Основная информация
| Дата опубликования: | 03 мая 2017г. |
| Номер документа: | RU44000201700371 |
| Текущая редакция: | 1 |
| Статус нормативности: | Нормативный |
| Субъект РФ: | Костромская область |
| Принявший орган: | Губернатор Костромской области |
| Раздел на сайте: | Нормативные правовые акты субъектов Российской Федерации |
| Тип документа: | Постановления |
Бесплатная консультация
У вас есть вопросы по содержанию или применению нормативно-правового акта, закона, решения суда? Наша команда юристов готова дать бесплатную консультацию. Звоните по телефонам:Федеральный номер (звонок бесплатный): 8 (800) 555-67-55 доб. 732Москва и Московская область: 8 (499) 350-55-06 доб. 192Санкт-Петербург и Ленинградская область: 8 (812) 309-06-71 доб. 749
Текущая редакция документа
1
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
ГУБЕРНАТОРА КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ
от «3» мая 2017 года № 93
г. Кострома
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2018 – 2022 ГОДЫ
В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»
ПОСТАНОВЛЯЮ:
1. Утвердить прилагаемые схему и программу развития электроэнергетики Костромской области на 2018 – 2022 годы.
2. Признать утратившим силу постановление губернатора Костромской области от 4 июня 2016 года № 108 «Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Костромской области на 2017 – 2021 годы».
3. Настоящее постановление вступает в силу с 1 января 2018 года и подлежит официальному опубликованию.
Губернатор области
С. Ситников
Приложение
УТВЕРЖДЕНЫ
постановлением губернатора
Костромской области
от «3» мая 2017 г. № 93
СХЕМА И ПРОГРАММА
развития электроэнергетики Костромской области
на 2018 – 2022 годы
Раздел I. Анализ существующего состояния электроэнергетики Костромской области
Глава 1. Общая характеристика Костромской области
Костромская область – один из регионов Центрального федерального округа (далее – ЦФО), занимающий площадь 60,2 тыс. кв. км, что составляет 0,35% от площади России. В Костромской области проживает 0,44% населения Российской Федерации, производится 0,25% суммарного валового регионального продукта (далее – ВРП), 0,28% промышленной продукции, формируется 0,33% розничного товарооборота и предоставляется 0,29% платных услуг населению. Эти и некоторые другие показатели удельного веса Костромской области в основных социально-экономических показателях Российской Федерации приведены в таблице № 1.
Таблица № 1
Удельный вес Костромской области в основных социально- экономических показателях Российской Федерации, %
Показатели
2016 год
Площадь территории
0,35
Численность населения
0,44
Валовой региональный продукт (ВРП), 2014 год
0,25
Объем отгруженной промышленной продукции,
0,28
Продукция сельского хозяйства
0,40
Объем работ, выполненных по виду деятельности «строительство»
0,15
Инвестиции в основной капитал
0,18
Ввод в действие общей площади жилых домов
0,39
Оборот розничной торговли
0,33
Платные услуги населению
0,29
2. На 1 января 2017 года на территории Костромской области проживало 648,4 тыс. человек. Численность городского населения составила 466,3 тыс. человек (71,9%), сельского – 182,0 тыс. человек (28,1%). Плотность населения в Костромской области составляет 10,8 человека на кв. км.
В 2016 году по коэффициенту рождаемости Костромская область находилась среди лидеров в ЦФО, однако в регионе сохраняется естественная убыль населения.
Большая часть населения Костромской области сосредоточена на юго-западе региона, который отличается наибольшей освоенностью и инфраструктурной насыщенностью. Здесь же сконцентрирован основной промышленный и сельскохозяйственный потенциал. Восточные районы области отличаются значительными лесными ресурсами, малой плотностью инфраструктуры и редким расселением. На востоке Костромской области основным социально-экономическим центром является г. Шарья.
3. Помимо областного центра г. Костромы в Костромской области крупные города отсутствуют. Среди небольших городов выделяются города с преобладанием лесопромышленного комплекса (Шарья, Мантурово, Нея), города с более диверсифицированной экономикой (Буй и Галич), а также промышленный центр Волгореченск, известный, прежде всего, своей энергетикой, металлургическим производством.
4. Объем ВРП на душу населения в Костромской области в среднем в 1,8 раза ниже, чем в среднем по Российской Федерации. Это обусловлено:
высокой долей сельского и лесного хозяйства – порядка 9% в ВРП (в среднем по Российской Федерации – около 5%), обеспечивающей невысокую добавленную стоимость;
низкой долей оптовой и розничной торговли – порядка 15% в ВРП (в среднем по Российской Федерации – около 19%), а также сферы рыночных и нерыночных услуг – порядка 7% ВРП РП енде и предоставлению услуг -ФО - 30,%).ной территорией высокая доля страхование (9,5%), (в среднем по Российской Федерации – около 12%);
высокой долей сфер государственного управления, социального страхования, здравоохранения и образования – порядка 20% в ВРП (в среднем по России – около 13%), связанной с низкой плотностью населения и большой площадью территории региона.
5. Ежегодное снижение числа работающих объясняется уменьшением трудоспособного населения области, профессионально-квалификационным несоответствием спроса и предложения рабочей силы на рынке труда, низким уровнем трудовой мобильности (таблица № 2).
Таблица № 2
Среднегодовая численность занятых в экономике Костромской области
Показатели
годы
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Всего в экономике, тыс. человек
321,5
315,0
310,5
305,6
299,8
296,2
В структуре занятости преобладают обрабатывающие производства – 20,1% занятых, за которыми следует оптовая и розничная торговля (17,0% занятых), сельское и лесное хозяйство (10,6% занятых).
6. Индекс промышленного производства в Костромской области по итогам 2016 года составил 102,5%, в том числе по добыче полезных ископаемых – 80,1%, по обрабатывающим производствам – 102,6%, по производству и распределению электроэнергии, газа и воды – 102,5%.
В 2016 году предприятиями Костромской области отгружено товаров собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами по добыче полезных ископаемых, по обрабатывающим производствам, по производству и распределению электроэнергии, газа и воды (по чистым видам экономической деятельности) на сумму 133,1 млрд. рублей, что в фактически действующих ценах на 6,0% больше по сравнению с 2015 годом. Доля обрабатывающих производств составила 75,2%, производства и распределения электроэнергии, газа и воды – 24,6%, добычи полезных ископаемых – 0,2%.
Динамика промышленного производства Костромской области соответствует общим для Российской Федерации тенденциям (рисунок № 1).
Рисунок № 1
Динамика индекса промышленного производства в Костромской области и Российской Федерации, в % к предыдущему году
7. В структуре отгрузки продукции обрабатывающих производств обработка древесины занимает 23%, ювелирная промышленность – 22%, металлургическое производство и производство готовых металлических изделий – 17%, производство пищевых продуктов – 10%, производство транспортных средств и оборудования – 8% (рисунок № 2).
Рисунок № 2
Структура обрабатывающих производств Костромской области
в 2016 году
8. Основу энергетики Костромской области составляют электростанции: Костромская ГРЭС, входящая в структуру АО «Интер РАО – Электрогенерация», Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2 Главного управления ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома и МУП «Шарьинская ТЭЦ». Установленная мощность электростанций Костромской энергосистемы в 2016 году составила 3 824 МВт, из которых 3 600 МВт приходится на Костромскую ГРЭС.
Костромская ГРЭС – одна из наиболее крупных и экономичных тепловых электростанций России, вырабатывает и поставляет электрическую энергию и мощность на федеральный оптовый рынок по линиям напряжением 220 и 500 кВ через региональные энергетические компании Костромской, Ярославской, Нижегородской, Ивановской, Вологодской, Владимирской и Московской областей.
Внутри региона потребляется порядка 24% производимой электроэнергии. В структуре потребления электроэнергии в Костромской области 39% приходится на промышленность, 16% потребляет население, 15% – транспорт и связь, 3% - оптовая и розничная торговля, 2% - сельское и лесное хозяйство. Динамика производства электрической и тепловой энергии в Костромской области в 2011-2016 годах представлена в таблице № 3.
В тепловой энергетике Костромской области, помимо электростанций, важную роль играют промышленно-производственные и районные котельные. В 2016 году они произвели 3 307 тыс. Гкал тепла, что составляет 60% от всего производства тепла в области.
Таблица № 3
Производство электрической и тепловой энергии в Костромской области
Показатели
Годы
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Произведено электроэнергии, млн. кВт∙ч
14 796,8
15 180,1
15 203,4
16 501,9
14 984,3
15 284,8
Произведено теплоэнергии, тыс. Гкал
5 260,8
5 550,4
5 287,5
5 086,8
5 013
5 427
Количество котельных, обеспечивающих теплоснабжение объектов жизнеобеспечения населения, составляет 900 единиц с суммарной мощностью 1 600 Гкал/ч.
9. Важную роль в экономике Костромской области играет сельское хозяйство. Объем продукции сельского хозяйства в 2016 году составил 22,6 млрд. рублей, индекс производства – 98,4% (в том числе по растениеводству – 98,6%, животноводству – 98,3%) (рисунок № 3).
Рисунок № 3
Динамика индекса производства сельскохозяйственной продукции в Костромской области и Российской Федерации, в % к предыдущему году
Традиционное для Костромской области молочно-мясное скотоводство, несмотря на успехи отдельных хозяйств, в целом показывает отрицательную динамику: во всех категориях хозяйств сокращается производство скота и птицы на убой и молока по причине сокращения поголовья крупного рогатого скота. Вместе с тем динамично развивается птицеводство: ежегодно увеличивается поголовье птицы и производство яиц (таблица № 4).
Таблица № 4
Динамика основных показателей производственной деятельности
в сельском хозяйстве Костромской области
Показатели
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Посевная площадь в хозяйствах всех категорий, тыс. га
207,1
199,2
190,0
191,5
191,8
192,0
194,9
Поголовье скота и птицы в хозяйствах всех категорий, тыс. голов:
крупного рогатого скота,
69,8
66,8
63,2
61,3
58,2
56,1
55,7
в том числе коров
33,1
31,8
29,7
27,4
25,7
24,7
23,9
свиней
46,4
46,8
50,8
33,4
26,3
25,9
34,8
овец и коз
21,8
20,6
19,6
18,8
19,1
20,2
19,4
птицы
3 493
3 687
3 710
3 507
3 661
3 757
3 904
Производство основных видов сельскохозяйственной продукции в хозяйствах всех категорий, тыс. тонн:
зерно (в весе после доработки)
48,7
68,0
59,9
46,2
65,4
60,1
54,4
льноволокно
0,6
1,2
1,4
0,8
0,1
0,2
0,02
картофель
104,4
188,8
177,3
173,7
184,9
186,8
171,1
овощи
102,2
110,8
110,3
111,3
112,7
112,5
120,6
скот и птица на убой (в живом весе)
35,1
34,1
32,6
30,0
24,8
22,9
21,5
молоко
133,1
127,6
121,0
111,3
106,9
108,1
108,0
яйца, млн. шт.
611,9
646,1
645,6
672,9
702,8
740,1
770,8
10. Транспортный комплекс играет видную роль в экономике Костромской области. Костромская область занимает транзитное положение и обслуживает грузопотоки как по направлению запад-восток (основной транзитный коридор), так и север-юг (в том числе по Волге).
Основными транспортными центрами области являются г. Кострома (основной узел автомобильного транспорта с важной ролью обслуживания речного и железнодорожного транспорта) и г. Буй (крупнейший железнодорожный узел). Как и по другим позициям, Костромскую область можно условно разделить на две части – освоенную юго-западную с высокой плотностью транспортной инфраструктуры и менее освоенную восточную с разреженной сетью качественных дорог.
11. В 2016 году объем работ, выполненных по виду деятельности «Строительство», составил 9,1 млрд. рублей, сократившись в сопоставимых ценах по сравнению с 2015 годом на 7,7% (рисунок № 4).
12. Рост жилищного фонда – важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения (таблица № 5).
В 2016 году введено 309,2 тыс. кв. м общей площади жилых домов (95,9% к уровню 2015 года).
Рост жилищного строительства на фоне снижения численности населения региона обуславливают ежегодное увеличение общей площади жилых помещений, приходящихся в среднем на одного жителя.
Рисунок № 4
Динамика индекса физического объема работ и услуг, выполненных по виду деятельности «Строительство» в Костромской области и Российской Федерации, в % к предыдущему году
Таблица № 5
Основные показатели жилищных условий населения
Показатели
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Ввод в действие жилых домов, тыс. кв. м общей площади
151,4
156,4
204,7
228,2
328,3
322,4
Жилищный фонд – всего, тыс. кв. м
16 704
16 806
16 933
16 864
17 021
17 311
Удельный вес ветхого и аварийного жилищного фонда в общей площади всего жилищного фонда, %
3,7
3,7
3,6
4,2
4,3
3,5
Общая площадь жилых помещений, приходящаяся в среднем на одного жителя (на конец года), кв. м
25,1
25,4
25,7
25,7
26,0
26,6
Средний размер одной квартиры,
кв. м общей площади жилых помещений
48,7
48,9
49,1
49,6
49,6
49,8
13. Динамика объема инвестиций в основной капитал в Костромской области соответствует общим для Российской Федерации тенденциям (рисунок № 5).
В 2000 – 2016 годах объем инвестиций в основной капитал в Костромской области в действующих ценах увеличился в 6 раз и в 2016 году составил 26,5 млрд. рублей. Темп роста в сопоставимых ценах составил 91,5% к уровню 2015 года.
Рисунок № 5
Динамика объема инвестиций в основной капитал в Российской Федерации и Костромской области, в сопоставимых ценах в % к предыдущему году
Распределение инвестиций по видам экономической деятельности определяется сложившейся структурой хозяйственного комплекса области.
Наибольшая доля инвестиционных вложений в 2016 году приходится на обрабатывающие производства – 49,1%, производство и распределение электроэнергии, газа и воды – 13,4%, оптовую и розничную торговлю – 9,5% (рисунок № 6).
Рисунок № 6
Структура инвестиций в основной капитал Костромской области
в 2016 году
Если рассматривать инвестиции в основной капитал в разрезе направлений их вложения, то основной объем инвестиций направляется на техническое перевооружение и модернизацию производства, о чем свидетельствует наибольший объем финансирования по статье: машины и оборудование, транспортные средства. Именно это направление обеспечивает максимальную эффективность вложенных средств, модернизацию экономики, рост производства.
Для экономики области в последние годы характерна высокая доля собственных средств в источниках финансирования инвестиций (63% в 2016 году). В структуре привлеченных средств наибольшая доля приходится на инвестиции из-за рубежа (9,4%) и кредиты банков (8,5%).
На территории области реализуются несколько крупных инвестиционных проектов, в частности, организация производства труб среднего диаметра на ОАО «Газпромтрубинвест», строительство завода по производству буровых установок ООО «НОВ Кострома» в г. Волгореченске, реконструкция завода по производству цементно-стружечных плит и строительство новой линии ЦСП ЗАО «Межрегион Торг Инвест», реконструкция и техническое перевооружение производства ДСП на промплощадке ООО «Кроностар» в г. Шарье, создание и расширение производственных мощностей на АО «Костромской завод автокомпонентов» и другие.
14. Динамика индекса физического объема розничного товарооборота и платных услуг в Костромской области соответствует общим для Российской Федерации тенденциям (рисунки № 7 и № 8).
Рисунок № 7
Динамика индекса физического объема оборота розничной торговли в Костромской области и Российской Федерации, в % к предыдущему году
Рисунок № 8
Динамика индекса физического объема платных услуг в Костромской области и Российской Федерации, в % к предыдущему году
Среди представительств торговых сетей федерального уровня присутствуют продовольственные магазины «Пятерочка», «Дикси», «Магнит», «Ашан», «Лента» и магазины по продаже электроники и бытовой техники «М-Видео», «Эльдорадо», «ТехноСила». Крупные представители местных торговых сетей: компания торговая группа «Высшая Лига», магазины «Десяточка».
В структуре платных услуг населению области наибольший удельный вес в 2016 году приходится на жилищно-коммунальные услуги (41,7%), услуги связи (17,5%), транспортные (15,2%) и бытовые (7,9%) услуги.
Глава 2. Характеристика Костромской энергосистемы
Объекты электроэнергетики, расположенные на территории Костромской области, относятся к энергосистеме Костромской области, которая, в свою очередь, входит в состав объединенной энергетической системы Центра (далее – ОЭС Центра). В диспетчерском отношении Костромская область относится к сферам ответственности филиалов АО «Системный оператор Единой энергетической системы» «Региональное диспетчерское управление энергосистем Костромской и Ивановской областей» (далее – Костромское РДУ) и «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Центра».
В Костромской области находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 3 824 МВт. Основным объектом генерации является Костромская ГРЭС. В электроэнергетический комплекс Костромской области входят также 111 линий электропередач класса напряжения 110 – 500 кВ, 77 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 110 – 500 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 9 713,65 МВА.
Выработка электроэнергии в Костромской энергосистеме за 2016 год составила 15 284,8 млн. кВт∙ч, потребление – 3 636,3 млн. кВт∙ч.
К генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Костромской области, относятся:
1) филиал «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
2) ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома;
3) МУП «Шарьинская ТЭЦ».
К наиболее крупным компаниям, оказывающим услуги по передаче электрической энергии на территории Костромской области, относятся:
1) филиал ПАО «ФСК ЕЭС» Вологодское ПМЭС;
2) филиал ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»;
3) Северная дирекция инфраструктуры – структурное подразделение Центральной дирекции инфраструктуры – филиал ОАО «РЖД»;
4) ООО «Энергосервис»;
5) филиал «Волго-Вятский» АО «Оборонэнерго».
На территории Костромской области осуществляют деятельность следующие сбытовые компании:
1) ПАО «Костромская сбытовая компания»;
2) ООО «Русэнергосбыт»;
3) ООО «Инициатива ЭСК»;
4) ООО «Гарант Энерго».
Глава 3. Отчетная динамика потребления электроэнергии
за последние пять лет
Полное потребление электроэнергии в Костромской области составило в 2016 году 3 636,3 млн. кВт∙ч, увеличилось по сравнению с 2015 годом почти на 1,6% (таблица № 6).
Таблица № 6
Динамика полного потребления электроэнергии в Костромской области
Показатели
2012
2013
2014
2015
2016
Полное потребление, млн. кВт∙ч
3 655
3 602
3 617
3 578,8
3 636,3
Изменение полного потребления, %
101,2
98,6
100,4
98,9
101,6
в т.ч. потери в сетях, млн. кВт∙ч
536
520
518
510
491
Собственные нужды электростанций, млн. кВт∙ч
610
603
614
585
608
Полезное (конечное) потребление, млн. кВт∙ч
2 509
2 479
2 485
2 483,8
2 537,3
Изменение конечного потребления, %
102,1
98,8
100,2
99,9
102,2
Доля потерь в сетях от полезного отпуска, %
21,4
21,0
20,8
20,5
19,4
Основные причины роста полного электропотребления в 2016 году заключаются в увеличении конечного потребления.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций всех типов составляет в среднем 3,9% от выработки и остается практически неизменным в период 2012 - 2016 годы.
