Постановление Губернатора Костромской области от 03.05.2017 № 93

Рисунок № 21

Уровень инсоляции в регионах Российской Федерации

Исследования, проведенные Институтом высоких температур Российской академии наук совместно с Московским государственным университетом им. М.В. Ломоносова, свидетельствуют о проблемах достижения приемлемых экономических показателей для снабжения изолированных потребителей электроэнергией от солнечных фотоэлектрических энергоустановок и ветрогенераторов. Для получения от них 0,1 кВт электрической мощности (с коэффициентом гарантированной выдачи 99,8) на территории Костромской области потребуется установка от 5 кв. м солнечных панелей или от 1 до 3 кВт ветрогенераторов. Помимо капиталовложений в генерирующие мощности для обеспечения указанного коэффициента гарантированной выдачи потребуются дополнительные весьма высокие затраты на аккумуляторные батареи, доходящие до 500 долларов США/кВт (рисунки № 22 и 23).

Рисунок № 22

Расчетная установленная мощность ветроустановки
(Н = 50 м, скорость ветра 10 км/ч) для выдачи гарантированной
(Кгот = 99,8%) электрической мощности 0,1 кВт потребителю

На основе представленной информации об эффективности использования энергии ветра и энергии солнца можно заключить, что развитие ВИЭ на территории Костромской области в рассматриваемой перспективе возможно только в направлении освоения биоэнергетического потенциала, характеризуемого, прежде всего, возможностью использования отходов лесной, деревообрабатывающей, целлюлозно-бумажной промышленности и запасами торфа.

Одной из основных задач в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности Костромской области является увеличение доли производства тепловой энергии с использованием местных и возобновляемых источников энергии. Согласно государственной  программе Костромской области «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области», утвержденной постановлением администрации Костромской области от 28 апреля 2014 года № 175-а «Об утверждении государственной программы Костромской области «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области» (далее – Программа по энергосбережению), рост объемов производства энергетических ресурсов с использованием ВИЭ и вторичных энергетических ресурсов должен к                2022 году составить около 29% от уровня 2015 года (таблица № 69).

Рисунок № 23

Расчетная установленная площадь фотоэлектрических элементов для выдачи гарантированной (99,8%) электрической мощности 0,1 кВт потребителю (при оптимальном наклоне поверхности к Солнцу – для Костромской области – (-150) к широте местности)

Таблица № 69

Показатели производства энергетических ресурсов

№ п/п	Общие сведения	Ед. изм.	Разбивка по годам
			2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
1.	Объем производства энергетических ресур-сов с использованием возобновляемых источ-ников энергии и/или вторичных энерге-тических ресурсов	тыс. т.у.т.	140,2	147,2	154,6	162,3	170,4	178,9	187,9	197,3
2.	Прирост накопитель-ным итогом	%	0	4,7	9,3	13,6	17,7	21,6	25,4	28,9

На рисунке № 24 представлена динамика полного потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории Костромской области в 2007 – 2010 годах.

Рисунок № 24

Динамика полного потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории
Костромской области в 2007 – 2010 годах

В период 2007 – 2010 годов потребление данных энергоресурсов выросло с 241,3 тыс. т.у.т. до 360,3 тыс. т.у.т., продемонстрировав рост в размере 33% за 4 года. При этом конечное потребление торфа и ГВЭР составило 41,6% от общего потребления данных энергоресурсов на территории Костромской области (рисунок № 25).

Рисунок № 25

Структура баланса поставки и потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории Костромской области

В целом на местные и возобновляемые источники энергии приходится 9,4% конечного потребления энергоресурсов в Костромской области (рисунок № 26). Данный показатель является достаточно высоким по сравнению с другими регионами Российской Федерации, где отсутствует добыча местных топливно-энергетических ресурсов.

Рисунок № 26

Структура конечного потребления энергоресурсов по их видам

76.  Отходы деревообработки используются в производстве древесных топливных гранул и брикетов. Они относятся к CO2-нейтральным с низким содержанием серы. Часть этих отходов используется непосредственно самими деревообрабатывающими предприятиями в качестве топлива для сушки пиломатериалов и отопления производственных цехов. Перевод котельных с газа, мазута и угля на древесные отходы требует меньше финансовых и временных затрат по сравнению с переходом на торфяное топливо. Современные котельные, работающие на древесных отходах, обеспечивают стопроцентное сгорание топлива, за счет чего достигается высокий КПД котельной.

