Группа электросетевых компаний

Анализ деятельности группы
электросетевых компаний
Исполнение и перспективы реализации
инвестиционных проектов. Приоритеты
инвестирования.
1. ТОО «Онтустик Жарык Транзит»
Приоритет
инвестирования в 2010 г.
Обоснование
Эффект
Инвестиции в
реконструкцию сетей
низкого класса напряжения
10-0,4 кВ
1. Моральный и физический
износ оборудования
потребительских сетей –
порядка 80%.
2. Определяющая доля
потерь электроэнергии
приходится на указанные
сети.
3. Необходимость
обеспечения надежности
в электроснабжении
потребителей
(определяющая доля
аварийных отключений
приходится на указанные
сети)
По снижению
потерь
электрической
энергии –
142 417 тыс.
тенге
Физические объемы исполнения инвестиционной
программы 2010 года.
Наименование
ВЛ-10 кВ
ВЛ-0,4 кВ
КЛ-6 кВ
ТП, КТП, РП
СИП
ед.изм.
км
км
км
шт
км
Инвестпрограмма 2010 год
план
факт
%
120,626
119,315
99
103,33
105,83
102
25,061
25,061
100
68
68
100
31,844
31,845
100
Физические объемы исполнения инвестиционной программы
2010 г.
№пп
1
2.
3.
Мероприятия по АСКУЭ оптового рынка
Заменены и установлены 3-х фазные счетчики на подстанциях (Западная, Бадам, Буржарская,
Тамерлановка и Арысь) – 94шт. (86 точек технического учета и 8 точек коммерческого учета)
Установлены телекоммуникационные шкафы на ПС 35кВ «Буржарская», ПС 110кВ «Бадам»,
Ордабасинские ЭС и в офисе ТОО «ОЖТ» – 5шт
Установлены шкафа для серверов в офисе ТОО «ОЖТ– 1шт;
В телекоммуникационные шкафы установлены система питания и аккумуляторные батареи;
Установлены блок боксы на ПС 35кВ «Буржарская», ПС 110кВ «Арысь»;
Установлена мачта связи для антенн на ПС 110кВ «Бадам»;
Произведен монтаж основного и резервного сервера базы данных;
Произведен монтаж АТС 9идет тестирование).
№пп
Мероприятия по АСКУЭ розничного рынка
1.
на ГКТП № 586:
Установлено – 99 счетчиков.
Система АСКУЭ РРЭ включена в работу. Ведутся наладочные работы и устраняются замечания.
Физические объемы исполнения ремонтной программы
2010 г.
Капитальный ремонт
в физ.объемах
план
факт
%
ВЛ 110 кВ
ВЛ 35 кВ
ВЛ 6-10 кВ
ВЛ-0,4 кВ
км
км
км
км
126,150
326,296
797,335
1 215,270
131,510
313,305
785,800
956,990
104,2
96,0
98,6
78,7
Подстанции 110/35/10/6 кВ
шт
31
68
219,4
Трансформаторы
шт
284
249
87,7
КТП-10/0,4 кВ
шт
570
753
132,1
Текущий ремонт
в физ.объемах
план
Факт
%
ВЛ 110 кВ
ВЛ 35 кВ
ВЛ 6-10 кВ
ВЛ-0,4 кВ
км
км
км
км
358,736
547,394
1 360,891
1 694,995
260,416
612,735
1 153,620
1 417,390
72,6
111,9
84,8
83,6
Подстанции 110/35/10/6 кВ
шт
64
118
184,4
Трансформаторы
шт
101
35
34,7
КТП-10/0,4 кВ
шт
1 033
1 162
112,5
Техническое обслуживание
в физ.объемах
план
факт
%
ВЛ 110 кВ
ВЛ 35 кВ
ВЛ 6-10 кВ
ВЛ-0,4 кВ
км
км
км
км
813,467
1 524,429
1 972,994
2 631,593
809,227
1 461,706
2 102,710
3 045,775
99,5
95,9
106,6
115,7
Подстанции 110/35/10/6 кВ
шт
143
393
274,8
КТП-10/0,4 кВ
шт
1 735
2 446
141,0
Расчет ключевых показателей оперативного контроля
Сравнительная таблица
Поступление электроэнергии в сеть
2009г
кВт.ч
2010г
Увеличение (снижение),+/-
2094642563 2223959399
459392381 426777809
21,93%
19,19%
61829071
11119797
2,95%
0,50%
22,23%
3,04%
129316836
-32614572
-2,74%
-50709274
-2,45%
6,17%
1630081211 1770532664
140451453
8,62%
Приведенные общие потери
Тренд эффективности,+/-
кВт.ч
%
кВт.ч
%
%
%
Транспорт электроэнергии
кВт.ч
