Постановление Губернатора Вологодской области от 30.05.2016 № 295

С учетом представленных выше данных можно сделать вывод, что при реализации намечаемых вводов генерирующего оборудования установленная мощность электростанций Вологодской области составит к концу 2021 года 2530,5 МВт (таблица 95). Необходимо отметить, что ввиду отсутствия точных сроков реализации ряда проектов по строительству энергоисточников не учитывалась возможность их поэтапного ввода. При анализе динамики изменения установленной мощности электростанций Вологодской области в 2016 - 2021 гг. также принято допущение, что все станции, сооружаемые по проектам с верхней границей срока реализации (т.е. до какого-либо года), вводятся в работу одномоментно в соответствующий последний год. Мощность планируемой к строительству Шекснинской ГЭС принята максимальной, равной 80 МВт, что соответствует наиболее полной реализации инвестиционных проектов в рамках «максимального» варианта развития электроэнергетики Вологодской области.

Таблица 95 Установленная мощность генерирующего оборудования до 2021 г. по ти­пам электростанций Вологодской области, МВт.

	2015 факт	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Вологодская энер­госистема, всего	1932,3	1929,6	1964,6	2054,6	2055,2	2256,5	2530,5
ГЭС	26,3	26,3	26,3	26,3	26,3	106,3	106,3
ТЭС	1906,0	1902,0	1927,0	2017,0	2017,0	2137,0	2406,0
ВИЭ (в т.ч. МГЭС)	0,0	1,3	11,3	11,3	11,9	13,2	18,2

Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период по максимальному варианту

В соответствии с приведенными выше данными Правительства Вологодской области и Системного оператора по реализации инвестиционных проектов и строительству новых генерирующих электрических и тепловых мощностей (и появлению дополнительных собственных нужд этих генерирующих объектов) можно ожидать, что потребление электроэнергии в энергосистеме Вологодской области возрастает по максимальному варианту прогноза с 13,611 млрд. кВт.ч в 2015 г. до 14,542 млрд. кВт.ч в 2021 г., или более чем на 0,9 млрд. кВт.ч со среднегодовым темпом прироста потребления электроэнергии в 1,1% за рассматриваемый период (таблица 96). Это более чем наполовину ниже среднегодовых темпов прироста потребления электроэнергии в Вологодской области по централизованной зоне в период подъема экономики с 1999 по 2007 год (2,81%).

Потребление мощности за период 2016 - 2021 годов в рамках максимального варианта также возрастет – с уровня 1944 МВт в 2015 году до 2168,8 МВт в 2021 году (+11,5%), со среднегодовым темпом прироста потребления мощности 1,9%.

Таблица 96 – Прогноз спроса на электроэнергию и мощность в энергосистеме Вологодской области по максимальному варианту развития

	Факт		Прогноз
	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Электропотребление ЭС Вологодской области – максимальный вар-т, млн кВт.ч	13532	13611	13657	13670	13730	13714	14097	14542
годовой темп изменения, %	0,81	0,58	0,34	0,09	0,44	-0,15	2,79	3,16
Потребление мощности в ЭС Вологодской области – максимальный вар-т, МВт	2025	1944,0	2024,0	2033,7	2040,3	2044,1	2100,0	2168,8
годовой темп изменения, %	3,85	-3,91	4,12	0,48	0,33	0,18	2,74	3,27

Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период по максимальному варианту развития

В соответствии с приведенными выше прогнозируемыми уровнями роста нагрузки и планируемым изменением мощности генерирующего оборудования сформированы перспективные балансы мощности по Вологодской энергосистеме на 2015 - 2021 годы по максимальному варианту развития (таблица 97).

Таблица 97 – Баланс мощности Вологодской энергосистемы в 2015 - 2021 гг. по максимальному развития, МВт

Вологодская энергосистема	2015 факт	2016	2017	2018	2019	2020	2021
ПОТРЕБНОСТЬ (собственный максимум)	1944,0	2024,0	2033,7	2040,3	2044,1	2100,0	2168,8
ПОКРЫТИЕ (установленная мощность)	1932,3	1929,6	1964,6	2054,6	2055,2	2256,5	2530,5
ГЭС	26,3	26,3	26,3	26,3	26,3	106,3	106,3
ТЭС	1906,0	1902,0	1927,0	2017,0	2017,0	2137,0	2406,0
ВИЭ (в т.ч. МГЭС)	0,0	1,3	11,3	11,3	11,9	13,2	18,2
ИЗБЫТОК (+)/ ДЕФИЦИТ (-)	-11,7	-94,4	-69,1	14,3	11,1	156,5	361,7

Динамика изменения соотношения потребности региона в электрической мощности с возможностью ее покрытия за период 2015 - 2021 гг. по максимальному варианту развития представлена в графическом виде на рисунке 45.

