Нижегородской области на гг."
Министерство топливно-энергетического комплекса
Нижегородской области
УТВЕРЖДАЮ: Министр топливно-энергетического комплекса Нижегородской области ___________________ «__»__________2006 год (число, месяц, год) |
Техническое задание
"Схема перспективного развития электрических сетей 35-500 кВ
Нижегородской области на гг."
СОГЛАСОВАНО:
Генеральный директор ОАО "Нижновэнерго" ____________________ «__»__________2006 год (число, месяц, год) | Директор филиала ЕЭС- Нижегородское ПМЭС» __________________ «__»__________2006 год (число, месяц, год) |
Генеральный директор № 6» _________________ «__»__________2006 год (число, месяц, год) | Директор филиала -ЦДУ ЕЭС» «Нижегородское РДУ» ________________ «__»__________2006 год (число, месяц, год) |
Н. Новгород
2006 г.
СОГЛАСОВАНО:
Заместитель Председателя Правления ЕЭС» ____________________ |
Технический директор ОАО «МРСК Центра и Северного Кавказа» ____________________ |
Генеральный директор филиала -ЦДУ-ЕЭС» - ОДУ Центра ____________________ |
1. Основание для проведения работы
1.1. Приказ Министра промышленности и энергетики Российской Федерации № 72 от 01.01.01 г об образовании рабочей группы по разработке Программы перспективного развития электроэнергетики Российской Федерации на период 2006 – 2020 гг.
1.2. Необходимость обеспечения - ЦДУ ЕЭС», ЕЭС», ОАО «МРСК Центра и Северного Кавказа», актуальной информацией по планированию развития ЕЭС, ЕНЭС России и Нижегородской области.
2. Актуальность и конкретные задачи
Основной целью данной работы является:
- разработка схемы перспективного развития электрических сетей 35-500 кВ Нижегородской области на период до 2015 года (далее Схема) с учетом предложений филиалов - ЦДУ ЕЭС» ОДУ Центра и Нижегородского РДУ, филиала ЕЭС» - Нижегородской ПМЭС, , администрации (правительства) Нижегородской области, изменяющейся экономической и энергетической ситуаций за прошедший период, материалов «Прогнозного баланса мощности и электроэнергии Нижегородской области на среднесрочную перспективу», мониторинга «Энергетической стратегии России»;
- разработка предложений по развитию электрических сетей напряжением 35-500 кВ на 2007 – 2015 гг.
Основной задачей работы является:
- анализ изменения состояния энергосистемы Нижегородской области за период 2004 – 2005 гг. и январь-февраль 2006 г.;
- анализ прогноза развития энергосистемы Нижегородской области в период гг. и на 2015 г. (прогноз спроса на электроэнергию, развитие генерирующих мощностей и электросетевых объектов 35 кВ и выше) в двух вариантах, умеренном и оптимистическом;
- проведение системных исследований, обосновывающих рациональное развитие энергосистемы Нижегородской области на период до 2015 г., включая выявление «узких мест»;
- исследование режимов работы основной электрической сети в новых условиях, удовлетворяющих критериям экономичности и надежности функционирования электрических сетей 35 кВ и выше по Нижегородской области на период до 2015 г.
3. Требования к выполнению работы и ее результатам
3.1. На первом этапе выполнения работы предусматривается проведение анализа функционирования энергосистемы Нижегородской области, в т. ч. электрической сети в период гг. и в зимний максимум начала 2006 г., включающий:
· оценку динамики и режимов электропотребления;
· анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы электростанций;
· анализ балансов мощности и электроэнергии;
· характеристику функционирования и развития электрической сети 35 кВ и выше Нижегородской области:
- протяженность ЛЭП и мощность ПС;
- вводы электросетевых объектов за рассматриваемый период;
- перечень ЛЭП и пропускная способность сети в межсистемных сечениях и на основных транзитных направлениях;
- уровни напряжения в сетях и по отдельным узлам, анализ использования устройств компенсации реактивной мощности;
- анализ режимов работы электрической сети, в т. ч. режимов работы системообразующей сети 110 кВ в зависимости от режимов работы сети 220 – 500 кВ;
- способность электрической сети обеспечить выдачу мощности электростанций;
- выявление «узких мест» (по пропускной способности сетевых элементов, по уровням напряжения, по уровню надежности электроснабжения потребителей с учетом нормальных и ремонтных схем сети) и предварительные предложения по их устранению;
- оценка и анализ потерь электроэнергии на ее транспорт;
- анализ технического состояния электрических сетей (ВЛ и ПС), информация по возрастной структуре, перечень первоочередных объектов, подлежащих реконструкции;
- информация о строящихся и реконструируемых электросетевых объектах;
· анализ синхронной работы энергосистемы Нижегородской области в составе ЕЭС России, в т. ч. информацию о технических возможностях существующей электрической сети, связывающей Нижегородскую область с другими регионами, для обеспечения транзита электроэнергии и мощности в смежные энергосистемы и из смежных энергосистем;
· анализ основных проблем функционирования энергосистемы Нижегородской области, в т. ч. надежности, живучести и устойчивой работы;
· анализ достаточности устройств противоаварийной автоматики.