Затраты на покупку потерь
тенге
1465461695 1404098991
-61362705
Доходы от транспорта электроэнергии
тенге
3618780288 4129767439
510987150
КПД транспорта электроэнергии
Приведенный КПД транспорта
электроэнергии
%
Общие потери
Коммерческие потери
%
59,50%
59,68%
66,00%
66,00%
6,50%
6,32%
Основными критериями эффективности работы электросетевых компаний являются следующие
показатели, анализируемые в динамике:
1. Приведенный коэффициент полезного действия транспорта электроэнергии-показывает
составляющую дохода , оставшуюся в распоряжении компании после расчета за электроэнергию
приобретенную на потери в сетях. Соответственно увеличение указанного коэффициента
благоприятно сказывается на финансовом результате работы электросетевой компании
2. Тренд эффективности- показывает реальное снижение коммерческой составляющей потерь
электроэнергии (при сопоставимых: конфигурации сети и нагрузок энергоисточников) по
сравнению с аналогичным периодом прошлого года
Характеристика нагрузки сети
Поступление электроэнергии в сети ТОО "ОЖТ"
2250000
2200000
Поступление в сети,
тыс. кВтч
2150000
2100000
2050000
2000000
2007
2008
2009
2010
Универсальным показателем правильности направления
инвестиций является тренд изменения потерь энергии в
электрических сетях
Потери электроэнергии в сетях ТОО "ОЖТ"
30
25
20
Потери в сетях,% 15
10
5
0
2007
2008
2009
2010
Приоритеты инвестирования в 2011 г.
Обоснование
Приоритет
инвестирования в
2011 г.
1. Основной объем инвестиций по
прежнему направлен в
оборудование сетей 10-0,4 кВ
1.
2.
3.
Моральный и физический износ
оборудования потребительских сетей –
порядка 80%.
Определяющая доля потерь
электроэнергии приходится на
указанные сети.
Необходимость обеспечения
надежности в электроснабжении
потребителей (определяющая доля
аварийных отключений приходится на
указанные сети)
Ожидаемый
эффект
По снижению потерь
электроэнергии –
201 962 тыс. тенге
2. Проведение реконструкции ВЛ110, входящих в состав кольца
Шардаринская ГЭС – Центр
нагрузок г. Шымкент (с
увеличением сечения
электропередачи)
В период минимальных и максимальных
нагрузок Шардаринской ГЭС технические
потери в указанном кольце составляют
величину порядка 30% от суммарной
величины.
По снижению потерь
электроэнергии -35
627 тыс. тенге
3.Строительство новых сетей
10/0,4 кВ в микрорайонах
Пахтакор-1 и Жайлау
Существующие сети в указанных
микрорайонах построены методом
«самостроя» и,соответственно, высокая
аварийность указанных сетей в
значительной мере влияет на нежность
работы питающих центров, находящихся на
балансе ТОО «ОЖТ».
Увеличение активов
компании, повышение
надежности работы
питающих центров
Инвестиционная и ремонтная программы 2011 года
Сегмент инвестирования
Ед.изм
Строительство сетей 10-0,4кВ в мкр.Пахтакор-1,
Жайлау в т.ч. ПСД
ВЛ 110 кВ
ВЛ 35 кВ
Подстанции 110 кВ
ВЛ 6-10 кВ
ВЛ-0,4 кВ
КЛ 6-10 кВ
КЛ-0,4 кВ
КТП, ТП
Внедрение СИП
км
км
шт
км
км
км
км
шт
км
в физ.объемах
73,839
29,6
11
166,14
119,019
4,957
9,117
71
67,52
затраты, в тенге
479 358 150
166 447 936
75 559 757
303 913 427
141 547 197
136 984 399
13 679 318
4 403 502
94 074 640
298 042 222
Приобретение спецавтотехники
87 067 850
АСКУЭ
100 000 000
ВСЕГО:
- Инвестиционная программа
-Ремонтная программа
1 901 078 399
2. ТОО «Караганды Жарык»
Приоритет
инвестирования в
2010 г.
