Постановление Губернатора Костромской области от 03.05.2017 № 93

Таблица № 42

Перечень тяговых подстанций напряжением 110 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние

№ п/п	Наименование	Класс напряжения, кВ	Год ввода	Количество трансфор-маторов и их мощность, ед.хМВА	Мощ-ность ПС, МВА	Техничес-кое состояние	Срок службы, лет
							на 2012	на 2018	на 2022
1.	Космынино (т)	110/35/10	1983	2х16	32	удовл.	29	35	39
2.	Буй (т)	110/27,5/10	1968	2х40	80	удовл.	44	50	54
3.	Галич (т)	110/27,5/10	1969	2х40	80	удовл.	43	49	53
4.	Антропово (т)	110/27,5/10	1965	2х40	80	удовл.	47	53	57
5.	Шарья (т)	110/27,5/6	1969	2х40	80	удовл.	43	49	53
6.	Поназырево (т)	110/27,5/10	1969	2х40	80	удовл.	43	49	53
Итого					432

Для объектов, введенных после 1 января 2002 года, согласно письму Министерства финансов Российской Федерации  от 28 февраля 2002 года № 16-00-14/75 рассматриваемый показатель определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации  от 1 января 2002 года № 1
«О классификации основных средств, включаемых в амортизированные группы», в соответствии с которым для начисления амортизации установлен максимальный срок службы ЛЭП на металлических и ж/б опорах – 15 лет, ПС – 20 лет.

61.  В таблицах № 43 – 46 представлены возрастные характеристики ЛЭП и оборудования ПС.

Таблица № 43

Срок эксплуатации существующих ВЛ напряжением 110 кВ

по состоянию на 2012, 2018, 2022 годы

Срок эксплуатации	На 2012 год		На 2018 год		На 2022 год
	длина, км	в % к общей длине	длина, км	в % к общей длине	длина, км	в % к общей длине

до 30 лет	702,5	38,1	366,1	19,7	243,4	13,1
30 лет и выше	1 141,0	61,8	1 497,0	80,3	1 619,7	86,9
в том числе:
30 – 40 лет	283,0	15,3	500,3	26,9	596,6	32,0
40 – 50 лет	732,6	39,7	364,1	19,5	256,7	13,8
50 – 60 лет	103,0	5,5	610,2	32,7	664,3	35,6
60 лет и выше	22,4	1,2	22,4	1,2	102,1	5,5

Как видно из таблицы № 43 на 2012 год, порядка 7% от общей длины существующих линий 110 кВ в Костромской области имели срок службы 50 и более лет, при этом к 2022 году протяженность таких линий составит порядка 41%.

Таблица № 44

Срок эксплуатации существующих ВЛ напряжением 220 кВ и выше

по состоянию на 2012, 2018, 2022 годы

Срок эксплуатации	На 2012 год		На 2018 год		На 2022 год
	длина, км	в % к общей длине	длина, км	в % к общей длине	длина, км	в % к общей длине
до 30 лет	530,3	45,9	164,9	14,2	148,2	12,8
30 лет и выше	625,5	54,1	997,6	85,8	1014,3	87,2
в том числе:
30 – 40 лет	450,3	39,0	577,1	49,6	388,9	33,4
40 – 50 лет	175,2	15,1	420,5	36,2	450,3	38,7
50 – 60 лет	0		0		175,2	15,1

Как видно из таблицы № 45 на 2012 год порядка 85% установленной трансформаторной мощности на ПС c напряжением 110 кВ обеспечивалось трансформаторами со сроком службы 25 и более лет, что сохранится и к 2022 году.

Таблица № 45

Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ

по состоянию на 2012, 2018, 2022 годы

Срок службы трансформаторов	На 2012 год		На 2018 год		На 2022 год
	общая мощность трансфор-маторов, МВА	в % к общей мощности	общая мощность трансфор-маторов, МВА	в % к общей мощности	общая мощность трансфор-маторов, МВА	в % к общей мощности
Менее 16 лет	100,0	5,7	214,0	15,6	214,0	15,6
16 – 25 лет	168,5	9,6	0	-	0	-
Более 25 лет	1 483,0	84,7	1 157,9	84,4	1 157,9	84,4

Морально устаревшее электротехнического оборудование, находящееся в эксплуатации и имеющее высокую степень износа, вызывает необходимость ежегодного увеличения эксплуатационных затрат, а также затрат на ремонтные работы, что снижает эффективность функционирования распределительного электросетевого комплекса. Также высокий уровень износа сетевого оборудования и оборудования подстанций снижает надежность электроснабжения потребителей региона.

