Постановление Губернатора Костромской области от 23.06.2015 № 108

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, Владимировскую). 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 2016 – 2020 годы

93. 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 «узких мест» электрических сетей 110 кВ и выше;

3)  повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

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

Для устранения «узких мест» предлагаются мероприятия, представленные в таблице № 86.

Таблица № 86

Мероприятия по устранению «узких мест»

№ п/п

Наименование «узких мест»

Мероприятия по устранению «узких мест»

1	2	3
1.	ПС с одним трансформатором: Шекшема, Октябрьская	На ПС 110 кВ Шекшема и Октябрьская рекомендуется предусмотреть установку вторых трансформаторов при увеличении нагрузок или подаче заявок на технологическое присоединение
2.	ПС с трансформаторами без РПН: Кострома-3, Новая, Чухлома, Антропово (р), Павино, Шортюг, Якшанга	В соответствии с инвестиционной программой филиала ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго» по развитию электросетевого хозяйства Костромской области на 2015 – 2020 годы                  (далее – ИП) предусмотрена замена трансформатора мощностью 10 МВА на ПС Кострома-3 (таблица № 87). Проведение реконструкции с заменой трансформаторов без РПН на ПС 110 кВ: Новая, Чухлома, Антропово (р), Павино, Шортюг, Якшанга рекомендуется при наличии заявок на присоединение мощности к данным подстанциям
4.	ПС на ОД и КЗ: Новинское, Шекшема, Ильинское, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья(т.), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т), Васильево, Южная, Красное, Дьяконово, Николо-Полома, Мантуровский БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная,   Сусанино, Столбово, Октябрьская, Антропово (т), Лопарево	Рекомендуется установка выключателей 110 кВ вместо ОД и КЗ (таблица № 88)
5.	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
6.	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
7.	Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская I и II цепь, имеющих большое число отключений и низкую надежность электроснабжения	Строительство дополнительных объектов энергоснабжения за счет средств технологического присоединения крупных потребителей
8.	Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Шекшема	На ПС 110 кВ Шекшема, Октябрьская рекомендуется установка вторых трансформаторов при условии увеличения нагрузок и подаче заявок на технологическое присоединение
9.	Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Северная, Кострома-1,      Кострома-3, СУ ГРЭС, Буй (с)	В соответствии с ИП и данным филиала ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго» предусмотрено увеличение трансформаторной мощности на данных подстанциях (таблица № 87)

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

1)  Схема и программа развития ЕЭС России;

2)  исходные данные по перспективному развитию объектов электросетевого хозяйства, предоставленные филиалом ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго», в том числе перечень инвестиционных проектов на период реализации ИП ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»;

3)  перечень вводов электросетевых объектов, не вошедших в ИП  филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» на 2015 – 2020 годы.

Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2016 – 2020 годы и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2020 года представлены в приложениях № 3 и 4 к настоящей Программе.

94. В таблице № 87 приведены объемы ввода трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2015 – 2020 годах по материалам ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» и филиала ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго». Увеличение трансформаторной мощности обосновано, как правило, ростом существующих нагрузок и потребностью подключения перспективных потребителей.

Таблица № 87

Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2015 – 2020 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.	Кострома-1 110/6 кВ	2х10	2х16	Замена сущест-вующих силовых трансформаторов на 2х16 МВА	Осуществляется по ИП вследствие неудовлетворительно-го технического состояния	2015
2.	СУ ГРЭС 110/35/6 кВ	10+16	2х16	Замена сущест-вующего силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА	Осуществляется по ИП вследствие роста нагрузок	2016
3.	Кострома-3 110/35/6 кВ	10+16	2х16	Замена существующего силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА	Осуществляется по ИП из-за отсутствия возможности подключения новых потребителей	2016
4.	Буй (с/х) 110/10 кВ	2х6,3	2х10	Замена сущест-вующих силовых трансформаторов на 2х10 МВА	Осуществляется по ИП из-за роста нагрузок и ограни-чения возможности подключения новых потребителей	2018
5.	Северная 110/6 кВ	20+25	2х25	Замена сущест-вующего силового трансформатора 20 МВА на 25 МВА	Осуществляется по ИП из-за роста нагрузок и ограниче-ния возможности подключения новых потребителей	2019
6.	Костро- ма - 2 220/110/35/6 кВ	1х125+1х90+2х20	2х125+4х40	Реконструкция ПС 220 кВ	Осуществляется по ИП вследствие мо-рального и физи-ческого старения оборудования	2021

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

Рекомендации по реконструкции объектов 110 кВ и выше с переходом на типовые схемы приведены в таблице № 88.