Рисунок 45 – Динамика изменения потребности и покрытия электрической мощности 2015 - 2021 гг. по максимальному варианту развития, МВт.

Перспективный баланс электропотребления по максимальному варианту развития представлен в таблице 98.

Таблица 98 – Баланс электрической энергии Вологодской энергосистемы в 2015 - 2021 гг. по максимальному развития, млрд. кВт·ч

Вологодская энергосистема	2015 факт	2016	2017	2018	2019	2020	2021
ПОТРЕБНОСТЬ (потребление электрической энергии)	13,61	13,66	13,67	13,73	13,71	14,10	14,54
ПОКРЫТИЕ (производство электрической энергии)	10,64	9,16	9,18	9,32	9,29	10,12	11,45
ГЭС	0,10	0,11	0,18	0,18	0,18	0,59	0,60
ТЭС	10,54	9,05	9,00	9,14	9,10	9,53	10,85
ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-)	-2,97	-4,50	-4,50	-4,41	-4,43	-3,97	-3,09

Изменение соотношения потребности региона в электрической энергии с возможностью ее покрытия в период 2015 - 2021 гг. представлено на рисунке 46.

Рисунок 46 – Динамика изменения потребности и покрытия электрической энергии 2015 - 2021 гг. по максимальному варианту развития, млрд. кВт·ч.

Анализ данных, представленных в таблице 97, показывает, что при реализации запланированных инвестиционных проектов по строительству генерирующих мощностей в полном объеме Вологодская энергосистема станет избыточной по мощности (с профицитом мощности, равным 361,7 МВт к 2021 г.), но, тем не менее, останется дефицитной по электрической энергии (с дефицитом порядка 3,1 млрд кВт·ч).

Прогноз развития энергетики Вологодской области на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива

Социально-экономическое развитие Вологодской области неразрывно связано с расширением и рациональным использованием имеющихся в регионе природных ресурсов, главными из которых являются леса. Лесопромышленный комплекс занимает третье место в общем объеме экспорта из Вологодской области после металлургии и химической промышленности, поэтому использование древесных отходов в качестве топлива позволяет добиться существенного экономического эффекта.

Фактически на всех деревообрабатывающих предприятиях области установлены котельные на отходах лесопиления и деревообработки, позволяющие получать тепловую энергию, используемую для отопления производственных помещений и обслуживания сушильных камер. Наиболее крупные котлы утилизаторы установлены на лесопильных производствах ОАО «Белозерский леспромхоз», ЗАО «Череповецкий ФМК», ОАО «Сокольский ДОК», ООО «Премиумлес», ООО «Харовсклеспром», ООО «Новаторский ЛПК», ОАО «Великоустюгский ФК Новатор». В области также действуют пиролизные установки для получения древесного угля в Кадуе и Сямже, а на лесных предприятиях и некоторых сельхозпредприятиях идет апробация газогенераторных установок работающих на древесном сырье.

Благоприятные условия для строительства мини-ТЭЦ на древесных отходах позволяют получать электрическую и тепловую энергию при утилизации отходов лесопромышленного комплекса. Целесообразность применения таких станций в отдаленных от центра районах, где наблюдается дефицит электроэнергии, подтверждается успешной работой промышленной мини-ТЭЦ «Белый Ручей» мощностью 6 МВт, использующей в качестве основного топлива отходы областных деревообрабатывающих предприятий. Вторая мини-ТЭЦ на древесных отходах мощностью 3 МВт электрической энергии пущена в 2006 г. на ОАО «Великоустюгский фанерный комбинат «Новатор». Пуск мини-ТЭЦ позволил на 68% обеспечить производство собственной электрической энергией, обеспечить ежемесячную утилизацию около 7 тыс. плотных куб.м. отходов деревообработки.

В области построено 9 предприятий по производству биотоплива, общей производственной мощностью более 240 тыс. тонн пеллет в год, перечень которых представлен в таблице 99.