Структура электропотребления в Костромской области приведена в таблице № 7.
Таблица № 7
Структура электропотребления в Костромской области, млн. кВт∙ч
Показатели
Годы
2012
2013
2014
2015
2016
1
2
3
4
5
6
Потреблено, всего в том числе:
3 655
3 602
3 617
3 578,8
3 636,3
потери в сетях
536
520,4
518
510,0
491,0
собственные нужды электростанций
610
603,0
614
585,0
608,0
Полезное/конечное потребление, в том числе:
2 509
2 478,6
2 485
2 483,8
2 537,3
добыча полезных ископаемых
1,2
1,1
1,4
1,2
1,2
обрабатывающие производства (сектор D)
623,2
609,4
645,0
642,1
648,0
сектор Е (без собственных нужд электростанций)
182,8
180,1
152,5
153,9
154,0
строительство
33,6
33,1
30,8
30,5
30,6
транспорт и связь
490,1
490,4
525,4
519,0
519,5
производственные нужды сельского хозяйства, лесного хозяйства
82,1
79,9
68,1
67,0
67,3
бытовой сектор (население)
552,4
551,7
558,9
561,1
607,0
прочие производства, включая сферу услуг
543,6
532,9
503,2
509,0
509,7
В отраслевой структуре, как и в целом по стране, преобладает промышленное электропотребление: на обрабатывающие производства сектора Е и добывающие производства приходится в совокупности 36,5%, в том числе на обрабатывающие производства – 26%.
Доля отраслей транспорта и связи (21,0% от полезного электропотребления) немногим уступает долям бытового сектора и сферы услуг. Столь значительная доля (в среднем по стране на этот вид деятельности приходится менее 9% от полного электропотребления) связана с большим расходом электроэнергии на работу железнодорожного транспорта – около 500 млн. кВт∙ч (почти 99% из них – электротяга). В сфере связи израсходовано в 2016 году около 21 млн. кВт∙ч.
Динамика структуры электропотребления в Костромской области за 2015 и 2016 годы приведена в таблице № 8.
Таблица № 8
Динамика структуры электропотребления в Костромской области
Показатели
2015
2016
2016/ 2015
млн. кВт∙ч
доля от конечного потребле-ния, %
млн. кВт∙ч
доля от конечного потребле-ния, %
%
млн. кВт∙ч
1
2
3
4
5
6
7
Потреблено, всего в том числе:
3 578,8
3 636,3
1,6
57,5
потери в сетях
510,0
491,0
-3,7
-19,0
собственные нужды электростанций
585,0
608,0
3,9
23,0
Полезное/конечное потребление, в том числе:
2 483,8
100
2 537,3
100
2,2
53,5
добыча полезных ископаемых
1,2
0,1
1,2
0,1
0
0
обрабатывающие производства (сектор D)
642,1
25,8
648,0
25,5
0,9
5,9
сектор Е (без собственных нужд электростанций)
153,9
6,2
154,0
6,1
0,1
0,1
строительство
30,5
1,2
30,6
1,2
0,3
0,1
транспорт и связь
519,0
20,9
519,5
20,5
0,1
0,5
производственные нужды сельского хозяйства, лесного хозяйства
67,0
2,7
67,3
2,7
0,4
0,3
бытовой сектор (население)
561,1
22,6
607,0
23,9
8,2
45,9
прочие производства, включая сферу услуг
509,0
20,5
509,7
20,1
0,1
0,7
Как следует из анализа данных таблицы № 8, изменения за отчетный год невелики. Следует отметить, что по всем направлениям динамика расхода электроэнергии положительная.
Глава 4. Структура электропотребления
по основным группам потребителей
На территории Костромской области на основании данных местных энергоснабжающих компаний выделены 25 крупных потребителей электроэнергии, которые совместно формируют потребление порядка 970 млн. кВт∙ч в 2016 году, или около 27% суммарного электропотребления региона. Среди них доминируют предприятия обрабатывающей промышленности, на которые приходится 49% суммарного электропотребления крупных потребителей. Несколько уступают им предприятия транспорта и связи, обеспечивающие потребление 43% совокупного объема электроэнергии, приходящегося на крупных потребителей (рисунок № 9). Крупные организации сферы услуг и сельского хозяйства Костромской области характеризуются более низкими показателями электропотребления. Их вклад составляет соответственно 7% и 1%.
Рисунок № 9
Структура отпуска электроэнергии крупнейшим потребителям Костромской области по их основным группам в 2016 году, млн. кВт∙ч
Глава 5. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии
Несмотря на наличие более двух десятков крупных потребителей электроэнергии в Костромской области основную роль в обеспечении спроса на электроэнергию играют ОАО «РЖД» и ООО «Кроностар», на долю которых приходится более 60% электропотребления крупных предприятий и 19,8% электропотребления региона.
В составе крупных промышленных потребителей электроэнергии основную роль играют деревообрабатывающие предприятия – на них приходится около 68% электропотребления. Среди остальных крупных промышленных потребителей электроэнергии присутствуют производители металлургической продукции, стройматериалов, химической продукции и изделий из пластмасс, машиностроительные предприятия и предприятия легкой промышленности. В ряду прочих потребителей электроэнергии ключевую роль играют организации жилищно-коммунального сектора. В таблице № 9 представлена динамика потребления электрической энергии крупными потребителями Костромской области в 2012 – 2016 годах.
Таблица № 9
Потребление электроэнергии крупными потребителями Костромской области в 2012 – 2016 годах, млн. кВт∙ч
Наименование предприятия
2012
2013
2014
2015
2016
ОАО «РЖД»
491,1
472,0
486,1
465,8
480,0
ООО «Кроностар»
251,9
255,2
246,5
249,0
242,5
ОАО «Мотордеталь»
28,61
26,7
18,5
-
-
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал»
39,9
36,8
34,4
32,4
31,8
ОАО «Газпромтрубинвест»
34,0
36,7
34,9
39,3
51,5
ООО «СП «Кохлома»
87,9
84,0
80,8
13,2
15,2
ОАО «Фанплит»
-
-
НАО «СВЕЗА Кострома»
-
-
-
58,5
60,3
ОАО «Мантуровский фанерный комбинат»
22,0
22,4
-
-
-
НАО «СВЕЗА Мантурово»
-
-
25,4
24,8
25,9
АО «Оборонэнергосбыт»
15,8
15,6
15,6
12,5
8,7
ООО «Резилюкс-Волга»
17,0
13,1
16,4
20,2
21,4
ООО «Стромнефтемаш»
13,4
9,5
5,5
1,6
-
АО «ГАКЗ»
16,1
10,7
11,7
5,0
5,5
ПАО «ТГК-2»
9,9
10,2
9,7
9,2
9,2
ООО «Костромаинвест»
10,7
11,3
11,1
10,5
10,3
МКУ «СМЗ по ЖКХ»
10,3
11,2
10,2
11,1
11,4
ООО «БКЛМ»
10,0
9,6
9,7
9,3
9,3
филиал ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго»
10,2
9,6
9,5
9,1
8,9
АО «Костромской силикатный завод»
7,9
7,9
8,0
8,3
6,2
АО «Шувалово»
9,6
8,3
5,7
5,7
6,7
МУП «Коммунсервис» Костромского района
7,5
8,1
7,3
7,0
7,1
ООО «КТЭК»
7,7
4,3
5,7
7,3
-
МУП г. Костромы «Городские сети»
-
-
-
-
8,8
ПАО «Ростелеком»
7,6
7,4
7,7
7,0
6,6
ЗАО «Экохиммаш»
7,3
6,5
6,8
7,5
8,2
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал» – один из крупнейших природопользователей Костромской области. Ежегодно из р. Волги забираются, проходят очистку и подаются населению и предприятиям города около 54 млн. кубометров воды и 40 тыс. кубометров воды в год – из артезианских скважин.
НАО «СВЕЗА Кострома» (ранее ОАО «Фанплит») выпускает в год до 210 тыс. кубометров фанеры и до 100 тыс. кубометров древесностружечных плит. Продукция комбината пользуется большим спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынке.
ОАО «Газпромтрубинвест» – металлургическое предприятие в г. Волгореченске Костромской области, специализирующееся на выпуске труб. Завод является дочерней компанией ПАО «Газпром». Максимум нагрузки ОАО «Газпромтрубинвест» за 2011 год составил 4,5 МВт.
В последние годы структура потребления электроэнергии крупными потребителями Костромской области несколько изменилась. Повысилась роль обрабатывающей промышленности, снизилась роль транспорта и связи и прочих потребителей. В основе роста показателей промышленного электропотребления в 2011 – 2015 годы – развитие производства на ООО «Кроностар» и ОАО «Газпромтрубинвест». Вместе с тем в данный период некоторые промышленные предприятия в машиностроении и легкой промышленности снизили объемы электропотребления. Падение роли транспорта и связи объясняется снижением потребностей в электроэнергии со стороны ОАО «РЖД».
Глава 6. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Костромской области
Объемы потребления тепловой энергии в Костромской области определены на основании данных Федеральной службы государственной статистики (далее – Росстат).
Объемы потребления тепловой энергии в Костромской области в 2011 – 2015 годах представлены в таблице № 10.
Таблица № 10
Динамика объемов потребления тепловой энергии
в Костромской области в 2011 – 2015 годах
Показатели
2011
2012
2013
2014
2015
Полное потребление, тыс. Гкал
5 261,0
5 550,4
5 287,5
5 086,8
5 013,0
темп прироста, % к предыдущему году
- 7,1
5,5
- 4,7
- 3,8
- 1,5
Потери при распределении, тыс. Гкал
521,6
587,0
559,2
538,0
530,2
Полезное/конечное потребление, тыс. Гкал
4 739,4
4 963,0
4 728,3
4 548,8
4 482,8
100,0%
темп прироста, % к предыдущему году,
- 7,5
4,7
- 4,7
- 3,8
-1,5
в том числе, тыс. Гкал:
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
187,7
173,1
187,3
180,2
177,5
4,0%
обрабатывающая промышленность
1 538,2
1 449,2
1 534,6
1 476,4
1 454,9
32,4%
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
290,3
300,0
289,6
278,6
274,6
6,1%
строительство
11,9
9,7
11,9
11,4
11,3
0,3%
транспорт и связь
71,6
45,5
71,4
68,7
67,7
1,5%
прочие виды деятельности, в том числе сфера услуг
787,6
1 099,7
785,7
755,9
745,0
16,6%
население
1 852,1
1 885,8
1 847,8
1 777,6
1 751,8
39,1%
За указанный период потребление тепловой энергии уменьшилось на 248 тыс. Гкал, или на 4,7% к уровню 2011 года. Конечное теплопотребление претерпело еще более существенное сокращение – на 256,6 тыс. Гкал, или 5,4%. Указанные изменения обусловлены объективными факторами: погодными условиями, реализацией мероприятий по энергосбережению, перераспределением структуры экономики в пользу менее теплоемких секторов.
В структуре потребления тепловой энергии по основным отраслям экономики в Костромской области доминирует сектор «Население», который обеспечивает около 39% спроса на тепло. Еще 32% приходится на обрабатывающую промышленность. На непроизводственных потребителей, в том числе на сферу услуг, приходится 17%. Доля потерь при распределении – около 10% суммарного теплопотребления. Наименьшая доля в структуре теплопотребления приходится на строительную отрасль, теплопотребление которой составляет всего около 0,3% от его общего объема.
Обеспечение потребителей тепловой энергией в 2016 году осуществлялось от 905 источников. В числе наиболее крупных источников тепловой энергии могут быть выделены источники, принадлежащие филиалу «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация», ПАО «ТГК-2» (Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Районная котельная № 2) и МУП «Шарьинская ТЭЦ». В таблице № 11 приведены данные об установленной тепловой мощности источников, принадлежащих АО «Интер РАО – Электрогенерация», ПАО «ТГК-2» и МУП «Шарьинская ТЭЦ», расположенных на территории Костромской области, в 2016 году.
1
Таблица № 11
Установленная тепловая мощность источников, принадлежащих АО «Интер РАО – Электрогенерация», ПАО «ТГК-2» и МУП «Шарьинская ТЭЦ», расположенных на территории Костромской области, в 2016 году
Компания
Станция
Тип оборудования
Станционный номер
Марка/модель
Вид топлива
Мощность, т пар/ч
Мощность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1
2
3
4
5
6
7
8
9
АО «Интер РАО – Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
Турбоагрегаты
№ 1
К-300-240
50
1969
№ 2
К-300-240
50
1969
№ 3
К-300-240
50
1970
№ 4
К-300-240
50
1970
№ 5
К-300-240
50
1971
№ 6
К-300-240
50
1972
№ 7
К-300-240
50
1972
№ 8
К-300-240
50
1973
№ 9
К-1200-240-3
50
1980
Котлоагрегаты
№ 1
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 2
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 3
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 4
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 5
ТГМП-314
газ/мазут
950
1971
№ 6
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 7
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 8
ТГМП-314
газ/мазут
950
1973
№ 9
ТГМП-1202
газ/мазут
3 950
1980
Всего
11 550
450
ПАО «ТГК-2»
Костромская ТЭЦ-1
Турбоагрегаты
№ 2
Р-12-35/5
74
1976
№ 4
АП-6
28
1958
№ 5
Р-12-35/5
74
1965
№ 6
Р-12-35/5
74
1966
Котлоагрегаты
№ 1
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1968
№ 2
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1973
№ 3
ПТВМ-100
газ/мазут
100
1976
№ 3
БКЗ-75-39
торф/газ/
мазут
75
1965
№ 4
БКЗ-75-39
торф/газ/
мазут
75
1965
№ 5
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1966
№ 6
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1967
№ 7
БКЗ-75-39
торф/газ/
мазут
75
1983
№ 8
БКЗ-75-39
торф/газ/
мазут
75
1988
Всего
450
450
ПАО «ТГК-2»
Районная отопительная котельная №2
Котлоагрегаты
№ 1
ДКВР-4/13
газ/мазут
4
1986
№ 2
ДКВР-4/13
газ/мазут
4
1986
№ 3
ПТВМ-30
газ/мазут
34
1987
№ 4
ПТВМ-30
газ/мазут
34
1987
№ 5
ПТВМ-30
газ/мазут
33
1987
Всего
8
101
Костромская ТЭЦ-2
Турбоагрегаты
№ 1
ПТ-60-130/13
136
1974
№ 2
Т-100-120/130-3
175
1976
Котлоагрегаты
№ 1
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1974
№ 2
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1975
№ 3
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1976
№ 4
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1978
№ 3
КВГМ-100
газ/мазут
100
1989
№ 4
КВГМ-100
газ/мазут
100
1991
№ 5
КВГМ-100
газ/мазут
100
1994
Всего
840
611
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
Турбоагрегаты
№ 1
ПР-6-35 (5) 1,2
31
1965
№ 2
ПР-6-35 (15) 5
56
1966
№3
Р-12-35/5
74
1979
Котлоагрегаты
№1
ТП-35/39У
торф
35
1964
№ 2
ТП-35/39У
торф
35
1965
№ 3
ТП-35/39У
торф
35
1966
№ 4
Т-35/40
торф
35
1973
№ 5
БКЗ-75/39
мазут
75
1975
№ 6
БКЗ-75/39
мазут
75
1976
№ 1
КВГМ-100
мазут
100
1987
№ 2
КВГМ-100
мазут
100
1986
Всего
290
361
Всего
13 138
1 973
1
Данные об объемах отпуска тепловой энергии крупными источниками теплоснабжения по группам потребителей за 2016 год приведены в таблице № 12.
Таблица № 12
Объем отпуска тепловой энергии крупными источниками
теплоснабжения по группам потребителей за 2016 год
Станция
Показатель
Объем отпуска тепловой энергии, тыс. Гкал
Костромская ГРЭС
Отпуск, в том числе:
186,8
1) полезный отпуск, в том числе:
147,9
промышленность
20,6
жилищные организации
110,7
бюджетные организации
16,6
прочие
0
2) потери
38,9
Шарьинская ТЭЦ
Отпуск, в том числе:
213,4
1) полезный отпуск, в том числе:
139,4
промышленность
0,7
жилищные организации
104,7
бюджетные организации
19,8
прочие
14,2
2) потери
74,0
Костромская ТЭЦ-1
(ПАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
648,8
1) полезный отпуск, в том числе:
558,0
промышленность
94,0
жилищные организации
247,7
бюджетные организации
77,7
прочие
138,6
2) потери
90,2
Костромская ТЭЦ-2
(ПАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
955,0
1) полезный отпуск, в том числе:
791,6
промышленность
25,6
жилищные организации
412,6
бюджетные организации
114,0
прочие
239,4
2) потери
160,2
Районная котельная № 2
(ПАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
116,1
1) полезный отпуск, в том числе:
102,1
промышленность
6,7
жилищные организации
60,5
бюджетные организации
7,5
прочие
27,4
2) потери
14,0
Также теплоснабжение потребителей осуществляет значительное количество менее крупных источников (как муниципальных и ведомственных, так и частных котельных).
Реестр котельных в разрезе муниципальных образований Костромской области представлен в таблице № 13.
При этом стоит отметить, что крупные источники тепловой энергии, приведенные в таблице № 12, покрывают около 40% от общего объема потребления тепловой энергии на территории Костромской области.
Таблица № 13
Реестр котельных в разрезе муниципальных образований Костромской области
№
п/п
Наименование муниципального образования Костромской области
Количество котельных, ед.
Мощность котельных, Гкал/ч
1.
г. Буй
17
82,8
2.
г. Галич
31
84,7
3.
г. Кострома
50
690,6
4.
г. Мантурово
35
92,2
5.
г. Шарья
22
58,8
6.
г. Волгореченск
-
-
7.
Антроповский район
25
9,1
8.
Буйский район
36
33,1
9.
Вохомский район
46
18,6
10.
Галичский район
35
16,5
11.
Кадыйский район
33
13,6
12.
Кологривский район
18
8,0
13.
Костромской район
53
123,6
14.
Красносельский район
60
28,3
15.
Макарьевский район
33
25,6
16.
Мантуровский район
18
12,6
17.
Межевской район
15
6,2
18.
г. Нерехта и Нерехтский район
31
72,6
19.
г. Нея и Нейский район
30
42,3
20.
Октябрьский район
14
7,9
21.
Островский район
45
24,7
22.
Павинский район
24
7,2
23.
Парфеньевский район
20
16,0
24.
Поназыревский район
15
15,9
25.
Пыщугский район
17
9,2
26.
Солигаличский район
37
32,8
27.
Судиславский район
40
26,7
28.
Сусанинский район
36
8,5
29.
Чухломский район
35
12,0
30.
