механиче- Взрыво- и пожаробезопасное Пружинный привод на токи отключения до 63 кА. ский ресурс на весь срок службы. исполнение.

Механический ресурс (не менее 10000 циклов В-О). Не требуют ремонта до исчерпа- Наличие предохранительного Коммутационный ресурс 20-25 циклов при токах короткого ния коммутационного и механиче- клапана для сброса давления.

ского ресурса.

замыкания от 69 до 100 % от номинального тока отключения.

Автоматизированная система мониторинга и диагностики.

Автономность (отсутствие необходимости стационарной газо подпитки).

Собственное время отключения не более 0,02 с.

Сохранение номинальных параметров при температуре окру жающего воздуха не ниже –60С с воздействием ветровой на грузки.

Утечка элегаза не более 0,1 %.

Выключатели 330-500 кВ с одноразрывной камерой.

Наименование оборудования/ Функциональные и технологические показатели Экономические показатели Показатели безопасности технологии Комплектные Трехфазное исполнение до 220 кВ включительно. Не требует ремонта до исчерпа- Взрыво- и пожаробезопасное распредели- Одноразрывные выключатели до 500 кВ включительно. ния механического и коммутаци- исполнение.

тельные устрой- Утечка элегаза 0,1 %. онного ресурсов разъединителей и ства элегазовые Сохранение номинальных параметров при температуре окру- элегазовых выключателей.

жающего воздуха не ниже –60С (для элегазовых токопрово- Без обслуживаемого персонала.

(КРУЭ) дов). Малая металлоемкость.

Блочно-модульного исполнения в габаритах, приемлемых для Не требуется проведения регла транспортировки. ментных поверительных работ из Возможность применения оптоволоконных измерительных мерительных трансформаторов трансформаторов. тока и напряжения.

Разъединители Электродвигательный привод. Не требуется ремонта до исчер Механический ресурс (не менее 10000 циклов В-О). пания механического ресурса.

Возможность отключения уравнительных токов до 80% от но минального тока.

Измерительные Класс точности измерительной обмотки ТТ – 0,2S. Не требуется ремонта в течение Взрыво- и пожаробезопасное трансформаторы Класс точности измерительной обмотки ТН – 0,2. всего срока службы. исполнение.

Предельная кратность по току короткого замыкания для обмо ток, предназначенных для релейной защиты, не менее 30.

Применение конструкций с элегазовой изоляцией с контролем давления, утечка элегаза не более 0,2 % в год.

Оптические измерительные трансформаторы с классом точно сти не хуже 0,1.

Ограничители Уровень ограничения перенапряжений - в соответствии с уров- Не требуется ремонт в течение Взрыво- и пожаробезопасное перенапряжений нем изоляции установленного оборудования. всего срока службы. исполнение нелинейные Техническое Техническое обслуживание и ремонты на основе оценки тех- Использование безопасных обслуживание и нического состояния;

технологий расчистки трасс ВЛ ремонты Внедрение методов и средств диагностики оборудования без и территорий ПС.

вывода его из работы.

Специализация ремонтных работ.

Наименование оборудования/ Функциональные и технологические показатели Экономические показатели Показатели безопасности технологии Воздушные ли- Удельная аварийность (количество отказов на 100 км в год) не- Напряженность электрического нии электропе- зависимо от материала опор: поля не более:

110 кВ – 1,1;

редачи для населенной местно 220 кВ – 0,6;

сти:

330 кВ – 0,5;

- 0,5 кВ/м – внутри зда 500 кВ – 0,4;

ний;

- 1 кВ/м – на террито 750 кВ – 0,3.

рии жилой застройки;

Конструкции ВЛ, обеспечивающие оптимальную ширину про - 5 кВ/м – вне зоны жи секи.

лой застройки;

Наличие рабочих карт районирования по ветровым нагрузкам, для ненаселенной мест гололеду, грозе и т.д;

ности 15-20 кВ/м.

Срок службы:

Уровень радиопомех на часто на железобетонных центрифугированных опорах не ме те 0,5 МГц не более 37 дБ на нее 50 лет;

расстоянии от ВЛ:

на стальных решетчатых опорах – не менее 60 лет;

110-220 кВ – 50 м;

на стальных многогранных опорах – не менее 70 лет.

330 кВ и выше – 100 м.

Оснащение системами неразрушающей диагностики.

Акустические шумы не более:

Применение новых типов проводов.

53 Дб на тех же расстояниях Повышенная защищенность от воздействия приближения к при мокром проводе.

проводам деревьев и высокогабаритного транспорта, низовых Технология строительства и пожаров, вандализма.

ремонта, исключающая вредное Разработка и внедрение систем плавки гололёда без отключения воздействие на окружающую потребителей.

среду.

Опоры, Удобство обслуживания;

Количество ремонтов опор и фун- В районах городской застрой фундаменты Для опор должны применяться марки сталей повышенной даментов за срок службы ВЛ - не ки – многогранные металличе прочности и коррозионной стойкости;

более двух раз. ские опоры закрытого профиля Защита опор от коррозии методом горячего или термодиффу зионного цинкования.

Провода и гро- Экономическая плотность тока:

зотросы ВЛ 220 кВ и выше 0,8 А/мм2;

ВЛ 110 кВ и ниже 1-0,8 А/мм2.

Наименование оборудования/ Функциональные и технологические показатели Экономические показатели Показатели безопасности технологии Изоляторы Удельная повреждаемость не более:

10-4 для стеклянных тарельчатых;

10-4-10-5 для полимерных;

10-6 для фарфоровых длинностержневых.

Линейная Отсутствие видимой короны при нормативных условиях.

арматура Кабельные ли- Кабели с твердой изоляцией из сшитого полиэтилена, осна- Отсутствие внешних электро нии щенные неразрушающими системами диагностики;

магнитных полей.

напряжением Универсальные кабели для воздушно-подземной и подводной 110 кВ и выше прокладки (без использования переходной кабельной арматуры, либо с арматурой на основе термоусаживаемых элементов).

3.5.3.2 Объемы нового строительства Единой национальной электрической сети России В рассматриваемом варианте развития электроэнергетики России предусматривается:

Развитие сети напряжением 750 кВ в Европейской части ЕЭС России в целях усиле ния связей между ОЭС Северо-Запада и ОЭС Центра (сооружение ВЛ 750 кВ ПС Ленинград ская - Ленинградская ГАЭС – ПС Белозерская), выдачи мощности Ленинградской АЭС-2, Ка лининской АЭС и Ленинградской ГАЭС.

Ввод линий электропередачи напряжением 500 кВ для выдачи мощности крупных электростанций, в том числе атомных, и усиления основной сети в ОЭС Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока, а также для развития межсистемных связей. В период до года усиление межсистемного сечения Центр, Средняя Волга – Юг в результате сооружения ВЛ 500 кВ Курдюм – Фролово, сечения Центр, Юг – Средняя Волга – в результате сооружения ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижегородская, межсистемного сечения Урал – Средняя Волга, Центр – в результате сооружения ВЛ 500 кВ Газовая – Красноармейская, Помары – Удмурт ская, а также внутренней для ОЭС Урала ВЛ 500 кВ Северная – Вятка. Усиление межсистемной связи Сибирь – Урал намечается в результате сооружения ВЛ 500 кВ Восход – Витязь– Курган и Томск – Парабель – Нижневартовская ГРЭС. На напряжении 500 кВ начинается формирова ние второго кольца вокруг Москвы.

Развитие сети напряжением 330 кВ с выполнением системообразующих функций и обеспечением выдачи мощности крупных электростанций в западной части ОЭС Центра, в ОЭС Северо-Запада и Юга. На напряжении 330 кВ предусматривается усиление связей между ОЭС Центра и Северо-Запада за счет сооружения ВЛ 330 кВ Новосокольники – Талашкино.

Намечается сооружение ЛЭП 330 кВ для обеспечения экспорта мощности и электро энергии из ОЭС Юга в Азербайджан и Иран, а также от вводимой в период 2016 – 2020 гг. в Калининградской области Балтийской АЭС в страны Балтии и Западной Европы.

Сохранение основных тенденций в развитии сетей напряжением 220 кВ, заключаю щихся в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростан ций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также Архангельской и Коми энер госистемах сети 220 кВ будут системообразующими. В рассматриваемый период на напряже нии 220 кВ намечается присоединение Западного энергорайона Якутии к Иркутской энергосис теме ОЭС Сибири по двухцепной ВЛ 220 кВ Киренск – Ленск и Центрального энергорайона Якутии к ОЭС Востока по двухцепной ВЛ 220 кВ Томмот - Майя. Эти ВЛ 220 кВ также будут межсистемными.

Для обеспечения выдачи мощности Ленинградской АЭС-2 к 2015 году намечается со оружение кабельно-воздушной линии постоянного тока напряжением ± 300 кВ ЛАЭС-2 – Вы борг.

В период до 2020 года рекомендуется объединение на совместную работу ОЭС Сибири и ОЭС Востока за счет установки на ПС 220 кВ Могоча и на ПС 220 кВ Хани вставок несинхрон ной связи проходной мощностью по ± 200 МВт.