Таблица 99 – Предприятия по производству биотоплива (пелетт)

Наименование предприятия	Место размещения предприятия	Производственная мощность, тыс.тонн
ООО «Вологдабиоэкспорт»	г. Великий Устюг	50
ЗАО «Вологодский лесохимический завод»	г. Вологда	20
ООО «Мейджер»	г. Череповец	18
ООО «Терри»	Вологодский р-н,  дер. Семенково	8
ООО «ПеллетМаксГрупп»	г. Сокол	7
ЗАО «Биоэнергетическая топливная компания»	г. Кадников	50
ООО «Леспромсевер»	с. Верховажье	30
ИП Ветошкина	Вологодский район	1
Деревообрабатывающий комбинат ЗАО «Альбиот»	г. Бабаево	60

Также важным и перспективным местным видом топлива является торф, эффективное использование которого на тепловых электростанциях станет возможным после увеличения объемов его добычи и модернизации технологической базы торфяной промышленности. Внедрение современных высокоэффективных технологий и оборудования для добычи, агломерации и сжигания торфяной продукции для нужд малой и средней энергетики позволит значительно увеличить долю использования торфа в топливно-энергетическом балансе Вологодской области. При наличии поддержки федерального бюджета на территории области предусматривается строительство мини-ТЭЦ в пос. Чагода мощностью электрической – 20 МВт и тепловой – 30 Гкал/час, работающей на торфе.

Развитие малой гидрогенерации на территории Вологодской области в настоящий момент является одним из наиболее приоритетных направлений. На территории области сейчас действуют ГЭС № 31, № 32 г. Вытегра мощностью 2,28 МВт и Шекснинская ГЭС мощностью 24 МВт, при этом Государственной программой «Энергоэффективность и развитие газификации на территории Вологодской области на 2014 - 2020 годы» Подпрограммой «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Вологодской области на 2014 - 2020 годы», утвержденной постановлением Правительства Вологодской области от 28.10.2013 года № 1107 (с изменениями), предусмотрено строительство девяти ГЭС общей установленной мощностью 33,17 МВт.

Также Правительство Вологодской области заключило Соглашение о сотрудничестве с генерирующей компанией ЗАО «Норд Гидро», в рамках которого ЗАО «Норд Гидро» обязуется разработать и реализовать программу строительства, реконструкции и ввода в эксплуатацию 10 объектов работающих на возобновляемых источниках энергии. Согласно данному соглашению, гидротехнические объекты на территории Вологодской области будут строиться за счет собственных средств ЗАО «Норд Гидро».

В октябре 2011 года специалистами ЗАО «Норд Гидро» при поддержке Департамента природных ресурсов и экологии Вологодской области и Департамента топливно-энергетического комплекса Вологодской области, было проведено обследование 8 гидротехнических сооружений Вологодской области с целью определения возможности размещения на их базе объектов возобновляемой энергетики. В ходе обследования, например, были определены 2 перспективных гидротехнических объекта, являющихся частью гидротехнических сооружений Череповецкой ГРЭС, на базе которых возможно строительство малых гидроэлектростанций мощностью до 25 МВт. Общий перечень объектов гидрогенерации, строительство которых на территории Вологодской области предусматривается соглашением с ЗАО «Норд Гидро» представлен в таблице 100.

Таблица 100 – Общий перечень объектов гидрогенерации

№	Наименование ГТС	Вид станции	Местоположение объекта	Планируемая установленная мощность, кВт	Средняя многолетняя выработка, тыс.кВт.ч	Год ввода в эксплуатацию
1	МГЭС «Череповецкая»	Малая ГЭС	Река Суда	900	5800	2016
2	ГТС Вологодского водоканала	Малая ГЭС	Река Вологда	400	1725	2019
3	Плотина «Александровская»	Малая ГЭС	Река Ковжа	350	1533	2019
4	Плотина «Ковжа»	Малая ГЭС	Река Ковжа	200	867	2020
5	Плотина «Депо»	Малая ГЭС	Река Белый ручей	80	350	2020
6	МГЭС «Опоки»	Малая ГЭС	Река Сухона	10000	43800	2017
7	Плотина «Красавино»	Малая ГЭС	Пруд ОАО «Вологодский текстиль»	40	270	2020
8	Шекснинская гидроэлектростанция	ГЭС	Река Шексна	20000-80000	400000	2020
9	МГЭС «Вытегра»	Малая ГЭС	Река Вытегра	1200	6000	2020

Что касается других видов ВИЭ, то, например развитие ветроэнергетики большой мощности на территории Вологодской области видится не целесообразным. Средняя скорость ветра в Вологодской области на высоте 50 метров над землей составляет 4,2 м/с (таблица 101), тогда как для развития ветроэнергетики большой мощности значение должно быть не менее 10 м/с.