77.  Проведенный анализ развития ВИЭ на территории Костромской области корреспондируется с перечнем мероприятий по переводу ряда источников теплоснабжения на местные виды топлива, представленных в Программе по энергосбережению, осуществление которых предлагается финансировать с привлечением внебюджетных источников на реализацию региональных программ в области энергосбережения (таблица № 70).

Таблица № 70

Планируемые мероприятия по модернизации котельного оборудования с переводом его на местные виды топлива

№ п/п

Наименование котельной

Адрес

Ориентировочная стоимость СМР (тыс. рублей)

Год реализа-ции

Исполнитель

1	2	3	4	5	6
	Городской округ город Мантурово Костромской области
1.	Котельная № 33, на мазуте (перевод на местные виды топлива — торф, отходы деревообработки)	ул. Гидролизная, д. 1	213 070,00	2017 – 2018	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		213 070,00
	Парфеньевский муниципальный район Костромской области
2.	Реконструкция котельной школы                      пос. Николо-Полома (перевод на местные виды топлива)	пос. Николо-Полома	2 500,00	2017	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		2 500,00
	Городской округ город Шарья Костромской области
3.	Модернизация Шарьинской ТЭЦ (перевод на местные виды топлива — торф)	г. Шарья, пос. Ветлужский,                       ул. Центральная, д. 1	420 000,00	2017 – 2018	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		420 000,00
	Нейский муниципальный район Костромской области
4.	Реконструкция котельной пос. Номжа (перевод на местные виды топлива – отходы деревообработки)	пос. Номжа	8 000.00	2017	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого
	Всего по Костромской области		643 570,00

Анализ представленных в таблице № 70 мероприятий с учетом  информации о текущих значениях выработки тепловой энергии и основных технико-экономических показателях функционирования источников теплоснабжения, на которых эти мероприятия планируется реализовать, позволил провести расчет объемов возможных изменений в структуре потребления первичных энергоресурсов при производстве тепловой энергии (таблица № 71).

Таблица № 71

Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии

в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива, т.у.т.

Показа-тели	Общий расход топлива до модернизации оборудования с переводом на ГВЭР			Общий расход топлива после модернизации оборудования с переводом на ГВЭР			Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии			Годовая экономия общего расхода топлива на производ-ство тепловой энергии
Вид топлива	ГВЭР	мазут	уголь	ГВЭР	мазут	уголь	ГВЭР	мазут	уголь	1 661
Количест-венное значение	3 092	8 961	3 173	13 565	0	0	+10 473	-8 961	-3 173

В результате реализации проведения запланированных мероприятий по переводу существующих котельных на местные виды топлива помимо изменений в структуре топливного баланса прогнозируется получение годовой экономии топлива в размере около 1,6 тыс. т.у.т., что обуславливается прогнозируемым ростом КПД котлов после модернизации.

Глава 20. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на 2018 – 2022 годы

78. Балансы мощности по Костромской энергосистеме рассчитаны на час прохождения собственного максимума и разработаны с учетом:

1)  Схемы и программы развития ЕЭС России;

2)  Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 года № 215-р «О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года».

При построении перспективных балансов мощности и электроэнергии учтено, что в соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России вывод из эксплуатации генерирующего оборудования  не планируется, установленная мощность электростанций в период до  2022 года составит 3 824 МВт.

При определении объема выработки станциями энергосистемы электроэнергии следует учитывать, что приведенные в настоящем разделе балансы электроэнергии и мощности отвечают задаче оценки возможности покрытия собственных максимумов нагрузки энергосистемы Костромской области за счет размещенных на территории области генерирующих источников, аналогично тому, как это представлено в Схеме и программе развития ЕЭС России.

Для определения планируемого участия генерирующей мощности энергосистемы в покрытии ее собственных максимумов, максимумов ОЭС Центра и ЕЭС России в целом, а значит, и для планирования перспективных объемов выработки необходимо учитывать возможные снижения использования установленной мощности электростанций, которые могут быть обусловлены следующими факторами:

ограничениями на использование мощности действующих электростанций всех типов, представляющих собой разность между установленной и располагаемой мощностью, которую может развивать оборудование этих электростанций в период зимнего максимума нагрузки;

неучастием в покрытии максимума нагрузки мощности оборудования, выведенного в длительную консервацию.