3.2. На втором этапе работы выполняются:
3.2.1. Прогноз развития энергетической ситуации в энергосистеме Нижегородской области на период до 2015 г., в составе которого необходимо выполнить:
- корректировку прогнозных уровней электропотребления, максимумов нагрузки и режимов электропотребления (по годам 2006 – 2010 гг. и 2015 г.) в двух вариантах, умеренном и оптимистическом;
- корректировку объемов генерирующего оборудования, выработавшего парковый ресурс (по годам 2006 – 2010 гг. и 2015 г);
- анализ обеспеченности энергосистемы Нижегородской области генерирующими мощностями, выявление потребности в создании технологического резерва мощностей;
- разработку рекомендаций по развитию генерирующих мощностей (новое строительство, техническое перевооружение по годам 2006 – 2010 гг. и 2015 г);
- прогноз перспективных электрических режимов работы электростанций ( и 2015 гг.), обоснование объема вводов мощностей (в соответствии с существующими инвестиционными программами), выявление возникающих «узких мест» с разработкой предложений по их устранению;
- формирование перспективных балансов мощности и электроэнергии по энергосистеме Нижегородской области (по годам 2006 – 2010 гг. и 2015 г.).
3.2.2. Разработка рекомендаций по развитию электрических сетей на период до 2015 г., в том числе:
3.2.2.1. Анализ схемы развития сети 220-500 кВ ЕНЭС в Нижегородской энергосистеме и достаточность предложений по строительству и реконструкции ЛЭП и ПС, включенную в существующую инвестиционную программу, а также:
· обоснование предложений по строительству дополнительных объектов ЕНЭС в Нижегородской области;
· анализ предложений по новому строительству ЛЭП и ПС 35-110 кВ, а также модернизации, расширению, реконструкции и техническому перевооружению существующих электроустановок 35-110 кВ. Подготовка обоснований проведения данных работ.
3.2.2.2. Анализ и проработка (при необходимости проведение расчетов электрических режимов) предложений администрации (правительства) Нижегородской области, по развитию электрических сетей 35-500 кВ на их территории.
3.2.2.3. Рассмотрение вопросов обеспечения гарантированной выдачи мощности новых энергоблоков (электростанций), вводимых на территории Нижегородской области.
3.2.2.4. Проведение анализа возрастной структуры электрических сетей (ВЛ и ПС) на период до 2015 г., определение электросетевых объектов 35-500 кВ, подлежащих техническому перевооружению и реконструкции, разработка предложений по необходимой замене оборудования, в т. ч. реконструкции энергообъектов, выполненных по упрощенным схемам с применением отделителей и короткозамыкателей.
3.2.2.5. Проведение расчетов прогнозных электрических режимов работы электрической сети напряжением 35 кВ и выше:
· на 2010 г. – режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня, режим зимних минимальных нагрузок рабочего дня, режим летних минимальных нагрузок выходного дня, режим летних максимальных нагрузок рабочего дня;
· на 2012 г. – режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня, режим летних минимальных нагрузок выходного дня, режим летних максимальных нагрузок рабочего дня;
· на 2015 г.– режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня.
Все расчеты проводятся с учетом существующей и перспективной электрической сети 35 кВ и выше.
3.2.2.6. Разработка предложений по использованию устройств для управления режимами работы электрической сети Нижегородской области и нормализации уровней напряжения на период до 2015 г., в том числе:
· по определению ресурса управления мощностью генерации и потребителей Нижегородской энергосистемы в целях противоаварийного управления;
· по вводу средств управляемой компенсации реактивной мощности для нормализации уровней напряжения в основной электрической сети 110 кВ и выше.
