Откройте актуальную версию документа прямо сейчас
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Приложение N 1
к постановлению
Правительства Санкт-Петербурга
Основные положения
Генеральной схемы электроснабжения Санкт-Петербурга
на период до 2015 года с учетом перспективы до 2025 года
1. Цели и задачи Генеральной схемы электроснабжения
Санкт-Петербурга на период до 2015 года
с учетом перспективы до 2025 года
1.1. Генеральная схема электроснабжения Санкт-Петербурга на период до 2015 года с учетом перспективы до 2025 года (далее - Генеральная схема) представляет собой материалы по обоснованию внесения изменений в Генеральный план Санкт-Петербурга.
1.2. Задачей реализации Генеральной схемы является внесение изменений в Генеральный план Санкт-Петербурга, направленных на обеспечение устойчивого развития территории Санкт-Петербурга в части, касающейся электроснабжения, достижение бездефицитного электробаланса Санкт-Петербурга по мощности и количеству электроэнергии.
1.3. Генеральная схема определяет:
1.3.1. Основные направления и принципы развития электрической сети Санкт-Петербурга, позволяющие обеспечить нормативный уровень надежности электроснабжения существующих потребителей электроэнергии и возможность подключения к электрической сети Санкт-Петербурга новых потребителей.
1.3.2. Мероприятия по строительству новых электроэнергетических объектов, реконструкции и техническому перевооружению действующих генерирующих и электросетевых объектов.
2. Основные направления и принципы развития
электрической сети Санкт-Петербурга
2.1. Основными направлениями развития электрической сети Санкт-Петербурга (далее - электрическая сеть) являются:
2.1.1. Обеспечение надежного электроснабжения объектов жилищного фонда, объектов социального назначения, промышленных и коммунальных объектов, объектов транспортной инфраструктуры от всех видов источников электроэнергии, независимо от их имущественной принадлежности.
2.1.2. Обеспечение согласованного развития электрической сети с техническим перевооружением и расширением действующих ТЭЦ, проводимыми на базе ввода в эксплуатацию высокоэффективного электрогенерирующего оборудования в составе парогазовых, паротурбинных и газотурбинных установок и демонтажа в установленном порядке морально устаревшего и физически изношенного энергетического оборудования среднего и низкого давления при модернизации турбогенераторов высокого давления.
2.1.3. Строительство новых опорных ПС напряжением 330 кВ и выполнение реконструкции и технического перевооружения действующих системообразующих электросетевых объектов.
2.1.4. Строительство новых и реконструкция действующих распределительных электрических сетей и ПС напряжением 110 кВ:
на застроенных территориях, испытывающих дефицит электрической мощности;
на вновь осваиваемых и преобразуемых территориях размещения объектов капитального строительства;
на территориях размещения важнейших объектов жизнеобеспечения Санкт-Петербурга;
на территориях размещения объектов капитального строительства федерального и регионального значения, объектов капитального строительства, являющихся стратегическими инвестиционными проектами Санкт-Петербурга.
2.1.5. Масштабное внедрение энергосбережения в жилищном фонде, коммунальном комплексе и промышленности Санкт-Петербурга.
2.1.6. Снижение негативного воздействия топливно-энергетического комплекса на окружающую среду Санкт-Петербурга.
2.2. Основными принципами развития электрической сети являются:
2.2.1. Установка на вновь строящихся ПС напряжением 110 кВ при их полном развитии трансформаторов напряжением 110/6(10 кВ) мощностью 63-80 МВ*А.
2.2.2. Проектирование ПС в закрытом исполнении с применением электрогазового оборудования.
2.2.3. Присоединение ПС к электрической сети напряжением 110 кВ при помощи кабельных линий напряжением 110 кВ.
2.2.4. Осуществление при наличии технической возможности перевода электрической сети напряжением 6 кВ на напряжение 10 кВ.
2.2.5. Прекращение развития электрической сети напряжением 35 кВ ввиду экономической нецелесообразности.