Таблица № 88

Объемы установки выключателей на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2016 – 2020 годах

№ п/п	Наименование ПС, напряжение	Напря-жение заменяе-мого обору-дования, кВ	Год ввода объек-та	Количество и тип выключателей, шт.		Перечень работ
				сущест-вующее состояние	планируе-мое состояние (указано количество новых выключате-лей)
1.	Сусанино 110/35/10 кВ	110	2016	2хОД, 2х КЗ, 1хМВ	2хЭВ	Реконструкция с заменой ОД, КЗ 110 кВ
2.	Красное 110/35/10 кВ	110	2016	2хОД, 2х КЗ	2хЭВ	Реконструкция с заменой ОД, КЗ 110 кВ
3.	Кострома - 2 220/110/35/6 кВ	220	2021	-	7хЭВ	Реконструкция ПС 220 кВ Кострома-2

В основных сетях Костромской энергосистемы согласно Схеме и программе развития ЕЭС России в 2016 году для покрытия дефицита мощности и повышения надежности электроснабжения потребителей, расположенных в Центральной части энергосистемы Нижегородской области, намечается ко вводу ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижний Новгород.

Строительство иных ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в 2016 – 2020 годах не планируется. В период до 2017 года планируется некомплексная реконструкция (частичная замена опор) ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-1, Костромская ГРЭС – Иваново-2, Костромская ГРЭС – Кострома-2, Костромская ГРЭС – Вичуга-2 с объемом инвестиций 35 млн. руб.

Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ представлены в таблице № 89.

Таблица № 89

Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ на 2016 – 2020 годы

Объемы работ	Год ввода	Ориентировочная стоимость объекта в текущих ценах без учета НДС, тыс. руб.
Реконструкция ВЛ 35 кВ с заменой опор	2018	228 336,67
Реконструкция ВЛ 35 кВ с заменой опор	2018	264 838,76
Реконструкция ПС 35 кВ «Ликурга» с обеспечением АВР 35 и 10 кВ	2020	16 294,75

95. В связи с неизбежным ростом нагрузок во вновь строящихся микрорайонах и жилищных комплексах, таких как «Клюшниково», «Агашкина гора» и «Новый город», рассмотрен вопрос об их электроснабжении.

В таблице № 90 представлены основные данные строящихся крупных жилищных комплексов.

Таблица № 90

Основные данные строящихся крупных жилищных комплексов

	«Клюшниково»	«Новый город»	«Агашкина гора»
Количество домов/квартир, ед.	2 148	2 180	3 220
Общая площадь жилья, кв. м	322 250	120 000	195 000
Количество жителей, чел.	6 470	3 500 – 4 000	5 000
Детсады, шт.	3 на 140 мест	2 на 280 мест	2 на 300 мест
Школа, учеников, чел.	1 176	720	750
Общественно-деловой центр	да
Торговый центр	да
Предприятия общепита, бытовое обслуживание	нет	да	да
Электропотребление, млн. кВт.ч:	5 - 6	4	5
жилье	4 - 5	3,5	4,5
сфера услуг	0,5 - 0,6	0,4	0,5
Максимальная нагрузка, МВт	2,3	1,3	1,6

По данным таблицы № 90, суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2020 году, составит 5,2 МВт. Для нагрузки такого уровня является экономически нецелесообразным строительство ПС 110/10 кВ, тем более что запас мощности, которым обладают ближайшие ПС 110/10 кВ и 110/35/10 кВ (Кострома-1 и Южная на рисунке № 25) позволяет подключить к шинам НН данных ПС новые нагрузки. Центром питания для вновь возводимых микрорайонов «Новый город», «Агашкина гора» и «Клюшниково» является ПС 110/35/10 кВ Южная.

В случае значительного роста нагрузок жилищных комплексов «Волжский», «Клюшниково», «Новый город», «Агашкина гора» а также в районе п. Зарубино Бакшеевского сельского поселения Костромского района, в перспективе, за пределами рассматриваемого периода, для их покрытия потребуется строительство новых ПС 110 кВ.

Рисунок № 25

Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных
к ним центров питания

96. 96. 96. По результатам определения «узких мест»,  не соответствующих требованиям нормативных документов и не обеспечивающих надежность сети 110 кВ, необходимо оценить объемы работ, капиталовложения и необходимость реконструкции транзитов 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино.

В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем установлено:

1)                присоединять не более трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной – не более пяти;

2)                выполнять длину одноцепной ВЛ 110 кВ, обеспечивающей двухстороннее питание подстанций, не больше 120 км;

3)                применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций.

Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.

Схемы реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино представлены на рисунках № 26 и 27.

Характеристики отклонения транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино от нормативных документов представлены в таблице № 91.