Таблица 101 – Среднемесячная скорость ветра в населенных пунктах Вологодской области (м/с)

Населенный пункт	Средняя скорость ветра, м/с		Повторяемость различных градаций скорости ветра за год, %
	за отопительный период	за три наиболее холодных месяца	<1	2-5	>8
Вологда	5,1	5,3	15	54	15
Вытегра	3,9	4	29	51	9
Никольск	3,3	3,2	39	47	5
Тотьма	4	4	27	55	7

Однако, развитие малой ветроэнергетики на территории области возможно. Наиболее перспективным для ее развития в Вологодской области является Вытегорский район, в котором преобладают ветры юго-восточного и западного направления, что объясняется влиянием Онежского озера. Онежское озеро обуславливает местную циркуляцию воздуха, которая приводит к образованию летом бризов. Их действие распространяется на 3 - 10 километров в сторону озера и до 20 километров вглубь побережья.

При наличии поддержки федерального бюджета предусматривается строительство Белозерской ветродизельной электростанции на побережье Белого озера суммарной мощностью 3-5 МВт (ДЭС – 1-1,5 МВт + ВЭС – 2,5-3 МВт).

Использование фотоэлектрических элементов для выработки электроэнергии в настоящее время может быть состоятельным лишь при наличии экобонусов. К примеру, энергетический потенциал солнечной энергии на территории Вологодской области составляет примерно 3,5 - 4,0 кВт.ч/кв.м/день. Т.е. с 10 кв. м площади в год в максимальном варианте (при гарантированном КПД фотоэлементов 13%) можно получить от 1,4 до 1,9 тыс. кВтч, что примерно соответствует потреблению электроэнергии одной семьей. При этом срок окупаемости такой установки составит не менее 11 лет (при стоимости установки примерно 750 евро за 1 кВт). В таких условиях и с учетом того, что в российском законодательстве отсутствуют стимулирующие внедрение ВИЭ меры, развитие солнечной энергетики на территории Вологодской области в ближайшей перспективе маловероятно.

Также надо отметить, что исследования, проведенные Институтом высоких температур Российской академии наук (ИВТ АН) совместно с МГУ им. М.В.Ломоносова, свидетельствуют о проблемах с получением приемлемых экономических показателей для снабжения изолированных потребителей электроэнергией от солнечных фотоэлектрических энергоустановок. Так, для получения от них 0,1 кВт электрической мощности (с коэффициентом гарантированной выдачи 99,8) на территории Вологодской области потребуется установка от 3 до 5 квадратных метров солнечных панелей (рисунок 47). Помимо капиталовложений в генерирующие мощности, для обеспечения указанного коэффициента гарантированной выдачи потребуются дополнительные весьма высокие затраты на аккумуляторные батареи, доходящие до 500 долл. США/кВт.

Рисунок 47 – Расчетная установленная площадь фотоэлектрических элементов для выдачи гарантированной (99,8%) электрической мощности 0,1 кВт потребителю.

Таким образом, не стоит рассматривать развитие источников генерации на базе возобновляемых источников энергии как решение задач обеспечения надежности энергоснабжения потребителей Вологодской области. Однако точечное развитие ВИЭ вполне возможно. Источники малой генерации, использующие ВИЭ, позволят решать проблемы дефицита электрической и тепловой энергии в отдаленных от центра районах.

При наличии поддержки федерального бюджета на территории области предусматривается строительство мини-ТЭЦ работающих на торфе, мини-ГЭС на реках области, ветродизельных электростанций, газогенераторных дизельных электростанции, тепловых насосов на электрокотельных и солнечных водонагревательных установок.

3.7 Выводы

1. В соответствии с проектом  Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы, разрабатываемой ОАО «СО ЕЭС», предполагается, что потребление электроэнергии в энергосистеме Вологодской области возрастает по базовому варианту прогноза с 13,611 млрд. кВт.ч в 2015 г. до 13,729 млрд. кВт.ч в 2021 г., или на 118 млн. кВт.ч. Тем самым среднегодовой темп прироста потребления электроэнергии в период 2016 -2021 гг. составит всего лишь 0,14%. Это более чем на порядок ниже среднегодовых темпов прироста в Вологодской области по централизованной зоне в период подъема экономики с 1999 по 2007 год (2,81%).