3.2.2.7. Для рекомендуемых к вводу в период до 2015 г. электросетевых объектов выполняется техническое и экономическое обоснование их сооружения, с приложением необходимых расчетов.
3.2.2.8. Разработка рекомендаций по вводам электросетевых объектов 35-500 кВ в Нижегородской области на период до 2015 г. с ранжированием их по назначению и годам ввода.
3.2.2.9. Анализ и разработка схемы электрических сетей 35 кВ и выше на территории Нижегородской области с целью покрытия перспективных электрических нагрузок.
3.2.2.10. Определение потребности в инвестиционных ресурсах на ввод новых и техническое перевооружение существующих электросетевых объектов;
3.2.2.11. Разработка карт-схем электрической сети энергосистемы Нижегородской области на 01.01.2006 г, 2010 г., 2012 г. и 2015 г.
3.2.3. Выполнение работы предусматривает:
- анализ и учет замечаний и предложений, полученных по итогам рассмотрения «Схемы развития ЕНЭС ЕЭС России на период 2003 – 2012 гг. по ОЭС Центра» на региональном совещании в г. Москве, в том числе МЭС Центра, филиалов - ЦДУ ЕЭС» ОДУ Центра и региональных энергосистем, представителей администраций регионов;
- учет материалов, выполненных и утвержденных проектов электросетевых объектов, ввод которых предусматривается в рассматриваемый период в Нижегородской области, а также имеющихся проработок по схемам внешнего электроснабжения потребителей области;
- представление материалов по энергосистеме Нижегородской области по годам на период гг. по следующим разделам:
прогноз спроса на электроэнергию, балансы мощности и электроэнергии, предложения по вводу новых и техническому перевооружению существующих электросетевых объектов, прогноз потребности в инвестиционных ресурсах с учетом наличия выполненных и утвержденных проектов электросетевых объектов.
3.2.4. Учитывая длительный срок выполнения работы, Заказчик по согласованию с Разработчиком может в процессе ее выполнения представлять для рассмотрения новые электросетевые и генерирующие объекты, потребность включения новых мощностей.
3.2.5. По результатам работы должен быть сформирован список по рекомендуемым к вводу электросетевым объектам Нижегородской области на период до 2015 г. с указанием:
- состояния проектно-сметной документации;
- назначения объекта;
- протяженности ВЛ, мощности ПС;
- увеличения пропускной способности за счет сооруженных ВЛ и ПС;
- рекомендуемых сроков ввода;
- проектной стоимости (приводится в ценах 1991 г. и в текущих ценах с разбивкой по оборудованию);
- степени освоения капиталовложений на начало 2006 г. (приводится в текущих ценах);
- распределения инвестиций по годам (приводится в текущих ценах с разбивкой по оборудованию).
3.2.6. При рассмотрении периода гг. учитываются только вошедшие в Инвестиционную программу ЕЭС» и Ц и СК» на гг. электросетевые объекты. При этом в работе необходимо привести обоснование требующих включения дополнительно в Инвестиционную программу ЕЭС» и Ц и СК» на гг. (если таковые имеются) в случае недостаточной пропускной способности сетей для обеспечения электроснабжения потребителей или выдачи мощности электростанций в нормальных режимах при прогнозируемом росте электрической нагрузки.
3.2.7. Работа должна выполняться с учетом следующих нормативно-методических материалов:
- "Методические рекомендации по обоснованию эффективности сооружения объектов основной сети ЕЭС и ОЭС в рыночных условиях" (Санкт-Петербург, 1998 г.)
- "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования", утвержденные Госстроем России, Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ и Госкомпромом России ВК 477 от 01.01.2001 г.;
- "Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке проектов и бизнес-планов в электроэнергетике" Официальное издание. Москва, 1999 г;
- "Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем" (утверждены Минэнерго РФ № 000 от 01.01.2001 г.);
- "Методические указания по устойчивости энергосистем" (утверждены Минэнерго РФ № 000 от 01.01.2001 г.).
