Post on 11-Jan-2016
description
PLANY ROZWOJU
ROZWÓJ SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ NA TERENIE ODDZIAŁU W KOSZALINIE
TWORZENIE PLANÓW ROZWOJUTWORZENIE PLANÓW ROZWOJU
PLAN ROZWOJU PRZEDSIĘBIORSTWA ENERGETYCZNEGO
Art.16 Ustawy Prawo Energetyczne
Miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego albo kierunki rozwoju gminy
określone w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy
GminaW wielu przypadkach brak jest planów gminnych
Okres:
•min. 3 lata (aktualny plan ENERGA-OPERATOR SA obejmuje lata 2008-2011)
Zakres:
• przedsięwzięcia w zakresie modernizacji, rozbudowy albo budowy sieci oraz ewentualnych nowych źródeł energii elektrycznej w tym źródeł odnawialnych
•przedsięwzięcia racjonalizujące zużycie energii u odbiorców
•sposób finansowania inwestycji
•harmonogram realizacji inwestycji
Prezes UREPlany powinny zapewniać minimalizację nakładów i
kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne,
tak aby nakłady i koszty nie powodowały w poszczególnych
latach nadmiernego wzrostu cen i stawek opłat dla energii elektrycznej przy zapewnieniu
ciągłości, niezawodności i jakości dostaw
TARYFA
OBSZARY ROZWOJUOBSZARY ROZWOJU
1. ZWIĄZANE Z NAGŁYM DYNAMICZNYM WZROSTEM ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ - ODBIORCY
• Obszary stref ekonomicznych – obiekty produkcyjno-przemysłowe• Duże obiekty handlowe – centra handlowe, hipermarkety• Kompleksy hotelowo-rekreacyjne, apartamentowce (głównie w
pasie nadmorskim• Nowe osiedla mieszkaniowe
2. ZWIĄZANE Z JAKOŚCIĄ I CIĄGŁOŚCIĄ DOSTAW ENERGII DLA ISTNIEJĄCYCH KILIENTÓW
3. ZWIĄZANE Z ROZWOJEM ENERGETYKI WIATROWEJ==
POPRAWA BEZPIECZEŃSTWA ENERGETYCZNEGOPOPRAWA BEZPIECZEŃSTWA ENERGETYCZNEGO
1.ROZWÓJ POD KĄTEM
PRZYŁĄCZANIA ODBIORCÓW
PLANY ROZWOJU - PROBLEMATYKA
1. KONCERN ENERGETYCZNY TO SPÓŁKA PRAWA HANDLOWEGO ( OCZEKIWANIA EFEKTYWNOŚCI EKONOMICZNEJ INWESTYCJI )
2. TRAFNOŚĆ ZGŁASZANYCH INWESTYCJI PRZEZ UG ( ROZPOCZĘCIE PROJEKTOWANIA ZE STOSOWNYM WYPRZEDZENIEM )
3. ZAKRES ZGŁASZANYCH PRZEZ UG OBSZARÓW POD INWESTYCJE ENERGETYCZNE ZWIĄZANE Z PRZYŁACZANIEM NOWYCH ODBIORCÓW ( GRUNTY NIE BĘDĄCE WŁASNOŚCIĄ UG)
4. CZĘSTO WYSTEPUJĄCE PROBLEMY Z PASAMI TECHNICZNYMI POD URZĄDZENIA ENERGETYCZNE ( DZIAŁKI POD STACJE TRANSFORMA-TOROWE )
5. ZRÓZNICOWANE PODEJŚCIE W GMINACH DO INWESTYCJI ( ZGŁOSZENIE- DECYZJE POZWOLENIA NA BUDOWĘ)
6. ZRÓŻNICOWANY CZAS ZAŁATWIANIA SPRAW W UG
PROBLEMY PROJEKTOWEZLECENIOBIORCA - JEDNOSTKA PROJEKTOWA
krok 1 krok 2 krok 3 krok 4krok 4a
krok 5 krok 6krok
7krok 8 krok 9 krok 10
krok 11
krok 12krok 13
krok 14
krok 15
Przyjęcie
zlecenia od Zmawiającego na projektowan
ie zadan
ia
Analiza zleceni
a, rozpoznanie
terenu, uściśle
nie wytycznych
Zmawiająceg
o
Opracowanie
wstępnej
koncepcji
realizacji prac projektowych
i wycena
prac projektowych
Sporządzeni