2. По максимальному варианту прогноза (с учетом ввода дополнительных генерирующих мощностей и реализации двух крупных инвестиционных проектов) электропотребление в Вологодской области может достичь 14,54 млрд. кВт.ч, т.е. увеличиться более чем на 0,9 млрд. кВт.ч по сравнению с 2015 г. (среднегодовой темп прироста потребления электроэнергии 1,1%).

3. Ввод новых генерирующих мощностей планируется в энергосистеме Вологодской области только лишь в соответствии с максимальным вариантом прогноза и составит к 2021 году суммарно 598,2 МВт; суммарная установленная мощность электростанций всех типов (ТЭС, ГЭС и электростанции на базе ВИЭ), будет равна 2530,5 МВт. Данные показатели планируется достигнуть в первую очередь благодаря созданию на территории Череповецкого муниципального района ОЭЗ промышленно-производственного типа «Суда», а также вследствие реализации инвестиционных проектов, направленных на преобразование ряда областных котельных в когенерационные источники. Необходимость в намечаемом строительстве данных объектов для обеспечения растущего спроса на электроэнергию в регионе должна быть дополнительно проработана в составе отдельных проектных работ по определению схем выдачи мощности энергетических установок.

4. Проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы также предполагается, что в перспективе Вологодская энергосистема останется дефицитной как по мощности, так и по электрической энергии; дефицит мощности к 2021 г. составит 117 МВт, электроэнергии – 5,33 млрд кВт·ч. Сведение баланса в этом случае возможно только за счет организации сальдо-перетока электроэнергии и мощности по внешним связям с соседними энергосистемами.

5. В соответствии с максимальным вариантом прогноза развития энергетики Вологодская энергосистема к 2021 г. останется дефицитной по электроэнергии (величина дефицита составит порядка 3,1 млрд кВт·ч), но станет избыточной по мощности (избыток – 361,7 МВт).

6. С учетом представленного анализа об эффективности использования ВЭС, ГЭС и энергии солнца, можно заключить, что не стоит рассматривать развитие источников генерации на базе возобновляемых источников энергии, как решение задач обеспечения надежности энергоснабжения потребителей Вологодской области. Однако точечное развитие ВИЭ вполне возможно. Источники малой генерации, использующие ВИЭ, позволят решать проблемы дефицита электрической и тепловой энергии в отдаленных от центра районах.

7. По результатам прогноза суммарное потребление тепловой энергии в Вологодской области на расчетный 2018 год сохранится в диапазоне 20 - 21 млн Гкал/год, увеличившись по отношению к 2012 году на 2,2% - 3,2%. Рост потребления тепла во многом обуславливается планируемым увеличением на перспективу уровня обеспеченности населения области жильем (с 27 до 29,3 кв.м./чел.).

8. Доля тепловых сетей, нуждающихся в замене, демонстрирует стабильную динамику роста с 2010 по 2014 год и к концу рассматриваемого периода уже составляла около 42% от общей протяженности всех тепловых сетей.

Учитывая сложившуюся динамику с износом систем теплоснабжения в Вологодской области, особое значение для поддержания ее безаварийности имеют мероприятия по перевооружению, реконструкции и замене тепловых и паровых сетей.

При сохранении наблюдаемых в отчётный период среднегодовых темпов износа (0,8%) и ежегодном сокращении темпов их реконструкции на 11,9% к 2021 году протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, будет составлять около 801 км в двухтрубном исчислении или 44,7% от их общей протяженности.

9. На декабрь 2015 г. в Вологодской области разработано и утверждено 195 схем теплоснабжения муниципальных образований. В соответствии с рассмотренными схемами теплоснабжения муниципальных образований в Вологодской области снабжение потребителей планируется обеспечивать в основном от существующих источников.

4. Прогнозируемая перспектива развития электросетевого комплекса на 2017 - 2021 годы

Развитие сетей 35 кВ и выше Вологодской области в период до 2021 года

Формирование перспективной схемы электрических сетей 35кВ и выше Вологодской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:

покрытие растущего дефицита мощности энергосистемы;

повышение пропускной способности сети;

повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.

Принципиальная схема электрических соединений сети 110 кВ и выше Вологодской энергосистемы на период до 2021 г. и карта-схема существующих и намечаемых к сооружению электрических сетей 35 кВ и выше Вологодской энергосистемы на период 2021 г. приведены на чертежах  лист 1 и лист 2.