Шарьинский район
29
20,2
Итого
900
1 600,24
1
Крупнейшей системой централизованного теплоснабжения в Костромской области является система теплоснабжения г. Костромы. Данные об объемах теплопотребления указанной системы теплоснабжения не приведены в статистической отчетности Росстата, однако оценить последние возможно на основании данных о структуре полезного отпуска основных источников теплоснабжения города, принадлежащих ПАО «ТГК-2»: Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Районная котельная № 2. Потребность г. Костромы в тепловой энергии по группам потребителей в 2012 – 2016 годах представлена в таблице № 14.
Таблица № 14
Потребность г. Костромы в тепловой энергии по группам потребителей в 2012 – 2016 годах, тыс. Гкал
г. Кострома
Объем отпуска тепловой энергии
2012
2013
2014
2015
2016
Всего, в т.ч.:
1 852,4
1 820,8
1 805,7
1 612,4
1 719,9
1) полезный отпуск, в том числе:
1 590,7
1 595,4
1 514,9
1 368,5
1 451,7
промышленность
215,5
203
123,5
115,9
126,3
жилищные организации
864,8
876,4
839,5
708,1
720,8
бюджетные организации
260,4
264
218,4
181,5
199,2
прочие
250
252
333,5
363,0
405,4
2) потери
257,6
221,5
287,2
240,3
264,4
Кроме г. Костромы, других населенных пунктов с численностью населения свыше 100 тыс. человек на территории Костромской области нет.
Наибольшее число крупных потребителей тепловой энергии также сосредоточено в г. Костроме. Перечень крупных потребителей тепловой энергии приведен в таблице № 15. Теплоснабжение таких потребителей осуществляется от источников ПАО «ТГК-2».
Таблица № 15
Перечень крупных потребителей тепловой энергии Костромской области
№ п/п
Наименование потребителя
2015 год
2016 год
потреб-ление, тыс. Гкал
суммарная договорная нагрузка, Гкал/ч
потреб-ление, тыс. Гкал
суммарная договорная нагрузка, Гкал/ч
1
2
3
4
5
6
1.
НАО «СВЕЗА Кострома»
51,7
46,0
60,2
46,0
2.
ФКУ «Исправительная колония № 1 Управления Федеральной службы исполнения наказаний по Костромской области»
9,4
5,3
11,2
5,3
3.
ООО «БКЛМ»
30,1
25,4
31,4
25,4
4.
ООО «Костромаинвест»
7,7
5,9
7,8
5,9
5.
ООО «Управляющая компания жилищно-коммунального хозяйства № 1»
30,4
24,2
40,2
24,2
6.
ООО «Заволжье»
23,8
20,5
34,4
19,1
7.
ООО «Управляющая компания Жилстрой»
22,3
18,4
25,6
16,4
8.
ООО «УК «Жилсервис»
16,2
10,2
17,3
10,6
9.
ООО «Жилищно-эксплуатационное ремонтно-строительное управление № 2»
14,3
7,8
15,0
7,5
10.
ООО «Управляющая компания «Костромской Дом»
98,3
79,3
133,5
78,0
11.
ООО «Управляющая Компания жилищно-коммунального хозяйства № 3»
22,2
27,0
43,2
27,4
12.
ООО «Управляющая компания «Коммунальный функциональный комплекс-44»
16,2
13,8
20,7
12,6
13.
ООО «Управляющая компания ЖКХ № 2»
32,3
18,8
35,5
18,5
14.
ООО «УК Жилстрой-2»
14,2
10,5
14,9
8,9
15.
ООО «Управляющая компания «Ремжилстрой+»
22,2
18,4
27,9
18,2
16.
ОГБУЗ «Окружная больница Костромского округа № 1»
5,4
5,1
5,7
5,1
17.
АО «Тепличный комбинат «Высоковский»
25,3
110,6
26,3
110,6
18.
МУП ЖКХ «Караваево» администрации Караваевского сельского поселения Костромского муниципального района Костромской области
32,6
28,3
33,2
12,6
19.
ОГБУЗ «Костромская областная клиническая больница имени Королева Е.И.»
8,2
5,0
8,6
5,0
20.
ООО УК «ИнтехКострома»
24,1
17,2
28,9
16,8
21.
ООО «Управляющая компания «Юбилейный 2007»
122,1
86,7
139,8
85,6
22.
АО «Ремонтно-эксплуатационное управление»
9,4
37,0
9,3
8,9
23.
МУП города Костромы «Городские сети»
53,9
21,1
225,4
70,4
24.
МУП города Костромы «Городская управляющая компания»
46,0
21,9
52,0
21,3
К числу крупных потребителей области также относятся АО «Галичский автокрановый завод» (потребление около 56 тыс. Гкал), Нерехтское производственное подразделение «Нерехтский механический завод» АО «НПО «Базальт» (потребление около 28 тыс. Гкал), ОАО «Газпромтрубинвест» (потребление около 25 тыс. Гкал), ПАО «Красносельский Ювелирпром» (потребление около 10 тыс. Гкал). При этом данные потребители обладают собственными котельными.
Источниками тепловой мощности АО «ГАКЗ» являются водогрейная и паровая котельные. Установленная мощность водогрейной котельной 70 Гкал/ч (2 водогрейных отопительных котла марки ПТВМ-30М с мощностью 35 Гкал/ч каждый). Установленная мощность паровой котельной – 12 Гкал/ч (2 паровых котла марки ДКВР 10/30 с мощностью 6 Гкал/ч каждый).
Заводская котельная Нерехтского производственного подразделения «Нерехтский механический завод» АО «НПО «Базальт» с установленной тепловой мощностью 42,5 Гкал/ч. На объекте установлены паровые котлы типа ДКВР 25/13 и ДКВР 10/13.
Глава 7. Структура установленной электрогенерирующей мощности на территории Костромской области
По состоянию на 31 декабря 2016 года установленная мощность электростанций Костромской области составила 3 824 МВт.
На территории Костромской области деятельность по производству и поставке на оптовый рынок электроэнергии и мощности осуществляют следующие генерирующие компании:
1) филиал «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
2) ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома.
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по состоянию на 31 декабря 2016 года приведена в таблице № 16 и на рисунке № 10.
Таблица № 16
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по состоянию на 31 декабря 2016 года, МВт
Тип электростанций
Генерирующие компании
Установленная мощность
ГРЭС
филиал «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»
3 600
ТЭЦ
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
203
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
21
Всего
3 824
По сравнению с 2015 годом установленная мощность электростанций Костромской области не изменилась.
Рисунок № 10
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по типам электростанций по состоянию
на 31 декабря 2016 года
Глава 8. Состав существующих электростанций с группировкой
по принадлежности к энергокомпаниям
На территории Костромской области выработку электроэнергии осуществляют четыре электростанции, информация о которых приведена в таблице № 17.
Таблица № 17
Состав электростанций Костромской области
по состоянию на 31 декабря 2016 года
Генерирующая компания
Электростанция
Установленная мощность, МВт
Доля в общей установленной мощности области, %
Филиал «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
3 600
94,1
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
Костромская ТЭЦ-1
33
0,9
Костромская ТЭЦ-2
170
4,4
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
21
0,6
Всего
3 824
100
По состоянию на 31 декабря 2016 года основная доля в установленной мощности электростанций Костромской области (94,1%) приходилась на Костромскую ГРЭС.
Костромская ГРЭС является основным питающим центром Костромской энергосистемы, обеспечивающим электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
В таблице № 18 представлена характеристика основного производственного оборудования Костромской ГРЭС.
Таблица № 18
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ГРЭС
Станци- онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощ-ность,
т пар/ч
Мощ-ность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1
2
3
4
5
6
7
Турбоагрегаты
№ 1
К-300-240
300
50
1969
№ 2
К-300-240
300
50
1969
№ 3
К-300-240
300
50
1970
№ 4
К-300-240
300
50
1970
№ 5
К-300-240
300
50
1971
№ 6
К-300-240
300
50
1972
№ 7
К-300-240
300
50
1972
№ 8
К-300-240
300
50
1973
№ 9
К-1200-240-3
1 200
50
1980
Котлоагрегаты
№ 1
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 2
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 3
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 4
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 5
ТГМП-314
газ/мазут
950
1971
№ 6
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 7
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 8
ТГМП-314
газ/мазут
950
1973
№ 9
ТГМП-1202
газ/мазут
3 950
1980
Генераторы
№ 1
ТВВ-320-2УЗ
300
1969
№ 2
ТВВ-350-2УЗ
350
1969/1995
№ 3
ТВВ-320-2УЗ
300
1970
№ 4
ТВВ-350-2УЗ
350
1970/2006
№ 5
ТВВ-320-2УЗ
300
1971/2007
№ 6
ТВВ-320-2УЗ
300
1972
№ 7
ТВВ-320-2УЗ
300
1972
№ 8
ТВВ-320-2УЗ
300
1973
№ 9
ТВВ-1200-2УЗ
1 200
1980/1991
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома входит в состав ПАО «Территориальная генерирующая компания № 2». Выработку электроэнергии в регионе осуществляют Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2. Информация об установленной электрической и тепловой мощности электростанций ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома приведена в таблице № 19.
Таблица № 19
Установленная электрическая и тепловая мощность электростанций
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
Электростанции
Установленная электрическая мощность, МВт
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Костромская ТЭЦ-1
33
450
1930
Костромская ТЭЦ-2
170
611
1974
Итого
203
1 061
-
Структура установленной электрической мощности объектов ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома по состоянию на 31 декабря 2016 года приведена на рисунке № 11.
Рисунок № 11
Структура установленной электрической мощности объектов ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
по состоянию на 31 декабря 2016 года
Наибольшая доля в установленной мощности объектов ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома приходится на Костромскую ТЭЦ-2 – 83,7%.
Костромская ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1974 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 170 МВт, тепловая – 611 Гкал/ч. Характеристика основного производственного оборудования Костромской ТЭЦ-2 приведена в таблице № 20.
Таблица № 20
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ТЭЦ-2
Станци-онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, т пар/ч
Мощность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Турбоагрегаты
№ 1
ПТ-60-130/13
60
136
1974
№ 2
Т-100-120/130-3
110
175
1976
Котлоагрегаты
№ 1
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1974
№ 2
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1975
№ 3
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1976
№ 3
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1978
№ 3
КВГМ-100
газ/мазут
100
1989
№ 4
КВГМ-100
газ/мазут
100
1991
№ 5
КВГМ-100
газ/мазут
100
1994
Генераторы
№ 1
ТВФ-63-2
60
1974
№ 2
ТВФ-120-2
110
1976
На Костромскую ТЭЦ-1 приходится 16,3% от установленной мощности всех электростанций ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома.
Костромская ТЭЦ-1 введена в эксплуатацию в 1930 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 33 МВт, тепловая – 450 Гкал/ч. В таблице № 21 приведена характеристика основного производственного оборудования Костромской ТЭЦ-1.
Таблица № 21
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ТЭЦ-1
Станци-онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, т пар/ч
Мощность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1
2
3
4
5
6
7
Турбоагрегаты
№ 2
Р-12-35/5
9
74
1976
№ 4
АП-6
6
28
1958
№ 5
Р-12-35/5
9
74
1965
№ 6
Р-12-35/5
9
74
1966
Котлоагрегаты
№ 1
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1968
№ 2
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1973
№ 3
ПТВМ-100
газ/мазут
100
1976
№ 3
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1965
1
2
3
4
5
6
7
№ 4
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1965
№ 5
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1966
№ 6
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1967
№ 7
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1983
№ 8
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1988
Генераторы
№ 2
Т2-12-2
9
1976
№ 4
Т2-6-2
6
1958
№ 5
Т2-12-2
9
1965
№ 6
Т2-12-2
9
1966
Шарьинская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1965 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 21 МВт, тепловая – 388 Гкал/ч. Характеристика основного производственного оборудования Шарьинской ТЭЦ приведена в таблице № 22.
Таблица № 22
Характеристика основного производственного оборудования
Шарьинской ТЭЦ
Станци-онный номер
Марка/модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, т пар/ч
Мощность, Гкал/ч
Дата ввода в эксплуатацию
Турбоагрегаты
№ 1
ПР-6-35 (5) 1,2
3
31
1965
№ 2
ПР-6-35 (15) 5
6
56
1966
№ 3
Р-12-35/5
12
74
1979
Котлоагрегаты
№ 1
ТП-35/39У
торф
35
1964
№ 2
ТП-35/39У
торф
35
1965
№ 3
ТП-35/39У
торф
35
1966
№ 4
Т-35/40
торф
35
1973
№ 5
БКЗ-75/39
мазут
75
1975
№ 6
БКЗ-75/39
мазут
75
1976
№ 1
КВГМ-100
мазут
100
1987
№ 2
КВГМ-100
мазут
100
1986
Генераторы
№ 1
Т2-6-2
3
1965
№ 2
Т2-6-2
6
1966
№ 3
Т12-2
12
1979
Важнейшей проблемой энергетической отрасли в настоящее время является старение основного оборудования электростанций. В таблице № 23 приведена возрастная структура оборудования электростанций Костромской области в разрезе генерирующих компаний.
На электростанциях Костромской области более 30 лет не осуществлялся ввод нового оборудования. Основная часть установленной мощности электростанций (2 591 МВт, или 67,8% от суммарной установленной мощности электростанций) введена в период 1971 – 1980 годы (рисунок № 12). Доля установленной электрической мощности оборудования, введенного в эксплуатацию более 50 лет назад, невелика и составляет всего 0,9%.
Таблица № 23
Возрастная структура оборудования электростанций Костромской области в разрезе генерирующих компаний, МВт
Электростанции
Годы ввода установленной мощности
1951 – 1960
1961 – 1970
1971 – 1980
Всего
Костромская ГРЭС
0
1 200
2 400
3 600
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
ТЭЦ-1
6
18
9
33
ТЭЦ-2
0
0
170
170
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
0
9
12
21
Всего
6
1 227
2 591
3 824
Рисунок № 12
Возрастная структура электрогенерирующих мощностей
в Костромской области, МВт
Глава 9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций
и видам собственности
В 2016 году в Костромской области произведено 15 284,8 млн. кВт∙ч электроэнергии. По сравнению с 2015 годом выработка электроэнергии увеличилась на 300,5 млн. кВт∙ч, или на 2,0%.
В таблице № 24 приведена выработка электроэнергии по типам электростанций в Костромской области в 2015 – 2016 годах.
Увеличение выработки электроэнергии в 2016 году произошло за счет увеличения выработки электроэнергии на электростанциях всех типов, но главным образом обусловлено загрузкой Костромской ГРЭС.
Таблица № 24
Выработка электроэнергии по типам электростанций в Костромской области в 2015 – 2016 годах
Тип электростан-ции
2015
2016
выработка, млн. кВт∙ч
прирост, %
выработка, млн. кВт∙ч
прирост, %
доля в выработке, %
Всего,
в том числе
14 984,3
-9,2
15 284,8
2,0
100
ГРЭС
14 086,7
-9,6
14 330,9
1,7
93,8
ТЭЦ
897,6
-2,5
953,9
6,3
6,2
Сведения о динамике и структуре производства электроэнергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций приведены в таблице № 25.
Таблица № 25
Динамика и структура производства электроэнергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций
Генерирующая компания
Электростанция
Выработка электроэнергии в 2016 году,
млн. кВт∙ч
Прирост по отношению к 2015 году, %
Филиал «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
14 330,9
1,7
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
Костромская
ТЭЦ-1
86,1
6,7
Костромская
ТЭЦ-2
834,5
4,9
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
33,3
53,4
Всего
15 284,8
2,0
Самым крупным производителем электроэнергии в Костромской области является Костромская ГРЭС. Выработка электроэнергии на Костромской ГРЭС в 2016 году увеличилась по сравнению с 2015 годом на 1,7% и составила 14 330,9 млн. кВт∙ч (или 93,8% от суммарной выработки электрической энергии в области).
Выработка электроэнергии объектами ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома в 2016 году составила 920,6 млн. кВт∙ч (6,0% от суммарной выработки в регионе), причем основная доля электроэнергии (около 90%) выработана на Костромской ТЭЦ-2 .
Глава 10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Костромской области
Собственный максимум нагрузки энергосистемы в 2016 году составил 645 МВт, что составило увеличение на 4,0% по отношению к 2015 году.
На рисунке № 13 представлены годовые графики месячных максимумов нагрузки Костромской энергосистемы. Снижение максимальных нагрузок в летний период составляет 30 – 33% от годового максимума. В период мирового экономического кризиса, который в нашей стране сказался на уменьшении абсолютных значений электропотребления, начиная с 4 квартала 2008 года, неравномерность месячных нагрузок увеличилась до 39%.
В таблице № 26 представлены значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годах.
Коэффициент неравномерности графиков по потреблению Костромской энергосистемы – отношение минимальной и максимальной нагрузки энергосистемы за рассматриваемый период времени.
Рисунок № 13
Годовые графики месячных максимумов нагрузки
Костромской энергосистемы
Коэффициент заполнения графиков по потреблению – отношение средней и максимальной нагрузки энергосистемы за рассматриваемый период времени.
Характер суточной нагрузки Костромской энергосистемы один из самых неравномерных среди всех энергосистем ОЭС Центра. К примеру, более низкие значения приведенных показателей в 2011 году демонстрировали только Московская и Ивановская энергосистемы.
Неравномерность графика потребления в рассматриваемом периоде увеличилась, что, очевидно, связано со снижением промышленного потребления в ночные часы, а также увеличением доли быта в общей структуре электропотребления области.
1
Таблица № 26
Значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годах
Коэффициенты неравномерности суточных графиков нагрузки Костромской энергосистемы
Год
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
2011
0,695
0,729
0,725
0,709
0,657
0,642
0,678
0,67
0,668
0,691
0,69
0,685
2010
0,714
0,719
0,736
0,699
0,669
0,663
0,677
0,694
0,684
0,691
0,711
0,711
2009
0,687
0,706
0,719
0,72
0,669
0,641
0,658
0,684
0,675
0,677
0,704
0,711
2008
0,763
0,769
0,754
0,717
0,667
0,665
0,667
0,678
0,68
0,684
0,714
0,703
2007
0,807
0,791
0,829
0,781
0,754
0,709
0,714
0,716
0,744
0,721
0,781
0,783
Коэффициенты заполнения суточных графиков нагрузки потребителей Костромской энергосистемы
Год
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
2011
0,877
0,884
0,884
0,867
0,849
0,845
0,857
0,854
0,857
0,864
0,87
0,869
2010
0,879
0,876
0,885
0,862
0,86
0,857
0,863
0,866
0,858
0,874
0,889
0,881
2009
0,869
0,881
0,871
0,857
0,843
0,844
0,849
0,858
0,86
0,857
0,877
0,881
2008
0,913
0,911
0,891
0,864
0,849
0,854
0,849
0,853
0,854
0,86
0,885
0,881
2007
0,926
0,9
0,908
0,889
0,883
0,844
0,861
0,874
0,881
0,88
0,912
0,91
1
Фактические балансы электрической энергии и мощности в 2012 – 2016 годах в Костромской области приведены в таблице № 27.