Ограничения установленной мощности на ТЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования (сооружений) установленной мощности, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном, на турбинах с противодавлением), сложностями в топливообеспечении, экологическими ограничениями по условиям охраны воздушного и водного бассейнов и др.

79. При составлении балансов электроэнергии принят объем генерации электроэнергии согласно Схеме и программе развития ЕЭС России.

80. Перспективные балансы электрической энергии и мощности Костромской энергосистемы на 2017 – 2022 годы приведены в таблицах № 72 и 73.

Таблица № 72

Баланс мощности Костромской энергосистемы

на 2017 – 2022 годы, МВт

Показатели

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Покрытие (установленная мощность станций	3 824	3 824	3 824	3 824	3 824	3 824
Собственный максимум нагрузки	635	635	637	637	642	646
Сальдо	- 3 189	- 3 189	- 3 187	- 3 187	- 3 182	- 3 178

Таблица № 73

Баланс электрической энергии Костромской энергосистемы

на 2017 – 2022 годы, млн. кВтч

Показатели	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Генерация	13 794	13 330	12 846	11 690	11 230	12 658
Потребление	3 594	3 599	3 606	3 616	3 633	3 659
Сальдо	- 10 200	- 9 731	- 9 240	- 8 074	- 7 597	- 8 999

Костромская энергосистема является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. Большая часть избытка мощности (до 60%) передается по сети 500 кВ в соседние энергосистемы (Вологодскую, Нижегородскую, Владимирскую). Около 33% избытка мощности передается по сети 220 кВ в Ивановскую и Ярославскую энергосистемы. Остальная мощность уходит по сети 110 кВ в Ярославскую, Ивановскую и Вологодскую энергосистемы.

Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ и выше Костромской области на 2018 – 2022 годы

81. Формирование перспективной схемы электрических сетей 110 кВ и выше Костромской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:

1)  повышение пропускной способности сети;

2)  ликвидацию районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений;

3)  повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

4)  создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.

Для устранения районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений предлагаются мероприятия, представленные в таблице № 74.

В программе рассматривается базовый вариант развития электроэнергетики Костромской области – развитие электрических сетей и вводы электрооборудования спрогнозированы в соответствии со следующими документами:

схема и программа развития ЕЭС России;

перечень инвестиционных проектов на период реализации ИП ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»;

перечень вводов электросетевых объектов, не вошедших в ИП  филиала ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго» на 2017 – 2021 годы;

«Комплексная программа развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Костромской области на 2017-2021 гг.».

Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2018 – 2022 годы и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2022 года представлены в приложениях № 3 и 4 к настоящей Программе.

Таблица № 74

Мероприятия по устранению районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений

№ п/п

Наименование районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений

Мероприятия

1	2	3
1.	Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Шекшема	На ПС 110 кВ Шекшема и Октябрьская рекомендуется установка вторых трансформаторов при условии увеличения нагрузок и подаче заявок на технологическое присоединение
2.	ПС с трансформаторами без РПН: Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово (р), Павино, Шортюг, Якшанга	На указанных ПС рекомендуется проведение реконструк­ции с установкой трансформаторов с РПН при наличии заявок на присоединение мощности к данным подстанциям
3.	ПС на ОД и КЗ: Новинское, Шекшема, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья (т), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т), Василёво, Южная, Дьяконово, Николо-Полома, БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная, Столбово, Октябрьская, Антропово (т), Лопарево	Рекомендуется установка выключателей 110 кВ вместо ОД и КЗ
4.	В связи с неудовлетворительным тех­ническим состоянием, для качествен­ного энергоснабжения существующих потребителей необходима замена си­лового оборудования на ряде ПС. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Яковлево, ПС 35 кВ Сандогора	На указанных ПС рекомендуется замена оборудования со сроком эксплуатации, превышающим нормативный
5.	ПС 110 кВ Вохма	В случае значительного роста электрических нагрузок по указанным ПС рекомендуется проведение реконструкции с увеличением установленной мощности силовых трансформаторов
6.	ПС 35 кВ Волжская	В случае значительного роста электрических нагрузок в районе            пос. Волжский рекомендуется строительство новой ПС 35/6 кВ
7.	При ремонте ВЛ 110 кВ Вохма – Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево – Никола потребители ПС 110 кВ: Вохма, Никола, Шортюг, Гудково остаются без питания	Проведена оценка объема работ, капиталовложений и необходимости реконструкции транзитов 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино. В настоящее время отсутствуют заявки на подключение новых потребителей рассмотренных районов. Финансирование реконструкции сети 110 кВ нецелесообразно из-за неокупаемости данных решений
8.	При ремонте ВЛ 110 кВ Борок - Елегино и отключении ВЛ 110 кВ Галич (р) - Чухлома потребители ПС 110 кВ: Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино остаются без питания
9.	Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская I и II цепь	Рекомендуется строительство дополнительных объектов энергоснабжения за счет средств технологического присоединения крупных потребителей
10.	Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в послеаварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Северная, Шарья (р), ПС 35 кВ Центральная	Необходимо увеличение трансформаторной мощности на данных подстанциях (таблица № 75)