Обоснование
Эффект
1. Поэтапное внедрение
элементов АСКУЭ оптового и
розничного рынка
Точное балансирование крупных
оптовых и розничных
потребителей предполагает
резкое снижение коммерческих
потерь электроэнергии.
По снижению потерь
электроэнергии- 191 295 тыс.
тенге
2. Разработка схемы, ТЭО и плана
по реконструкции и техническому
перевооружению электросетей
10-6-0,4кВ г.Караганды
1. Необходимость подготовки к
масштабной реконструкции
сетей низкого класса
напряжения – как носителя
определяющей доли потерь
электроэнергии.
2. Наличие значительной
перегрузки городских ЭС, как
следствие, отсутствие
возможности подключения
дополнительной мощности и
предпосылки к высокой
аварийности.
Детализированный
стратегический план по
обновлению порядка 23%
городских ЭС. По истечении 3 лет
реализации 5-ти летней
инвестиционной программы –
обеспечение технических потерь
электроэнергии в пределах
нормируемой величины.
Физическое исполнение инвестиционной программы
2010 года
N пп
1
2
3
4
5
Сегмент инвестирования
2010 г.
План
Автоматизированная система коммерческого
62 000
учета электрической мощности и энергии
(АСКУЭ) II и III этапы, в том числе
48 200
Система учета потребителей
241 630
Модернизация учета бытовых потребителей
Модернизация измерительных
трансформаторов тока коммерческого учета на 94 920
ПС-110-35 кВ
Разработка схемы, ТЭО и плана по
реконструкции и техничекому
65 036
перевооружению электросетей 10-6-0,4кВ
г.Караганды
ИТОГО: 511 786
2010 г.
Факт
Отклонение в %
49 058
79%
48 200
237 592
100%
98%
94 920
100%
65 000
100%
494 770
97%
Физическое исполнение ремонтной программы 2010года
план
наименование ед. изм.
ЛЭП всего
ВЛ-110 кВ
ВЛ-35 кВ
ВЛ-6-10 кВ
ВЛ-0,4 кВ
КЛ-6-10 кВ
КЛ-0,4 кВ
Подстанций, ТП,
КТП
км
км
км
км
км
км
км
шт
на год
с начала
года
факт
в%к
плану
года
944,39
323,85
60,40
140,18
313,76
85,17
21,03
229
944,39
323,85
60,40
140,18
313,76
85,17
21,03
229
944,39
323,85
60,40
140,18
313,76
85,17
21,03
229
100
100
100
100
100
100
100
100
в%к
плану с
начала
года
100
100
100
100
100
100
100
100
Расчет ключевых показателей оперативного контроля
Сравнительная таблица
Поступление электроэнергии в сеть
Приведенные общие потери
Тренд эффективности,+/Транспорт электроэнергии
кВт.ч
кВт.ч
%
кВт.ч
%
%
%
кВт.ч
Затраты на покупку потерь
тенге
Доходы от транспорта электроэнергии
тенге
КПД транспорта электроэнергии
Приведенный КПД транспорта
электроэнергии
%
Общие потери
Коммерческие потери
%
2009г
2010г
Увеличение (снижение),+/3635130606 3668092088
32961482
558720774 526441855 -32278919
15,37%
14,35%
-1,02%
146496963 110847021 -35649942
4,03%
3,02%
-1,01%
15,39%
1,04%
3070019072 3135491318
65472246
1810255308 2663795786 853540479
5249732613 6365047376 1115314762
65,52%
54,66%
58,15%
58,15%
-7,37%
3,49%
0,91%
2,13%
Нагрузочная характеристика сети ТОО
«КЖ»
3720000
3700000
3680000
Поступление
электроэнергии в 3660000
сети, тыс. кВтч
3640000
3620000
3600000
2007
2008
2009
2010
Универсальным показателем правильности направления
инвестиций является тренд изменения потерь энергии в
электрических сетях
20.00
18.00
16.00
14.00
12.00
Потери
электроэнергии в сети 10.00
ТОО «КЖ», %
8.00
6.00
4.00
2.00
0.00
2007
2008
2009
2010
Приоритет
инвестирования в 2011
году
Обоснование
Эффект
1. Начало строительства ПС
220/110/10 кВ «Жарык» с
перезаводкой смонтированных ЛЭП220 кВ и ЛЭП-110 кВ
1.Обеспечение надежности электроснабжения
потребителей за счет обеспечения кольцевого
питания
2. Подключение дополнительных мощностей
Поэтапное подключение
дополнительной мощности
порядка 33 МВт по
истечении срока
реализации
инвестиционного проекта
2. Элементы реконструкцияи
существующих подстанций 100 кВ («
Юго-Восток», «Сантехническая»,
«Ботаническая», «Новый город»)
1.Обеспечение надежности электроснабжения
потребителей за счет обеспечения кольцевого
питания
2. Подключение дополнительных мощностей
Поэтапное подключение
дополнительной мощности
порядка 72МВт по
истечении срока
реализации
инвестиционного проекта
3. Инвестиции в реконструкцию сетей
низкого класса напряжения 10-0,4 кВ
Наличие значительной перегрузки
городских ЭС, как следствие, отсутствие
возможности подключения
дополнительной мощности и предпосылки
к высокой аварийности.