Таблица № 27
Балансы электрической энергии и мощности в 2012 – 2016 годах
Показатели
2012
2013
2014
2015
2016
Выработка, млн. кВт∙ч
15 180
15 203
16 502
14 984,3
15 284,8
Потребление, млн. кВт∙ч
3 655
3 602
3 617
3 578,8
3 636,3
Сальдо, млн. кВт∙ч
- 11 525
- 11 601
- 12 885
- 11 405,5
- 11 648,5
Генерация, МВт
2 582
2 603
2 867
2 869
1 696
Потребление, МВт
684
655
645
620
645
Сальдо, МВт
- 1 898
- 1 948
- 2 222
- 2 249
- 1 051
Анализ данных, приведенных в таблицах, показывает, что Костромская энергосистема является избыточной как по мощности, так и по объему (количеству) вырабатываемой электроэнергии.
Глава 11. Крупные энергоузлы Костромской энергосистемы
По данным филиала ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго», основными энергоузлами Костромской области являются следующие районы электрических сетей (далее – РЭС): Городской, Костромской, Красносельский, Нерехтский, Галичский, Буйский, Мантуровский и Шарьинский. В таблице № 28 представлена характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы в 2012 – 2016 годах.
Таблица № 28
Характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы в 2012 – 2016 годах
№ п/п
Наименование энергоузла
2012
2013
2014
2015
2016
1
2
3
4
5
6
7
1.
Городской РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
750,29
750,67
747,81
736,16
743,56
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
646,41
639,88
649,59
647,30
656,82
сальдо, млн. кВт∙ч
103,88
110,79
98,22
88,86
86,75
покрытие, МВт
129,20
129,40
129,40
129,25
128,18
максимум нагрузки, МВт
110,13
109,02
109,02
109,5
111,91
сальдо, МВт
19,10
20,04
20,40
19,75
16,27
2.
Костромской РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
144,67
144,15
145,29
146,08
153,04
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
111,12
111,54
113,64
116,20
119,25
сальдо, млн. кВт∙ч
33,55
32,61
31,65
29,88
33,79
покрытие, МВт
26,30
28,83
28,83
30,20
31,64
максимум нагрузки, МВт
22,10
22,18
22,18
24,78
25,43
сальдо, МВт
4,20
6,65
6,65
5,42
6,21
3.
Красносельский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
61,35
62,86
63,19
63,82
69,86
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
47,94
47,73
48,98
50,05
54,46
сальдо, млн. кВт∙ч
13,41
15,13
14,20
13,76
15,40
покрытие, МВт
16,72
18,34
18,34
16,84
20,38
максимум нагрузки, МВт
11,11
11,06
11,06
11,13
12,62
сальдо, МВт
5,61
7,28
7,28
7,42
7,76
4.
Нерехтский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
81,79
77,64
79,05
77,81
77,99
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
58,26
58,45
59,15
59,25
58,53
сальдо, млн. кВт∙ч
23,53
19,19
19,90
18,55
19,46
покрытие, МВт
18,44
18,77
18,77
18,81
17,58
максимум нагрузки, МВт
14,50
14,55
14,55
14,60
14,57
сальдо, МВт
4,62
5,74
5,74
5,76
3,02
5.
Галичский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
66,86
65,17
63,42
61,20
61,53
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
52,11
50,43
49,38
47,43
48,29
сальдо, млн. кВт∙ч
14,75
14,74
14,04
13,77
13,24
покрытие, МВт
15,20
14,81
14,81
14,80
13,99
максимум нагрузки, МВт
12,57
12,16
12,16
11,00
11,65
сальдо, МВт
2,63
2,65
2,65
3,80
2,34
6.
Буйский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
78,56
75,22
73,44
71,06
72,40
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
63,17
60,85
60,60
59,46
60,63
сальдо, млн. кВт∙ч
15,39
14,36
12,84
11,60
11,77
покрытие, МВт
16,03
15,35
15,35
15,00
14,61
максимум нагрузки, МВт
14,17
13,65
13,65
13,30
12,24
сальдо, МВт
1,86
1,70
1,70
1,70
2,38
7.
Мантуровский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
50,85
48,90
48,29
47,96
48,60
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
38,28
37,97
37,87
37,03
38,47
сальдо, млн. кВт∙ч
12,57
10,92
10,42
10,93
10,13
покрытие, МВт
11,18
10,75
10,75
10,65
10,69
максимум нагрузки, МВт
8,84
8,77
8,77
8,60
8,88
сальдо, МВт
2,34
1,98
1,98
2,05
1,80
8.
Шарьинский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
91,40
94,67
92,24
95,28
102,64
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
69,04
71,47
71,39
75,71
79,60
сальдо, млн. кВт∙ч
22,36
23,20
20,85
19,57
23,04
покрытие, МВт
18,28
18,93
18,93
19,20
20,68
максимум нагрузки, МВт
14,88
15,40
15,40
16,00
16,82
сальдо, МВт
3,40
3,53
3,53
3,20
3,86
Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов Костромской области за 2012 – 2016 годы представлена в таблице № 29.
Таблица № 29
Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов Костромской области за 2012 – 2016 годы
№
п/п
Наименование энергоузла
Профицит центра питания, МВА
2012
2013
2014
2015
2016
1
2
3
4
5
6
7
Городской РЭС
1.
ПС 110/35/6 кВ «Аэропорт»
13,77
11,71
11,71
11,71
10,23
2.
ПС 110/35/10 кВ «Восточная-2»
3,23
19,38
19,38
19,38
20,46
3.
ПС 110/35/6 кВ «Кострома-3»
-0,99
-0,99
-0,24
-0,40
5,9
4.
ПС 110/35/10 кВ «Южная»
12,27
11,58
9,32
9,32
12,22
5.
ПС 110/10 кВ «Давыдовская»
17,36
17,36
20,51
14,38
14,36
6.
ПС 110/6 кВ «Кострома-1»
0,12
0,12
-0,23
6,07
7,47
7.
ПС 110/6 кВ «Северная»
1,76
1,76
1,61
1,52
3,25
8.
ПС 110/6 кВ «Строммашина»
28,17
28,17
30,71
30,71
31,12
9.
ПС 110/10/6 кВ «Центральная»
9,81
9,81
7,56
7,26
7,26
10.
ПС 110/6 кВ «Восточная-1»
3,89
10,18
8,52
8,51
9,20
11.
ПС 35/6 кВ «Байдарка»
5,83
5,58
5,58
5,58
5,00
12.
ПС 35/6 кВ «Волжская»
3,67
3,67
3,77
3,68
2,29
13.
ПС 35/10 кВ «Караваево»
3,16
3,16
3,26
3,26
2,88
14.
ПС 35/10 кВ «Коркино»
1,75
1,47
1,47
1,29
0,49
Волгореченский РЭС
15.
ПС 110/35/10 кВ «КПД»
10,70
10,70
20,83
15,14
12,70
16.
ПС 110/35/6 кВ «СУ ГРЭС»
3,81
3,81
4,07
4,07
10,83
17.
ПС 35/6 кВ «Сидоровское»
2,75
2,75
3,05
3,05
2,62
Красносельский РЭС
18.
ПС 35/10 кВ «Гридино»
0,47
0,47
0,60
0,60
0,90
19.
ПС 35/10 кВ «Новинки»
1,29
1,27
1,25
1,25
1,51
20.
ПС 35/10 кВ «Прискоково»
0,00
0,00
0,10
0,10
0,96
21.
ПС 110/35/10 кВ «Красное»
4,39
4,39
3,42
2,29
3,69
22.
ПС 35/10 кВ «Исаево»
3,58
3,41
3,41
3,41
3,16
23.
ПС 35/10 кВ «Чапаево»
1,79
1,79
1,99
1,99
2,42
24.
ПС 35/10 кВ «Чернево»
1,95
1,95
1,78
1,76
1,89
Нерехтский РЭС
25.
ПС 110/35/6 кВ «Нерехта-1»
10,49
17,00
17,00
8,74
5,99
26.
ПС 110/10 кВ «Нерехта-1»
13,21
15,74
15,74
15,74
15,42
27.
ПС 110/10/6 кВ «Нерехта-2»
6,28
4,89
9,36
9,26
9,39
28.
ПС 35/10 кВ «Татарское»
1,38
1,38
1,45
1,45
1,61
29.
ПС 110/10 кВ «Григорцево»
1,21
1,04
1,04
1,04
1,90
30.
ПС 110/10 кВ «Клементьево»
3,02
3,02
2,96
2,96
5,21
31.
ПС 35/10 кВ «Рудино»
0,91
0,91
1,08
1,08
1,94
32.
ПС 35/10 кВ «Стоянково»
0,44
0,44
0,40
0,40
1,19
33.
ПС 35/10 кВ «Владычное»
1,31
1,31
1,44
1,44
1,37
Судиславский РЭС
34.
ПС 110/10 кВ «Столбово»
4,16
4,16
4,01
3,79
8,64
35.
ПС 35/10 кВ «Раслово»
0,65
0,65
0,85
0,82
1,72
36.
ПС 110/10 кВ «Судиславль»
4,16
4,16
4,94
4,94
5,52
37.
ПС 35/10 кВ «Воронье»
1,80
1,80
1,66
1,66
1,51
Сусанинский РЭС
38.
ПС 35/10 кВ «Андреевское»
0,74
0,68
0,69
0,69
1,27
39.
ПС 110/35/10 кВ «Сусанино»
8,46
8,46
8,60
8,42
8,39
40.
ПС 35/10 кВ «Калининская»
2,45
2,45
2,64
2,42
2,38
41.
ПС 35/10 кВ «Попадьино»
0,66
0,66
0,68
0,68
1,31
Буйский РЭС
42.
ПС 110/35/10 кВ «Буй (р)»
2,33
1,70
1,62
1,39
8,70
43.
ПС 110/10 кВ «Буй (с/х)»
1,57
1,57
2,03
2,04
1,44
44.
ПС 110/10 кВ «Западная»
7,29
7,29
7,96
7,57
4,94
45.
ПС 110/10 кВ «Елегино»
0,77
0,77
0,80
0,70
2,16
46.
ПС 35/10 кВ «Дор»
1,28
1,28
1,31
1,31
1,68
47.
ПС 35/10 кВ «Дьяконово»
1,02
1,02
1,08
1,08
1,05
48.
ПС 35/10 кВ «Кренёво»
2,03
2,03
2,30
2,20
2,01
49.
ПС 35/10 кВ «Ликурга»
1,40
1,40
1,67
1,67
1,68
50.
ПС 35/10 кВ «Семеновское»
1,40
1,26
1,26
1,26
1,15
51.
ПС 35/10 кВ «Химик»
1,09
1,09
1,26
1,25
2,65
52.
ПС 35/10 кВ «Шушкодом»
0,82
0,82
0,82
0,83
0,76
Солигаличский РЭС
53.
ПС 110/35/10 кВ «Солигалич»
6,47
6,47
6,76
6,69
5,08
54.
ПС 35/10 кВ «Починок»
1,49
1,49
1,52
1,52
1,68
55.
ПС 35/10 кВ «Горбачево»
1,55
1,55
1,57
1,57
0,82
56.
ПС 35/10 кВ «Калинино»
0,43
0,47
0,47
0,47
1,42
57.
ПС 35/10 кВ «Куземино»
1,28
1,28
1,34
1,34
1,25
58.
ПС 35/10 кВ «Совега»
0,56
0,56
0,56
0,56
0,86
Островский РЭС
59.
ПС 110/35/10 кВ «Александрово»
3,38
3,37
3,60
3,60
4,10
60.
ПС 110/35/10 кВ «Красная Поляна»
7,48
7,07
7,07
7,07
8,49
61.
ПС 35/10 кВ «Адищево»
1,21
1,21
1,21
1,21
2,39
62.
ПС 35/10 кВ «Игодово»
1,53
1,53
0,93
1,56
1,50
63.
ПС 35/10 кВ «Клеванцово»
1,44
1,44
1,48
1,48
1,92
64.
ПС 35/10 кВ «Островское»
1,83
1,83
2,05
2,05
2,29
Галичский РЭС
65.
ПС 110/35/10 кВ «Новая»
4,33
4,33
5,14
5,14
6,39
66.
ПС 110/35/10 кВ «Орехово»
5,26
4,95
4,95
4,95
5,47
67.
ПС 110/10 кВ «Лопарево»
2,57
2,57
2,74
2,74
2,53
68.
ПС 35/10 кВ «ПТФ»
3,75
3,75
4,47
3,74
3,76
69.
ПС 35/10 кВ «Кабаново»
2,52
2,52
2,45
2,45
2,32
70.
ПС 35/10 кВ «Левково»
0,52
0,61
0,61
0,61
1,29
71.
ПС 35/10 кВ «Н.Берёзовец»
0,10
0,10
0,12
0,04
1,97
72.
ПС 35/10 кВ «Пронино»
2,45
2,45
2,45
2,45
2,25
73.
ПС 35/10 кВ «Толтуново»
2,51
2,51
2,52
2,36
2,91
74.
ПС 35/10 кВ «Степаново»
2,00
2,00
1,91
1,91
3,37
Чухломский РЭС
75.
ПС 110/35/10 кВ «Чухлома»
4,71
4,61
4,30
4,12
4,71
76.
ПС 110/10 кВ «Луковцино»
1,19
1,19
0,85
0,97
1,82
77.
ПС 110/10 кВ «Фёдоровское»
1,35
1,35
1,40
1,39
2,25
78.
ПС 35/10 кВ «Панкратово»
0,33
0,33
0,36
0,36
0,91
79.
ПС 35/10 кВ «Петровское»
0,45
0,44
0,44
0,44
1,18
80.
ПС 35/10 кВ «Судай»
1,16
1,16
1,25
1,25
1,40
Антроповский РЭС
81.
ПС 110/35/10 кВ «Антропово (р)»
0,52
0,52
1,22
1,22
2,76
82.
ПС 35/10 кВ «Палкино»
2,38
2,38
2,44
2,44
2,63
83.
ПС 35/10 кВ «Словинка»
1,63
1,63
1,65
1,65
1,68
84.
ПС 35/10 кВ «Котельниково»
0,13
0,13
0,13
0,13
0,82
85.
ПС 35/10 кВ «Легитово»
0,72
0,72
0,84
0,84
2,09
86.
ПС 35/10 кВ «Слобода»
0,65
0,63
0,63
0,63
2,14
Кадыйский РЭС
87.
ПС 110/35/10 кВ «Кадый»
7,32
6,45
6,45
6,45
8,19
88.
ПС 35/10 кВ «Екатеринкино»
1,69
1,69
1,67
1,67
2,26
89.
ПС 35/10 кВ «Завражье»
0,45
0,45
0,51
0,51
1,28
90.
ПС 35/10 кВ «Окулово»
0,72
0,63
0,63
0,63
1,24
91.
ПС 35/10 кВ «Чернышево»
1,11
0,88
0,88
0,88
2,86
Кологривский РЭС
92.
ПС 110/35/10 кВ «Ильинское»
5,18
5,18
5,24
5,24
8,84
93.
ПС 110/35/10 кВ «Яковлево»
5,18
5,18
5,04
5,04
9,19
94.
ПС 35/10 кВ «Кологрив»
3,50
3,50
3,54
3,54
3,61
95.
ПС 35/10 кВ «Овсянниково»
1,36
1,36
1,56
1,56
1,60
96.
ПС 35/10 кВ «Черменино»
0,79
0,67
0,67
0,67
1,35
Мантуровский РЭС
97.
ПС 110/6/10 кВ «БХЗ»
23,67
23,67
24,66
24,66
24,66
98.
ПС 110/10 кВ «Гусево»
1,34
1,34
1,26
1,22
1,95
99.
ПС 35/10 кВ «Медведица»
0,77
0,77
0,92
0,92
1,96
100.
ПС 35/10 кВ «Сосновка»
1,39
1,39
1,51
1,51
1,36
Макарьевский РЭС
101.
ПС 110/35/10 кВ «Макарьев-1»
3,76
3,76
3,08
3,08
8,40
102.
ПС 35/10 кВ «Горчуха»
1,44
1,44
1,99
1,99
2,68
103.
ПС 35/10 кВ «Макарьев-2»
2,78
2,78
4,11
4,11
4,00
104.
ПС 35/10 кВ «Тимошино»
0,87
0,85
0,92
0,92
0,90
105.
ПС 35/10 кВ «Унжа»
0,34
0,34
0,96
0,96
1,03
106.
ПС 35/10 кВ «Якимово»
1,61
1,61
1,64
1,64
1,65
107.
ПС 35/10 кВ «Нежитино»
0,30
0,25
0,25
0,25
0,66
108.
ПС 35/10 кВ «Николо-Макарово»
0,50
0,50
0,50
0,50
1,02
Межевской РЭС
109.
ПС 110/10 кВ «Новинское»
1,10
1,10
1,12
1,01
2,14
110.
ПС 35/10 кВ «Георгиевское»
1,71
1,71
1,83
1,83
1,46
111.
ПС 35/10 кВ «Филино»
0,56
0,56
0,66
0,66
1,21
Нейский РЭС
112.
ПС 110/35/27,5/10 кВ «Нея»
36,17
34,36
34,36
30,80
13,31
113.
ПС 110/10 кВ «Дьяконово»
0,85
0,76
0,76
0,76
1,99
114.
ПС 110/10 кВ «Октябрьская»
1,59
1,59
1,80
1,80
1,66
115.
ПС 35/10 кВ «Вожерово»
1,65
1,65
1,64
1,64
1,61
116.
ПС 35/10 кВ «Кужбал»
1,08
1,08
0,96
1,12
1,84
Парфеньевский РЭС
117.
ПС 110/10 кВ «Николо-Полома»
0,09
0,09
0,21
0,17
1,38
118.
ПС 35/10 кВ «Матвеево»
1,80
1,80
1,84
1,81
1,73
119.
ПС 35/10 кВ «Парфеньево»
3,04
3,04
3,98
3,98
2,78
Вохомский РЭС
120.
ПС 110/35/10 кВ «Вохма»
0,99
0,99
2,32
1,79
0,89
121.
ПС 110/35/10 кВ «Никола»
2,63
2,63
2,78
3,13
5,58
122.
ПС 35/10 кВ «Лапшино»
2,32
2,32
2,65
2,64
2,80
123.
ПС 35/10 кВ «Спасс»
1,68
1,68
1,81
1,81
1,52
124.
ПС 35/10 кВ «Заветлужье»
0,56
0,56
0,56
0,56
1,40
125.
ПС 35/10 кВ «Талица»
1,34
1,34
1,49
1,41
1,35
126.