e projek
tu umowy na
projektowani
e zadani
a
Podpisanie umowy na
projektowani
e zadani
a
Zlecenie
opracowania map
dla celów projektowyc
h
Uzyskanie map dla
celów projektowyc
h
Pomiary i Inwentaryzacja sieci
Złożenie
wniosku o
uzyskanie
decyzji
lokalizacyjne
j
Uzyskanie
decyzji lokalizacyjnej
Uzyskanie
dodatkowych
uzgodnień
administracyjny
ch i uzyskan
ie uzgodni
eń z właścici
elami działek
Udzielenie (wg
potrzeb)
zleceń
podwykonawco
m
Opracowanie
projektu budowlanego wraz z
sporządzeniem
i złożenie
m wniosk
u o pozwolenie na
budowę (lub
zgłoszenia
rozpoczęcia
robót)
Opracowanie
projektu
budowlan
o-wykonawczego
Otrzymanie
i przekazani
e decyz
ji z pozwoleniem na budo
wę Zamawiającemu
Sporządzeni
e protok
ółu zdawc
zo-odbiorczego
PROJEKTOWANIE PRZYŁACZA 10-15 miesięcy
CZAS REALIZACJI PRZYŁACZY
ETAP 0 ETAP 1 ( 2 m-ce) 60 dniETAP II (3 m-ce) 120
dni
ETAPIII (2 m-ce) 60 dni
ETAP IV (2 m-ce) 60 dni
ETAP V (1,5 m-ca) 44 dni
ETAP VI (6,47 m-ca) 194 dni
Faza I - 30 dni
Faza II - 2 miesiące
Faza III - 6 miesięcy
Faza IV - 8 miesięcy
Faza V - 10 miesięcy
14 dni PROJEKTOWANIE - 300 dni (10 miesięcy) 14 dni 30 dni
Wykonanie dokumentacji projektowej ,pozwolenie na budowę - 360 dni (12 miesięcy )
Wydanie WTP WYKONAWSTWO (7,94 m-ca) 238 dni
PROJEKTOWANIE - ( 11,5 m-cy) 346dni od daty otrzymania zlecenia do kompletnej (po usunięciu uwag i wniosków wynikłych na etapie sprawdzenia) dokumentacji wraz uzyskaniem z pozwolenia na budowę
MAX. CYKL PRZYŁĄCZENIA - 18 miesięcy
OCENA STANU ISTNIEJĄCEGO POD KĄTEM OCENA STANU ISTNIEJĄCEGO POD KĄTEM OBCIĄŻEŃ ELEMENTÓW SIECI (GPZ)OBCIĄŻEŃ ELEMENTÓW SIECI (GPZ)
Darłowo
Sianów
KOSZALIN
CzarneLeśna
Silnowo
Szczecinek
Czaplinek
Grzmiąca
Ustronie Morskie
Białogard
Karlino
Kołobrzeg
Gościno
Świdwin
ZłocieniecDrawskoPomorskie
Połczyn Zdrój
220 kV
220 kV
Sławno
Pieńkowo
Marcelin
stacje 110/SN kV
stacje 400/220/110 kV i 220/110 kV
Legenda
WęgorzynoOkonek
Krzewina
Mirosławiec
Słupsk
Poznańska
Obłęże
- istniejące linie 110 kV
Miastko
Żydowo220/110 kV
Dunowo400/220/110 kV
VI Dywizji Koszalińska
2 x 16 MVA2 x 16 MVA12 MW
17 MW
2 x 16 MVA2 x 16 MVA9 MW
10,5 MW
2 x 16 MVA2 x 16 MVA5,6 MW
7 MW
2 x 10 MVA25,5 MW
6,5 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA13,8 MW
16 MW
2 x 16 MVA4,5 MW
5,3 MW
stacja obca1 x 10 MVA1 x 6,3 MVA
Przemysłowy
Morska
Północ
Południe
2 x 16 MVA2 x 16 MVA11,5 MW
14,3 MW
2 x 16 MVA2 x 16 MVA9,3 MW
16 MW
2 x 16 MVA2 x 16 MVA11,5 MW
13,5 MW
2 x 16 MVA2 x 16 MVA15 MW
17 MW
Morska
Przemysłowy
2 x 10 MVA9,7 MW
11,8 MW
16 MVA i 10 MVA7,3 MW
8,5 MW
2 x 10 MVA5,6 MW
6,2 MW
2 x 16 MVA2 x 16 MVA11,5 MW
13 MW
2 x 16 MVA5,8 MW
6,6 MW
2 x 16 MVA11,8 MW
13,4 MW
2 x 25 MVA2,7 MW
3,5 MW
2 x 10 MVA3 MW
3,4 MW
1 x 10 MVA5 MW
5,5 MW
2 x 10 MVA7,3 MW
8,5 MW
250 MVA
6,5 MW
5,5 MW22 x 10 MVA - moc zainstalowanych transf.