3. Перспективные электрические нагрузки Санкт-Петербурга
В соответствии с основными мероприятиями и функциональным зонированием территории Санкт-Петербурга, предусмотренными Генеральным планом Санкт-Петербурга, планируемый прирост электрических нагрузок по районам Санкт-Петербурга в период до 2025 года составит:
N п/п |
Район Санкт-Петербурга |
Прирост нагрузки, МВт | ||
2005-2015 годы | 2016-2025 годы | 2005-2025 годы | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
1 | Адмиралтейский | 75 | 12 | 87 |
2 | Василеостровский | 257 | 9 | 266 |
3 | Выборгский | 349 | 38 | 387 |
4 | Калининский | 168 | 85 | 253 |
5 | Кировский | 323 | 21 | 344 |
6 | Колпинский | 190 | 152 | 342 |
7 | Красногвардейский | 197 | 16 | 213 |
8 | Красносельский | 363 | 275 | 638 |
9 | Кронштадтский | 54 | 129 | 183 |
10 | Курортный | 89 | 24 | 113 |
11 | Московский | 347 | 270 | 617 |
12 | Невский | 218 | 155 | 373 |
13 | Петроградский | 68 | 4 | 72 |
14 | Петродворцовый | 257 | 145 | 402 |
15 | Приморский | 347 | 172 | 519 |
16 | Пушкинский | 807 | 241 | 1048 |
17 | Фрунзенский | 143 | 59 | 202 |
18 | Центральный | 56 | 17 | 73 |
19 | Итого | 4312 | 1824 | 6132 |
4. Планируемые показатели и мероприятия
по развитию генерирующих источников электрической энергии
4.1. Планируемый прирост генерирующей мощности в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области до 2025 года составит 11662 МВт, в том числе 7022 МВт на ТЭС, осуществляющих работу на органическом топливе, и 4640 МВт на АЭС.
4.2. Основные мероприятия по обеспечению прироста генерирующих мощностей на территории Санкт-Петербурга:
4.2.1. Сооружение новых электростанций: "Юго-Западная ТЭЦ", "ТЭЦ Парнас" и "Василеостровская ТЭЦ".
4.2.2. Расширение существующих ТЭЦ: "Северо-Западная ТЭЦ", "ТЭЦ-21 Северная", "ТЭЦ-22 Южная", "Правобережная ТЭЦ-5", ЭС-1 Центральной ТЭЦ, ЭС-2 Центральной ТЭЦ, "Первомайская ТЭЦ-14".
4.3. Планируемый ввод (прирост) генерирующей мощности по генерирующим источникам на территории Санкт-Петербурга к 2025 году составит:
"Юго-Западная ТЭЦ" - 600 МВт;
"ТЭЦ Парнас" - 400 МВт;
"Василеостровская ТЭЦ" - 200 МВт;
"Северо-Западная ТЭЦ (вторая очередь)" - 900 МВт;
"ТЭЦ-22 Южная" - 450 МВт;
"ТЭЦ-21 Северная" - 180 МВт;
"Правобережная ТЭЦ-5" - 450 МВт;
ЭС-1 Центральной ТЭЦ - 180 МВт;
ЭС-2 Центральной ТЭЦ - 100 МВт;
"Первомайская ТЭЦ-14" - 210 МВт.
4.4. Покрытие дефицита генерирующих мощностей на территории Санкт-Петербурга на протяжении срока действий Генеральной схемы осуществляется за счет электростанций, расположенных в Ленинградской области.
5. Балансы мощности и электроэнергии
в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области
5.1. Баланс мощности в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области на период до 2025 года.