ПС 35/10 кВ «Хорошая»
1,89
1,89
1,93
1,89
2,30
Павинский РЭС
127.
ПС 110/35/10 кВ «Павино»
4,06
4,06
4,18
4,18
5,44
128.
ПС 35/10 кВ «Леденгская»
1,53
1,53
1,45
1,45
1,40
Поназыревский РЭС
129.
ПС 110/10 кВ «Гудково»
1,32
1,32
1,19
1,19
2,12
130.
ПС 110/10 кВ «Шортюг»
2,95
2,95
2,94
2,94
5,42
131.
ПС 110/10 кВ «Якшанга»
2,06
2,06
2,14
2,14
4,62
Пыщугский РЭС
132.
ПС 110/35/10 кВ «Пыщуг»
4,20
4,12
4,12
4,12
4,15
Рождественский РЭС
133.
ПС 110/35/10 кВ «Рождественское»
3,18
3,18
3,24
3,18
5,20
134.
ПС 35/10 кВ «Одоевское»
1,58
1,58
1,58
1,58
1,30
135.
ПС 35/10 кВ «Катунино»
1,16
1,16
1,19
1,19
2,22
136.
ПС 35/10 кВ «Конёво»
0,55
0,46
0,46
2,58
1,09
Октябрьский РЭС
137.
ПС 35/10 кВ «Боговарово»
1,97
1,97
1,72
1,72
1,34
138.
ПС 35/10 кВ «Забегаево»
0,77
0,74
0,74
0,71
1,33
139.
ПС 35/10 кВ «Ильинское»
0,86
0,86
0,87
0,87
1,47
140.
ПС 35/10 кВ «Луптюг»
1,15
1,13
1,13
1,13
2,12
141.
ПС 35/10 кВ «Соловецкое»
0,63
0,63
0,63
0,63
1,42
Шарьинский РЭС
142.
ПС 110/35/6 кВ «Шарья (р)»
3,98
3,98
3,89
2,89
4,74
143.
ПС 110/6/6 кВ «Промузел»
23,04
23,04
24,49
24,49
21,41
144.
ПС 110/10 кВ «Шекшема»
1,92
1,92
2,06
2,06
5,51
145.
ПС 35/10 кВ «Головино»
0,06
0,04
0,04
0,04
0,64
146.
ПС 35/10 кВ «Кривячка»
0,80
0,80
1,04
1,04
0,82
147.
ПС 35/10 кВ «Николо-Шанга»
0,79
0,79
0,56
1,13
1,37
148.
ПС 35/10 кВ «Пищёвка»
0,26
0,22
0,22
0,22
0,72
149.
ПС 35/6 кВ «Центральная»
4,54
4,54
3,67
1,19
2,37
Костромской РЭС
150.
ПС 110/35/10 кВ «Василёво»
9,23
9,09
8,95
8,95
8,09
151.
ПС 110/35/10/6 кВ «Калинки»
6,32
7,01
7,02
7,02
6,59
152.
ПС 35/6 кВ «ЭМЗ»
0,23
0,23
0,48
0,48
0,48
153.
ПС 35/6 кВ «Сандогора»
0,08
0,08
0,12
0,12
0,52
154.
ПС 35/10 кВ «Апраксино»
1,32
1,57
1,34
1,34
0,92
155.
ПС 35/10 кВ «Кузьмищи»
1,23
1,14
0,94
0,93
1,00
156.
ПС 35/10 кВ «Минское»
0,76
0,76
1,84
1,83
1,28
157.
ПС 35/6 кВ «Мисково»
1,65
1,65
1,70
1,64
1,70
158.
ПС 35/6 кВ «Никольское»
2,62
2,62
2,82
2,82
1,73
159.
ПС 35/10 кВ «Сущево»
1,28
1,28
1,99
1,99
1,23
160.
ПС 35/10 кВ «Борщино»
4,16
4,06
4,06
4,06
3,44
161.
ПС 35/10 кВ «Горьковская»
0,38
0,38
0,78
0,78
1,37
162.
ПС 35/10 кВ «Ильинское»
0,85
0,81
0,80
0,80
0,50
163.
ПС 35/10 кВ «Кузнецово»
1,85
1,85
1,77
1,79
1,73
164.
ПС 35/6 кВ «Саметь»
0,25
0,25
0,65
0,65
0,65
165.
ПС 35/10 кВ «Сухоногово»
0,65
0,65
0,80
0,80
1,49
Анализ приведенных данных указывает в основном на наличие резерва мощности по данным контрольных замеров с учетом возможной к перераспределению мощности на центрах питания напряжением 35 кВ и выше Костромской области для осуществления технологического присоединения потребителей.
Глава 12. Топливообеспечение генерирующих компаний
Костромской области
Данные об объеме и структуре топливного баланса электростанций и крупных котельных содержатся в государственной статистической отчетности Росстата.
Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения в Костромской области составил в 2015 году 5 133,1 тыс. т.у.т. органического топлива, в том числе газа – 4 909,1 тыс. т.у.т., нефтетоплива – 59,6 тыс. т.у.т., твердого топлива – 164,5 тыс. т.у.т. (таблица № 30).
Таблица № 30
Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения
в Костромской области в 2011 – 2015 годах
Вид топлива
2011
2012
2013
2014
2015
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
Всего,
в том числе:
5 208,8
100
5 319,5
100
5 250,5
100
5 594,1
100
5 133,1
100
газ
4 906,4
94,2
5 025,9
94,5
4 978,4
94,8
5 355,8
95,7
4 909,1
95,6
нефтетопливо
70,7
1,4
61,3
1,2
49,2
0,9
37,8
0,7
59,6
1,2
твердое топливо,
в том числе:
231,7
4,4
232,3
4,3
222,9
4,3
200,5
3,6
164,5
3,2
уголь
73,7
31,8
77,1
33,2
66,4
29,8
62,1
31,0
47,8
29,1
торф
44,4
19,2
37,0
15,9
33,5
15,0
32,0
16,0
21,2
12,9
горючие возобновляемые энергоресурсы и отходы
113,6
49,0
118,2
50,9
123,0
55,2
106,3
53,0
95,5
58,0
В общем объеме расходуемого на территории области всеми источниками генерации топлива доля природного газа в 2015 году составила 95,6%, доля нефтепродуктов (прежде всего мазута) – 1,2%, твердого топлива – 3,2%. При этом из приведенных в таблице № 30 данных видно, что такая структура топливного баланса изменялась в течение всего рассматриваемого периода незначительно.
Структура потребления твердого топлива за рассматриваемый период претерпела существенные изменения за счет значительного увеличения расхода местных и вторичных энергоресурсов при снижении потребления угля (рисунок № 14).
Рисунок № 14
Динамика потребления твердого топлива источниками электро-
и теплоснабжения в Костромской области в 2011 – 2015 годах, тыс. т.у.т.
Расход топлива на выработку электрической энергии составил в 2015 году 4 472,0 тыс. т.у.т. (87,1% от общего расхода топлива), на выработку тепловой энергии – 661,1 тыс. т.у.т. (12,9% от общего расхода топлива).
Значительный объем потребления топлива на производство электроэнергии объясняется наличием в составе генерирующих мощностей Костромской энергосистемы Костромской ГРЭС, обеспечивающей удовлетворение потребности в электроэнергии не только потребителей Костромской области, но и потребителей других региональных энергосистем, относящихся к ОЭС Центра.
Природный газ является основным топливом, сжигаемым источниками электроснабжения с целью производства электроэнергии. Остальные виды топлива занимают при производстве электроэнергии долю менее 2% (рисунок № 15).
При производстве тепловой энергии природный газ занимает заметно меньшую долю (рисунок № 16). В структуре расхода топлива на производство тепловой энергии доля газа составляет около 64% общего расхода, в то время как доля прочих видов топлива (в первую очередь, горючих возобновляемых энергоресурсов (далее – ГВЭР) и отходов) – около 36%.
Рисунок № 15
Потребление энергоресурсов на производство электроэнергии
за 2015 год, тыс. т.у.т.
Рисунок № 16
Структура потребления энергоресурсов на производство теплоэнергии
за 2015 год
Данный факт объясняется тем, что на крупных источниках теплоснабжения вырабатывается около 40% тепловой энергии, а остальная часть производится на небольших котельных, подключение которых к системам газоснабжения слишком затратно, а, значит, основными видами топлива на них являются отличные от газа энергоресурсы.
В таблице № 31 показан расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших производителей в Костромской области за 2012 – 2016 годы.
Основная доля в расходе топлива на производство электрической и тепловой энергии тепловых электростанций (далее – ТЭС) приходится на Костромскую ГРЭС и составляет около 89%. Среди прочих электростанций наибольшая доля (7,3% от общего расхода) топлива потребляется на Костромской ТЭЦ-2.
Удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии являются важнейшими характеристиками работы тепловых электростанций. Снижение удельных расходов обеспечивает экономию затрат на производство энергии и повышает конкурентоспособность источников электроэнергии и тепла на соответствующих рынках энергетических ресурсов.
В таблице № 32 приведены данные о нормативных и фактических показателях удельного расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе электростанций Костромской области.
В 2016 году удельный расход топлива на отпуск электроэнергии в Костромской области составил 310 грамм условного топлива на 1 кВт∙ч (далее – г.у.т./кВт∙ч), что на 1,0 г.у.т./кВт∙ч больше, чем в 2015 году. Фактический расход топлива на отпуск электроэнергии в 2016 году был на 1,52 г.у.т./кВт∙ч меньше, чем норматив.
В целом в Костромской области расход топлива на производство электроэнергии ниже, чем в среднем по стране (примерно на 20 г.у.т./кВт∙ч от средних по стране значений). Во многом это объясняется использованием природного газа в качестве основного вида топлива.
Российские электростанции, в которых основным видом топлива является газ, в среднем имеют удельный расход топлива на отпуск электрической энергии на уровне 314 г.у.т./кВт∙ч, что на 5 г.у.т./кВт∙ч больше аналогичного показателя для электростанций области.
Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС в 2016 году составил 153,1 кг условного топлива на 1 Гкал (далее – кг у.т./Гкал), меньше на 1 кг у.т./Гкал по сравнению с 2015 годом.
Если сравнивать данные за 2016 год по Костромской области и Российской Федерации, то удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС на 6,6 кг у.т./Гкал больше аналогичного показателя в целом по стране.
Вместе с тем следует отметить, что удельный расход топлива на производство тепловой энергии по всем типам источников, определенный на основе единого топливно-энергетического баланса Костромской области за 2016 год, составляет 168,4 кг у.т./Гкал.
1
Таблица № 31
Расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших производителей
в Костромской области в 2012 – 2016 годах, тыс. т.у.т.
Организация
Наименование станции
Марка топлива
2012
2013
2014
2015
2016
АО «Интер РАО - Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
Всего, в том числе:
4 244,69
4 249,03
4 658,89
4 250,267
4 333,594
мазут топочный
10,34
6,68
0,275
20,652
20,652
газ природный
4 234,35
4 242,35
4 658,615
4 229,615
4 273,886
ПАО «ТГК-2»
Костромская ТЭЦ-1
Всего, в том числе:
126,6
123,5
119,61
112,7
119,4
мазут топочный
0
0
0
0,004
0,011
газ природный
118,8
123,5
119,61
112,7
119,4
торф условной влажности
7,8
0
0
0
0
Костромская ТЭЦ-2
Всего, в том числе:
390,7
363,7
352,4
343,9
357,95
мазут топочный
2,2
0
0
0,005
0,15
газ природный
388,5
363,7
352,4
343,9
357,8
Районная котельная № 2
Всего, в том числе:
18,4
17,6
17,79
17,95
19,2
газ природный
18,4
17,6
17,79
17,95
19,2
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
Всего, в том числе:
52,1
55
53,8
44,9
49,5
мазут топочный
23,1
21,9
21,6
23,7
24,7
торф условной влажности
29,0
33,1
32,2
21,2
24,8
1
Таблица № 32
Удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе
электростанций Костромской области
Компания
Станция
Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию - норматив, г.у.т./кВт∙ч
Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции - норматив, кг у.т./Гкал
Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию - факт, г.у.т./кВт∙ч
Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции - факт,
кг у.т./Гкал
2012
2013
2014
2015
2016
2012
2013
2014
2015
2016
2012
2013
2014
2015
2016
2012
2013
2014
2015
2016
АО «Интер РАО – Электро-генера-ция»
Костромская ГРЭС
306,1
305,1
306,1
309,0
310,5
169,6
169,2
169,2
169,2
169,1
305,2
304,3
305,2
308,3
308,98
169,6
169,2
169,2
169,2
169,1
ПАО
«ТГК-2»
Костромская ТЭЦ-1
434,8
444,1
442,8
435,2
168,0
152,7
157,2
153,1
148,0
168,2
434,1
441,5
442,3
434,3
167,4
152,5
156,9
152,9
147,7
167,7
Костромская ТЭЦ-2
309,4
304,4
304,5
305,4
259,3
139,8
137,4
136,7
137,8
170,9
309
304,2
304,2
305,3
259,0
139
136,7
136,3
137,5
170,0
МУП «Шарь-инская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
530,1
507,2
507,2
532,1
493,4
204,7
190,9
194,2
209,6
186,0
528,6
505,2
505,2
533,4
491,1
204,2
190,6
193,7
209,4
185,6
Примечание: изменение удельных расходов топлива за 2016 год по ПАО «ТГК-2» связано с переходом на физический метод расчета.
1
Глава 13. Единый топливно-энергетический баланс
Костромской области за 2011 – 2015 годы
Единый топливно-энергетический баланс (далее – ЕТЭБ) региона – это таблица, которая содержит представленные в едином топливном эквиваленте взаимосвязанные показатели количественного соответствия поставок энергетических ресурсов, их распределения и использования потребителями всех ВЭД на территории данного субъекта Российской Федерации за определенный период времени.
Основным источником информации для составления ЕТЭБ за прошедшие годы является официальная статистическая отчетность, выпускаемая Росстатом и его территориальными подразделениями на основе форм федерального статистического наблюдения. В таблице № 33 представлены ЕТЭБ Костромской области за 2011 – 2015 годы.
Таблица № 33
Единый топливно-энергетический баланс Костромской области
за 2011 – 2015 годы
№ п/п
Наименование топливно-энергетических ресурсов
Коэф-фи-циент пере-вода
Единица измерения
2011
2012
2013
2014
2015
1.
Газ природный
1,14
млн. м3
4 503,00
4 603,00
4 564,00
4 885,00
4 469,00
тыс. т.у.т.
5 133,42
5 247,42
5 202,96
5 568,90
5 094,66
2.
Газ сжиженный
1,57
тыс. т
10,39
7,94
5,09
3,47
2,94
тыс. т.у.т.
16,31
12,47
7,99
5,45
4,62
3.
Нефтепродукты, в том числе:
тыс. т
245,21
240,47
228,42
213,82
202,37
тыс. т.у.т.
360,28
353,39
335,83
314,58
297,89
3.1.
бензины
1,49
тыс. т
117,92
117,45
115,24
113,21
111,08
тыс. т.у.т.
175,70
175,00
171,71
168,68
165,51
3.2.
дизельное топливо
1,45
тыс. т
126,99
122,72
112,77
100,06
90,69
тыс. т.у.т.
184,14
177,94
163,52
145,09
131,50
3.3.
керосин
1,47
тыс. т
0,28
0,28
0,39
0,53
0,58
тыс. т.у.т.
0,41
0,41
0,57
0,78
0,85
3.4.
бензин авиационный
1,49
тыс. т
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
тыс. т.у.т.
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
4.
Печное топливо
1,45
тыс. т
0,19
0,26
0,21
0,19
0,19
тыс. т.у.т.
0,28
0,38
0,30
0,28
0,28
5.
Мазут
1,37
тыс. т
73,49
71,78
72,97
37,83
56,00
тыс. т.у.т.
100,68
98,34
99,97
51,83
76,72
6.
Уголь каменный
0,769
тыс. т
110,70
121,43
104,72
102,62
72,22
тыс. т.у.т.
85,13
93,38
80,53
78,91
55,54
7.
Дрова (плотные)
0,266
тыс. м3
381,39
369,69
314,02
271,77
195,37
тыс. т.у.т.
101,45
98,34
83,53
72,29
51,97
8.
Торф
0,34
тыс. т
152,45
115,71
104,08
140,79
71,25
тыс. т.у.т.
51,83
39,34
35,39
47,87
24,23
9.
Прочие (отходы лесозаготовки)
тыс. т.у.т.
180,14
185,38
226,37
222,49
211,71
Итого
тыс. т.у.т.
6 029,52
6 128,43
6 072,87
6 362,59
5 817,60
10.
Электроэнергия
0,123
млн. кВт∙ч
3 537,40
3 569,90
3 453,20
3 617,30
3 579,00
тыс. т.у.т.
435,10
439,10
424,74
444,93
440,22
Всего
тыс. т.у.т.
6 464,62
6 567,53
6 497,61
6 807,52
6 257,82
Полное потребление топлива в Костромской области в 2015 году по имеющимся статистическим данным составило 6 257,82 тыс. т.у.т. За 2011 – 2015 годы полное потребление топлива снизилось на 3,2%.
В топливной структуре энергопотребления ключевую роль играет импортируемый природный газ, девять десятых которого поступает на электростанции. Таким образом, несмотря на значительные объемы экспорта электроэнергии, в целом Костромская область является энергодефицитной. Одна из особенностей ЕТЭБ региона – относительно крупные масштабы использования ГВЭР и отходов (это, прежде всего, дровяная древесина и отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности) в качестве топлива. Так, в 2015 году этого топлива было израсходовано 263,7 тыс. т.у.т., что составило около 4% валового энергопотребления. Из них немногим более половины сожжено в промышленных котельных, остальное поступило конечным потребителям. Кроме того, использовано 24,23 тыс. т.у.т. торфа, из них 94% – Шарьинской ТЭЦ.
Большая часть конечного энергопотребления Костромской области приходится на непроизводственную сферу: 44,4% – на бытовой сектор и 15,6% – на сферу услуг. Значительна также доля обрабатывающей промышленности (25,4%).
Среди используемых потребителями энергоресурсов преобладает тепловая энергия (почти 45,5%), около 69% которой расходуется на отопление и горячее водоснабжение жилищной сферы, общественных зданий. На втором месте по объему потребления находится электроэнергия (6,5%), используемая во всех отраслях экономики (рисунок № 17).
Потребители также относительно широко используют ГВЭР. В 2015 году их потребление составило 4,9% энергопотребления.