Сводные показатели по объему финансирования, нового строительства, реконструкции и технического перевооружения объектов напряжением 220 кВ и выше ЕНЭС за период 2010 2020 гг. приведены в таблице 3.5.4. В таблице 3.5.5 приведены вводы инновационного оборудо вания в ЕНЭС в соответствии с подпрограммой модернизации электросетевого комплекса (см.

Приложение № 35).

Списки вводов и оценка капиталовложений в электросетевые объекты, вводимые в пери од до 2020 г. по ОЭС, приведены в Приложениях № 35-36.

Таблица 3.5.4 – Сводные показатели по объему финансирования, нового строительства, реконструкции и технического перевооружения объектов напряжением 220 кВ и выше ЕНЭС за период 2011-2020 гг.

Ввод мощностей и линий электропередачи Итого Итого Итого 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

Наименование 2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг.

км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА ВСЕГО 4806 26930 8195 29083 8797 27581 8061 27041 5188 26368 35046 137003 9206 37211 4592 23176 1458 14077 3038 12169 4195 18941 22489 105574 57535 в т.ч. по цели мероприятий:

Обеспечение выдачи мощности новых и расширяемых элек- 1202 6782 2246 3521 1096 668 1335 4075 861 2000 6740 17046 1506 2490 943 210 276 2935 2490 9675 тростанций Сооружение межсистемных 618 1169 767 650 560 1452 2595 2621 570 668 280 450 1300 668 3895 связей Обеспечение экспорта 512 225 737 200 7200 800 1080 3840 2080 11040 2817 Обеспечение присоединения 1784 8997 3498 8341 3874 8164 3475 9173 1664 12185 14295 46860 2714 8337 1109 4247 71 1200 501 501 3894 14786 18189 новых потребителей Снятие сетевых ограничений и повышение надежности элек- 1800 4036 1237 4613 2254 1253 1719 7281 1480 5310 8490 22493 3110 2395 1788 1815 280 1002 370 2338 1169 5548 8719 14038 троснабжения Реконструкция и техническое 20 7115 84 11439 805 17496 658 6512 624 5421 2191 47983 1106 16121 473 17114 897 11875 1142 9330 3115 13431 6732 67871 8923 перевооружени в т.ч. по классу напряжения*:

750 кВ 275 3753 10 138 2000 423 5753 590 590 1013 ± 600 кВ 200 3600 700 3840 900 7440 900 500 кВ 1762 6913 2981 7797 1373 1919 2220 10057 1066 7910 9402 34596 1632 7657 1522 2672 193 1802 535 2839 1080 1670 4962 16640 14363 330 кВ 407 1382 474 1800 566 500 422 1775 514 2425 2384 7882 1176 3115 433 975 368 400 1977 4490 4361 ±300 кВ 102 3240 102 3240 102 220 кВ 2342 7767 4655 8047 6052 7666 4649 5457 2847 8612 20545 37549 5092 6718 2165 2415 71 7328 9133 27873 * объемы не включают объекты реконструкции и технического перевооружения Продолжение таблицы 3.5. Объем финансирования в ценах на 01.01.2010, млн руб.

НАИМЕНОВАНИЕ Итого Итого Итого 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг.

141 584 154 950 148 878 144 166 149 370 738 949 216 984 141 395 141 299 121 347 78 928 699 953 1 438 ВСЕГО в т.ч.:

Обеспечение выдачи мощности новых и рас- 25 217 23 502 21 468 17 847 17 076 28 614 5 849 5 635 7 973 105 110 48 900 154 ширяемых электростанций Сооружение межсистемных свя 7 415 9 199 8 598 11 768 12 095 8 527 1 348 1 348 2 49 076 13 445 62 зей 2 123 2 285 1 555 568 14 313 28 804 60 447 49 574 36 6 530 189 634 196 Обеспечение экспорта Обеспечение присоединения 60 095 64 302 64 094 56 506 45 623 56 453 20 739 6 138 4 240 3 290 619 91 253 381 новых потребителей Снятие сетевых ограничений и повышение надежности электро- 21 723 22 660 23 364 27 826 30 304 48 565 25 142 19 394 18 295 2 125 877 114 391 240 снабжения Реконструкция и техническое 25 012 33 002 29 800 29 652 44 272 60 512 59 514 48 337 39 043 34 161 737 242 329 404 перевооружение Таблица 3.5.5 – Ввод инновационного оборудования в ЕНЭС в соответствии с подпрограммой модернизации электросетевого комплекса 2011 год 2012 год 2013 год 2014 год 2015 год 2016 год 20I7 год 2018 год 20I9 год 2020 год 1. Забайкальский 1. Регулируемые 1. Регулируемые преобразова- 1. ФПУ 220 кВ на 1. Регулируемые 1. СКРМ 110 кВ (ПС источники источники ПС и ВЛ ЕНЭС источники тельный комплекс 220 кВ Селендума, реактивной реактивной на ПС 220 кВ 1. Амурский преобра- 2. Регулируемые реактивной Таксимо, Районная) мощности - мощности Могоча зовательный источники реак- мощности - СТК 2. Установка СТК (ПС УШР, СТК СТК (ПС 2. Система раннего тивной мощности - (ПС ЕНЭС) комплекс на 500 кВ Златоуст) 1. КРУЭ (ПС 500 1. УШР 500 кВ 1. КРУЭ (ПС 220 (ПС ЕНЭС) ЕНЭС) СТК (ПС ЕНЭС) 2.Стальные обнаружения голо- ПС 220 кВ Хани 3. УШР (ПС 500 кВ (ПС 500 кВ кВ Древлянка) кВ Трубино) 2. Стальные 2. Стальные ледообразования 2. УПК на ВЛ 500 кВ 3. Стальные мно- многогранные Луговая, Кузбасская) 2. БСК и УШР на Магнитогорская) 2. Комбинирован- многогран- многогранные (ВЛ 220 кВ Бала- СШГЭС - Новокуз- гогранные опоры опоры (ВЛ 4.Установка выпрями- ПС 220 кВ Свет- 2. Кабельно- ные ные опоры опоры (ВЛ ково -1,2) (ВЛ ЕНЭС) ЕНЭС) нецкая тельного устройства лая воздушная ППТ выключатели- (ВЛ ЕНЭС) ЕНЭС) 3. Стальные мно- 4. КРУЭ (ПС 3. КРУЭ (ПС 3. Комбинированные плавки гололеда ВУПГ 3. УШР 500 кВ, ±300 кВ Ленин- разъединители 3. КРУЭ (ПС 3. КРУЭ (ПС ЕНЭС) ЕНЭС) гогранные опоры выключатели (ПС 330 кВ Махачкала, УШР 220 кВ, БСК градская АЭС-2 - (ПС 220 кВ ЕНЭС) ЕНЭС) (ВЛ 220 кВ Цен- разъединители (10 4. Высоко 5.Высоко Чирюрт, ПС 220 кВ на ПС 500 кВ Выборгская Суоярви, Древляка) 4. Высоко- 4. Высоко тральная- Шепси) подстанций) вольтные кабели с вольтные кабели Зимовники) Ангара вольтные кабели вольтные кабели 4. КРУЭ изоляцией из с изоляцией из 4. КРУЭ (ПС 330 кВ 5. СТАТКОМ (ПС с изоляцией из с изоляцией из сшитого сшитого (ПС 220 кВ Мончегорск) 330/400 кВ Выборг- сшитого сшитого Полупроводники) полиэтилена (ЛЭП полиэтилена ская) полиэтилена полиэтилена 5. УШР (ПС 500 ЕНЭС) (ЛЭП ЕНЭС) (ЛЭП ЕНЭС) (ЛЭП ЕНЭС) кВ Озёрная) 3.5.3.3 Модернизация распределительных электрических сетей России Модернизация распределительных электрических сетей имеет целью:

повышение надежности энергоснабжения потребителей;

снижение общего числа отказов и технологических нарушений в электросетевом комплексе не менее чем на 50%;

предотвращение возникновения техногенных аварий;

улучшение качества электроэнергии;

улучшение экологических показателей функционирования электросетевых объектов;

снижение потерь электроэнергии;

снижение социальных рисков;

снижение удельных затрат на единицу передаваемой электроэнергии;

стабилизацию и поэтапное снижение стоимости электроэнергии для промышленно сти и населения;

увеличение занятости в смежных отраслях промышленности;

повышение загрузки отечественных заводов-изготовителей оборудования, строи тельно-монтажных предприятий, научно-исследовательского и проектного комплекса страны.

Основные направления инновационного развития распределительного сетевого ком плекса предполагают:

создание и применение новых эффективных типов электротехнического оборудова ния (в том числе широкое применение устройств FACTS);

автоматизацию технологических процессов;

применение цифровых устройств релейной защиты и автоматики;

мониторинг состояния оборудования в режиме реального времени;

применение многофункциональных преобразователей на основе использования со временных полупроводниковых приборов.

В таблице 3.5.6 приведены сводные показатели по объему финансирования, нового строительства, реконструкции и технического перевооружения объектов распределительного комплекса.