82. В таблице № 75 приведены объемы ввода трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2018 – 2022 годах по материалам филиала ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго». Увеличение трансформаторной мощности обосновано, как правило, ростом существующих нагрузок и потребностью подключения перспективных потребителей.

Значительное количество  схем распределительных устройств ПС 110 кВ Костромской энергосистемы  выполнено на отделителях и короткозамыкателях (далее – ОД и КЗ). Рекомендуется произвести замену ОД и КЗ на элегазовые выключатели.

Строительство ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в
2018 – 2022 годах не планируется.

Таблица № 75

Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2018 – 2022 годах

№ п/п	Наимено-вание ПС, класс напряжения	Количество и мощность трансформа-торов, МВА		Перечень работ	Примечание	Дата ввода объек-та
		су-ществ.	планир.
1	2	3	4	5	6	7
1.	Яковлево 110/35/10 кВ	1х10	1х2,5	Замена существующего силового трансформатора 10 МВА на 2,5 МВА	Планируется вследствие неудовлетворительного технического состояния, вызванного сверхнормативным сроком службы. Установка силового трансформатора меньшей номинальной мощности обусловлена следующими причинами: - существующие нагрузки значительно меньше номинальной мощности трансформатора - 0,26 МВА; - перспективная нагрузка по актам ТП и по договорам ТП, находящимся на исполнении, с учетом коэффициента одновременности составляет 0,045 МВт	2018
2.	Северная 110/10 кВ	1х20; 1х25	2х25	Замена существующего силового трансформатора 20 МВА на 25 МВА	Вследствие роста нагрузок и ограничения возможности подключения новых потребителей. Максимальная загрузка ПС по данным замеров 20,66 МВА. Резерв мощности на основании замеров режимного дня - 3,25 МВА. Перспективная нагрузка по актам ТП и по договорам ТП, находящимся на исполнении, с учетом коэффициента одновременности составляет 9,265 МВт. Дефицит мощности для технологического присоединения составляет 8,8 МВА	2019
1	2	3	4	5	6	7
3.	Нерехта-1 110 кВ	2х16; 2х25	2х16; 2х25	Реконструкция с заменой силового оборудования и трансформаторов без увеличения мощности	Вследствие неудовлетворительного технического состояния, вызванного сверхнормативным сроком службы	2020
4.	Октябрьская 110 кВ	1х2,5	1х2,5	Замена силового трансформатора без увеличения мощности	Вследствие неудовлетворительного технического состояния, вызванного сверхнормативным сроком службы	2021
5.	Шарья (р) 110/35/6 кВ	1х20; 1х25	2х25	Замена существующего силового трансформатора 20 МВА на 25 МВА	Вследствие роста нагрузок и ограничения возможности подключения новых потребителей. Максимальная загрузка ПС по данным замеров 19,11 МВА. Резерв мощности на основании замеров режимного дня - 4,74 МВА. Перспективная нагрузка по актам ТП и по договорам ТП, находящимся на исполнении, с учетом коэффициента одновременности составляет 6,872 МВт. Дефицит мощности для технологического присоединения составляет 5,83 МВА	2022