3.2.8. Работа должна учитывать:
- «Энергетическую стратегию России на период до 2020 года»;
- «Схему развития ЕЭС и ОЭС России на период до 2020 года» (ЭСП, 2004 г.);
- «Схему развития ЕНЭС ЕЭС России напряжением 220 кВ и выше на период 2003 – 2012 гг.»;
- Программу обновления объектов электроэнергетики «ЕЭС России» и АО-энерго на период до 2010 г. и прогнозный период до 2015 г. (ТЭП, 2003 г.);
- Прогнозный баланс электроэнергетики и холдинга «ЕЭС России» на 2005 – 2009 гг.;
- «Основные положения Стратегии развития ЕНЭС на десятилетний период» (утверждены Советом директоров ЕЭС» 24.12.2003 г.);
- «Программу комплексного технического перевооружения электрических сетей ОЭС ЕЭС» на 2004 – 2012 гг. (одобрена решением Правления ЕЭС» от 01.01.2001 г. № 91);
- «Сводную программу развития электрических сетей ЕЭС» на десятилетний период»;
- ежегодные отчеты филиала - ЦДУ ЕЭС» - ОДУ Центра;
- перспективные разработки проектных и научно-исследовательских институтов «Энергосетьпроект» и других отраслевых институтов;
- планы по реструктуризации «ЕЭС России»;
- программу развития производительных сил и социальной сферы Нижегородской области.
3.2.9. Научно-технические отчеты должны быть выполнены в текстовом редакторе Word for Windows с использованием для основного текста шрифта Times New Roman с размером не более 13 единиц и одинарным междустрочным шагом.
3.2.10. Для выполнения работы Заказчик представляет отчетную информацию по январскому максимуму нагрузки 2006г. и оказывает содействие в получении недоступной Исполнителю информации. Вся исходная информация для выполнения работы согласовывается с Заказчиком.
4. Взаимосвязь с предшествующими и последующими работами, предполагаемое конкретное использование результатов работы
В основу работы будут положены материалы «Схемы развития ЕЭС и ОЭС России на период до 2020 года», «Схемы развития ЕНЭС ЕЭС России напряжением 220 кВ и выше на период 2003 – 2012 гг.», «Схемы развития электрических сетей Нижегородской области».
Результаты работы будут использоваться:
- Минпромэнерго РФ для подготовки предложений при формировании краткосрочных, среднесрочных и долгосрочных инвестиционных программ ввода новых и реконструкции старых генерирующих и электросетевых объектов;
- Минпромэнерго РФ для определения очередности (приоритета) ввода генерирующих и электросетевых объектов по условию обеспечения надежного и эффективного функционирования ЕЭС и ОЭС России, надежного электроснабжения потребителей и снижения сетевых и балансовых ограничений при функционировании рынка электроэнергии;
- Минпромэнерго РФ и - ЦДУ ЕЭС» для определения мест дефицита мощности для применения механизма гарантирования инвестиций в создание перспективного технологического резерва мощностей;
- ОАО "ФСК ЕЭС", МРСК, при формировании среднесрочных и долгосрочных программ развития и технического перевооружения электросетевых объектов, строительства и определения очередности ввода электросетевых объектов, обеспечивающих надежное и эффективное функционирование ЕНЭС России;
- ОАО "ФСК ЕЭС" при рассмотрении в ФСТ вопроса включения инвестиций в сооружение и техническое перевооружение электросетевых объектов в базу для исчисления тарифа на электроэнергию;
- отраслевыми проектными и научно-исследовательскими институтами при выполнении проектных работ по схемам развития энергосистем, схемам выдачи мощности электростанций и внешнего электроснабжения крупных потребителей, разработке ТЭО и бизнес-планов сооружения и технического перевооружения объектов основной электрической сети, разработке типовых проектов и нормативных документов.
5. Основное содержание работы
5.1. Выполнение анализа функционирования энергосистемы Нижегородской области, в т. ч. электрических сетей 35 кВ и выше, включая межрегиональные связи за период 2001 – 2005 гг. и январь-февраль 2006 г. (ввод и техническое перевооружение электросетевых объектов, режимы работы электрической сети, анализ технического состояния и возрастная структура электрических сетей - ВЛ и ПС).