В Приложении № 37 приведен объем вводов и реконструкции электросетевых объектов распределительного комплекса.

Таблица 3.5.6 – Сводные показатели по объему финансирования, нового строительства, реконструкции и технического перевооружения объектов распределительного комплекса.

Инвестиции, млн. руб. 2011-2020 гг.

№ инве Наименование ПС п/п ЛЭП км стиции, 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 МВА млн руб.

Новое строительство и 1.

расширение, в т.ч. 37 948 45 652 53 103 60 277 72 825 71 672 97 315 129 755 125 946 106 852 95 470 60 599 95 292 858 ЛЭП 220 кВ 1.1. 352 1 326 3 399 5 901 14 177 15 204 17 114 29 516 23 255 5 698 1 815 4 212 117 ЛЭП 110 кВ 1.2. 5 462 9 285 9 918 11 940 14 756 11 190 16 856 24 056 27 857 29 578 27 652 20 310 183 ЛЭП 35 - 0,4 кВ 1.3. 14 696 12 349 10 669 9 499 9 018 8 946 15 464 17 052 16 164 17 394 19 146 70 770 135 Всего по ЛЭП 220 кВ и 1.4.

ниже (п.1.1+п.1.2+п.1.3) 20 510 22 959 23 986 27 339 37 951 35 339 49 435 70 624 67 276 52 669 48 613 95 292 436 ПС 220 кВ 1.5. 485 4 599 6 977 6 298 2 814 1 760 6 489 16 962 14 206 12 630 6 788 12 203 79 ПС 110 кВ 1.6. 11 411 10 625 12 195 18 522 24 456 22 300 26 490 27 361 29 405 26 227 25 227 31 380 222 ПС 0,4-35 кВ 1.7. 5 542 7 468 9 945 8 117 7 605 12 272 14 901 14 808 15 060 15 326 14 842 17 016 120 Всего по ПС 220 кВ и 1.8.

ниже (п.1.5+п.1.6+п.1.7) 17 438 22 693 29 117 32 937 34 874 36 332 47 880 59 131 58 670 54 183 46 857 60 599 422 Реконструкция и тех ническое перевооруже 2.

ние, в т.ч. 46 493 61 627 77 425 89 365 107 480 100 581 97 800 102 014 109 447 116 437 115 976 79 908 156 139 978 ЛЭП 220 кВ 2.1. 1 298 1 202 1 372 954 2 351 2 779 2 103 226 336 481 891 483 12 ЛЭП 110 кВ 2.2. 6 592 12 932 17 887 11 121 20 379 15 647 24 165 22 182 26 144 29 017 26 118 28 678 205 ЛЭП 35 - 0,4 кВ 2.3. 13 119 13 971 16 536 20 949 23 835 23 850 26 994 29 376 29 781 33 671 35 493 126 978 254 Всего по ЛЭП 220 кВ и ниже 2.4.

(п.2.1+п.2.2+п.2.3) 21 009 28 106 35 795 33 024 46 565 42 275 53 262 51 785 56 262 63 170 62 502 156 139 472 ПС 220 кВ 2.5. 2 588 4 746 4 484 8 069 8 466 5 822 993 1 858 1 434 1 965 929 11 462 38 ПС 110 кВ 2.6. 16 153 21 476 30 788 39 255 44 044 42 782 29 687 32 905 35 968 35 689 35 776 53 378 348 ПС 0,4 -35 кВ 2.7. 6 743 7 299 6 359 9 017 8 405 9 702 13 858 15 466 15 783 15 613 16 768 15 068 118 Всего по ПС 220 кВ и ниже 2.8.

(п.2.5+п.2.6+п.2.7) 25 484 33 521 41 630 56 341 60 915 58 305 44 538 50 229 53 185 53 266 53 474 79 908 505 Продолжение таблицы 3.5. инвестиции, млн. руб. 2011-2020 гг.

№ инвести Наименование ввод ввод п/п ции, млн 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 км МВА руб.

Суммарные капвложения на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение 3.

110 кВ и выше (п.1.1+п.1.2+п.1.5+п.1.6+ 3.1.

п.2.1+п.2.2+п.2.5+п.2.6) 44 341 66 192 87 019 102 061 131 442 117 483 123 898 155 067 158 605 141 284 125 196 1 208 0,4 - 35 кВ всего 3.2.

(п.1.3+п.1.7+п.2.3+п.2.7) 40 100 41 087 43 509 47 581 48 863 54 769 71 217 76 702 76 788 82 004 86 250 628 Суммарные инвестиции 4.

п. 3.1+п.3. 4.1 84 441 107 279 130 528 149 642 180 305 172 252 195 115 231 769 235 393 223 289 211 446 0 1 837 3.5.4 Реализация экологических требований в подпрограмме Техническая политика в области экологии электросетевого комплекса направлена на реализацию следующих экологических требований:

ограничение негативного воздействия на атмосферу, гидросферу, растительный и животный мир;

предотвращение растекания трансформаторного масла по территории энергообъекта и попадания в водоем;

применение, где это возможно, сухих реакторов, трансформаторов, конденсаторов и оптикоэлектронных измерительных трансформаторов;

снижение уровня шума, создаваемого работающим оборудованием;

обеспечение защиты людей от воздействия электромагнитного поля;

обеспечение пожаро- и взрывобезопасности оборудования;

вывод из эксплуатации и утилизация оборудования, в котором используется три хлордифенил;

восстановление нарушенных в процессе строительства и в результате эксплуатации природных условий и объектов землепользования.

Реализация экологических требований достигается применением:

Воздушных линий электропередачи с напряженностью электрического поля не бо лее:

0,5 кВ/м - внутри зданий;

1 кВ/м на территории жилой застройки;

5 кВ/м – вне зоны жилой застройки 15-20 кВ/м – для ненаселенной местности и уровнем радиопомех на частоте 0, МГц не более 37 дБ на расстоянии от ВЛ:

50 м для 110-220 кВ;

100 м для 330 кВ и выше с акустическими шумами не более 53 дБ на тех же рас стояниях при мокром проводе.

Выключателей и элегазовых комплектных распределительных устройств с утечкой элегаза не более 0,1% в год (с целью предотвращения развития парникового эффекта и отрица тельного воздействия на организм человека), взрыво- и пожаробезопасного исполнения, прак тическим ограничением воздействия электромагнитных полей.

Силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, осна щенных системами предотвращения разгерметизации корпуса и взрывобезопасными вводами, устройствами снижения уровня производственного шума;

Измерительных трансформаторов с утечкой элегаза не более 0,2% в год, взрыво- и пожаробезопасного исполнения.

Высоковольтных кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена, что позволит уменьшить размеры отчуждаемых территорий и утечки по изоляции (до 0,01 – 0,05%), а также уменьшить уровень воздействия электромагнитных полей.

Ограничителей перенапряжения, взрыво- и пожаробезопасного исполнения.

Технология строительства и ремонта, исключающая вредное воздействие на окру жающую среду.

3.5.5 Ресурсное и нормативное обеспечение Подпрограммы модернизации электро сетевого комплекса 3.5.5.1 Проектирование, строительство и монтаж электросетевых объектов Воздушные линии электропередачи Общие положения Основными направлениями при проектировании, строительстве и монтаже воздушных линий (ВЛ) являются:

обеспечение надежности и эффективности работы;

сокращение объемов эксплуатации, в первую очередь на объектах с постоянным об служивающим персоналом;

уменьшение влияния ВЛ на экологию;

снижение потерь электроэнергии в ВЛ;

применение конструкций, элементов и оборудования, сохраняющих расчетные па раметры в течение всего срока службы;

сокращение площади отвода земель под ВЛ в постоянное пользование;

использование передовых, безопасных методов строительства;

применение комплексной механизации работ при прокладке просек с использовани ем высокопроизводительных комплексов машин и оборудования, дифференцированных по ви дам рубок, крупномерности древостоев, рельефным и почвенно-грунтовым условиям;

исполь зование перспективных технологических процессов лесосечных работ и способов срезания дре весно-кустарниковой растительности;

комплексное и полное использование заготовляемого древесного сырья;

монтаж проводов и грозозащитных тросов без опускания провода на землю, позво ляющий уменьшить механические повреждения и загрязнение провода, обеспечивающие уменьшение потерь электроэнергии на корону и радиопомехи.

Конструктивные элементы ВЛ Опоры На магистральных ВЛ 220-750 кВ должны применяться опоры необходимой высоты и прочности, обеспечивающие соответствие ВЛ требованиям по устойчивости к климатическим воздействиям, в том числе одноцепные и многоцепные стальные опоры башенного типа (на ос нове стальных многогранных и решетчатых конструкций), а в малонаселенной местности (за исключением земель сельскохозяйственного назначения) - стальные опоры на оттяжках.

На ВЛ 220-750 кВ, проходящих по землям сельскохозяйственного назначения, в городах, в лесных массивах, а также в районах с высоким риском вандализма, в качестве промежуточ ных, рекомендуется применять стальные свободностоящие опоры.