Рисунок № 17
Структура полезного (конечного) потребления энергии по отраслям экономики за 2015 год
Рисунок № 18
Структура потребления по видам энергоресурсов за 2015 год
1
Глава 14. Динамика основных показателей энергоэффективности
за 2011 – 2015 годы
К основным показателям энергоэффективности относятся:
1) энергоемкость ВРП (т.у.т./млн. руб.) – отношение величины потребления энергоресурсов на территории региона к ВРП. Энергоемкость ВРП может быть определена по первичному или конечному потреблению энергоресурсов;
2) электроемкость ВРП (тыс. кВт∙ч/млн. руб.) – отношение величины потребления электрической энергии к ВРП в определенном году;
3) электровооруженность труда (тыс. кВт∙ч/чел.) – показатель, характеризующий уровень потребленной в производстве электроэнергии или электрической мощности в единицу рабочего времени или одним рабочим. В настоящем отчете электровооруженность труда определяется делением общей величины потребленной в производстве электрической энергии за определенный период на среднесписочное число рабочих.
Приведены данные об отчетных значениях показателей энергоэффективности Костромской области за 2011 – 2015 годы.
Данные по динамике значений показателей энергоемкости ВРП, электроемкости ВРП, потреблению электрической энергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике представлены в таблице № 34.
В 2015 году по отношению к 2014 году отмечается снижение энергоемкости и электроемкости ВРП соответственно на 17% и 8,1%.
Таблица № 34
Динамика основных показателей энергоэффективности
Костромской области за 2011 – 2015 годы
Показатели
2011
2012
2013
2014
2015
Энергоемкость ВРП, т.у.т. / млн. руб.
58,0
52,8
48,2
47,9
39,7
Электроемкость ВРП, тыс. кВт∙ч / млн. руб.
39,0
28,2
25,9
24,7
22,7
Потребление электрической энергии на душу населения, тыс. кВт∙ч / чел.
5,4
5,3
5,2
5,5
5,5
Электровооруженность труда в экономике,
тыс. кВт∙ч / чел.
6,6
6,6
6,5
6,5
6,5
Глава 15. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона напряжением 110 кВ и выше
Анализ технического состояния и возрастной структуры электрических сетей линий электропередач (далее – ЛЭП), подстанций (далее – ПС) и генераторов на отчетный период показал следующее.
В настоящее время в Костромской области имеются воздушные ЛЭП (далее – ВЛ) напряжением 110 кВ и выше общей протяженностью (в одноцепном исчислении) 3 021,2 км, в том числе: ВЛ 500 кВ – 537,08 км, ВЛ 220 кВ – 621 км, ВЛ 110 кВ – 1 863,1 км (по паспортным данным электросетевых предприятий).
Костромская область граничит с Вологодской, Ивановской, Нижегородской, Ярославской и Кировской областями. Основные внешние связи энергосистемы Костромской области представлены в таблице № 35 и на рисунке № 19.
Таблица № 35
Основные внешние связи энергосистемы Костромской области
№ п/п
Наименование ВЛ, по которой осуществляется связь со смежной энергосистемой
Год ввода в эксплуатацию
Техническое состояние
1
2
3
4
1. Энергосистема Московской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская ГАЭС
1973
Рабочее
2. Энергосистема Владимирской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская
1971
Рабочее
3. Энергосистема Нижегородской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч
1970
Рабочее
2)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижегородская
2015
Рабочее
3)
ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово
1972
Рабочее
4. Энергосистема Вологодской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Вологодская
1981
Рабочее
2)
ВЛ 110 кВ Никольск – Павино
1972
Удовлетворительное
3)
ВЛ 110 кВ Буй (тяговая) – Вохтога (тяговая)
5. Энергосистема Кировской области
1)
ВЛ 500 кВ Звезда – Вятка
1986 / 2006
Рабочее
2)
ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево (тяговая)
1968
Удовлетворительное
3)
ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево (тяговая)
1968
Удовлетворительное
6. Энергосистема Ивановской области
1)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга I цепь
1969
Рабочее
2)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга II цепь
1980
Рабочее
3)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново I цепь
1975
Рабочее
4)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново II цепь
1983
Рабочее
5)
ВЛ 110 кВ Заволжск – Александрово
1972
Удовлетворительное
6)
ВЛ 110 кВ Фурманов-1 – Клементьево
1980
Удовлетворительное
7)
ВЛ 110 кВ Писцово – Нерехта
1991
Хорошее
7. Энергосистема Ярославской области
1)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославская
1969
Рабочее
2)
ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая
1964 / 1991
Рабочее
3)
ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй (тяговая)
1985
Удовлетворительное
4)
ВЛ 110 кВ Лютово – Нерехта-1
1986 (1993)
Хорошее
5)
ВЛ 110 кВ Ярцево – Нерехта-1
1986 (1993)
Хорошее
Рисунок № 19
Схема внешних электрических связей области
Важнейшей характеристикой сети является срок службы оборудования. Из года в год усиливается тенденция старения электрических сетей, ухудшается их техническое состояние, что снижает надежность электроснабжения потребителей и качество отпускаемой им электроэнергии.
Перечень ВЛ 110 кВ и выше, ВЛ 35 кВ и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные, сроки службы и техническое состояние представлены в таблицах № 36 – 38.
Таблица № 36
Перечень ВЛ 220 – 500 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные, сроки службы
Наименование
Год
ввода
Протяженность, км
Марка провода
Срок службы, лет
всего
по
области
на
2012
на
2018
на
2022
ВЛ 500 кВ
КГРЭС - Загорская ГАЭС
1973
224
14,96
АС-400х3
39
45
49
КГРЭС - Владимирская
1971
177,3
16,08
АС-400х3
41
47
51
КГРЭС - Луч
1970
207
6,77
АС-400х3
42
48
52
КГРЭС - Костромская АЭС
1981
144,4
144,4
АС-400х3
31
37
41
Костромская АЭС - Вологда
1981
165
53,5
АС-400х3
31
37
41
Костромская АЭС - Звезда
1985,
2006
196,1
196,1
АСО-330х3
27
33
37
Звезда - Вятка
1986, 2006
327
102,9
АСО-330х3
6
12
16
КГРЭС - Нижегородская
2015
285,48
6,77
АС-400х3
-
3
7
Итого
1 726,28
541,48
ВЛ 220 кВ
КГРЭС - Иваново I цепь
1975
71,3
15,63
АСО-400
37
43
47
КГРЭС - Иваново II цепь
1983
71,3
15,63
АСО-400
29
35
39
КГРЭС - Вичуга I цепь
1969
60,2
7,13
АСО-400
43
49
53
КГРЭС - Вичуга II цепь
1980
60,4
7,08
АС-400
32
38
42
Мотордеталь - Тверицкая
1991
109,48
16,7
АС-300
21
27
31
КГРЭС - Кострома-2
1976
51,66
51,66
АС-300
36
42
46
КГРЭС - Мотордеталь I цепь
1969
39,9
39,9
АСО-300
43
49
53
КГРЭС - Мотордеталь II цепь
1976
39,9
39,9
АС-300
36
42
46
КГРЭС - Ярославская
1969
110,16
32,8
АС-500
43
49
53
Рыжково - Мантурово
1972
136,74
72,5
АСО-300
40
46
50
Мотордеталь - Борок
1987
102,7
102,7
АС-300
25
31
35
Кострома-2 - Галич (р)
1976
123,155
123,15
АСО-300
36
42
46
Борок - Галич (р)
1987
57,72
57,72
АС-300
25
31
35
Галич (р) - Антропово
1998
38,5
38,5
АСО-300
14
20
24
Итого
1 073,115
621,00
Таблица № 37
Перечень ВЛ 110 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние
№ п/п
Наименование
Год ввода
Кол-во
це-пей
Протя-жен-ность, км*
Марка
провода
Техничес-кое состояние
Срок службы, лет
на
2012
на
2018
на
2022
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Центральный РЭС
1.
Нерехта-1 - Клементьево
1950
1
22,4
АС-120
удовл.
62
68
72
2.
Мотордеталь - Кострома-1(2)
2013
2
4,76
АС-185
хорошее
-
5
9
3.
отп. на Строммашина
1970
2
0,67
АС-150
удовл.
42
48
52
4.
Нерехта-1 - Мотордеталь-1(2)
1959
2
49
АС-120
АС-95
удовл.
53
59
63
5.
отп. на Космынино
1959
2
5,3
АС-120
удовл.
53
59
63
6.
отп. на Нерехта-2
1959
2
1,64
АС-70
удовл.
53
59
63
7.
Южная-1(2)
1986
2
5,05
АС-120
удовл.
26
32
36
8.
Василево-1(2)
1979
2
10,5
АС-70
удовл.
33
39
43
9.
Кострома-1 - Северная
2013
2
12,08
АС-185
хорошее
-
5
9
10.
Кострома-1 - Центральная
2013
2
15,26
АС-185
хорошее
-
5
9
11.
Кострома-2 - Северная
2013
2
8,2
АС-185
хорошее
-
5
9
12.
ТЭЦ-2 - Центральная
2013
2
8,08
АС-185
хорошее
-
5
9
13.
отп. на ТЭЦ-1
1960
2
1,82
АС-70
удовл.
52
58
62
14.
отп. на Кострома-3
1960
2
0,1
АС-70
удовл.
52
58
62
15.
ТЭЦ-2 - Кострома-2
1974
2
3,9
АС-150
удовл.
38
44
48
16.
Красное -1 (2)
2009
2
5,7
АС-150
АС-70
удовл.
3
9
13
17.
отп. на Восточная-1
2009
2
6,6
АС-150
АС-95
удовл.
3
9
13
18.
Восточная-1(2)
2009
2
2,2
АС-120
удовл.
3
9
13
19.
Давыдовская-1(2)
2009
2
1,35
АС-150
АС-240
удовл.
3
9
13
20.
Фурманов-1 - Клементьево
1980
1
5,1
АС-120
удовл.
32
38
42
21.
Аэропорт-1(2)
1994
2
5,7
АС-120
удовл.
18
24
28
22.
Калинки - Судиславль
1973
1
37,8
АС-120
удовл.
39
45
49
23.
Судиславль - Кр. Поляна
1973
1
37,5
АС-120
удовл.
39
45
49
24.
ТЭЦ-2 - Калинки
1961
1
21,8
АС-120
удовл.
51
57
62
25.
Приволжская-1(2)
1974
2
11,4
АС-95
удовл.
38
44
48
26.
Александрово - Заволжск
1972
1
14,42
АС-120
удовл.
40
46
50
27.
Борок - Сусанино
1971
1
14,2
АС-150
удовл.
41
47
52
28.
Сусанино - Столбово
1997
1
43,8
АС-120
удовл.
15
21
25
29.
Кр. Поляна - Александрово
1982
1
25,43
АС-120
удовл.
30
36
40
30.
Кр. Поляна - Кадый
1983
1
64,5
АС-150
удовл.
29
35
39
31.
Кр. Поляна - Столбово
1989
1
21,55
АС-120
удовл.
23
29
33
32.
Писцово - Hерехта-1
1991
1
23,7
АС-120
удовл.
21
27
31
Галичский РЭС
33.
Борок - Буй (т)
1985
1
25,5
АС-120
удовл.
27
33
37
34.
Борок - Буй (с)
1985
1
22,9
АС-120
удовл.
27
33
37
35.
Борок - Галич (т)
1985
1
58,4
АС-120
удовл.
27
33
37
36.
Борок - Новая
1992
1
54,6
АС-120
удовл.
20
26
30
37.
отп. на Орехово
1970
2
2,28
АС-120
удовл.
42
48
52
38.
Галич (р) - Галич (т)
1964
1
3,3
АС-120
удовл.
48
54
58
39.
Галич (p) - Антропово
1964
2
32,9
АС-185
удовл.
48
54
58
40.
Галич (р) - Чухлома
1964
1
61,9
АС-95
удовл.
48
54
58
41.
отп. на Луковцино
1988
1
0,2
АС-120
удовл.
24
30
34
42.
Елегино - Солигалич
1987
1
51,5
АС-120
удовл.
25
31
35
43.
Чухлома - Солигалич
1964
1
43,7
АС-120
удовл.
48
54
58
44.
отп. на Федоровское
1983
1
2,1
АС-120
удовл.
29
35
39
45.
Борок - Западная
1971
1
11,2
АС-150
удовл.
41
47
51
46.
Борок - Елегино
1986
1
50,2
АС-120
удовл.
26
32
36
47.
Буй (с) - Буй (т)
1980
1
6,1
АС-120
удовл.
32
38
42
48.
Западная - Буй (т)
1971
1
4,3
АС-150
удовл.
41
47
51
49.
Галич (р) - Новая
1992
1
7,8
АС-120
удовл.
20
26
30
50.
Буй (т) - Халдеево
1975
1
24,3
АС-120
удовл.
37
43
47
51.
отп. на Лопарево
1979
2
4,7
АС-185
удовл.
33
39
43
Нейский РЭС
52.
Нея - Антропово (т)
1965
1
55,8
АС-185
удовл.
47
53
57
53.
отп. на Николо-Полома
1977
2
4,3
АС-70
удовл.
35
41
45
54.
Нея - Антропово (p)
1965
1
54,5
АС-185
удовл.
47
53
57
55.
Hея - Мантурово-1(2)
1965
2
53,6
АС-150
удовл.
47
53
57
56.
отп. на Октябрьская
1965
2
2,6
АС-70
удовл.
47
53
57
57.
Hея - Макарьев
1967
1
58,5
АС-70
удовл.
45
51
55
58.
отп. на Дьяконово
1967
1
1,1
АС-70
удовл.
45
51
55
59.
Мантурово - Шарья
1966
2
20,2
АС-150
удовл.
46
52
56
60.
Гусево - Ильинское
1982
1
35,68
АС-120
удовл.
30
36
40
61.
Мантурово - Гусево
1982
1
28
АС-120
удовл.
30
36
40
62.
Мантурово - БХЗ
1973
2
4,3
АС-95
удовл.
39
45
49
63.
Кадый - Макарьев
1984
1
58,5
АС-120
удовл.
28
34
38
64.
Ильинское - Hовинское
1987
1
46,1
АС-120
удовл.
25
31
35
65.
отп. на Яковлево
1966
1
0,7
АС-120
удовл.
46
52
56
Шарьинский РЭС
66.
Звезда - Заря-1(2)
2006
1
58,347
АС-150
удовл.
6
12
16
67.
Звезда - Мантурово-1(2)
2006
2
4,1
АС-400
удовл.
6
12
16
68.
Шарья(р) - Заря-1(2)
2006
2
3,5
АС-150
удовл.
6
12
16
69.
Заря - Кроностар-1(2)
2006
2
0,65
АС-150
удовл.
6
12
16
70.
Заря - Промузел-1(2)
2006
2
0,68
АС-150
удовл.
6
12
16
71.
Мантурово - Шарья-1(2)
1966
2
26,1
АС-150
удовл.
46
52
56
72.
отп. на Шекшема
1966
2
0,34
АС-120
удовл.
46
52
56
73.
Шарья (р) - Шарья (т)
1967
1
12,05
АС-150
удовл.
45
51
55
74.
Шарья (р) - Поназырево (т)
1967
1
54,8
АС-150
удовл.
45
51
55
75.
Шарья (т) - Поназырево (т)
1967
1
48,45
АС-150
удовл.
45
51
55
76.
Hикола - Вохма
1968
1
15
АС-120
удовл.
44
50
54
77.
Ацвеж - Поназырево (т)
1968
1
7,5
АС-120
удовл.
44
50
54
78.
Гостовская - Поназырево (т)
1968
1
15
АС-120
удовл.
44
50
54
79.
Поназырево (т) - Hикола
1968
1
61
АС-120
удовл.
44
50
54
80.
отп. на Шортюг
1968
1
1,33
АС-120
удовл.
44
50
54
81.
отп. на Гудково
1968
1
1,31
АС-95
удовл.
44
50
54
82.
Вохма - Павино
1972
1
48,4
АС-95
удовл.
40
46
50
83.
Павино - Пыщуг
1988
1
38,2
АС-120
удовл.
24
30
34
84.
Hовинское - Пыщуг
1991
1
39,1
АС-120
удовл.
21
27
31
85.
Шарья (р) - Рождественское
1976
2
44
АС-120
удовл.
36
42
46
Итого
1 863,1
_____________________
* Протяженность указана в зоне обслуживания Костромской области.
Таблица № 38
Перечень ВЛ 35 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние
№ п/п
Наименование
Год ввода
Кол-во
цепей
Про-тяжен-ность, км
Марка
провода
Техни-ческое состоя-ние
Срок службы, лет
на
2012
на
2018
на
2022
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Костромской РЭС
1.
КПД - Сидоровское
1997
2
11,8
АС-70, АС-50
хорошее
15
21
25
2.
Фармация
1982
1
12,2
АС-120
хорошее
30
36
40
3.
Кузнецово-1
1981
1
11,1
АС-70, АС-120
хорошее
31
37
41
4.
Кузнецово-2
1981
1
11,1
АС-70, АС-120
хорошее
31
37
41
5.
Коркино-1
1970
1
6,1
АС-70
хорошее
42
48
52
6.
Коркино-2
1970
1
6,1
АС-70
хорошее
42
48
52
7.
Сухоногово - Рудино
1973
1
22
АС-50
хорошее
39
45
49
8.
Борщино-1
1979
1
10,4
АС-50, АС-120
хорошее
33
39
43
9.
Борщино-2
1979
1
10,4
АС-50, АС-120
хорошее
33
39
43
10.
Красное - Прискоково
1984
1
16
АС-120, АС-70
хорошее
28
34
38
11.
Чернево - Прискоково
1984
1
13,7
АС-120, АС-95
хорошее
28
34
38
12.
Красная Поляна - Игодово
1983
1
19,22
АС-70
хорошее
29
35
39
13.
Сусанино - Попадьино
1990
1
20,2
АС-70
хорошее
22
28
32
14.
Мисково - Сандогора
1977
1
14,2
АС-70
хорошее
35
41
45
15.
Калинки - Раслово
1983
1
10
АС-50
хорошее
29
35
39
16.
Саметь-2
1973
1
16,7
АС-70
хорошее
39
45
49
17.
Чернево-1
1969
1
46,38
АС-120, АС-95
хорошее
43
49
53
18.
Сусанино - Головинская-1
1969
2
11,2
АС-150
хорошее
43
49
53
19.
Сусанино - Головинская-2
1969
1
11,2
АС-150
хорошее
43
49
53
20.
Сусанино - Андреевская
1977
1
21,5
АС-50
хорошее
35
41
45
21.
Александрово - Островское
1970
1
29,3
АС-50
хорошее
42
48
52
22.
Воронье-1
1969
1
22,46
АС-95
хорошее
43
49
53
23.
Воронье-2
1969
1
22,46
АС-95
хорошее
43
49
53
24.
Игодово - Легитово
1982
1
27,7
АС-70
хорошее
30
36
40
25.
Александрово - Адищево
1982
1
10,7
АС-50
хорошее
30
36
40
26.
Нерехта - Рождествено
1975
1
11,8
АС-50
удовл.
37
43
47
27.