N п/п |
Наименование показателя баланса мощности |
Единицы измерения |
Годы | ||||
2005 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
Потребность | |||||||
1 | Совмещенный максимум нагрузки | тыс.кВт | 6440 | 8500 | 11000 | 12400 | 13500 |
2 | Передача мощности, всего | тыс.кВт | 1332 | 1440 | 1500 | 1500 | 1500 |
3 | Передача мощности внутри РФ | тыс.кВт | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
4 | Экспорт, всего | тыс.кВт | 1332 | 1440 | 1500 | 1500 | 1500 |
5 | Экспорт в дальнее зарубежье | тыс.кВт | 1332 | 1300 | 1300 | 1300 | 1300 |
6 | Экспорт в ближнее зарубежье | тыс.кВт | 0 | 140 | 200 | 200 | 200 |
7 | Суммарный максимум | тыс.кВт | 7772 | 9940 | 12500 | 13900 | 15000 |
8 | Расчетный резерв мощности | тыс.кВт | 1831 | 1950 | 2060 | 2195 | 2200 |
9 | Расчетный резерв в процентах к суммарному максимуму |
% | 23,6 | 19,6 | 16,5 | 15,8 | 14,7 |
10 | Итого потребность на совмещенный максимум |
тыс.кВт | 9603 | 11890 | 14560 | 16095 | 17200 |
Покрытие | |||||||
11 | Установленная мощность на конец года |
тыс.кВт | 10254 | 12686 | 16212 | 16802 | 17498 |
12 | АЭС | тыс.кВт | 4000 | 4000 | 6320 | 6640 | 5640 |
13 | ГЭС | тыс.кВт | 631 | 693 | 734 | 734 | 734 |
14 | Конденсационные агрегаты | тыс.кВт | 1950 | 2450 | 2300 | 2300 | 3100 |
15 | Теплофикационные агрегаты | тыс.кВт | 3673 | 5543 | 6858 | 7128 | 8024 |
16 | Располагаемая мощность на конец года |
тыс.кВт | 9648 | 12216 | 15746 | 16656 | 17375 |
17 | АЭС | тыс.кВт | 4000 | 4000 | 6320 | 6640 | 5640 |
18 | ГЭС | тыс.кВт | 564 | 617 | 652 | 652 | 652 |
19 | Конденсационные агрегаты | тыс.кВт | 1650 | 2150 | 2000 | 2300 | 3100 |
20 | Теплофикационные агрегаты | тыс.кВт | 3434 | 5449 | 6774 | 7064 | 7983 |
21 | Разрывы мощности на конец года | тыс.кВт | 606 | 470 | 466 | 146 | 123 |
22 | ГЭС | тыс.кВт | 67 | 76 | 82 | 82 | 82 |
23 | Конденсационные агрегаты | тыс.кВт | 300 | 300 | 300 | 0 | 0 |
24 | Теплофикационные агрегаты | тыс.кВт | 239 | 94 | 84 | 64 | 41 |
Покрытие совмещенного максимума | |||||||
25 | Располагаемая мощность на совмещенный максимум |
тыс.кВт | 9648 | 12216 | 15746 | 16656 | 17375 |
26 | АЭС | тыс.кВт | 4000 | 4000 | 6320 | 6640 | 5640 |
27 | ГЭС | тыс.кВт | 564 | 617 | 652 | 652 | 652 |
28 | Конденсационные агрегаты | тыс.кВт | 1650 | 2150 | 2000 | 2300 | 3100 |
29 | Теплофикационные агрегаты | тыс.кВт | 3434 | 5449 | 6774 | 7064 | 7983 |
30 | Получение мощности, всего | тыс.кВт | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
31 | Получение мощности внутри Российской Федерации |
тыс.кВт | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
32 | Импорт, всего | тыс.кВт | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
33 | Импорт из дальнего зарубежья | тыс.кВт | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
34 | Импорт из ближнего зарубежья | тыс.кВт | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
35 | Недоиспользованная мощность на совмещенный максимум |
тыс.кВт | 427 | 67 | 102 | 102 | 102 |
36 | Используемая в балансе мощность |
тыс.кВт | 9221 | 12149 | 15644 | 16554 | 17273 |
37 | Покрытие совмещенного максимума, итого |
тыс.кВт | 9221 | 12149 | 15644 | 16554 | 17273 |
38 | Избыток (+)/Дефицит (-) | тыс.кВт | -382 | 259 | 1124 | 459 | 73 |
5.2. Баланс электроэнергии в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области на период до 2025 года.