Для анкерно-угловых опор ВЛ 220-750 кВ, при отсутствии обоснований, должны приме няться стальные свободностоящие опоры жесткой конструкции.

Проектные размеры и масса промежуточных опор, их расстановка должны быть оптими зированы для конкретных ВЛ, в том числе за счет более широкого применения сталей повы шенной механической прочности и коррозионной стойкости.

Конструкции опор должны обеспечивать возможность технического обслуживания и ре монта ВЛ под напряжением, максимальную технологичность при монтаже проводов и тросов с отсутствием, как правило, необходимости получения специального разрешения при транспор тировке по автодорогам.

Стальные опоры и стальные детали железобетонных опор должны быть защищены от коррозии на заводах-изготовителях методом горячей или термодиффузионной оцинковки. Для районов с высокой степенью загрязнения атмосферы опоры должны изготовляться из коррози онностойких сталей повышенной прочности.

Расчетные климатические нагрузки на строительную часть опоры и фундамента должны соответствовать нормативным требованиям.

На ВЛ, проходящих в крупных населенных пунктах, туристско-рекреационных зонах, вблизи мест отдыха, в национальных парках и заповедниках, на пересечениях с крупными транспортными магистралями вблизи городов рекомендуется осуществлять покраску опор де коративными составами, прошедшими аттестацию, а также применять конструкции опор по вышенной эстетичности, включая специально разработанные декоративные конструкции.

Фундаменты Должны применяться:

сборные железобетонные фундаменты (грибовидные подножники, фундаменты из железобетонных плит);

монолитные железобетонные фундаменты (заглубленные, малозаглубленные и по верхностные);

свайные железобетонные (буронабивные, в т.ч. с уширением и без уширения) и ме таллические фундаменты (фундаменты из железобетонных свай с металлическими ростверка ми, винтовые сваи, сваи открытого профиля);

закрепления в грунте нижней части секции стальной многогранной опоры, устанав ливаемой непосредственно в пробуренный котлован.

Провода и грозозащитные тросы На ВЛ должны применяться:

при новом строительстве провода с элементарными проволоками токопроводящих слоев сложной формы, образующими верхний повив, близкий к идеально цилиндрическому, обладающие повышенной пропускной способностью, меньшими коэффициентами аэродинами ческого сопротивления, повышенными коррозионной стойкостью и стойкостью к гололедно ветровым воздействиям, а также лучшими деформационной способностью и самозатуханием и большей крутильной жесткостью;

при реконструкции ВЛ с сохранением их номинального напряжения при условии со ответствия механической прочности существующих опор, а также при строительстве спецпере ходов:

провода с повышенными длительно допустимыми температурами (до 210 С) с токопроводящими повивами из термостойких и сверхтермостойких алюминие вых сплавов, с коррозионной стойким сердечником, в т.ч. изготовленных из сплава «инвар»;

провода со сверхвысокими длительно допустимыми температурами (до 240 С) с токопроводящими повивами из сверхтермостойких алюминиевых сплавов и композитными сердечниками, имеющие конструкцию, обеспечивающую уменьшенную стрелу провеса при рабочих температурах (провод «с зазором»);

грозотросы из стальных оцинкованных или алюминированных проволок, а также из низколегированной стали, обладающие высокой молниестойкостью, механической прочностью и коррозионной;

грозотросы со встроенным оптико-волоконным кабелем, в т.ч. с термостойким опти ческим волокном.

Применение традиционных сталеалюминевых проводов со стальным сердечником, как правило, не рекомендуется, но допускается при соответствующих обоснованиях;

Внешняя изоляция Надежная работа высоковольтной изоляции ОРУ и ВЛ обеспечивается расположением электроустановок на достаточном расстоянии от источников загрязнения, выбором уровней изоляции, при которых число отключений ОРУ и ВЛ не превышает допустимого по условиям эксплуатации, выбором типа изоляторов и изоляционных конструкций, имеющих длительный положительный опыт эксплуатации и наиболее успешно работающих в различных условиях за грязнения и увлажнения.

Если конструкции ВЛ и ОРУ не позволяют выполнить требуемое усиление уровня изо ляции, следует в качестве вынужденной меры применить эксплуатационные профилактические мероприятия (очистку поверхности изоляторов от загрязнения, в том числе с применением об мыва водой под напряжением, и гидрофобизацию – вязких паст или эластичных кремнийорга нических покрытий). При соответствующем обосновании примененяются распределительные устройства закрытого исполнения.

Кабельные линии электропередачи и кабели Кабельные линии (КЛ) Основными направлениями при проектировании, строительстве и монтаже КЛ являются:

применение кабелей и арматуры КЛ, произведенных на промышленных установках непрерывной вулканизации, обеспечивающих низкую дефектность изоляционной системы ка белей, что является особенно важным для кабелей сверхвысокого напряжения.

выбор сечения токопроводящей жилы из расчета один кабель на фазу;

использование кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена вместо маслонаполнен ных кабелей и кабелей с бумажно-масляной изоляцией;

снижение эксплуатационных издержек;

развитие технологий оценки технического состояния КЛ без вывода КЛ из работы;

обеспечение гарантийного обслуживания КЛ;

формирование аварийного резерва кабельной арматуры;

осуществление разработки НТД с учетом рекомендаций МЭК, СIGRE, в т.ч. приме нительно к различным природно-климатическим условиям.

Технологии производства строительно-монтажных работ в процессе строительства КЛ включают:

производство земляных работ с применением бестраншейных способов прокладки КЛ горизонтально-направленного бурения или коллекторов – в целях защиты природоохран ных зон и благоустроенных участков городов;

внедрение комплексной механизации работ при прокладке КЛ с использованием вы сокопроизводительных комплексов машин и оборудования;

применение способа прокладки КЛ по территории ПС в лотках, на эстакадах или в коллекторах;

обеспечение возможности монтажа КЛ высокого напряжения с максимальной на дежностью и скоростью;

использование существующих конструкций мостов и совместное сооружение мосто вых и кабельных переходов через водные преграды, крупные автомагистрали.

Для КЛ классов напряжений 110 кВ и выше должны применяться кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена со встроенным оптоволокном и сечениями токопроводящих жил до мм2, в т.ч. полностью герметизированных конструкций, с наружными оболочками, выполнен ными из материалов пониженной горючести, с низким дымо- и газовыделением или из безгало генных композиций с высоким кислородным индексом.

При подводной прокладке должны применяться бронированные кабели и арматура, имеющие герметичные конструкции, обеспечивающие работу в течение запланированного сро ка службы в условиях гидростатического давления.

Количество и типы применяемой арматуры кабелей определяются проектом прокладки КЛ. Арматура должна иметь максимальную степень заводской готовности, обеспечивающую минимизацию влияния человеческого фактора и вероятности повреждения элементов конст рукции муфт при монтаже и транспортировке, в том числе:

«сухие» конструкции элегазовых вводов, соединительных и концевых муфт, адапти рованные к монтажу кабелей с оптическими волокнами, интегрированными в экран кабеля, ориентированные на исключение применения жидких диэлектрических сред, кроме случаев, оговоренных в проекте;

композитные изоляторы для концевых муфт наружной установки с различными длинами пути утечки в зависимости от степени загрязнения атмосферы на объекте;

конструкции, обеспечивающие защиту от механических повреждений, проникнове ния воды и пыли;

специальные адаптеры для периодического контроля уровней частичных разрядов с помощью передвижных испытательных установок.

В однофазных кабелях напряжением до 500 кВ необходимо предъявлять повышенное внимание к выбору способа соединения и заземления экранов. Выбор сечения экрана и его за земление должны осуществляться по условиям допустимого нагрева КЛ в нормальном режиме работы, а также в режиме КЗ, безопасности обслуживания с учетом количества и мест располо жения коробок транспозиции и проектирования КЛ по принципу минимизации количества со единительных муфт. Выбор способа обустройства экранов (частичное разземление или приме нение систем транспозиции) должны проводиться индивидуально в каждом конкретном случае в зависимости от величин токов короткого замыкания и условий безопасного проведения работ при эксплуатации и техническом обслуживании.