Развитие сетей 220 кВ и выше

Новое строительство

Согласно «Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы» в 2017 году планируется ввод ВЛ 750 кВ Ленинградская – Белоозерская протяженностью 450 км с установкой на шинах 750 кВ ПС Белоозерская и Ленинградской АЭС  ректоров 3х110 Мвар. Задачей сооружения ВЛ 750 кВ Ленинградская – Белоозерская является повышение пропускной способности сечения «Северо-Запад - Центр».

Реконструкция и техническое перевооружение

В сети 220 кВ и выше по данным собственников оборудования предусматривается:

реконструкция ПС 220 кВ Зашекснинская с установкой дополнительных двух ячеек 110 кВ в 2016 году;

реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая в период до 2023 года;

реконструкция двухцепного участка ВЛ 220 кВ Череповецкая-ГПП 11 (Прокат-1,2) в пролетах опор 62-63 (пересечение с инженерными сооружениями) на 2013 - 2017 гг.;

реконструкция двухцепного участка ВЛ 220 кВ РПП-2 - ГПП 11 (Прокат-3,4) в пролетах опор 17-18 (пересечение с инженерными сооружениями) на 2013 -2017 гг.;

реконструкция ВЛ 220 кВ ТЭЦ ЭВС-2 – РПП-2. Замена  с выноской опор №№ 27, 28, 29 на 2014 - 2017 гг.;

реконструкция ВЛ 220 кВ ТЭЦ ЭВС-2 - Череповецкая. Замена с выноской опор №№" 56, 57, 58, 59, 60 на 2014 - 2017 гг.;

реконструкция ПС 220 кВ РПП-1 с установкой устройств АОПО в РУ 110 кВ. Завершение реконструкции ориентировочно – конец 2017 г.;

реконструкция перехода через р. Шексна оп. № 231-234 ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская протяжённость 1,43 км, завершение реконструкции ориентировочно -  середина 2017 года;

на ПС 220 кВ Вологда-Южная к 2017 г. установка АОПО КВЛ 110 кВ Вологда-Южная – Кубенское с отпайками;

замена трансформаторов на ПС ГПП-5А АО «ФосАгро-Череповец» по решению собственника.

ПС 500 кВ Череповецкая является одним из источников покрытия электрических нагрузок Череповецкого энергоузла, наиболее крупного промышленного района Вологодской энергосистемы. Техническое состояние: крайний  физический износ основного оборудования из-за длительной эксплуатации за пределами нормативного срока службы. С этим связаны  ненадежная работа приводов выключателей и разъединителей, изоляционные характеристики измерительных трансформаторов и маслонаполненных вводов на граничных допустимых значениях.

Основными потребителями Череповецкого энергоузла являются металлургический комбинат  ПАО «Северсталь», АО «ФосАгро-Череповец» и ОАО «Северсталь-метиз». Большинство потребителей, присоединенных к ПС, 1 и 2 категории надежности.

В соответствии с проектом «Комплексная реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая» (ОАО «СевЗап НТЦ» ПЦ «Севзапэнергосетьпроект») намечен следующий объем работ:

-  техническое перевооружение ОРУ 500 кВ с сохранением существующей схемы № 500-7 «Четырехугольник» (компоновка со сборными шинами);

- замена шунтирующего реактора 500 кВ мощностью 180 Мвар, подключаемого к ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС-Череповецкая через элегазовый выключатель;

- замена автотрансформаторов без увеличения мощности на 2х(3хАОДЦТН-167000/500/220) с установкой резервной фазы мощностью 167 МВА;

- реконструкция ОРУ 220 кВ с заменой на КРУЭ 220 кВ, выполненного по схеме  № 220-17 «Полуторная схема» с резервными ячейками под 4 присоединения;

- замена КРУН-10 кВ на 3-секционное КРУ-10 кВ с вакуумными выключателями.

В настоящее время с целью недопущения превышения токами КЗ коммутационной способности выключателей 220 кВ на ПС 500 кВ Череповецкая выполнено временное решение по опережающему делению секций шин 220 кВ на ПС 500 кВ Череповецкая (отключение СВВ 1-3 и СВВ 2-4) в нормальной схеме сети.

Поскольку реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая запланирована этапами, необходимо в первую очередь осуществить  замену 11 выключателей 220 кВ, которые не соответствуют токам КЗ  по отключающей способности (глава 3.5, расчет ТКЗ). Но ввиду того, что сооружается новое РУ 220 кВ, предусматривается установка новых выключателей ориентировочно в 2019 году.

ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская (переход через р. Шексна опоры № 231-234 протяженность 1,43 км):

ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская введена в эксплуатацию в 1962 году, по ней осуществляется транзит электроэнергии между Вологодской и Ярославской энергосистемами.

В связи с прохождением ВЛ в зоне с 2 степенью загрязнения (частично) металлоконструкции имеют достаточно высокую степень коррозии, вследствие химического взаимодействия с агрессивной окружающей средой. Фундаменты части опор ВЛ в непосредственной близости от производственных объектов ПАО «Северсталь» также подвергаются воздействию химических выбросов металлургического комбината и находятся в ухудшенном состоянии. На настоящий момент ВЛ находится в эксплуатации свыше 53 года.

Техническое состояние:

- ухудшенное состояние провода (коррозионный износ стальных сердечников до 14%);

- ухудшенное состояние фундаментов;

- в настоящее время светоограждение на переходных опорах не функционирует;

- отсутствие береговых габаритных знаков на переходе р. Шексна.

ВЛ 220 кВ Прокат-1,2 в пролетах опор № 62-63, ВЛ 220 кВ Прокат-3,4 в пролетах опор № 17-18:

По ВЛ 220 кВ Прокат-1, 2, 3, 4 получает питание ПС 220 кВ ГПП-11 Череповецкого металлургического комбината ПАО «Северсталь».

Ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Прокат-1, 2, 3, 4 осуществлен в 1974 году.

Данные участки ВЛ не соответствуют требованиям «Правил устройства электроустановок» при пересечении ВЛ с контактной ж\д сетью. На данных участках ВЛ 220 кВ Прокат-1, 2  и 3, 4  должны быть установлены опоры анкерного типа, а провода должны иметь двойное крепление согласно пункту 2.4.92 «Правил устройств электроустановок».

В настоящее время высок риск аварии на ВЛ 220 кВ Прокат-1,2 и ВЛ 220 кВ Прокат-3,4, которая может стать катализатором серии технологически опасных аварийный процессов не только в электрических сетях, но и смежных коммуникаций на территории промышленного центра Вологодской области г. Череповца, таких как железная дорога (девять пересекаемых путей), газовой магистрали, технологически непрерывного производства ПАО «Северсталь», генерации, передачи электроэнергии и теплоснабжения значительных территорий.

С одной стороны,  основанием для предположения столь негативной перспективы служит то, что по ВЛ 220 кВ Прокат-1, 2, 3, 4 запитан ответственный потребитель – ПАО «Северсталь». «Прокаты» обеспечивают электроснабжение производства горячего проката на основе непрерывного широкополосного стана 2000, имеющего непрерывный технологический цикл, после аварийного останова которого размеры экономического и технологического ущерба составят значительные объемы в рамках экономики Вологодской области. С другой стороны, ВЛ 220 кВ Прокат -1, 2, 3, 4 пересекают четыре ВЛ 110 кВ Завод-1, 2, 3, 4, по которым также получает питание технологически непрерывное производство металлоизделий ПАО «Северсталь», не имеющее резервирования; девять железнодорожных путей, по которым организовано интенсивное движение ж/д транспорта как для внутренних нужд ПАО «Северсталь», так и для внешних потребностей ОАО «РЖД» (сортировочная ж/д станция Череповец-1 и т.д.). «Прокаты» находятся в непосредственной близости от действующего газопровода, обеспечивающего газоснабжение города, котельных, генерации и т.д. С третьей стороны, опоры ВЛ 220 кВ Прокат-1, 2, 3, 4 находятся в аварийном состоянии (потеря сечения до 47%). А также данные переходы ВЛ 220 кВ не соответствуют требованиям ПУЭ и внутренним нормативным документам ПАО «ФСК ЕЭС» (распоряжение от 11 мая 2011 года № 329р, приказ ПАО ФСК ЕЭС от 7 сентября 2009 года № 408 «О повышении надежности пересечений и сближений ВЛ»).

Развитие сетей 110 кВ Вологодской области

Для формирования расчётной модели вводы электросетевых объектов, реконструкция и техперевооружение объектов электроэнергетики 110 кВ на территории Вологодской области приняты с учетом среднесрочной инвестиционной программы Филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» до 2021 года.  В п. 2.2.1 - 2.2.3 приведён список учтённых объектов.

Новое строительство подстанций

ПС 110 кВ Индустриальный парк Шексна (ИП Шексна)

Ввод ПС 110 кВ ИП Шексна позволит обеспечить питанием промышленные предприятия в Шекснинском районе.