- średnie obciążenie stacji - max. obciążenie stacji
Są to moce uśrednione 60-minutowe Stan na 06.2007
PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC W NAJBLIŻSZYCH LATACHPROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC W NAJBLIŻSZYCH LATACH
PROGNOZOWANY PRZYROST MOCY W NAJBLIŻSZYCH LATACHPROGNOZOWANY PRZYROST MOCY W NAJBLIŻSZYCH LATACH
250 MVA
Przemysłowy
Morska
17 MW
15 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA
13,5 MW
11,5 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA
16 MW
9,3 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA
14,3 MW
11,5 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA
Południe
Północ
Morska
Przemysłowy
1 x 6,3 MVA1 x 10 MVAstacja obca
22 x 10 MVA
17 MW
12 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA
KoszalińskaVI Dywizji
Dunowo400/220/110 kV
220 kVGościno
Kołobrzeg
Karlino
Białogard
MorskieUstronie
KOSZALIN
Sianów
Mielno
19 MW
11,8 MW
3,5 MW
25 MW
6-50 MW
23,5 MW
8,5 MW
30 MW
INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOCPRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC
1. Przebudowa, modernizacja istniejących obiektów GPZ.
Przewidywany przyrost mocy istniejących oraz nowych odbiorców zlokalizowanych w obszarach GPZ Koszalin Północ oraz Południe spowoduje, iż w w/w GPZ nie będzie można zapewnić rezerwy mocy w przypadku awarii jednego z transformatorów. Dlatego koniecznym jest modernizacja GPZ Północ oraz Południe pod kątem wymiany istniejących transformatorów na większe jednostki o mocach zapewniających ich wzajemne rezerwowanie mocy zapotrzebowanej z obiektu.
W przypadku realizacji przyłączenia obiektu centrum turystycznego w Bagiczu zajdzie również konieczność wymiany istniejących transformatorów 110/15 kV w GPZ Ustronie Morskie.
INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOCPRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC
2. Budowa nowych obiektów GPZ.
GPZ Strefa Ekonomiczna w Koszalinie Obecnie z terenu Słupskiej Specjalnej Strefy Ekonomicznej Oddział w
Koszalinie przyłączono odbiorców na łączną moc ok. 6 MW. Zasilani są oni z istniejących GPZ Przemysłowy i Południe dwoma ciągami liniowymi średniego napięcia o łącznej długości 3,5 km. Przyłączenie w/w mocy wyczerpuje techniczne możliwości przyłączenia do istniejącej infrastruktury – ze względu na szczytowe obciążenie w/w GPZ-tów oraz przepustowości linii SN.
Przyłączenie kolejnych obiektów z tego obszaru wymaga budowy nowego GPZ, który jest obecnie w fazie realizacji.
Termin realizacji inwestycji – I kwartał 2009 r
INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOCZAPOTRZEBOWANIA NA MOC
GPZ Mielno. Pokrycie zapotrzebowania na moc zgłaszanych przez inwestorów w
obszarze Mielna-Unieścia obiektów przewidzianych do przyłączenia (obecnie na łączną moc ok. 19 MW) wymusza wybudowanie w tym obszarze stacji 110/15 kV. Obecnie na tym terenie brak jest jakiegokolwiek GPZ-tu. Główny punkt zasilania stanowi rozdzielnia sieciowa SN. Jej sposób zasilania, konfiguracja oraz lokalizacja wykluczają możliwość zwiększenia poboru mocy z tej rozdzielni.
Oprócz wybudowania samego obiektu GPZ istotnym elementem w tej kwestii jest jego powiązanie z istniejącym systemem 110 kV. Aspekt ten winien zostać rozwiązany na etapie szczegółowej koncepcji technicznej – miejsce przyłączenia oraz trasa linii uzależniona jest głównie od uzyskania wszelkich zgód właścicieli terenów przez które przebiegać będzie inwestycja.
Obecnie trwają prace koncepcyjno-projektowe
INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOCPRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC
GPZ Strefa Ekonomiczna w Karlinie. Powstanie Strefy Ekonomicznej w Karlinie oraz możliwość pojawienia się
na tym terenie potencjalnych podmiotów (obecnie określono warunki przyłączenia dla 2-ch podmiotów o mocy ok. 0,5 MW – zasilanie z istniejącej sieci) o znacznych mocach przyłączeniowych ze względu na brak możliwości technicznych przyłączenia ich do istniejącej infrastruktury wymagać będzie budowy nowego GPZ 110/15 kV.