Подстанции Основными направлениями при проектировании, строительстве и монтаже ПС являются:

сокращение площадей ПС путем оптимизации схемно-компоновочных решений, при условии сохранения надежности;

применение КРУЭ и закрытых РУ с целью повышения надежности функционирова ния ПС и прилегающих энергоузлов за счет повышения готовности оборудования, минимиза ции влияния человеческого и климатического факторов, а также с целью повышения безопас ности оперативного и ремонтного персонала, ограничения влияния ПС на экологию, компакти зации и повышения их эстетического вида, оптимизации эксплуатации необходимо при новом строительстве, реконструкции и техническом перевооружении:

РУ 500-750 кВ, расположенных в городах, в районах с абсолютным минимумом температуры ниже -45° С;

РУ 6-35 кВ с количеством питаемых присоединений 4 и более, а также РУ, от которых осуществляется питание собственных нужд ПС;

обеспечение расширения ПС в перспективе за счет:

увеличения трансформаторной мощности путем замены на трансформатор более высокой мощности или установки дополнительного трансформатора;

увеличения количества присоединений РУ путем резервирования места или пу тем обеспечения готовности ячеек;

на ПС с закрытыми РУ 110 – 500 кВ предусматривать использование тепла транс форматоров для обогрева помещений;

при проектировании закрытых ПС предусматривать отдельные здания для РУ и трансформаторов 110 кВ и выше;

выполнять облегченные предварительно-напряженные железобетонные стойки, же лезобетонные сваи, монолитные и сборно-монолитные фундаменты под оборудование, а также монолитные и сборные, в т.ч. поверхностные и свайные, железобетонные фундаменты под порталы;

трансформаторы устанавливать на пути перекатки;

при соответствующем обоснова нии допускается безрельсовая (бескареточная) установка;

применение высокоэффективных материалов для защиты от коррозии строительных конструкций, коррозионностойких сталей повышенной прочности для изготовления металло конструкций порталов и опорных конструкций под оборудование;

окраску бетонных поверхностей осуществлять маслостойкой краской для защиты поверхности от трансформаторного масла.

3.5.5.2. Производство электротехнического оборудования Таблица 3.5.7 – Перечень основных производителей оборудования № Наименование Наименование предприятий производителей пп оборудования ОАО «Иркутсккабель»;

ОАО НП «Подольсккабель»;

ООО «Камский кабель»;

Кабельно ОАО «Севкабель – Холдинг»;

ОАО «Кирскабель», ООО «Завод Москабель», ЗАО проводниковая «Завод Людиновокабель»;

ЗАО «Томсккабель»;

ЗАО «Самарская кабельная ком продукция пания»;

ОАО «ЭЛЕКТРОКАБЕЛЬ «Кольчугинский завод»;

ЗАО "Промкабель»;

ОАО «Уфимкабель»;

ОАО Завод «Чувашкабель»;

ОАО «Самарская оптическая кабельная компания»;

ЗАО «ОФС Связьстрой-1 ВОКК»;

ОАО «Сарансккабель Оптика»;

ООО «Эликс-Кабель»;

ОАО «Амурский кабельный завод»;

ООО «Ка бельный завод «АЛЮР»;

ООО Верхнеокский кабельный завод;

ООО ПКФ «Воро нежкабель»;

АОЗТ «Воронежтелекабель»;

ООО «Дмитров – Кабель»;

ООО «Евро кабель 1»;

ЗАО «Завод Кубаньпровод»;

ООО Кабельный завод «Коаксиал»;

ООО КАПЛЕКС;

ООО Конкорд;

ООО Контуркабель;

АОЗТ «Металлист»;

ОАО «Завод Микропровод»;

ООО «Можайский кабель»;

ЗАО «Нева Кабель»;

ООО «Новэк»;

ООО НПП «Информсистема»;

ООО НПЦ «Гальва»;

ОАО «ОКБ КБ»;

ЗАО «ОКС 01»;

АОЗТ «ОПБК»;

ООО Оптен;

ЗАО Промстройкабель;

ООО Рассвет;

ЗАО Река Кабель;

ОАО Росскат;

АО «Ростовка бель»;

ЗАО «Сибкабель»;

ГК «Специальные системы и технологии»;

НПП «Спец кабель»;

ЗАО СПКБ Техно»;

ООО «НПП Старлинк»;

ООО Таткабель;

ОАО Тверь энергокабель;

НТЦ Теплоскат;

ЗАО ТРАНСВОК;

ООО ТФ Агрокабель;

ЗАО «Цветмет»;

ОАО ЭКСПОКАБЕЛЬ;

ЗАО «Электропровод»;

ООО «Электросетьизо ляция»;

ЗАО Электротехмаш;

ЗАО «Элкаб»;

«Эмальпрорвод»;

ЗАО «Завод «Энер гокабель»;

ЗАО «Яуза-Кабель»;

ООО НКЗ «Электрокабель НН».

ОАО «Московский завод Электрощит»;

ООО «Тольяттинский трансформатор»;

Силовые транс ЗАО «Группа компаний «Электрощит»-ТМ Самара»;

ЗАО «Трансформер»;

ОАО форматоры, «ПК ХК Электрозавод»;

ООО «Корпорация «Русский трансформатор»;

Группа шунтирующие предприятий «Энергомаш»;

ООО «РосЭнергоТранс»;

ОАО «Самарский транс реакторы форматор»;

ОАО «Алтайский трансформаторный завод»;

ЗАО «Группа «Сверд ловЭлектро»;

Уральский завод трансформаторных технологий;

ЗАО «Тульский завод трансформаторов»;

ООО «Невский трансформаторный завод»;

ОАО «Геор гиевский трансформаторный завод»;

Завод НВА;

ОАО «Биробиджанский завод силовых трансформаторов»;

Самарский трансформаторный завод»;

УП «Чебок сарский электрозавод трансформаторов»;

Псковский завод силовых трансформа торов;

«Завод СЭТ»;

ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока»;

Компа ния «СлавЭнерго».

№ Наименование Наименование предприятий производителей пп оборудования ОАО «Алтайский трансформаторный завод»;

ЗАО «ЭЗОИС»;

ЗАО «Вологодский Комплектные электромеханический завод», ЗАО «Мытищинский электромеханический завод», распределитель ОАО «Азовский электромеханический завод»;

ЗАО «Трансформер»;

«Завод СЭТ»;

ные устройства ООО «КРУЭЛТА»;

ЗАО «Ампер-Белгород»;

ЗАО «Группа компаний «Электро и трансформа щит»-ТМ Самара»;

ОАО «НПП Контакт»;

ОАО «Орбита»;

ОАО «Московский за торные подстан вод Электрощит»;

ОАО «ПК ХК Электрозавод»;

ОАО «Завод Электропульт»;

ции ЗАО «ГК «Таврида электрик», ООО «НИИЭФА-ЭНЕРГО, ООО «НПП Электро балт», ЗАО «ЗЭТО», ООО Завод «Калининградгазавтоматика», ПКФ «Автомати ка»;

ООО «ВостокЭнергоКомплект»;

ЗАО «Чебоксарский электроаппаратный за вод»;

ОАО «МЭЛ»;

ОАО «Самарский трансформатор»;

ЗАО «ЭЗОИС»;

ООО НПФ «Энергострой»;

ЗАО «Завод «РаспредЭлектрощит»;

ООО ЗАО «Георг Энер го»;

ЗАО «Холдинговая компания Стройэнергосервис»;

Завод НВА;

ЗАО «Группа «СвердловЭлектро»;

ОАО «ПО Элтехника»;

ООО НПП «ЭКРА»;

ОАО «ВНИИР»;

ООО «Прософт-Системы».

Трансформато- ОАО «Электрощит-К»;

ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока»;

ОАО ры тока и на- «Самарский трансформатор»;

ОАО «ПО Электроаппарат»;

ОАО «ПК ХК Элек пряжения трозавод»;

ООО «НПП ИТРАН»;

ЗАО «Группа компаний «Электрощит» ТМ Са мара»;

ОАО «Энергомеханический завод»;

ОАО ВО «Электроаппарат», ОАО «Ра менский электротехнический завод Энергия»;

ЗАО «Высоковольтный союз»;

ООО «Невский трансформаторный завод»;

Армавирский электротехнический за вод;

Компания «СлавЭнерго»;

ЗАО «Группа «СвердловЭлектро».

Коммутацион- ЗАО «ЗЭТО»;


ЗАО «Группа компаний «Электрощит» - ТМ Самара»;

ЗАО «Воло ное оборудова- годский электромеханический завод»;

ОАО ВО «Электроаппарат»;

ОАО «ПК ХК ние (выключате- «Электрозавод»;

ОАО «Энергомеханический завод»;

Группа предприятий «Энер ли, разъедини- гомаш»;

ОАО «ПО Элтехника».

тели и др.) Распределитель ЗАО «Чебоксарский электроаппаратный завод»;

ЗАО МПОТК «Техно-комплект»;

ные устройства ОАО «ПО «Элтехника»;

ЗАО «Холдинговая компания Стройэнергосервис»;

ООО постоянного то НПП «ЭКРА».

ка Устройства ре- ЗАО «РАДИУС Автоматика»;

ООО НПП «ЭКРА»;

ООО «НПП Бреслер»;

ООО лейной защиты «ИЦ Бреслер»;

ООО «НТЦ Механотроника»;

ЗАО «Высоковольтный союз», ООО и автоматики «Реон-Техно»;

ЗАО «Группа компаний «Электрощит» - ТМ Самара»;

ОАО «ВНИИР»;

ЗАО «НПО «Электроаппарат»;

ООО «НПП Электробалт»;

ЗАО «ЗЭ ТО»;

ЗАО «Чебоксарский электроаппаратный завод»;

ОАО «ПО Элтехника».

Ограничители ОАО «Феникс-88»;

ЗАО «НИИ «ЗАИ»;

ЗАО «ЗЭТО»;

ЗАО «ГК «Таврида Элек перенапряжений трик».