Таблица № 91

Характеристики отклонения транзитов Мантурово – Павино,
Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино от нормативных документов

№ п/п	Наименование  объектов	Протяженность транзита между ПС, км	Наименование ПС, присоединенных к транзиту	Количество присоедине-ний к транзиту, шт.
1.	Мантурово – Павино	167,71	Гусево, Яковлево, Ильинское, Новинское, Пыщуг	5
2.	Борок – Галич(р)	201,02	Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино	5
3.	Поназырево (т) – Павино	128,2	Вохма, Никола, Шортюг, Гудково	4

Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002 года, определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденных постановлением Совета Министров СССР от 22 октября 1990 года №1072 «О единых нормах амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР» и, в основном, соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 110 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах срок службы составляет
50 лет, для ВЛ на деревянных опорах – 30 лет.

Техническое состояние транзита между ПС Мантурово и Павино, Борок и Галич (р), Поназырево (т) и Павино, в целом, на данный период  удовлетворительное, но некоторые участки линий нуждаются в дальнейшей реконструкции. Так, максимальный срок службы участков ВЛ Мантурово-Гусево (1982 г.), Гусево-Ильинское (1982 г.) достигает 30 лет; для ВЛ Солигалич-Чухлома (1964 год), Чухлома-Галич (р) (1964 г.) срок службы – 48 лет; для ВЛ  Поназырево (т) - Никола (1968 г.), Никола- Вохма (1968 г.) срок службы – 44 года.

Также электрические сети должны обеспечивать минимальные затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание. Определим капиталовложения  для реконструкции транзита Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево(т) – Павино.

Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино определены в ценах 2000 года (таблица № 92) по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены 2012 года с учетом коэффициента К=5,875 (с учетом НДС), принятого в соответствии с индексами цен в строительстве, и далее с учетом коэффициентов инфляции в цены 2014 года.

Таблица № 92

Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино

№ п/п	Наимено- вание  объекта	Год ввода участков объекта	Характе-ристика	Стои-мость в ценах 2000 г. (без НДС), тыс. руб.	Стоимость в ценах 2000 г.  (без НДС), тыс. руб.   с учетом террито-риального коэфици-ента	Стоимость в ценах 2000 г.    (без НДС), тыс. руб. с учетом повышающего коэфи-циента	Стоимость в ценах 2014 г.  (с НДС), тыс. руб.
1.	Мантурово – Павино	Мантурово -Гусево (1982 г.); Гусево-Ильинское                   (1982 г.); Ильинское -Новинское             (1987 г.); Новинское - Пыщуг (1991 г.); Пыщуг-Павино (1988 г.)	167,71 км АС-120	268 336	295 169,6	354 203,52	2 278 972,6
2.	Борок – Галич (р)	Борок - Елегино (1986 г.); Елегино - Солигалич (1987 г.); Солигалич - Чухлома                (1964 г.); Чухлома -Галич(р)               (1964 г.);	201,02 км АС-120 + АС-95	321 632	353 795,2	424 554,24	2 731 614,6
3.	Поназырево (т) – Павино	Поназырево (т)- Никола (1968 г.); Никола - Вохма (1968 г.); Вохма - Павино (1972 г.);	128,2 км АС-120 + АС-95	205 120	225 632	270 758,4	1 742 080,3
Всего, тыс. руб.:				795 088	874 596,8	1 049 516	6 752 667,5

По приведенному расчету видно, что ориентировочные капитальные вложения составляют 6,8 млрд. руб. в ценах 2014 года.

Рисунок № 26

Схема реконструкции транзитов Мантурово – Павино – Поназырево (т)

Рисунок № 27

Схема реконструкции транзитов Борок – Галич (р)

Существующая схема электрических сетей позволяет обеспечить надежное питание потребителей, имеющих 3 категорию надежности электроснабжения, от ПС Федоровское, Луковцино, Яковлево, Гудково, Шортюг, подключенных к рассматриваемым транзитным ВЛ.

Техническое состояние рассматриваемых транзитных ВЛ  удовлетворительное.

В настоящее время в районе размещения транзитов отсутствуют заявки на подключение новых потребителей и, соответственно, отсутствует  перспектива увеличения нагрузок ПС, подключенных к данным транзитным ВЛ.

Таким образом, в период рассматриваемой перспективы отсутствует необходимость проведения реконструкции транзитных ВЛ 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино, финансирование данного проекта нецелесообразно из-за неокупаемости.

97.  Капитальные вложения по строительству сетевых объектов определены в ценах 2000 года по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35-750 кВ и ЛЭП напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены 2014 года с учетом коэффициента, принятого в соответствии с индексами цен в строительстве.

Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность в инвестициях в сетевые объекты на 2016 – 2020 годы представлены в таблице № 93.