Красная Поляна - Островское
1970
1
13,2
АС-50
хорошее
42
48
52
28.
Чернево-2
1969
1
46,38
АС-120, АС-95
хорошее
43
49
53
29.
Караваево-1
1981
1
11,56
АС-70
хорошее
31
37
41
30.
Караваево-2
1981
1
11,56
АС-70
хорошее
31
37
41
31.
Байдарка -1
1971
1
5,8
АС-150, АС-95
хорошее
41
47
51
32.
Байдарка-2
1971
1
5,8
АС-150, АС-95
хорошее
41
47
51
33.
Саметь-1
1972
1
16,7
АС-70
хорошее
40
46
50
34.
Кузнецово - ЭМЗ
1984
1
21,3
АС-70
хорошее
28
34
38
35.
Никольское - Кузьмищи
1988
1
12,4
АС-70
хорошее
24
30
34
36.
Никольское - Птицефабрика
1973
1
2
АС-50
хорошее
39
45
49
37.
Кострома-2 - Птицефабрика
1972
2
8,8
АС-50
хорошее
40
46
50
38.
Кострома-2 - Никольское
1973
2
10,5
АС-95
хорошее
39
45
49
39.
Сущево - Мисково
1976
1
20,8
АС-70
удовл.
36
42
46
40.
Апраксино - Сущево
1962
1
21,4
АС-70
удовл.
50
56
60
41.
Кострома-2 - Апраксино
1962
1
15,7
АС-70
хорошее
50
56
60
42.
Мисково - ЭМЗ
1976
1
10,6
АС-70
хорошее
36
42
46
43.
Кузнецово - Сусанино
1982
1
31,5
АС-120
хорошее
30
36
40
44.
Сусанино - Калининская
1982
1
15,6
АС-120
хорошее
30
36
40
45.
Космынино - Рудино
1971
1
25
АС-50
хорошее
41
47
51
46.
ГРЭС - Сидоровское
1983
1
5
АС-70
хорошее
29
35
39
47.
КПД - Владычное
1982
1
9,1
АС-50
хорошее
30
36
40
48.
Ильинское - Сухоногово
1972
1
17,5
АС-70
хорошее
40
46
50
49.
Коркино - Ильинское
1972
1
10,4
АС-70
хорошее
40
46
50
Галичский РЭС
50.
Новая - ПТФ
1993
2
2,8
АС-70
хорошее
19
25
29
51.
Орехово - Левково
1992
1
19,4
АС-70
хорошее
20
26
30
52.
Левково - Березовец
1992
1
10,9
АС-70
хорошее
20
26
30
53.
Галич (р) - Толтуново
1992
1
25,2
АС-50
хорошее
20
26
30
54.
Пронино - Кабаново
1983
1
16,3
АС-70
хорошее
29
35
39
55.
Воронье - Пронино
1980
1
26,8
АС-70
хорошее
32
38
42
56.
Галич (р) - ПТФ
1972
1
9,6
АС-70
хорошее
40
46
50
57.
Толтуново - Березовец
1982
1
24,4
АС-50
хорошее
30
36
40
58.
ПТФ - Пронино
1972
1
27,4
АС-70
удовл.
40
46
50
59.
Черменино - Панкратово
1972
1
10,7
АС-35
удовл.
40
46
50
60.
Судай - Панкратово
1966
1
26,2
АС-35
удовл.
46
52
56
61.
Горбачево - Куземино
1986
1
19,2
АС-50
хорошее
26
32
36
62.
Солигалич - Совега
1985
1
32,9
АС-50
хорошее
27
33
37
63.
Солигалич - Калинино
1976
2
28,1
АС-50
хорошее
36
42
46
64.
Солигалич - Горбачево
1977
1
27,3
АС-50
хорошее
35
41
45
65.
Солигалич - Починок
1964
2
18,5
АС-50
удовл.
48
54
58
66.
Чухлома - Петровское
1978
2
19,7
АС-50
хорошее
34
40
44
67.
Чухлома - Судай
1977
2
19,7
АС-35
удовл.
35
41
45
68.
Дор - Семеновское
1991
1
12,7
АС-35, АС-70
хорошее
21
27
31
69.
Буй (р) - Шушкодом
1962
1
21,6
АС-50
удовл.
50
56
60
70.
Буй (р) - Химик
1972
1
1,7
АС-35, АС-70
удовл.
40
46
50
71.
Химик - Ликурга
1964
1
18,7
АС-35
удовл.
48
54
58
72.
Шушкодом - Дьяконово
1974
1
25,1
АС-50
удовл.
38
44
48
73.
Буй (р) - Дор
1975
1
26,4
АС-50
удовл.
37
43
47
74.
Калинино - Дьяконово
1978
1
41
АС-50
хорошее
34
40
44
Нейский РЭС
75.
Макарьев-1 - Тимошино
1992
1
48,9
АС-70
хорошее
20
26
30
76.
Унжа - Сосновка
1985
1
26,1
АС-50
хорошее
27
33
37
77.
Макарьев-2 - Унжа
1979
1
19,4
АС-50
хорошее
33
39
43
78.
Макарьев-1 - Макарьев-2
1978
1
11,56
АПС-50
хорошее
34
40
44
79.
Макарьев-1 - Н.Макарово
1970
1
25,4
АС-50
хорошее
42
48
52
80.
Кадый - Якимово
1969
1
27,2
АС-50
удовл.
43
49
53
81.
Макарьев-1 - Якимово
1969
1
9,3
АС-50
удовл.
43
49
53
82.
Чернышево - Нежитино
1988
1
27,4
АС-70
хорошее
24
30
34
83.
Н.Макарово - Нежитино
1987
1
27,9
АС-70
хорошее
25
31
35
84.
Кадый - Екатеринкино
1971
1
16,7
АС-50
хорошее
41
47
51
85.
Чернышево - Завражье
1989
1
16,2
АС-70
хорошее
23
29
33
86.
Чернышево - Окулово
1977
1
24,5
АС-50
удовл.
35
41
45
87.
Кадый - Чернышево
1973
1
38,2
АС-50
удовл.
39
45
49
88.
Екатеринкино - Словинка
1971
1
13,3
АС-50
хорошее
41
47
51
89.
Антропово - Слобода
1971
1
9
АС-70
хорошее
41
47
51
90.
Антропово - Палкино
1964
1
17,5
АС-50
удовл.
48
54
58
91.
Палкино - Словинка
1964
1
26,5
АС-50
удовл.
48
54
58
92.
Палкино - Котельниково
1973
1
19
АС-70
хорошее
39
45
49
93.
Котельниково - Легитово
1973
1
9,4
АС-70
хорошее
39
45
49
94.
Парфеньево - Матвеево-1 ц.
1990
1
21,2
АС-70
хорошее
39
45
49
95.
Антропово - Парфеньево-2 ц.
1989
1
40,6
АС-70
хорошее
22
28
32
96.
Антропово - Парфеньево-1 ц.
1965
1
26,7
АС-50
удовл.
23
29
33
97.
Парфеньево - Матвеево-2 ц.
1966
1
21
АС-35
хорошее
47
53
57
98.
Ильинское - Георгиевское
1967
1
30,7
АС-50
хорошее
46
52
56
99.
Георгиевское - Филино
1968
1
18,2
АС-50
удовл.
45
51
55
100.
Овсянниково - Черменино
1968
1
27
АС-50, АС-70
хорошее
44
50
54
101.
Черменино - Панкратово
1971
1
26,6
АС-50
удовл.
44
50
54
102.
Кологрив - Овсянниково
1968
1
27
АС-70
хорошее
41
47
51
103.
Ильинское - Кологрив
1967
1
19,54
АС-95
хорошее
44
50
54
104.
Мантурово - Медведица
1973
1
32,8
АС-35
хорошее
45
51
55
105.
Мантурово - Сосновка
1965
1
32,9
АС-35
хорошее
39
45
49
106.
Мантурово - Фанерный з-д 2ц.
1968
1
5
АС-150
хорошее
47
53
57
107.
Мантурово - Фанерный з-д 1ц.
1968
1
5
АС-150
хорошее
44
50
54
108.
Нея - Кужбал
1967
1
23
АС-50
хорошее
44
50
54
109.
Вожерово - Кологрив
1982
1
27,9
АС-50, АС-70
хорошее
45
51
55
110.
Кужбал - Вожерово
1976
1
25,3
АС-50
хорошее
30
36
40
Шарьинский РЭС
111.
Забегаево - Луптюг
1975
1
12,6
АС-50
хорошее
37
43
47
112.
Вохма - Забегаево
1975
1
13,8
АС-50
хорошее
37
43
47
113.
Рождественское - Одоевское
1989
1
20
АС-50
хорошее
23
29
33
114.
Конево - Одоевское
1989
1
10
АС-50
хорошее
23
29
33
115.
Павино - Леденгск
1965
1
19,2
АС-70
хорошее
47
53
57
116.
Пыщуг - Леденгск
1965
1
19
АС-70
хорошее
47
53
57
117.
Лапшино - Спасс
1970
1
12,4
АС-50
хорошее
42
48
52
118.
Вохма - Лапшино
1970
1
17
АС-70
хорошее
42
48
52
119.
Катунино - Ветлуга
1987
1
22
АС-70
хорошее
25
31
35
120.
Павино - Хорошая
1973
1
27,5
АС-50
хорошее
39
45
49
121.
Хорошая - Заветлужье
1973
1
11,9
АС-50
хорошее
39
45
49
122.
Шарья - Кривячка
1963
1
39,3
АС-70
хорошее
49
55
59
123.
Боговарово - Соловецкое
1973
1
19,8
АС-50
хорошее
39
45
49
124.
Вохма - Боговорово-1
1968
1
17
АС-50
хорошее
44
50
54
125.
Спасс - Талица
1972
1
27,5
АС-35
хорошее
40
46
50
126.
Шарья - Н-Шанга
1977
1
9,7
АС-50
хорошее
35
41
45
127.
Н-Шанга - Головино
1979
1
23,3
АС-50
хорошее
33
39
43
128.
Рождественское - Катунино
1980
1
17,9
АС-70
хорошее
32
38
42
129.
Пыщуг - Кривячка
1963
1
31,5
АС-70
хорошее
49
55
59
130.
Рождественское - Конево
1970
1
22,6
АС-50
хорошее
42
48
52
131.
Шарья - Рождественское
1969
1
30
АС-50
хорошее
43
49
53
132.
Заветлужье - Головино
1984
1
35,6
АС-70
хорошее
28
34
38
133.
Боговарово - Ильинское
1983
1
24,3
АС-50
хорошее
29
35
39
134.
Шарья - Центральная-1
1984
1
2,6
АС-95
хорошее
28
34
38
135.
Шарья - Центральная-2
1984
1
2,6
АС-95
хорошее
28
34
38
136.
Вохма - Боговорово-2
1986
1
17
АС-50
хорошее
26
32
36
Итого
2 616,8
По техническому состоянию каждой ВЛ проводится комплексная качественная оценка ЛЭП, определяемая с учетом технического состояния отдельных элементов: опор, фундаментов, проводов, тросов, изоляторов и арматуры, а также используя полученные данные расчетов или испытаний элементов ВЛ. Рекомендации по реконструкции объектов выдаются на основе заключений этих испытаний и осмотров специализированной организацией.
Перечень подстанций (далее – ПС) напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах № 39 – 42.
Таблица № 39
Перечень ПС напряжением 220 кВ и выше Костромской энергосистемы,
их сводные данные
Наименование
Класс напряжения, кВ
Год ввода
Количество и мощность трансформаторов (шунтирующих реакторов)
Мощность ПС
Срок службы, лет
на
2012
на
2018
на
2022
ПС 500 кВ
Звезда
500/110/10
2006
3х135; 6х60
405 МВА
360 Мвар
6
12
16
Костромская АЭС
500
1986
3х60
180 Мвар
26
32
36
Костромская ГРЭС
500
1972
4х400
4 801 МВА
40
46
50
1972
3х267
40
46
50
1977
3х533
35
41
45
1993
3х267
19
25
29
ПС 220 кВ
Мотордеталь
220/110/10
1972
2х125; 1х25; 1х40
315 МВА
40
46
50
Мантурово
220/110/35/27,5/10
1965
1х125; 2х40; 1х15
220 МВА
47
53
57
Кострома-2
220/110/35/6
1961
1х125; 1х90; 2х20
255 МВА
51
57
61
Галич (р)
220/110/35/10
1965
2х125; 1х10
260 МВА
47
53
57
Борок
220/110/10
1987
2х125
250 МВА
25
31
35
Костромская ГРЭС
220
1970
4х400; 2х32; 1х63
1 727 МВА
42
48
52
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, для ПС – не менее 25 лет.
Таблица № 40
Перечень ПС напряжением 110 кВ Костромской энергосистемы,
их сводные данные и техническое состояние
№
п/п
Наименование
Класс
напряжения,
кВ
Год вво-да
Коли-чество трансфор-маторов и мощность, ед.хМВА
Мощ-ность ПС, МВА
Нагру-зка ПС по дан-ным заме-ров, МВА
Степень загрузки при отключе-нии трансфор-матора большей мощности
Техни-ческое состоя-ние
Срок службы, лет
на
2012
на
2018
на
2022
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Центральный РЭС
1.
Александрово
110/35/10
1981
2х6,3
12,6
3,78
57
удовл.
31
37
41
2.
Аэропорт
110/35/6
1993
2х16
32
7,97
47
удовл.
19
25
29
3.
Василево
110/35/10
1979
2х10
20
2,41
23
удовл.
33
39
43
4.
Восточная-2
110/35/10
1977
2х25
50
6,89
26
удовл.
35
41
45
5.
Давыдовская
110/10
2009
2х25
50
11,89
45
удовл.
3
9
13
6.
СУ ГРЭС
110/35/6
1978/2016
2х16
32
6,43
61
хорошее
34
40
44
7.
Григорцево
110/10
1987
1х2,5
2,5
0,46
18
удовл.
25
31
35
8.
Калинки
110/35/10/6
1962
2х10; 1х1,6
21,6
6,31
376
удовл.
50
56
60
9.
Клементьево
110/10
1980
1х6,3
6,3
0,74
11
удовл.
32
38
42
10.
Кострома-1
110/6
2015
2х16
32
10,73
64
хорошее
3
7
11.
Кострома-3
110/35/6
1963/2016
2х16
32
10,9
104
хорошее
49
55
59
12.
КПД
110/35/10
2014
2х25
50
13,94
53
хорошее
4
8
13.
Кр. Поляна
110/35/10
1972
2х10
20
4,71
45
удовл.
40
46
50
14.
Красное
110/35/10
1982
2х16
32
14,51
86
удовл.
30
36
40
15.
Нерехта-1
110/35/6
1940
2х25
50
20,26
77
удовл.
72
78
82
16.
Нерехта-1
110/10
1980/2014
2х16
32
3,58
21
хорошее
4
8
17.
Нерехта-2
110/10/6
1973
1х10;1х16
26
3,01
29
удовл.
39
45
49
18.
Строммашина
110/6
1974
2х40
80
11,29
27
удовл.
38
44
48
19.
Северная
110/6
1970
1х25; 1х20
45
20,66
98
удовл.
42
48
52
20.
Столбово
110/10
1990
1х10
10
0,81
8
удовл.
22
28
32
21.
Судиславль
110/10
1972
2х10
20
7,36
70
удовл.
40
46
50
22.
Сусанино
110/35/10
1987
2х10
20
3,17
30
удовл.
25
31
35
23.
Центральная
110/10/6
1989
2х25
50
18,99
72
удовл.
23
29
33
24.
Южная
110/35/10
1986
2х25
50
16,93
65
удовл.
26
32
36
25.
Восточная-1
110/6
2011
2х25
50
17,73
68
хорошее
1
7
11
Галичский РЭС
26.
Буй (р)*
110/35/10
1963
1х10; 1х4
14
9,27
221
удовл.
49
55
59
27.
Буй (с)
110/10
1980
2х6,3
12,6
5,78
87
удовл.
32
38
42
28.
Елегино
110/10
1985
1х2,5
2,5
0,20
8
удовл.
27
33
37
29.
Западная
110/10
1992
2х10
20
5,56
53
удовл.
20
26
30
30.
Лопарево
110/10
1979
2х2,5
5
0,44
17
удовл.
33
39
43
31.
Луковцино
110/10
1988
1х2,5
2,5
0,54
21
удовл.
24
30
34
32.
Новая
110/35/10
1993
2х6,3
12,6
2,12
32
хорошее
19
25
29
33.
Орехово
110/35/10
1965
2х6,3
12,6
1,67
25
удовл.
47
53
57
34.
Солигалич
110/35/10
1986
2х10
20
5,51
53
удовл.
26
32
36
35.
Федоровское
110/10
1983
1х2,5
2,5
0,11
4
удовл.
29
35
39
36.
Чухлома
110/35/10
1965
2х6,3
12,6
4,56
69
удовл.
47
53
57
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Нейский РЭС
37.
Антропово (р)
110/35/10
1965
1х16;1х6,3
22,3
5,78
87
удовл.
47
53
57
38.
БХЗ
110/6/10
1971
2х25
50
1,59
6
удовл.
41
47
51
39.
Гусево
110/10
1981
1х2,5
2,5
0,41
16
удовл.
31
37
41
40.
Дьяконово
110/10
1977
1х2,5
2,5
0,37
14
удовл.
35
41
45
41.
Ильинское
110/35/10
1990
2х10
20
5,30
51
удовл.
22
28
32
42.
Кадый
110/35/10
1983
2х10
20
5,11
49
удовл.
29
35
39
43.
Макарьев-1
110/35/10
1967
2х10
20
8,22
78
удовл.
45
51
55
44.
Нея
110/35/27,5/10
1966
2х40;1х6,3
86,3
29,21
442
удовл.
46
52
56
45.
Новинское
110/10
1988
1х2,5
2,5
0,19
7
удовл.
24
30
34
46.
Н-Полома
110/10
1976
1х2,5
2,5
0,98
37
удовл.
36
42
46
47.
Октябрьская
110/10
1978
1х2,5
2,5
0,70
27
удовл.
34
40
44
48.
Яковлево
110/35/10
1965
1х10
10
0,26
3
удовл.
47
53
57
Шарьинский РЭС
49.
Вохма
110/35/10
1968
1х16;1х6,3
22,3
6,16
93
удовл.
44
50
54
50.
Гудково
110/10
1987
1х2,5
2,5
0,24
9
удовл.
25
31
35
51.
Никола
110/35/10
1991
1х6,3
6,3
0,37
6
удовл.
21
27
31
52.
Павино
110/35/10
1975
1х10;1х6,3
16,3
2,44
37
удовл.
37
43
47
53.
Промузел
110/6/6
1976
2х25
50
4,84
18
удовл.
36
42
46
54.
Пыщуг
110/35/10
1989
2х6,3
12,6
3,35
51
удовл.
23
29
33
55.