N п/п |
Наименование показателя баланса электроэнергии |
Единицы измерения |
Годы | ||||
2005 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
Потребность | |||||||
1 | Электропотребление | млрд.кВтч | 36,94 | 48,20 | 62,10 | 70,70 | 77,00 |
2 | Экспорт электроэнергии, всего в том числе: |
млрд.кВтч | 10,33 | 10,30 | 10,60 | 10,60 | 10,60 |
2.1 | в Финляндию | млрд.кВтч | 10,33 | 9,60 | 9,60 | 9,60 | 9,60 |
2.2 | в Балтию | млрд.кВтч | 0 | 0,70 | 1,00 | 1,00 | 1,00 |
3 | Потребность, итого | млрд.кВтч | 47,27 | 58,50 | 72,70 | 81,30 | 87,60 |
Покрытие | |||||||
4 | Выработка собственных электростанций в том числе: |
млрд.кВтч | 48,51 | 62,65 | 85,30 | 86,55 | 91,35 |
4.1 | ГЭС | млрд.кВтч | 3,61 | 3,17 | 3,17 | 3,17 | 3,17 |
4.2 | АЭС | млрд.кВтч | 24,16 | 26,80 | 43,04 | 41,82 | 39,18 |
4.3 | Конденсационные агрегаты | млрд.кВтч | 4,87 | 7,10 | 7,28 | 8,30 | 11,50 |
4.4 | Теплофикационные агрегаты | млрд.кВтч | 15,87 | 25,58 | 31,81 | 33,26 | 37,50 |
4.5 | Избыток (+)/Дефицит (-) | млрд.кВтч | 1,24 | 4,15 | 12,60 | 5,25 | 3,75 |
Примечания:
Балансы электроэнергии в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области сформированы с учетом следующих условий:
выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях принята равной среднемноголетней величине;
производство электроэнергии на ТЭЦ предусматривается по тепловому графику потребителей;
выработка электроэнергии на атомных электростанциях определена при их базисной работе с годовым числом часов работы: существующих энергоблоков - 6700 часов, вновь вводимых - 7000 часов.
6. Развитие на территории Санкт-Петербурга
основной электрической сети напряжением 220 кВ и выше
В целях обеспечения нормативного уровня надежности системообразующей электрической сети необходимо реализовать следующие мероприятия по развитию электросетевых объектов Единой национальной (общероссийской) электрической сети на территории Санкт-Петербурга:
6.1. Мероприятия в период 2007-2010 годов.
6.1.1. Строительство:
ПС напряжением 330/110 кВ "Ржевская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с КВЛ напряжением 330 кВ на ПС "Восточная" и Киришскую ГРЭС;
подвеска второй цепи ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Ленинградская" - ПС "Колпино" - ПС "Восточная";
ПС напряжением 330/110 кВ "Центральная" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с КЛ напряжением 330 кВ ПС "Южная" - ПС "Центральная";
ПС напряжением 330/110 кВ "Зеленогорская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с зарезкой ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Восточная" - ПС "Выборгская";
ПС напряжением 330/110 кВ "Василеостровская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с КЛ напряжением 330 кВ ПС "Западная" - ПС "Василеостровская" - ПС "Северная" и КЛ напряжением 330 кВ ПС "Василеостровская" - ПС N 15;
КЛ напряжением 330 кВ ПС N 15 - ПС N 16;
ПС напряжением 330/110 кВ с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА "Парнас" с зарезкой ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Восточная" - ПС "Северная";
строительство на ТЭЦ-21 "Северная" РУ напряжением 330 кВ с зарезкой ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Восточная" - ПС "Выборгская" и установкой двух АТ мощностью 2 х 200 МВА;
ПС напряжением 220/10 кВ "Проспект Испытателей" с трансформаторной мощностью 2 х 80 МВА с зарезкой ВЛ напряжением 220 кВ ПС N 15 - ПС N 410;
ПС напряжением 220/10 кВ "Славянка" с трансформаторной мощностью 2 х 80 МВА, с КЛ напряжением 220 кВ от ВЛ напряжением 220 кВ ПС N 28 "Колпинская" - ПС "Южная".
В прилегающих районах Ленинградской области планируется строительство:
ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Гатчина" - ПС "Луга";
ПС напряжением 330 кВ "Луга" с трансформаторной мощностью 2 х 125 МВА;
ПС напряжением 330 кВ "Кудрово" с трансформаторной мощностью 2 х 125 МВА с зарезкой ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Октябрьская" - ПС "Восточная".