№ Наименование Наименование предприятий производителей пп оборудования Автоматизиро- ФГУП «Нижегородский завод им. Фрунзе»;

ООО «Эльстер Метроника»;

ЗАО ванные инфор- «НПФ Прорыв»;

ООО «Прософт-Системы»;

ООО «МНПП Электроприбор»;

ЗАО мационно- «РАДИУС Автоматика»;

ОАО «ВНИИР»;

ЗАО «Системы связи и телемеханики».

измерительные системы ком мерческого уче та электроэнер гии и Контрольно измерительные приборы 10 Автоматизиро- ЗАО «Системы связи и телемеханики»;

ООО «НИИЭФА-ЭНЕРГО;

ООО «НПП ванные системы Электробалт»;

ЗАО «ЗЭТО»;

ЗАО «РАДИУС Автоматика»;

ООО НПП «ЭКРА»;

управления тех- ООО «ИЦ Бреслер»;

ООО «НТЦ Механотроника»;

ОАО «ВНИИР»;

ЗАО «Че нологическими боксарский электроаппаратный завод»;

ООО «Прософт-Системы»..

процессами 11 Преобразова- ОАО «ПК ХК «Электрозавод»;

ОАО «Электровыпрямитель»;

ООО «Тольяттин тельная техника ский Трансформатор»;

Завод НВА;

ООО «Энергия - Т».

12 Батареи статиче- Научно-производственный центр «Энерком-Сервис»;

ОАО «ПК ХК «Электроза ских конденса- вод»;

Компания «СлавЭнерго»;

ООО «Энергия - Т»;

ОАО «Поликонд».

торов и СТК 13 Опоры ОАО «Опытный завод «Гидромонтаж»;

Группа предприятий «Энергомаш»;

ЗАО «ЭнергоСталь»;

ООО «Опора»;

ООО «Средневолжский завод металлоконструк ций»;

ОАО «НИЗМК»;

ОАО «Феникс-88»;

ООО «ЛЭПстрой».

ЗАО Московский завод «Изолятор»;

ЗАО «ЗЭТО»;

ОАО «Феникс-88»;

ЗАО «Ар 14 Арматурная и электроизоляци- матурно-изоляторный завод»;

ЗАО «Тульский арматурно-изоляторный завод»;

онная продукция ЗАО «РОСИЗОЛ»;

ООО «Уралкабельпроект»;

ООО «НИЛЕД»;

ОАО «Южно уральский арматурно-изоляторный завод»;

ООО «ТК Товарковский завод высоко вольтной аппаратуры»;

ООО Великолукский завод электротехнического фарфо ра»;

ОАО «Новосибирский арматурно-изоляторный завод».

Анализ, проведенный путем экспертных оценок конкретных производителей электро технического оборудования (более 40 заводов-изготовителей), показал, что по основному элек тротехническому оборудованию (трансформаторы, реакторы, разъединители, ограничители на пряжения и др.) потребности ЕЭС России могут быть обеспечены отечественными производи телями на 100%. Недостаточны производственные мощности по производству элегазовых вы ключателей на 330 и 500 кВ, КРУЭ на 110-750 кВ, кабелей с изоляцией из сшитого полиэтиле на, управляемых приборов силовой электроники. По указанным позициям потребности могут быть удовлетворены отечественными производителями примерно на 50%.

По данным ОАО «Холдинг МРСК» большинство видов сетевого оборудования полно стью обеспечено производством в России.

3.5.5.3. Диагностика и ремонт оборудования и сооружений 3.5.5.3.1. Диагностика электрооборудования Диагностика и мониторинг ВЛ.

Диагностика ВЛ должна выполняться преимущественно на основе методов неразру шающего контроля и должна включать следующие основные виды работ:

контроль внешней изоляции ВЛ;

контроль проявлений высоковольтного пробоя;

измерение габаритов проводов, грозозащитных тросов и трассы ВЛ;

магнитометрический контроль состояния металлических конструкций опор;

дефектоскопию оттяжек промежуточных опор;

тепловизионный контроль соединений проводов, арматуры и изоляции;

ультразвуковой контроль анкерных креплений фундаментов;

сейсмоакустический контроль состояния фундаментов и железобетонных конструк ций;

определение типоразмеров анкерных плит;

измерение сопротивления контура заземления;

измерение удельного сопротивления грунта.

Диагностическое обследование ВЛ должно проводиться:

на вновь вводимых в эксплуатацию ВЛ - в первый год их эксплуатации;

на ВЛ, находящихся в эксплуатации 25 лет и более:

при отбраковке 5% и более контактных соединений - ежегодно;

при отбраковке менее 5% контактных соединений - не реже 1 раза в 3 года;

на ВЛ, работающих с предельными токовыми нагрузками, питающих ответственных потребителей или работающих в условиях повышенных загрязнений атмосферы, больших вет ровых и гололедных нагрузках – ежегодно;

на остальных ВЛ не реже 1 раза в 6 лет.

При контроле технического состояния ВЛ рекомендуется применять:

автоматизированные системы мониторинга повреждений ВЛ, грозовой активности, гололеда и пожаров в районах расположения магистральных ЛЭП и ПС;

аэросканирование с электромагнитной, лазерной, ультрафиолетовой и инфракрасной фиксацией дефектов при токовой нагрузке обследуемой ВЛ не ниже 50% от номинальной.

Диагностика и мониторинг КЛ КЛ 110-500 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена должны снабжаться:

системами мониторинга температуры кабелей, оперативного реагирования на возни кающие перегрузки, выявления возможностей увеличения нагрузки без превышения допусти мой температуры.

передвижными испытательными установками для контроля состояния изоляции КЛ;

устройствами тепловизионного контроля с точностью измерений не менее 0,1С, с регистрацией частичных разрядов и их акустической локации для контроля состояния изоляции концевых муфт.

Диагностика и мониторинг оборудования ПС На вновь строящихся и реконструируемых ПС должно применяться электрооборудова ние в конструктивном исполнении, обеспечивающем возможность организации мониторинга технического состояния под рабочим напряжением без его отключения.

Применение средств и систем автоматической диагностики должно быть реализовано с обеспечением доступа к оперативной информации о техническом состоянии оборудования и передачи её в АСУ ТП.

Под рабочим напряжением преимущественно должен быть обеспечен непрерывный ав томатический контроль состояния:

силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов;

высоковольтных вводов 110 кВ и выше.

трансформаторов тока и напряжения 330 кВ и выше;

ограничителей перенапряжений;

выключателей и разъединителей.

Силовые трансформаторы, элегазовые комплектные устройства и аппараты перед вво дом в эксплуатацию должны испытываться повышенным напряжением с измерением и локаци ей частичных разрядов.

Заземляющие устройства должны диагностироваться с учетом взаимного влияния и рас пределения токовой нагрузки по всему устройству заземления с обеспечением установленных требований к уровням электромагнитных воздействий.

Электромагнитная совместимость Все устройства и кабели вторичной коммутации ПС подвергаются электромагнитным воздействиям, возникающим при коротких замыканиях, переключениях первичного оборудова ния, ударах молнии, работе высокочастотной связи разного назначения и т.п.

На ПС должна быть обеспечена электромагнитная обстановка, при которой уровни элек тромагнитных воздействий всех видов не должны превышать допустимых значений для каждо го конкретного устройства.

Требуемая электромагнитная обстановки на ПС обеспечивается выполнением комплекса организационных и технических мероприятий:

выполнением заземляющих устройств, обеспечивающих выравнивание потенциала на территории ПС и заземленном оборудовании;

применением, как правило, коррозионостойких материалов со сниженным удельным сопротивлением для заземляющих устройств;

выполнением молниезащиты, исключающей перекрытие изоляции и проникновение перенапряжений в цепи вторичной коммутации;

выбором компоновки ПС с учетом электромагнитного влияния первичных цепей и оборудования на цепи вторичной коммутации и отдельные устройства;

выполнением обследований на электромагнитную совместимость для вновь строя щихся и реконструируемых ПС силами специализированных организаций;

выбором способа и трасс прокладки силовых кабелей и кабелей вторичной коммута ции, гарантирующих уровни наводок, помех и других влияний, допустимых для применяемых устройств ПС;

запретом прокладки в одном кабеле цепей постоянного оперативного и переменного тока;

принятием при необходимости дополнительных мер по обеспечению ЭМС (приме нение экранированных кабелей, установка фильтров в цепях питания и др.);

принятием мер по защите электроустановок от высокочастотных коммутационных перенапряжений;

принятием мер по защите от статического электричества;

принятием мер по защите от радиоизлучения;

применением на ПС волоконно-оптических кабелей;

размещением кабельных лотков, как правило, ниже поверхности земли.

3.5.5.3.2 Ремонт оборудования и сооружений Важное направление обеспечения надежности — выполнение ремонта оборудования и мониторинг его состояния. В настоящее время в отрасли отсутствует единая информационная база о проводимых ремонтах, нет полной и достоверной информации о состоянии оборудования и результатах ремонтной деятельности. Собираемая от субъектов электроэнергетики информа ция разрознена, недостоверна и не дает полной картины состояния энергетического оборудова ния.