Таблица № 46

Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ и выше по состоянию на 2012, 2018, 2022 годы

Срок службы трансформаторов	На 2012 год		На 2018 год		На 2022 год
	общая мощность трансфор-маторов, МВА	в % к общей мощности	общая мощность трансфор-маторов, МВА	в % к общей мощности	общая мощность трансфор-маторов, МВА	в % к общей мощности
Менее 16 лет	765,0	8,7	765,0	8,7	0	-
16 – 25 лет	801,0	9,1	801,0	9,1	765,0	8,7
Более 25 лет	7 207,0	82,2	7 207,0	82,2	8 008,0	91,3

62.  Для решения обозначенных проблем с целью определения необходимых объемов техперевооружения и реконструкции  рекомендуется проведение комплексного технического аудита и диагностики технического состояния распределительных сетевых объектов.

Техническое состояние сети 110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80% подстанций и около 7% линий отработали нормативный срок службы.

63.  Основные сведения о генерирующих компаниях, действующих на территории Костромской области, приведены в главе 8.

Характеристика генераторов, установленных на Костромской ГРЭС, представлена в таблице № 47.

В таблице № 48 приведены параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома.

Таблица № 47

Параметры генераторов Костромской ГРЭС

Ст. №	Тип генератора	Год ввода	Sном, МВА	Рном, МВт	cosj	Uном, кВ	Qmax**, МВар	Qmin **, МВар
ТГ-1	ТВВ-320-2	1969	353	300	0,85	20	180	-80
ТГ-2	ТВВ-350-2У3	1969/1995*	411,77	350	0,85	20	220	-120
ТГ-3	ТВВ-320-2	1970	353	300	0,85	20	180	0
ТГ-4	ТВВ-350-2У3	1970/2006*	411,77	350	0,85	20	235	-100
ТГ-5	ТВВ-320-2У3	1971/2007*	353	300	0,85	20	180	-80
ТГ-6	ТВВ-320-2	1972	353	300	0,85	20	180	0
ТГ-7	ТВВ-320-2	1972	353	300	0,85	20	180	0
ТГ-8	ТВВ-320-2	1973	353	300	0,85	20	180	0
ТГ-9	ТВВ-1200-2УЗ	1980/1991*	1330	1200	0,9	24	580	125

_____________________

* Дата ввода генератора в эксплуатацию после реконструкции.

** Значения Qmax и Qmin при номинальной активной мощности генератора (300 МВт для ТГ-1-8 и 1200 МВт для ТГ-9) в соответствии с утвержденным 31.10.2014 филиалом АО «СО ЕЭС» Костромское РДУ «Положением по управлению режимами работы энергосистем в операционной зоне филиала АО «СО ЕЭС» Костромское РДУ».

Таблица № 48

Параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома и МУП «Шарьинская ТЭЦ»

№ п/п	Станция	Ст. №	Тип генера-тора	Год вво-да	n, об/мин	Sном, МВА	Рном, МВт	Qмин, МВАр	Qмакс, МВАр	Uном, кВ	CosЖ
1.	Костромская ТЭЦ-1	2	Т2-12-2	1976	3 000	15	12 (9)	0	9,64	6,3	0,8
2.	Костромская ТЭЦ-1	4	Т2-6-2	1958	3 000	7,5	6	0	4,5	6,3	0,8
3.	Костромская ТЭЦ-1	5	Т2-12-2	1965	3 000	15	12 (9)	0	9,64	6,3	0,8
4.	Костромская ТЭЦ-1	6	Т2-12-2	1966	3 000	15	12 (9)	0	9,64	6,3	0,8
5.	Костромская ТЭЦ-2	ТГ-1	ТВФ-63-2	1974	3 000	78,75	63 (60)	-13	48	6,3	0,8
6.	Костромская ТЭЦ-2	ТГ-2	ТВФ-120-2	1976	3 000	125	100 (110)	-25	74	10,5	0,8
7.	Шарьинская ТЭЦ	ТГ №1	Т2-6-2	1965	3 000	7,5	6 (3)	0	5,35	6,3	0,8
8.	Шарьинская ТЭЦ	ТГ №2	Т2-6-2	1966	3 000	7,5	6	0	4,5	6,3	0,8
9.	Шарьинская ТЭЦ	ТГ №3	Т-12-2	1979	3 000	15	12	0	9	6,3	0,8