6.1.2. Реконструкция:
ПС напряжением 330/220/110 кВ "Восточная" с заменой устаревшего оборудования и установкой двух дополнительных АТ напряжением 330/110 кВ мощностью 2 х 200 МВА;
ПС напряжением 330/110 кВ "Колпино" с установкой дополнительного АТ напряжением 330/110 кВ мощностью 200 МВА;
ПС напряжением 330/110 кВ "Западная" с установкой дополнительного АТ напряжением 330/110 кВ мощностью 200 МВА;
ПС напряжением 330/220/110 кВ "Южная" с установкой дополнительных АТ напряжением 330/220 кВ мощностью 250 МВА и АТ 330/110 кВ мощностью 200 МВА;
ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Октябрьская" - ПС "Восточная" для выдачи мощности ТЭЦ-5;
ПС напряжением 330/110 кВ "Северная" с установкой дополнительного АТ напряжением 330/110 кВ мощностью 200 МВА;
перевод ВЛ напряжением 220 кВ ПС "Восточная" - ПС N 16 на напряжение 330 кВ;
ПС напряжением 220/110 кВ N 28 "Колпинская" с установкой дополнительного АТ напряжением 220/110 кВ мощностью 200 МВА;
ПС напряжением 220/10 кВ N 263 "Полупроводники";
ПС напряжением 220/110 кВ N 20 "Чесменская" с установкой двух дополнительных АТ напряжением 220/110 кВ мощностью 2 х 125 МВА;
ПС напряжением 220/110 кВ N 15 "Завод Ильич" с сооружением РУ 330 кВ и установкой двух АТ 330/110 кВ мощностью 2 х 200 МВА;
ПС напряжением 220/110 кВ N 16 "Волхов-Северная" с сооружением РУ 330 кВ и установкой двух АТ напряжением 330/110 кВ мощностью 2 х 200 МВА;
ПС напряжением 220/10 кВ N 268 "Приморская".
В прилегающих районах Ленинградской области планируется реконструкция ПС напряжением 330 кВ "Кингисеппская" и ПС напряжением 330 кВ "Сясь".
6.2. Мероприятия в период 2011-2015 годов.
строительство второй ВЛ напряжением 750 кВ ЛАЭС (ЛАЭС-2) - ПС "Ленинградская" - ОЭС Центра;
строительство ПС напряжением 330 кВ "Пулковская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с ВЛ напряжением 330 кВ ЛАЭС-2 - ПС "Пулковская";
строительство ПС напряжением 330 кВ "Красносельская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с заходами ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Западная" - ПС "Пулковская";
строительство ПС напряжением 330 кВ "ЗСД" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА в районе прохождения Западного скоростного диаметра с заходами ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Восточная" - Северо-Западная ТЭЦ;
строительство ВЛ напряжением 330 кВ ЛАЭС (ЛАЭС-2) - ПС "Гатчина";
строительство ВЛ напряжением 330 кВ ЛАЭС (ЛАЭС-2) - ПС "Западная";
строительство ПС напряжением 330 кВ "Порт" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с заходами КЛ напряжением 330 кВ ПС "Западная" - ПС "Василеостровская".
6.3. Мероприятия в период 2016-2025 годов.
строительство ПС напряжением 330 кВ "Ломоносовская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с заходами ВЛ напряжением 330 кВ ЛАЭС (ЛАЭС-2) - ПС "Западная";
строительство ПС напряжением 330 кВ "Пушкинская" с трансформаторной мощностью 2 х 200 МВА с заходами ВЛ напряжением 330 кВ ПС "Восточная" - ЛАЭС;
установка на ПС "Ленинградская" третьего АТ напряжением 750/330 кВ мощностью 1000 МВА.
7. Развитие на территории Санкт-Петербурга
электрической сети 35-110 кВ
На основании показателей прироста электрических нагрузок по районам Санкт-Петербурга в соответствии с разделом 3 настоящих Основных положений развитие электрической сети напряжением 35-110 кВ на территории Санкт-Петербурга предусматривает осуществление следующих мероприятий:
7.1. В северных районах Санкт-Петербурга.