Отсутствуют отраслевые критерии степени износа, оценки технического состояния обо рудования и не разработаны меры по выводу его из эксплуатации, продлению ресурса или сро ка службы, модернизации либо замены новым, более эффективным оборудованием. Как резуль тат, отсутствует единый подход к оценке необходимости проведения ремонтов.

Необходимо воссоздать полноценную систему мониторинга состояния оборудования и проведения его ремонта.

3.5.5.4 Испытательные центры и стенды Испытательный центр для проведения комплексных исследований и испытаний, необхо димых для создания современных ВЛ постоянного и переменного тока.

Перечень испытательных центров и стендов для электросетевого комплекса приведен в Приложении № 38. Испытательный центр должен быть оборудован для проведения исследова ний, связанных с сооружением современных ВЛ переменного и постоянного тока, в том числе напряжением до 1150 кВ, и компактных ВЛ на напряжение до 500 кВ. Должна быть предусмот рена возможность одновременного проведения работ на постоянном и переменном напряжении, в том числе, аттестационных испытаний и проверки правильности проектных решений для кон кретных ВЛ, намеченных к строительству.

Наряду с основными исследованиями, связанными с разработкой конструкции ВЛ, долж но быть предусмотрено проведение систематических испытаний основного высоковольтного оборудования (разъединителей, вводов, ОПН, шинных опор, опорной изоляционной конструк ции реакторов, емкостных фильтров и т.д.).

На опытной ВЛ должны проводиться исследования и испытания, связанные с оценкой электрических характеристик основных типов опор, конструкции фазы или полюса (диаметра и количества проводов, радиуса их расщепления). Для сокращения трудозатрат при монтаже раз личных вариантов опор, проводов и гирлянд необходимо предусмотреть универсальные конст рукции опор на базе отдельных конструкций. Должны быть предусмотрены испытания много полюсных ВЛ постоянного тока и многофазных ВЛ переменного тока. Проведение испытаний должно быть максимально механизировано и автоматизировано.

В состав испытательного центра входят: исследуемая ВЛ, испытательная площадка, высоковольтный зал с испытательными установками, зал для исследования загрязненной изо ляции, стенды и установки для исследования и испытания линейных и опорных изоляторов, вводов и других изоляционных конструкций.

Общие требования к испытательному центру:

расположение в зоне, где отсутствует и не планируется жилая и промышленная за стройка;

наличие электрической сети требуемой мощности и напряжения для питания высо ковольтных электроустановок, обеспечение специального контура заземления;

надежное функционирование комплекса инженерных средств телекоммуникацион ным оборудованием, холодной и горячей водой, отоплением, канализацией и др.;

обеспеченность асфальтобетонным покрытием.

Проектирование и строительство испытательного центра в целом вполне может быть выполнено российскими организациями. Ориентировочное число персонала не должно превы шать 50-70 человек.

3.5.5.5 Кадровое обеспечение Кадровая политика должна быть направлена на обеспечение потребностей электросете вого комплекса в высококвалифированном персонале, адаптации работников трудовых коллек тивов, мотивации на достижение высоких результатов и создании условий для эффективного труда.

Наибольшую потребность электросетевой комплекс испытывает в электромонтерах всех специализаций, инженерах технических служб, водителях автомобилей оперативно-выездных бригад и мастерах производственных участков. Удовлетворить спрос в работниках данных ка тегорий непросто, учитывая сложную ситуацию в системе профессионального образования в части подготовки специалистов технической направленности.

Нехватка инженерных кадров, снижение уровня подготовки выпускников технических ВУЗов, резкое сокращение числа учащихся в средних специальных учебных заведениях, в том числе готовящих выпускников по электроэнергетическим специальностям, требует принятия мер по укреплению сотрудничества электросетевых компаний с этими учебными заведениями путем заключения специальных соглашений о сотрудничестве. Это будет способствовать не только укреплению кадрового потенциала электросетевого комплекса, но и целевой подготовке специалистов по новым перспективным направлениям.

Для восполнения кадрового дефицита необходима активизация деятельности региональ ных учебных центров с формированием единых требований к процессу подготовки производст венного персонала с целью создания на базе этих центров системы непрерывного профессио нального обучения.

3.5.5.6 Предложения по совершенствованию нормативно-методической базы Требуется проведение серьезной работы по совершенствованию нормативно методической базы, обеспечивающей поддержание надежности и развития электросетевого комплекса. В связи с этим необходима:

разработка национальных стандартов на электротехническое оборудование с учетом новых требований, предъявляемых к этому оборудованию, а также национальных стандартов по системной надежности в электроэнергетике;

разработка технических регламентов, отражающих требования к электрооборудова нию в области безопасности, экологичности и электромагнитной совместимости;

создание нормативно-технического обеспечения в области эксплуатации современ ного электротехнического оборудования;

разработка технических требований к современным системам диагностики электро оборудования ПС и ЛЭП;

разработка нормативно-методической базы, отражающей требования по обеспече нию качества электрической энергии, разделение и закрепление ответственности между субъ ектами электроэнергетики по степени влияния на показатели качества электрической энергии.

3.5.6 Механизмы реализации Подпрограммы модернизации электросетевого ком плекса 3.5.6.1 Оценка стоимости Подпрограммы модернизации электросетевого комплекса В табл. 3.5.8 представлены суммарные показатели по объему финансирования (в ценах на 01.01.2010 г.), вводов новых, а также реконструируемых электросетевых объектов.

Таблица 3.5.8 – Суммарные показатели по объемам финансирования, вводам нового строительства, реконструкции и технического пере вооружения электросетевых объектов за период 2011-2020 гг..

Объем финансирования, млн руб.

Объемы вводов 2011- 2016- 2011 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2015 2020 км МВА 220 кВ и выше (ЕНЭС) Реконструкция и техническое 404 8 923 115 854 25 012 33 002 29 800 29 652 44 272 161 737 60 512 59 514 48 337 39 043 34 923 242 перевооружение 1 034 Новое строительство 48 612 126 723 116 573 121 948 119 078 114 515 105 098 577 212 156 472 81 881 92 962 82 304 44 005 457 1 438 Всего 57 535 242 577 141 584 154 950 148 878 144 166 149 370 738 949 216 984 141 395 141 299 121 347 78 928 699 220 кВ (распределительные сети) Реконструкция и техническое 51 483 11 462 5 948 5 856 9 023 10 817 8 601 40 245 3 096 2 084 1 770 2 446 1 820 11 перевооружение 196 Новое строительство 4 212 12 203 5 925 10 376 12 199 16 991 16 964 62 455 23 603 46 478 37 461 18 328 8 603 134 248 Всего 4 695 23 665 11 873 16 232 21 222 27 808 25 565 102 700 26 699 48 562 39 231 20 774 10 423 145 110 кВ Реконструкция и техническое 553 28 678 53 378 34 408 48 675 50 376 64 423 58 429 256 311 53 852 55 087 62 112 64 706 61 894 297 перевооружение 405 Новое строительство 20 310 31 380 19 910 22 113 30 462 39 212 33 490 145 187 43 346 51 417 57 262 55 805 52 879 260 959 Всего 48988 84758 54 318 70 788 80 838 103 635 91 919 401 498 97 198 106 504 119 374 120 511 114 773 558 35-0,4 кВ Реконструкция и техническое 372 126 978 15 068 21 270 22 895 29 966 32 240 33 552 139 923 40 852 44 842 45 564 49 284 52 261 232 перевооружение 256 Новое строительство 70 770 17 016 19 817 20 614 17 616 16 623 21 218 95 888 30 365 31 860 31 224 32 720 33 988 160 628 Всего 197748 32084 41 087 43 509 47 582 48 863 54 770 235 811 71 217 76 702 76 788 82 004 86 249 392 Всего Реконструкция и техническое 165 062 195 762 86 638 110 428 119 165 137 132 144 854 598 216 158 312 161 527 157 783 155 479 150 898 783 999 1 382 перевооружение Новое строительство 143 904 187 322 162 225 175 051 179 355 187 341 176 770 880 742 253 786 211 636 218 909 189 157 139 475 1 012 963 1 893 ВСЕГО 308 966 383 084 248 862 285 479 298 520 324 472 321 624 1 478 958 412 098 373 163 376 692 344 636 290 373 1 796 962 3 275 3.5.6.2 Финансовые механизмы реализации Подпрограммы модернизации электро сетевого комплекса Основным финансовым механизмом, введенным в настоящее время в практику работы сетевых компаний, является переход к тарифообразованию на основе доходности на инвестиро ванный капитал (RAB-регулирование). Основными элементами новой системы тарифообразо вания являются:

обеспечение гарантированных условий по доходности капитала для расширенного привлечения внешних финансовых ресурсов сетевыми компаниями;

соответствующее этому перераспределение во времени инвестиционной составляю щей сетевого тарифа для потребителей.

Размер инвестированного капитала, на который распространяется условия RAB регулирования, должен четко определяться составом сетевых объектов, обоснованных при раз работке Подпрограммы модернизации и уточненных в работах по системному проектированию развития электроэнергетики: для ЕНЭС – это Схема и программа Единой энергетической сис темы России, для распределительных сетей – схемы и подпрограммы развития электроэнерге тики субъектов РФ.