5.2. Разработка рекомендаций по развитию электрических сетей Нижегородской области на период гг., в том числе:
- прогноз спроса на электроэнергию в соответствии с отчетным 2005 г. и январским максимумом 2006 г., с учетом выданных ТУ для присоединения к электрическим сетям и предполагаемых заявок;
- формирование перспективных балансов мощности и электроэнергии по Нижегородской области на основе прогноза развития генерирующих мощностей с учетом необходимого резерва мощности и режимов работы;
- прогноз перетоков мощности и режимов работы системообразующей электрической сети 35-220 кВ;
- разработка вариантов развития электрической сети на перспективу до 2015 г. с учетом комплексного обеспечения требований по надежному электроснабжению потребителей и гарантированной выдач и мощности электростанциями;
- разработка предложений по нормальной схеме, делению сети при ремонтных схемах, системной противоаварийной автоматике;
- разработка предложений по обеспечению гарантированной выдаче мощности планируемых к вводу в Нижегородской области энергоблоков;
- разработка предложений по возможному развитию электрических связей, связывающих Нижегородскую область с другими энергосистемами;
- проведение анализа возрастной структуры электрических сетей (ВЛ и ПС) на период до 2015 г., определение объемов необходимого технического перевооружения электросетевых объектов;
- проведение расчетов установившихся режимов работы электрической сети 35 кВ и выше для проверки работоспособности рекомендуемой схемы сети:
· на 2010 г. – режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня, режим зимних минимальных нагрузок рабочего дня, режим летних минимальных нагрузок выходного дня, режим летних максимальных нагрузок рабочего дня;
· на 2012 г. - режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня, режим летних минимальных нагрузок выходного дня, режим летних максимальных нагрузок рабочего дня;
· на 2015 г. – режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня;
- проведение анализа возможной аварийной ситуации сети 35 кВ и выше;
- анализ и проработка (при необходимости проведение расчетов электрических режимов) предложений администрации (правительства) Нижегородской области по развитию сетей на территории;
- разработка предложений по вводам управляемых компенсирующих устройств для поддержания необходимых уровней напряжения в электрической сети;
- разработка предложений по снижению потерь мощности и электроэнергии в электрической сети (установка электронных осциллографов);
- разработка предложений по единой системе ТИ, ТС и ТМ;
- разработка предложений по системе регистрации аварийных ситуаций;
- формирование списка рекомендуемых к вводу электросетевых объектов с указанием:
· состояния проектно-сметной документации;
· назначения объекта;
· протяженности ВЛ, мощности ПС;
· увеличения пропускной способности за счет сооруженных ВЛ;
· рекомендуемых сроков ввода;
· проектной стоимости, степени освоения капиталовложений на начало 2007 г.;
- выполнение технического и экономического обоснования сооружения рекомендуемых к вводу в период до 2015 г.
- разработка карт-схем электрической сети и принципиальных схем электрических соединений напряжением 35 кВ и выше на 01.01.2006 г., 2010 г., 2015 г.;
- прогноз потребности в инвестиционных ресурсах для надежного и эффективного функционирования энергосистемы Нижегородской области на перспективу.
6. Перечень и комплектность результатов работы, подлежащих приёмке Заказчиком.
Научно-технические отчеты представляются заказчику в соответствии с календарным планом:
6.1. Научно-технический отчет «Анализ функционирования энергосистемы Нижегородской области, в том числе электрической сети напряжением 35 кВ и выше за период гг.».
6.2. Научно-технический отчет «Схема развития энергосистемы Нижегородской области на период гг., включая развитие электрических сетей 35-500 кВ в период до 2015 г. в составе:
- развитие электрических сетей и центров питания 35-110 кВ;
- развитие электрических сетей и центров питания кВ.
6.3. Краткий том «Анализ функционирования и рекомендации по развитию электрических сетей 35 кВ и выше в составе энергосистемы Нижегородской области на период до 2015 года».
6.4. Карты-схемы и принципиальные схемы электрических соединений Нижегородской области напряжением 35 кВ и выше на период гг. (отчетный год, 2008, 2010, 2012 и 2015 г. г.) с нанесением существующих и перспективных узлов включения генерирующих объектов.
6.5. Исходные данные по расчетным схемам и результаты электрических расчетов в формате RASTR, включая графическое изображение исследуемых в работе энергосистем (*.grf).
Научно-технические отчеты представляются в двух экземплярах и на магнитном носителе (CD) в Министерство топливно-энергетического комплекса Нижегородской области и 7 экземпляров в Центра и Северного Кавказа», , филиал ЕЭС» - МЭС Центра, филиал ЕЭС» - Нижегородское ПМС, №6», филиал «-ЦДУ ЕЭС» - ОДУ Центра, филиал «-ЦДУ ЕЭС» - Нижегородское РДУ.
7. Сроки проведения работы
Срок выполнения работы - 6 месяцев с момента заключения договора (октябрь 2006 г. – март 2007 г.)