До 2010 года - восстановление ПС напряжением 110 кВ N 94 и строительство ПС напряжением 110 кВ: N 11-А, 124-А, 212-А ("Северная Долина"), "Лахта", "Ниссан", "Осиновая Роща-2", "Поклонная гора";
в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Каменка", "Юнтолово";
в период 2016-2025 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Промзона" (юго-западнее Северо-Западной ТЭЦ), ПС в районе Горского шоссе.
7.2. В центральных районах Санкт-Петербурга (Адмиралтейский, Василеостровский, Петроградский, Центральный).
До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 12-А, 13-А, 40-А, 101-А, 109-А, "Синопская", "Крестовская";
в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ N 18-А, "Намыв-1", "Московская-товарная";
в период 2016-2025 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ N 40-Б, "Петровская", "Намыв-2".
7.3. В восточных районах Санкт-Петербурга.
До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 155-А, "Коллонтай", "Обуховский завод";
в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Рыбацкая", "Дальневосточная", "Нева" (N 112-А).
7.4. В южных районах Санкт-Петербурга.
До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 33-А, 67-А, 160-А, 195-А, завод "Тойота", "Пушкин-Северная", "Пушкин-Южная", "Петро-Славянка", "Пулково-2", "Шушары", "Металлострой-2" ("Стекольный завод") и "Митрофаньевская" ("Измайловская перспектива");
в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 22-А, 210-А, "Московская-2", "Броневая", "Шушары-3";
в период 2016-2025 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 510-А, "Купчинская", "Пушкин-Западная", "Павловск-Южная", "Взлетная", "Шушары-2".
7.5. В юго-западных районах Санкт-Петербурга.
До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 19-А, 369-А, "Юго-Западная-1" ("Балтийская Жемчужина") и "Надземный Экспресс";
в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Юго-Западная-2", "Старопаново", "Торики", "Порт-1", "Порт-2".
7.6. В Петродворцовом районе Санкт-Петербурга.
До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Петродворец", N 62-А;
в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ "Броня";
в период 2016-2025 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ: "Ломоносов-2", "Петродворец-2", N 223-А.
7.7. В Курортном районе Санкт-Петербурга.
До 2010 года - строительство ПС напряжением 110 кВ: N 41-А, 621-А ("Солнечное");
в период 2016-2025 годов - строительство ПС напряжением 110 кВ N 615-А ("Песочная").
7.8. В Кронштадтском районе Санкт-Петербурга.
До 2010 года - перевод ПС напряжением 35 кВ N 86 ("Дамба-2") на напряжение 110 кВ;
в период 2011-2015 годов - строительство ПС напряжением 35 кВ N 21-А.
8. Электрические расчеты режимов работы
основной электрической сети
Учитывая предусмотренные Генеральной схемой мероприятия по развитию генерирующих источников и строительству электросетевых объектов, в обосновывающих материалах Генеральной схемы были выполнены электрические расчеты основной электрической сети Санкт-Петербурга напряжением 220 кВ и выше на перспективу в нормальных и послеаварийных режимах ее работы.
Во всех рассмотренных режимах основной электрической сети напряжением 220 кВ и выше обеспечивается допустимая загрузка всех элементов электрической сети при соответствующих уровнях напряжения, что свидетельствует о правильности предлагаемых технических решений.
9. Объемы электросетевого строительства и ориентировочные
капиталовложения для их реализации
9.1. Объемы электросетевого строительства и предварительная оценка стоимости строительства ПС, ВЛ и КЛ напряжением 110 кВ в период до 2025 года:
9.1.1. До 2010 года - строительство 38 новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 4810 мВА.
Стоимость строительства:
ПС - 3004 млн.руб. в ценах 2000 года;
КЛ - 2834 млн.руб. в ценах 2000 года;
ВЛ - 40,2 млн.руб. в ценах 2000 года.
9.1.2. До 2015 года - строительство 18 новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 2268 мВА.