При этом для объектов, ввод которых обоснован задачами повышения надежности энер госнабжения потребителей, может быть задействован механизм софинансирования с привлече нием средств потребителей, что позволит частично перераспределить в динамике объемы инве стиционной нагрузки на тарифы сетевых организаций.

Внедрение RAB-регулирования приводит к росту тарифов на передачу и распределение электроэнергии и поэтому должно сопровождаться ужесточением требований к их эффективно сти:

в части инвестиционных затрат необходим контроль за ростом стоимости на базе ти повых инвестиционных проектов по реконструкции и новому строительству электросетевых объектов;

в части эксплуатационных затрат необходимо формирование тарифной выручки с учетом индексов снижения затрат и потерь электроэнергии;

в части объема включаемых в тариф финансовых обязательств необходим контроль за обоснованной доходностью сделанных инвестиций и особенно – доходностью уже имеющихся активов.

В целом RAB-регулирование не обеспечивает минимизацию затрат на развитие электри ческих сетей в рамках системы целостного управления развитием и функционированием элек троэнергетики.

3.5.6.3 Контроль и мониторинг реализации Подпрограммы модернизации электро сетевого комплекса Механизм реализации Подпрограммы предусматривает использование комплекса необ ходимых организационных, экономических и правовых мероприятий.

Текущее управление и контроль реализации Программы осуществляются ответственным исполнителем Подпрограммы и соисполнителями Подпрограммы в соответствии с «Порядком разработки, реализации и оценки эффективности государственных программ Российской Феде рации», утверждённым Постановлением Правительства Российской Федерации от 2 августа 2010 г. № 588.

Ответственный исполнитель Подпрограммы совместно с соисполнителями Подпрограм мы формирует организационно-финансовый план выполнения мероприятий по реализации Подпрограммы. План уточняется каждый год на основе оценки результативности мероприятий Подпрограммы и достижения целевых индикаторов. Перечень проектов, реализуемых в рамках Подпрограммы, корректируется и, при необходимости, дополняется.

Порядок отбора исполнителей проектов и мероприятий Подпрограммы устанавливается нормативным правовым актом в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Исполнителями мероприятий Подпрограммы являются организации, с которыми:

соисполнители Подпрограммы заключают контракты либо иные гражданско правовые договоры по результатам конкурсов в установленном законодательством Российской Федерации порядке, при этом негосударственные организации заключают договоры на реали зацию мероприятий Подпрограммы за счёт средств из внебюджетных источников.

Министерство энергетики Российской Федерации как ответственный исполнитель Под программы в ходе её реализации:

организует выполнение государственной подпрограммы;

предоставляет по запросу Министерства экономического развития Российской Феде рации и Министерства финансов Российской Федерации сведения, необходимые для проведе ния мониторинга реализации подпрограммы;

запрашивает у соисполнителей информацию, необходимую для подготовки ответов на запросы Министерства экономического развития Российской Федерации и Министерства финансов Российской Федерации;

проводит оценку эффективности мероприятий, осуществляемых соисполнителем;

запрашивает у соисполнителей информацию, необходимую для проведения оценки эффективности подпрограммы и подготовки отчёта о ходе реализации и оценке эффективности подпрограммы;

подготавливает годовой отчёт и представляет его в Министерство экономического развития Российской Федерации, в Министерство финансов Российской Федерации и в Прави тельство Российской Федерации.

Соисполнители Подпрограммы:

участвуют в разработке и осуществляют реализацию мероприятий Подпрограммы, в отношении которых они являются соисполнителями;

представляют в установленный срок ответственному исполнителю необходимую ин формацию для подготовки ответов на запросы Министерства экономического развития Россий ской Федерации и Министерства финансов Российской Федерации, а также отчёт о ходе реали зации мероприятий государственной подпрограммы;

представляют ответственному исполнителю информацию, необходимую для проведе ния оценки эффективности подпрограммы и подготовки отчёта о ходе реализации и оценке эф фективности подпрограммы;

представляют ответственному исполнителю копии актов, подтверждающих сдачу и приём в эксплуатацию объектов, строительство которых завершено, а также актов выполнения работ и иных документов, подтверждающих исполнение обязательств по заключенным кон трактам в рамках реализации мероприятий подпрограммы.

До начала реализации Подпрограммы Министерство энергетики Российской Федерации утверждает положение об управлении реализацией Подпрограммы, в котором определяются:

порядок формирования организационно-финансового плана мероприятий по реализа ции Подпрограммы;

механизмы корректировки мероприятий Подпрограммы и их ресурсного обеспечения в ходе реализации Подпрограммы;

процедуры обеспечения публичности (открытости) информации о целевых индикато рах и показателях, результатах мониторинга реализации Подпрограммы, её мероприятиях и об условиях участия в них исполнителей, а также о проводимых конкурсах и критериях определе ния победителей.

3.6 Подпрограмма «Разработка и освоение инновационных технологий и оборудования для модернизации электроэнергетики России на период до 2020 г.»

В результате реализации подпрограммы в Российской Федерации будет разработан ряд перспективных энергетических технологий, сформулированы и согласованы с отечест венными производителями энергетического оборудования технические требования к энерге тическому оборудованию нового поколения, разработаны долгосрочные планы создания перспективных энергетических технологий и конструкций энергооборудования для модерни зации энергетики России. Основные организационно-финансовые механизмы реализации Подпрограммы и схема взаимодействия представлены на рис. 3.6.1.

Реализация Подпрограммы предполагает тесное взаимодействие Министерства энер гетики России, Министерства промышленности и торговли России и Министерства образо вания и науки России по следующим ключевым направлениям деятельности:

1. Выполнение поисковых и фундаментальных НИР и НИОКР по перспективным энергетическим технологиям – в рамках реализации государственной программы «Развитие науки и технологий» на 2012-2020 гг. и ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» (отв. Минобрнауки России).

2. Стратегическое планирование технического развития электроэнергетики России и формирование технических требований к типовому энергетическому оборудованию – в рам ках государственной программы «Энергоэффективность и развитие энергетики» (отв. Мин энерго России) 3. Разработка методических основ формирования типового ряда перспективного энергетического оборудования, разработка на условиях государственно-частного партнёрст ва и внедрение принадлежащих к этому ряду головных образцов, в том числе в рамках ФЦП «Национальная технологическая база» (отв. Минпромторг России);

В рамках исполнения по ручения Правительства Российской Федерации (протокол совещания у Заместителя Предсе дателя Правительства Российской Федерации И.И. Сечина от 2 октября 2009г. № ИС-П9 27пр) была образована Автономная некоммерческая организация «Инжиниринговый центр энергетического машиностроения» (АНО «ИЦЭМ»), учредителями которой являются ОАО «НПО ЦКТИ», ОАО «НПО ЦНИИТМАШ», ОАО «ВТИ», ФГУП «ВЭИ» и ОАО «Инженер ный центр ЕЭС». В соответствии с пунктом 10 Протокола совещания у Председателя Прави тельства Российской Федерации В.В. Путина в г. Санкт-Петербург от 8 апреля 2011 г. № ВП П9-20пр основными направления деятельности АНО «ИЦЭМ» являются разработка и изго товление головных образцов инновационного оборудования, его испытания и сертификация.

В сферу компетенции АНО «ИЦЭМ» в области силовой электротехники, энергетического и тяжелого машиностроения входят: разработка предложений для формирования единой науч но-технической политики;

мониторинг состояния отраслей в России и в мире, прогнозные и системные исследования развития в кратко-, средне- и долгосрочной перспективе;

формиро вание (разработка технических требований, бизнес-планов, технико-экономических оценок и обоснований и др.) и комплексное управление проектами создания и внедрения головных образцов инновационного энергетического оборудования;

организация проведения испыта ний и сертификации оборудования;

совместно с Минэнерго России, Минпромторгом России и заинтересованными организациями формирование и ведение Перечня перспективных тех нологий и приоритетной продукции энергетического и тяжелого машиностроения;

межпро ектная координация работ в рамках федеральных целевых программ;

разработка предложе ний по управлению интеллектуальной собственностью, создаваемой за счет средств феде рального бюджета»

В соответствии с Поручением Председателя Правительства РФ В.В. Путина (п.10 Протокола совещания от 8 апреля 2011 г. №ВП-П9-20пр) при Министерстве энергетики РФ создан Центр инновационных энергетических технологий (НП «ЦИЭТ») для решения системных научно-производственных и управленческих проблем инновационного развития электроэнергетики. Основными задачами Центра являются:

1. Организация на площадке Центра эффективного частно-государственного парт нерства по реализации приоритетных инновационных проектов в российской электроэнерге тике, в том числе демонстрационных проектов внедрения перспективных технологий Под программы.

2. Проведение технико-технологического аудита Программ инновационного разви тия энергетических компаний с государственным участием.

3. Научно-техническое сопровождение, экспертиза и контроль исполнения тематиче ских планов НИОКР энергокомпаний.



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.