Obszar strefy oddalony jest od najbliższych GPZ-tów: GPZ Białogard – ok. 13 km GPZ Gościno – ok. 20 km Natomiast zlokalizowany jest on w pobliżu abonenckiej stacji 110/6 kV
będącej własnością przedsiębiorstwa HOMANIT PLOSKA Sp. z. o.o. i Spółka „Spółka Komandytowa w Karlinie”.
Rozpatrywane warianty: Budowa nowego GPZ 110/15 kV bądź wykorzystanie stacji 110/6 kV
będącej obecnie własnością HOMANIT (przejęcie w/w obiektu uzależnione od stanu technicznego oraz możliwości rozbudowy GPZ pod kątem zwiększonych potrzeb
przedsiębiorstwa HOMANIT a zarazem pod kątem zasilenia obszaru strefy ekonomicznej).
2.
ROZWÓJ POD KĄTEM
POPRAWY WARUNKÓW ZASILANIA
ROZPATRYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ROZPATRYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z
POPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIAPOPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIA
GPZ Szczecinek Marcelin
Modernizacja obiektu ze względu na stan techniczny. GPZ Szczecinek Marcelin jest jednym z najstarszych GPZ-ów na terenie
działania KE ENERGA SA – Oddział w Koszalinie. Wybudowany został w 1973 roku i dotychczas nie był modernizowany. Prowadzone były jedynie doraźne prace eksploatacyjne.
Ważny węzeł – styk z ENERGA Słupsk i ENEA Poznań
Obecnie trwają prace projektowe. Przewidywany termin rozpoczęcia realizacji inwestycji – połowa roku 2009
PRZEWIDYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z PRZEWIDYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z POPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIA GPZ MARCELINPOPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIA GPZ MARCELIN
!!!
ROZPATRYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ROZPATRYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z POPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIAPOPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIA
- Budowa nowego GPZ 110/15 kV w okolicach Kalisza Pomorskiego- Budowa powiązań liniowych 110 kV Świdwin-Drawsko Pom.-Kalisz Pom. oraz Czaplinek-Mirosławiec (inicjatywa ENEA)
3.ROZWÓJ POD KĄTEM PRZYŁĄCZANIA
WYTWÓRCÓW (ELEKTROWNIE WIATROWE)
CZYNNIKI WARUNKUJĄCE ROZWÓJ ENERGETYKI CZYNNIKI WARUNKUJĄCE ROZWÓJ ENERGETYKI WIATROWEJWIATROWEJ
Zapotrzebowanie ZE Koszalin:
Ps= 225 MW (szczyt zimowy)
P = 98 MW (dolina letnia)
Kołobrzegmax. - 36 MW
Koszalin
max. – 73 MW
Białogard
max. – 41 MW
Szczecinek
max. – 55 MW
Drawsko Pom.max. – 20 MW
• MOŻLIWOŚCI TECHNICZNE PRZYŁĄCZENIA DO SIECINIE PRZYSTOSOWANA SIEĆ DYSTRYBUCYJNA I SIEĆ PRZESYŁOWA DO NIE PRZYSTOSOWANA SIEĆ DYSTRYBUCYJNA I SIEĆ PRZESYŁOWA DO PRZYJĘCIA DUŻYCH MOCY, KONIECZNOŚĆ ZNACZNYCH INWESTYCJI PRZYJĘCIA DUŻYCH MOCY, KONIECZNOŚĆ ZNACZNYCH INWESTYCJI ROZWOJOWYCHROZWOJOWYCH
LOKALNE SZCZYTOWE OBCIĄŻENIE POBLISKICH GPZ JEST CZĘSTO LOKALNE SZCZYTOWE OBCIĄŻENIE POBLISKICH GPZ JEST CZĘSTO MNIEJSZE NIŻ MOC PLANOWANYCH ELEKTROWNIMNIEJSZE NIŻ MOC PLANOWANYCH ELEKTROWNI