Стоимость строительства:
ПС - 1402 млн.руб. в ценах 2000 года;
КЛ - 777 млн.руб. в ценах 2000 года;
ВЛ - 34 млн.руб. в ценах 2000 года.
9.1.3. До 2025 года - строительство 16 новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 2016 мВА.
Стоимость строительства:
ПС - 780,7 млн.руб. в ценах 2000 года;
КЛ - 1265 млн.руб. в ценах 2000 года;
ВЛ - 12 млн.руб. в ценах 2000 года.
9.2. Объемы электросетевого строительства и предварительная оценка стоимости строительства ПС, ВЛ и КЛ напряжением 220-330 кВ в период до 2025 года:
9.2.1. До 2010 года - строительство семи новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 5920 мВА.
Стоимость строительства:
ПС - 1448 млн.руб. в ценах 2000 года;
КЛ - 840 млн.руб. в ценах 2000 года;
ВЛ - 131 млн.руб. в ценах 2000 года.
9.2.2. До 2015 года - строительство четырех новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 1600 мВА.
Стоимость строительства:
ПС - 1121 млн.руб. в ценах 2000 года;
КЛ - 577 млн.руб. в ценах 2000 года;
ВЛ - 6 млн.руб. в ценах 2000 года.
9.2.3. До 2025 года - строительство двух новых ПС с суммарной трансформаторной мощностью 1800 мВА.
Стоимость строительства:
ПС - 501 млн.руб. в ценах 2000 года;
КЛ - 250 млн.руб. в ценах 2000 года;
ВЛ - 70 млн.руб. в ценах 2000 года.
10. Технологическое управление электрической сетью
10.1. Контроль и управление оборудованием вновь построенных и реконструированных электроэнергетических объектов осуществляется с диспетчерских пунктов организаций, в управлении которых будут указанные объекты, с передачей информации на следующие диспетчерские пункты:
10.1.1. С подстанций напряжением 220 и 330 кВ - на диспетчерские пункты МЭС Северо-Запада.
10.1.2. С подстанций напряжением 110 кВ - на диспетчерские пункты ОАО "Ленэнерго":
с подстанций, расположенных в южных и юго-западных районах Санкт-Петербурга, - на первый ВВР (ПС "Западная");
с подстанций, расположенных в северных районах Санкт-Петербурга, части подстанций, расположенных в Курортном и Кронштадтском районах Санкт-Петербурга, - на второй ВВР (ПС "Северная");
с подстанций, расположенных в восточных районах Санкт-Петербурга, - на третий ВВР (ПС N 24);
с подстанций, расположенных в центральных районах Санкт-Петербурга, - на четвертый ВВР (ПС N 15);
с части подстанций, расположенных в южных районах, - на пятый ВВР (ПС "Колпино");
с части подстанций, расположенных в Курортном районе Санкт-Петербурга, - в Рощинский РЭС Выборгских электрических сетей (ПС N 41);
с подстанций, расположенных в Петродворцовом районе Санкт-Петербурга, - в Ломоносовский РЭС Гатчинских электрических сетей (ПС N 39).
10.2. Вновь построенные и реконструированные электроэнергетические объекты оборудуются АСУ ТП, которая должна обеспечить диспетчеров соответствующих диспетчерских пунктов информацией обо всем оборудовании электроэнергетического объекта.
В АСУ ТП должны интегрироваться средства релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики, АИИСКУЭ, система комплексной безопасности. АСУ ТП должна осуществлять контроль за состоянием щитов переменного и постоянного тока, аккумуляторной батареи, кабельных связей между электроэнергетическими объектами.
Системы автоматизации подстанций АСУ ТП, РЗА, ПА, АИИСКУЭ, средства и системы связи, технологического видеоконтроля должны проектироваться на базе микропроцессорных устройств, объединенных единой платформой аппаратно-программных средств на базе IP-сетей с выходом на диспетчерские центры управления через цифровую сеть связи.
На ПС должны быть предусмотрены АРМ оперативно-диспетчерского персонала (с полным набором средств управления и контроля ПС).