Обеспечение
дополнительной загрузки
сетей в 2011 году на 10,5
МВт среднечасовой
мощности. Соответственно
прирост дохода на 316,6
млн. тенге
4. Внедрение АСКУЭ розничного
рынка
Точное балансирование розничных
потребителей предполагает резкое
снижение коммерческих потерь
электроэнергии. Осуществляется в рамках
подготовки введения балансирующего
рынка электроэнергии РК.
По снижению потерь
электроэнергии– 41 029
тыс.тенге
Инвестиционная программа 2011 года
№пп
1
Сегмент инвестиций
Проектирование и строительство ПС 220/110/10 кВ "Жарык"
Инвестиции, тыс.тенге
207 763
3
Мероприятия по подключению ПС 220/110/10 кВ "Жарык"
Расширение ОРУ-220кВ ТЭЦ-3 (3 ячейки)
Перезаводка на ТЭЦ-3 ВЛ-220кВ "ТЭЦ-3 - Жарык" с временной схемы на
постоянную
Перезаводка на ПС 220/110/10 кВ "Жарык" ВЛ-220кВ "ТЭЦ-3 - Жарык" с
временной схемы на постоянную
Перезаводка на ПС 220/110/10 кВ "Жарык" ВЛ-110кВ " Жарык - Новый город" с
временной схемы на постоянную
Перезаводка на ПС 220/110/10 кВ "Жарык" ВЛ-110кВ " ТЭЦ-3 -Жарык" с
временной схемы на постоянную
Проектирование и строительство ВЛ 110 кВ
16 953
3.1
ВЛ 110 кВ "Жарык -Юго-Восток" (две одноцепных линии по L=5,5 Км)
16 200
3.2
ВЛ 110 кВ "ТЭЦ-3 -Сантехническая" (одноцепная линия L=1,3 Км)
4
4.1
4.2
4.3
4.4
Реконструкция существующих ПС 110 кВ в т.ч
ПС Юго-Восток
ПС Ботаническая
ПС Сантехническая
ПС Новый город
Выполнение работ по реконструкции и техническому перевооружению
электросетей 10-6-0,4кВ в соответствии с разработанными рабочими
проектами
КЛ – 10кВ (220,465км.)
КЛ - 0,4кВ (312,935 км.)
кВЛ – 10кВ (102,723 км.)
ВЛ – 0,4кВ (393,547км.)
ТП, КТП (257 шт.)
Замена приборов учета (226 583 шт.)
Реконструкция ЦРП (3 шт.)
Реконструкция средств УКВ подстанций
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
5
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
6
9 347
0
3 136
1 492
1 497
3 221
753
2 286 545
1 137 406
1 073 539
75 600
0
1 919 189
201 644
85 744
55 448
430 020
79 207
1 067 126
29 738
Ремонтная программа 2011 года
Наименование
ед изм
план на год
ЛЭП, всего
км
993,199
ВЛ 110 кВ
км
196,878
ВЛ 35 кВ
км
164,545
ВЛ 10 кВ
км
186,702
ВЛ 0,4 кВ
км
300,454
КЛ 35 кВ
км
7,6
КЛ 10 кВ
км
114,158
КЛ 0,4 кВ
км
ПС 220/110/35/10/6 кВ, ЦРП
шт
КТП, ТП 6-10/0,4 кВ
шт
22,862
21
217