Таблица № 93

Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность

 в инвестициях в сетевые объекты на 2016 – 2020 годы

№ п/п

Наименование

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

Всего

ввод км

ввод МВА

инвестиции, млн. руб.

ввод км

ввод МВА

.инвестиции, млн. руб.

ввод км

ввод МВА

инвестиции, млн. руб.

ввод км

ввод МВА

инвестиции, млн. руб.

ввод км

ввод МВА

инвестиции, млн. руб.

ввод км

ввод МВА

инвестиции, млн. руб.

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
1.	Новые вводы (новое строительство и расширение), в том числе:	165,08	18,00	401,10	148,75	16,00	376,20	138,39	14,76	373,20	174,77	13,96	417,63	146,70	18,49	467,37	773,69	81,21	2 035,50
1)	вводы ВЛ 220 кВ и выше
2)	вводы ВЛ 110 кВ
3)	вводы ВЛ 35 - 0,4 кВ (суммарные вводы)	165,08		301,32	148,75		301,65	138,39		299,90	174,77		321,53	146,70		340,06	773,69		1 564,46
4)	всего вводы ВЛ	165,08		301,32	148,75		301,65	138,39		299,90	174,77		321,53	146,70		340,06	773,69		1 564,46
5)	вводы ПС 220 кВ и выше
6)	вводы ПС 110 кВ
7)	вводы ПС 0,4-35 кВ (суммарные вводы)		18,00	99,78		16,00	74,55		14,76	73,30		13,96	96,10		18,49	127,31		81,21	471,04
8)	всего вводы ПС		18,00	99,78		16,00	74,55		14,76	73,30		13,96	96,10		18,49	127,31		81,21	471,04
2.	Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение), в том числе:	265,24	34,07	505,02	332,15	2,07	669,86	285,63	21,89	722,79	190,59	26,71	707,22	290,37	1,70	767,57	1363,98	86,44	3 372,46
1)	замена ВЛ 220 кВ всего, в т.ч.						35,00												35,00
	некомплексная реконструкция (частичная замена опор) ВЛ Костромская ГРЭС-Иваново-1, Костромская ГРЭС-Иваново-2, Костромская ГРЭС-Кострома-2, Костромская ГРЭС-Вичуга-2						35,00												35,00
2)	замена ВЛ 110 кВ
3)	замена ВЛ 35 - 0,4 кВ (суммарно по всем ВЛ)	265,24		394,78	332,15		591,15	285,63		519,52	190,59		371,05	290,37		693,28	1363,98		2 569,78
4)	всего замена ВЛ	265,24		394,78	332,15		626,15	285,63		519,52	190,59		371,05	290,37		693,28	1363,98		2 604,78
5)	замена ПС 220 кВ и выше всего, в т.ч.			5,49			30,00			73,60									109,09
	реконструкция ПС Кострома-2			0,09															0,09
	ПС Мотордеталь. Перевод присоединений из ЗРУ №1 в ЗРУ 10 кВ № 3			5,40			30,00			73,60									109,00
6)	замена ПС 110 кВ всего, в том числе:		32,00	92,95			1,91		20,00	117,87		25,00	324,44			62,56		77,00	599,73
	реконструкция ПС 110 кВ Кострома-3 с заменой трансформатора 10 МВА на 16 МВА, ячеек с МВ на ВВ, реконструкцией РЗА		16,00	47,18														16	47,18
	ПС 110 кВ «Северная». Техническое перевооружение с заменой трансформатора 20 МВА на 25 МВА									0,83		25,00	55,55					25,00	56,38
	ПС 110 кВ Буй (с/х). Реконструкция с заменой 2-х трансформаторов 6,3 МВА  на 10 МВА  с заменой ТСН, заменой МВ на ВВ						1,91		20,00	95,78								20,00	97,69
	ПС 110 кВ СУ ГРЭС. Замена существующего силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА		16,00	45,77														16,00	45,77
	ПС 110 кВ Нерехта-1. Реконструкция с заменой силового оборудования									21,26			268,89			62,56			352,71
7)	замена ПС 0,4 -35 кВ (суммарные вводы)		2,07	11,80		2,07	11,80		1,89	11,80		1,71	11,73		1,70	11,73		9,44	58,86
8)	всего замена ПС		34,07	110,24		2,07	43,71		21,89	203,27		26,71	336,17		1,70	74,29		86,44	767,68
3.	Суммарные капитальные вложения на новое строительство и замену сетей, всего	430,32	52,07	906,12	480,90	18,07	1046,06	424,02	36,65	1095,99	365,36	40,67	1124,85	437,07	20,19	1234,94	2137,67	167,65	5 407,96