10.3. Система связи электроэнергетических объектов с диспетчерскими пунктами должна обеспечивать:
10.3.1. Организацию надежных отказоустойчивых каналов связи с применением различных средств связи - ВОЛС, ВЧ-связь по ВЛ, УКВ-радиосвязи, спутниковой связи (при строительстве новых электроэнергетических объектов рекомендуется отдавать предпочтение ВОЛС).
10.3.2. Организацию резервных каналов.
10.3.3. Непрерывный мониторинг исправности каналов (как основных, так и резервных), выбор исправного канала при повреждении основного и автоматический переход на него.
10.3.4. Скорость передачи информации, соответствующую технологическим и корпоративным потребностям.
10.4. Система связи электроэнергетических объектов с диспетчерскими пунктами должна обеспечивать передачу:
10.4.1. Корпоративной информации (административно-хозяйственной).
10.4.2.Технологической информации:
диспетчерско-технологического управления ПС и эксплуатационных служб;
РЗА (в том числе и ПА);
АСУ ТП;
АИИСКУЭ.
10.5. Электроэнергетические объекты, имеющие электрические связи с генерирующими объектами, и объекты, имеющие электрические связи с электроэнергетическими объектами, находящимися в собственности других лиц, оборудуются АИИСКУЭ.
10.6. При выборе аппаратуры АСУ ТП, АИИСКУЭ рекомендуется использовать серийную сертифицированную аппаратуру, находящуюся в эксплуатации сетевых компаний и МЭС Северо-Запада.
11. Охрана окружающей среды
Электросетевые объекты по принципу работы в нормальном режиме эксплуатации являются слабо загрязняющими окружающую среду объектами.
При проектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации и снятии с эксплуатации предприятий, зданий и сооружений необходимо предусматривать мероприятия по охране природы, рациональному использованию и воспроизводству природных ресурсов, а также выполнять требования экологической безопасности проектируемых объектов и охраны здоровья населения.
Технические решения при строительстве объектов электроэнергетики должны соответствовать требованиям действующих экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм, правил, государственных стандартов и обеспечивать безопасную для жизни людей и щадящую для окружающей среды эксплуатацию объектов.
12. Принятые сокращения
АИИСКУЭ - автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета
АРМ - автоматизированное рабочее место
АСУ - автоматизированные системы управления
АСУ ТП - автоматизированные системы управления технологическим процессом
АТ - автотрансформатор
АЭС - атомная электростанция
ВВР - высоковольтный район пригородных электрических сетей открытого акционерного общества энергетики и электрификации "Ленэнерго"
ВЛ - воздушная линия электропередач
ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи
ВЧ-связь - высокочастотная связь
ГРЭС - государственная районная электрическая станция
ГЭС - гидроэлектростанция
ЕНЭС - единая национальная энергетическая система
КВЛ - кабельно-воздушная линия электропередач
КЛ - кабельная линия электропередач
кВт - киловатт
кВтМч. - киловатт-час
ЛАЭС - Ленинградская атомная электростанция
ЛЭП - линия электропередач
МВА - мегавольт-ампер
МВт - мегаватт
МЭС Северо-Запада - филиал открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Магистральные электрические сети Северо-Запада
ОАО "Ленэнерго" - открытое акционерное общество энергетики и электрификации "Ленэнерго"
ОАО "СевЗап НТЦ" - открытое акционерное общество "Северо-Западный энергетический инжиниринговый центр"
ОАО "ТГК-1" - открытое акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 1"
ОАО "ФСК ЕЭС" - открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы"
ОЭС - объединенная энергетическая система
ПА - противоаварийная автоматика
ПС - электрическая подстанция
РЭС - район электрических сетей
РЗА - релейная защита и автоматика
РУ - распределительное устройство
ТЭЦ - тепловая электростанция
УКВ-радиосвязь - ультракороткая волновая радиосвязь.
<< Назад |
Приложение >> N 2. Карты-схемы электрических сетей |
|
Содержание Постановление Правительства Санкт-Петербурга от 3 июля 2007 г. N 734 "О Генеральной схеме электроснабжения Санкт-Петербурга... |
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.