STAN OBECNYSTAN OBECNY
• ELEKTROWNIE WIATROWE PRZYŁĄCZONE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
Łączna moc zainstalowana = 73,66 MWŁączna moc zainstalowana = 73,66 MW
Lokalizacja obiektu
Lp. Miejscowość
Gmina
Moc zainstalowana [MW]
1
Cisowo
Darłowo
0,66 2
Barzowice
Darłowo
5 3
Cisowo, Kopań
Darłowo
18 4 Tymień Będzino 50
STAN OBECNY i PRZEWIDYWANYSTAN OBECNY i PRZEWIDYWANY
Farmy wiatrowe
sieć SN sieć WN
ilość [szt]moc [MW]
ilość [szt]moc [MW]
pracujące 2 5,66 2 68,00
w budowie (FW Karścino-Pobłocie 90MW, FW Karcino 51MW)
2 141,00
z ważnymi warunkami przyłączenia 33 80 6 110,00
Pozostałe zgłoszone do przyłączenia (w tym z wykonanymi ekspertyzami)
6 3025
(9)
1290,00 (340)
RAZEM 41 11635
1609
PRZEWIDYWANY ROZWÓJ ENERGETYKI WIATROWEJ PRZEWIDYWANY ROZWÓJ ENERGETYKI WIATROWEJ NA TERENIE DZIAŁANIA ODDZIAŁU KOSZALINNA TERENIE DZIAŁANIA ODDZIAŁU KOSZALIN
I grupa -I grupa - Elektrownie wiatrowe planowane do przyłączeniaElektrownie wiatrowe planowane do przyłączenia do sieci do sieci elektroenergetycznej w układzie z jednym (istniejącym) transformatorem 400/110 elektroenergetycznej w układzie z jednym (istniejącym) transformatorem 400/110 kV w DunowiekV w Dunowie P = 251 MWP = 251 MWII grupa - farmy wiatrowe, dla których wykonane zostały ekspertyzy przyłączenioweII grupa - farmy wiatrowe, dla których wykonane zostały ekspertyzy przyłączeniowe
WYMAGANE ZREALIZOWANIE DODATKOWEGO SPRZĘŻENIA W STACJI WYMAGANE ZREALIZOWANIE DODATKOWEGO SPRZĘŻENIA W STACJI DUNOWO ROZDZIELNI 400 i 110 kV POPRZEZ DOSTAWIENIE DRUGIEGO DUNOWO ROZDZIELNI 400 i 110 kV POPRZEZ DOSTAWIENIE DRUGIEGO TRANSFORMATORA 400/110 kV – W TRAKCIE REALIZACJITRANSFORMATORA 400/110 kV – W TRAKCIE REALIZACJI
P = 340 MWP = 340 MW
III grupa – pozostałe zgłoszone farmy wiatroweIII grupa – pozostałe zgłoszone farmy wiatrowe
P = 1000 MWP = 1000 MW DLA FARM Z TEJ GRUPY POZOSTANIE MOŻLIWOŚĆ PRZYŁĄCZENIA DO DLA FARM Z TEJ GRUPY POZOSTANIE MOŻLIWOŚĆ PRZYŁĄCZENIA DO
SIECI PRZESYŁOWEJ (220, 400 kV)SIECI PRZESYŁOWEJ (220, 400 kV)
KONIECZNOŚĆ ROZBUDOWY SYSTEMU PRZESYŁOWEGO W ZAKRESIE KONIECZNOŚĆ ROZBUDOWY SYSTEMU PRZESYŁOWEGO W ZAKRESIE NOWYCH STACJI NN/WN ORAZ LINII NNNOWYCH STACJI NN/WN ORAZ LINII NN
Darłowo
Sianów
KOSZALIN
Ustronie Morskie
Białogard
Karlino
Kołobrzeg
Gościno
400
kV
220 kV
Sławno
Trzebiatów
Ustka
Budzistowo12 MW
Karcino50 MW
Stary Borek21 MW
Mołtowo50 MW
Mołtowo20 MW
Wartkowo30 MW
Pobłocie 30 MW
Karścino-Pobłocie90 MW
Tymień50 MW
Mierzyn, 140 MW
Dygowo, Bardy, Pustary 60 MW
Kukinia, Stojkowo46 MW
Porzecze34 MW
Rzepkowo,Wierciszewo
60 MW
Kleszcze-Osieki,Dobiesław26,5 MW
Miłogoszcz48 MW
Parnowo12,5 MW
Kamica14 MW
Trzyniki,Nieżyn,
Kędrzyno87 MW
Pławęcino40 MW
Żydowo220/110 kV
Dunowo400/220/110 kV
26,75 MW
24 MW
wariant przyłączeniauzależniony od wyników
ekspertyzy
OO – proponowane lokalizacje stacji NN/WN – proponowane lokalizacje stacji NN/WN
Dziękuję za uwagę
Zenon Lenkiewicz
Szczecin 4 czerwca 2008