На ПС 110 кВ ИП Шексна предусматривается установка двух трансформаторов 2x40 МВА. ОРУ 110 кВ подстанции выполняется по схеме №110-9 - «одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Присоединение ПС к энергосистеме на напряжении 110 кВ предусматривается путем заходов ВЛ 110 кВ РПП 1 - Шексна I с отпайками и ВЛ 110 кВ РПП 1 - Шексна II с отпайками, отходящей от центра питания - ПС 220/110/10 кВ РПП-1. Присоединение осуществляется в четырёх точках в пролете опор № 166 – 167.

Потенциально максимально возможное количество отпускаемой мощности составит 56 МВА. Заявленная мощность потребителей составляет 20 МВт.

Согласно заявке на присоединение мощностей (Заявитель – ГУП «Вологдаоблстройзаказчик»), ввод подстанции намечен в 2015 году, однако в соответствии со сроком завершения реконструкции ВЛ 110 кВ РПП 1 - Шексна I с отпайками и ВЛ 110 кВ РПП 1 - Шексна II с отпайками нагрузка учтена на 2017 год.

ПС 110 кВ Южная

Реализация проекта необходима для повышения надежности электроснабжения Зашекснинского энергорайона Вологодской области. Согласно письму МУП г.Череповца «Электросеть» № 4379/3-5 от 27.08.2015 г. об объектах и микрорайонах, планируемых к подключению на ПС 110 кВ Южная (приложение 1), суммарная нагрузка равна 46,43 МВт. С учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки потребителей (Кр.м=0,6) эта величина составляет 27,86 МВт (31,1 МВА). Целесообразна установка двух трансформаторов мощностью по 32 МВА каждый. При аварийном отключении одного из них, загрузка оставшегося в работе составит 97%. В режимах потокораспределения зимнего максимума 2021 г. нагрузка ПС 110 кВ Южная учтена с коэффициентом попадания максимума ПС в максимум нагрузки энергосистемы (Км=0,85), поэтому загрузка трансформаторов оценена немного ниже в таблице 3.7.

На ПС 110 кВ Южная предусматривается установка двух трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью по 32 МВА.

ОРУ 110 кВ подстанции выполняется по схеме №110-9 - «одна рабочая секционированная выключателем система шин» с тремя отходящими ВЛ. Выбор данной схемы позволит создать условия для подключения новых присоединений.

Присоединение ПС к энергосистеме на напряжении 110 кВ намечается осуществить двухцепной ВЛ 110 кВ протяженностью 5,67 км - к центру питания данного энергорайона – ПС 220 кВ Зашекснинская. Ввод ПС 110 кВ Южная намечается осуществить в 2018 году.

Реконструкция и техническое перевооружение подстанций

Изменения трансформаторной мощности на подстанциях 110 кВ Вологодской энергосистемы в период до 2021 года согласно ИП Филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» на 2016 - 2020 гг. приведены в таблице 102.

Таблица 102 – Замена существующих трансформаторов 110 кВ и ввод новых в Вологодской энергосистеме в период до 2021 года согласно ИП  Филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго»

№	Наименование ПС	Напряжение, кВ	Установленное оборудование, МВА	Новое оборудование, МВА	Срок ввода, год	Примечания
1	Западная	110/35/10/6	80,5	126	2016	Реконструкция ПС 110 кВ Западная с заменой трансформаторов на 2х63 МВА, в связи с перегрузкой отсутствует возможность технологического присоединения новых потребителей
2	Зеленцово	110/10	2,5	2,5	2017	Трансформатор устарел, не оборудован РПН
3	Восточная	110/35/10	40	40	2019	Замена трансформатора, выработавшего свой ресурс
4	Калинино	110/10	6,3	2,5	2019	Оптимизация использования оборудования
5	Кубенское	110/35/10	20	50	2020	Возможность технологического присоединения новых потребителей
6	Анненский мост	110/35/6	5,6	12,6	2020	Реализация перспективной схемы перехода на 110 кВ
7	Борки	110/6	20	20	2020	Повышение надежности электроснабжения
8	Бабаево	110/35/10	16	16	2020	Замена трансформатора, выработавшего свой ресурс
9	Искра (ВЭС)	110/35/10	0	32	2017	Перевод ПС на напряжение 110 кВ, перегрузка существующих трансформаторов.
10	Южная	110/35/10	0	64	2018	Строительство новой ПС.