Рождественс-кое*
110/35/10
1986
1х10; 1х4
14
2,00
48
хорошее
26
32
36
56.
Шарья (р)
110/35/6
1966
1х25; 1х20
45
19,11
91
удовл.
46
52
56
57.
Шекшема
110/10
1976
1х6,3
6,3
0,44
7
удовл.
36
42
46
58.
Шортюг
110/10
1968
1х6,3
6,3
0,53
8
удовл.
44
50
54
59.
Якшанга
110/10
1974
1х6,3
6,3
1,33
20
удовл.
38
44
48
Итого
1 371,9
______________
* Трансформатор 1х4 МВА напряжением 35 кВ.
Таблица № 41
Перечень ПС напряжением 35 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние
№
п/п
Наименование
Класс
напря-жения,
кВ
Год ввода
Количество трансформа-торов и мощность, ед.хМВА
Мощ-ность ПС, МВА
Техни-ческое состоя-ние
Срок службы, лет
на
2012
на
2018
на
2022
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Галичский РЭС
1.
Степаново
35/10
1989
1х4
4
удовл.
23
29
33
2.
Пронино
35/10
1973
1х2,5; 1х4
6,5
удовл.
39
45
49
3.
Горбачево
35/10
1977
1х1
1
удовл.
35
41
45
4.
Калинино
35/10
1976
1х1
1
удовл.
36
42
46
5.
Судай
35/10
1965
2х1,6
3,2
удовл.
47
53
57
6.
Совега
35/10
1984
1х1
1
удовл.
28
34
38
7.
Починок
35/10
1965
1х4
4
удовл.
47
53
57
8.
Петровское
35/10
1978
1х1,6
1,6
удовл.
34
40
44
9.
Панкратово
35/10
1965
1х1
1
удовл.
47
53
57
10.
Куземино
35/10
1986
1х1,6
1,6
удовл.
26
32
36
11.
Толтуново
35/10
1982
2х2,5
5
удовл.
30
36
40
12.
Кабаново
35/10
1983
2х2,5
5
удовл.
29
35
39
13.
Березовец
35/10
1975
1х2,5
2,5
удовл.
37
43
47
14.
Дьяконово
35/10
1974
2х1
2
удовл.
38
44
48
15.
Дор
35/10
1975
2х1,6
3,2
удовл.
37
43
47
16.
Шушкодом
35/10
1964
2х1
2
удовл.
48
54
58
17.
Галичская ПТФ
35/10
1977
2х4
8
удовл.
35
41
45
18.
Левково
35/10
1992
1х1,6
1,6
удовл.
20
26
30
19.
Кренево
35/10
1989
1х2,5
2,5
удовл.
23
29
33
20.
Семеновское
35/10
1991
1х1,6
1,6
удовл.
21
27
31
21.
Химик
35/10
2003
1х3,2
3,2
удовл.
9
15
19
22.
Ликурга
35/10
1963
1х1,8; 1х1,6
3,4
удовл.
49
55
59
Костромской РЭС
23.
Андреевское
35/10
1979
1х1,6
1,6
удовл.
33
39
43
24.
Попадьино
35/10
1990
1х1,6
1,6
удовл.
22
28
32
25.
Стоянково
35/10
1977
1х1,6
1,6
удовл.
35
41
45
26.
Раслово
35/10
1983
1х2,5
2,5
удовл.
29
35
39
27.
Новинки
35/10
1957
1х1,8
1,8
удовл.
55
61
65
28.
Адищево
35/10
1967
1х4
4
удовл.
45
51
55
29.
Сандогора
35/6
1977
1х1
1
удовл.
35
41
45
30.
Гридино
35/10
1995
1х1,8
1,8
удовл.
17
23
27
31.
Прискоково
35/10
1964
1х2,5
2,5
удовл.
48
54
58
32.
Рудино
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
45
49
33.
Чапаево
35/10
1976
2х2,5
5
удовл.
36
42
46
34.
Калининская
35/10
1982
2х2,5
5
удовл.
30
36
40
35.
Сущево
35/10
1972
2х4
8
удовл.
40
46
50
36.
Минское
35/10
1981
2х2,5
5
удовл.
31
37
41
37.
Борщино
35/10
1979
2х4
8
удовл.
33
39
43
38.
Исаево
35/10
1973
2х4
8
удовл.
39
45
49
39.
Островское
35/10
2008
2х2,5
5
удовл.
4
10
14
40.
Игодово
35/10
1989
2х1,6
3,2
удовл.
23
29
33
41.
Апраксино
35/10
1985
2х2,5
5
удовл.
27
33
37
42.
Ильинское ЦСП
35/10
1985
2х2,5
5
удовл.
27
33
37
43.
Сухоногово
35/10
1971
1х4; 1х3,2
7,2
удовл.
41
47
51
44.
Владычное
35/10
1982
2х1,6
3,2
удовл.
30
36
40
45.
Клеванцово
35/10
1974
2х1,6
3,2
удовл.
38
44
48
46.
Саметь
35/6
1973
1х4; 1х1,6
5,6
удовл.
39
45
49
47.
Байдарка
35/6
1970
2х6,3
12,6
удовл.
42
48
52
48.
Коркино
35/10
1972
2х2,5
5
удовл.
40
46
50
49.
Мисково
35/6
2008
2х1,8
3,6
удовл.
4
10
14
50.
Кузьмищи
35/10
1988
2х1,6
3,2
удовл.
24
30
34
51.
Кузнецово
35/10
1961
2х2,5
5
удовл.
51
57
61
52.
Горьковская
35/10
1986
2х1,6
3,2
удовл.
26
32
36
53.
Никольское
35/6
1972
2х4
8
удовл.
40
46
50
54.
ЭМЗ
35/6
1964
1х1,6; 1х1
2,6
удовл.
48
54
58
55.
Караваево
35/10
1962
2х6,3
12,6
удовл.
50
56
60
56.
Волжская
35/6
1981
2х4
8
удовл.
31
37
41
57.
Сидоровская
35/6
1982
1х4; 1х2,5
6,5
удовл.
30
36
40
58.
Воронье
35/10
1969
2х1,8
3,6
удовл.
43
49
53
59.
Татарское
35/10
1985
2х1,6
3,2
удовл.
27
33
37
60.
Чернево
35/10
1968
2х1,8
3,6
удовл.
44
50
54
Нейский РЭС
61.
Горчуха
35/10
1972
2х2,5
5
удовл.
40
46
50
62.
Окулово
35/10
1977
1х1,6
1,6
удовл.
35
41
45
63.
Завражье
35/10
1989
1х1,6
1,6
удовл.
23
29
33
64.
Чернышево
35/10
1973
1х4
4
удовл.
39
45
49
65.
Екатеринкино
35/10
1991
2х1,6
3,2
удовл.
21
27
31
66.
Унжа
35/10
1978
1х1; 1х1,6
2,6
удовл.
34
40
44
67.
Нежитино
35/10
1987
1х1
1
удовл.
25
31
35
68.
Николо-Макарово
35/10
1969
1х1,6
1,6
удовл.
43
49
53
69.
Тимошино
35/10
1967
2х1
2
удовл.
45
51
55
70.
Якимово
35/10
1987
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
25
31
35
71.
Макарьев-2
35/10
1978
2х4
8
удовл.
34
40
44
72.
Филино
35/10
1968
1х1,6
1,6
удовл.
44
50
54
73.
Георгиевское
35/10
2008
2х2,5
5
удовл.
4
10
14
74.
Овсянниково
35/10
1990
2х1,6
3,2
удовл.
22
28
32
75.
Черменино
35/10
1967
1х1,6
1,6
удовл.
45
51
55
76.
Кологрив
35/10
1965
2х4
8
удовл.
47
53
57
77.
Медведица
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
45
49
78.
Сосновка
35/10
1966
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
46
52
56
79.
Слобода
35/10
1976
1х2,5
2,5
удовл.
36
42
46
80.
Кужбал
35/10
1967
1х2,5
2,5
удовл.
45
51
55
81.
Вожерово
35/10
1992
2х1,6
3,2
удовл.
20
26
30
82.
Парфеньево
35/10
1991
2х4
8
удовл.
21
27
31
83.
Матвеево
35/10
1967
1х1,8; 1х4
5,8
удовл.
45
51
55
84.
Легитово
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
45
49
85.
Котельниково
35/10
2008
1х1
1
удовл.
4
10
14
86.
Палкино
35/10
1966
1х2,5; 1х4
6,5
удовл.
46
52
56
87.
Словинка
35/10
2008
2х1,6
3,2
удовл.
4
10
14
Шарьинский РЭС
88.
Пищевка
35/10
1989
1х1
1
удовл.
23
29
33
89.
Хорошая
35/10
1974
1х2,5
2,5
удовл.
38
44
48
90.
Головино
35/10
1980
1х1
1
удовл.
32
38
42
91.
Одоевское
35/10
1989
2х1,6
3,2
удовл.
23
29
33
92.
Леденгск
35/10
1979
1х4; 1х1,6
5,6
удовл.
33
39
43
93.
Лапшино
35/10
1986
2х2,5
5
удовл.
26
32
36
94.
Спасс
35/10
1970
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
42
48
52
95.
Талица
35/10
1973
1х1,6
1,6
удовл.
39
45
49
96.
Центральная
35/6
1984
2х10
20
удовл.
28
34
38
97.
Соловецкое
35/10
1974
1х1,6
1,6
удовл.
38
44
48
98.
Ильинское ШСП
35/10
1983
1х1,6
1,6
удовл.
29
35
39
99.
Заветлужье
35/10
1974
1х1,6
1,6
удовл.
38
44
48
100.
Забегаево
35/10
1988
1х1,6
1,6
удовл.
24
30
34
101.
Луптюг
35/10
1975
1х2,5
2,5
удовл.
37
43
47
102.
Боговарово
35/10
1981
1х4; 1х2,5
6,5
удовл.
31
37
41
103.
Конево
35/10
1965
1х1,6
1,6
удовл.
47
53
57
104.
Катунино
35/10
1981
1х2,5
2,5
удовл.
31
37
41
105.
Кривячка
35/10
1963
1х1; 1х1,6
2,6
удовл.
49
55
59
106.
Николо-Шанга
35/10
1977
1х1,6; 1х2,5
3,2
удовл.
35
41
45
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.
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
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.
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
cos
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
Cosφ
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
Необходимо оценить и проанализировать технологические потери мощности и электроэнергии, которые возникают при передаче электроэнергии по электрическим сетям 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, за исключением потерь, вызванных погрешностью системы учета электроэнергии.
В таблицах № 49 и 50 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годы.
Таблица № 49
Потери мощности в сетях 110 кВ и выше
Год
Нагрузка энергосистемы, МВт
Напряжение сети
110 кВ
220 кВ и выше
110 кВ и выше
потери, МВт
доля потерь, %
потери, МВт
доля потерь, %
потери, МВт
доля потерь, %
2007
676
19,4
2,86
30,6
4,53
50
7,4
2008
712
19,4
2,72
30,95
4,35
50,35
7,07
2009
692
18,75
2,71
29,4
4,23
48,15
6,96
2010
678
19,32
2,85
29,8
4,39
49,12
7,24
2011
654
18,84
2,88
30,79
4,71
49,63
7,59
Таблица № 50
Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше
Год
Электропотреб-ление энергосистемы,
млн. кВт∙ч
Напряжение сети
110 кВ
220 кВ
110 кВ и выше
потери, млн. кВт∙ч
доля потерь, %
потери, млн. кВт∙ч
доля потерь, %
потери, млн. кВт∙ч
доля потерь, %
2007
3 782,12
71,780
1,89
113,22
2,99
185
4,89
2008
3 790,514
65,96
1,74
105,23
2,78
171,19
4,51
2009
3 558,905
59,06
1,66
92,61
2,6
151,67
4,26
2010
3 681,486
69,55
1,89
107,64
2,92
177,19
4,81
2011
3 611,475
68,77
1,9
112,38
3,11
181,15
5,02
В таблице № 51 представлена структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы.
Таблица № 51
Структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы
Составляющие технических потерь
Потери мощности, МВт
филиал ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»
Нагрузочные потери:
в трансформаторах 110 кВ
в ВЛ 110 кВ
132,07
6,49
125,58
Потери ХХ в трансформаторах
46,70
Всего
178,78
Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше составили порядка 66,2 млн. кВт∙ч, или 3,09% от электропотребления энергосистемы.
Раздел II. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы
на территории Костромской области
Районы с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений в распределительной сети определяются рядом факторов. К наиболее распространенным следует отнести то, что схемы присоединения к сети электросетевых объектов в отдельных случаях не соответствуют требованиям нормативных документов. Другим фактором является неудовлетворительное состояние отдельных линий и подстанций.
В Костромской энергосистеме в эксплуатации имеются подстанции, на трансформаторах которых отсутствует переключающее устройство регулирования под нагрузкой (далее – РПН).
Характеристика районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Костромской области приведена в таблице № 52.
Таблица № 52
Районы с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше
Районы с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений
Наименование электросетевых объектов
Кол-во ПС/ЛЭП, шт.
ПС с одним трансформатором
Шекшема, Октябрьская
2
ПС с трансформаторами без РПН
Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово (р.), Павино, Шортюг, Якшанга
7
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
30
ПС с возможным возникновением дефицита трансформаторной мощности
Вохма, Шарья (р), Северная
3
В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 года № 281 «Об утверждении методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» (далее – Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем), ПС 110 кВ рекомендуется выполнять двухтрансформаторными.
Большая часть схем распределительных устройств (далее – РУ) напряжением 110 кВ выполнена по упрощенным схемам (№ 110 - 4) на отделителях и короткозамыкателях, морально устаревших, и их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. Для приведения схем открытых распределительных устройств (далее – ОРУ) 110 кВ существующих подстанций в соответствие со «Схемой принципиальных электрических распределительных устройств подстанций 35 – 750 кВ. Типовые решения» при выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.
В Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем указывается:
1) присоединять не более трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной – не более пяти;
2) 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.
Так, например, при ремонте ВЛ 110 кВ Вохма – Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево – Никола потребители ПС 110 кВ (ПС 110 кВ Вохма, ПС 110 кВ Никола, ПС 110 кВ Шортюг, ПС 110 кВ Гудково) остаются без питания.
Аналогично 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.
Основным питающим центром Костромской энергосистемы является Костромская ГРЭС, обеспечивающая электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
Передача мощности в район города Костромы осуществляется по трем ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи и по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Кострома-2. Собственная генерация района составляет приблизительно 200 МВт в зимний период и 65 МВт в летний период и обеспечивается за счет генерации Костромской ТЭЦ-1 и Костромской ТЭЦ-2. Приблизительно 50% мощности, передаваемой по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи, является транзитной в Ярославскую энергосистему и играет существенную роль в балансе.
Электроснабжение потребителей северо-западной части Костромской энергосистемы осуществляется от Костромской ГРЭС по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи, Костромская ГРЭС – Кострома-2, Мотордеталь – Борок, Кострома-2 – Галич (р).
Электроснабжение потребителей северо-восточной части осуществляется от ПС 500 кВ Звезда по ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Звезда и Звезда – Вятка и в ремонтных режимах в сети 500 кВ от ПС 220 кВ Мантурово по ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово.
В нормальном режиме пропускной способности сетей 110 кВ и выше достаточно для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах.
Костромская энергосистема является транзитной. Транзитные перетоки оказывают влияние на режимы работы оборудования энергосистемы.
Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская I и II цепь.
Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Шекшема.
В настоящее время появление вышеперечисленных режимов исключается при составлении планов ремонтов и проведении ремонтной кампании. Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в подобных режимах применяются схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в делении сети в определенных точках (что приводит к снижению надежности схемы в целом), устройства противоаварийной автоматики, а в отдельных случаях − графики аварийного ограничения.
Части Костромской энергосистемы, в которых ликвидация отклонений от допустимых пределов электрического режима производится действием противоаварийной автоматики, не требуют скорейшего решения по усилению сети. Но при подключении энергоемких потребителей потребуется подключение электрических сетей к дополнительным источникам электрической мощности на напряжение 220 − 500 кВ.
Ограничений на технологическое присоединение потребителей к отдельным частям энергосистемы нет. Однако присоединение крупных и энергоемких потребителей в некоторых частях энергосистемы и к отдельным подстанциям потребует выполнения схемных решений и подведения данных потребителей под отключение действиями противоаварийной автоматики и включения их в графики аварийного ограничения потребления.
К таким районам и подстанциям можно отнести:
1) северо-западную часть энергосистемы Костромской области: ПС 220 кВ Борок, ПС 110 кВ Буй (т), Буй (р), Буй (с), Западная, подстанции транзита 110 кВ Борок - Солигалич - Чухлома - Галич;
2) северо-восточную часть энергосистемы Костромской области;
3) ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС, питание которых осуществляется от Ивановской энергосистемы;
4) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Шарья (т), Поназырево (т), РП Заря, Промузел, Кроностар.
Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам относятся ПС 110 кВ Северная, Шарья (р), ПС 35 кВ Центральная.
Допустимые уровни напряжения в нормальных, ремонтных и аварийных режимах обеспечиваются за счет:
1) регулирования реактивной мощности, вырабатываемой Костромской ГРЭС, Костромской ТЭЦ-1, Костромской ТЭЦ-2 и Шарьинской ТЭЦ;
2) регулирования РПН автотрансформаторов ПС 220 кВ Мотордеталь, Кострома-2, Борок, Галич, Мантурово, ПС 500 кВ Звезда;
3) батарей статических конденсаторов 110 кВ (БСК) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Шарья (р) и Поназырево (т);
4) работы устройств автоматического ограничения снижения напряжения на ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Промузел, Кроностар.
На текущий момент источников реактивной мощности Костромской энергосистемы достаточно для качественного регулирования напряжения во всех режимах работы энергосистемы.
С целью анализа режимной ситуации, которая сложилась в дни контрольных замеров 15 июня и 21 декабря 2016 года, в таблице № 53 представлены данные по потреблению мощности и генерации электростанций Костромской энергосистемы в часы контрольных замеров.
Таблица № 53
Потребление мощности и генерация электростанций
в дни контрольных замеров
Наименование
15.06.2016 г.
04-00
15.06.2016 г.
10-00
21.12.2016 г.
04-00
21.12.2016 г.
09-00
Потребление, МВт
287
416
425
537
Генерация, МВт
918
2 130
1 363
2 534
Как уже отмечалось выше, Костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2 600 МВт в зимний период и 1 700 МВт в летний период. Передача мощности напрямую зависит от выработки Костромской ГРЭС. В таблице № 54 приведены данные по передаче мощности в смежные энергосистемы. В зимний период суммарный переток мощности в смежные энергосистемы достигает около 86% от выработки Костромской ГРЭС, а летом – 80%.
1
Таблица № 54
Мощность, передаваемая в смежные энергосистемы (токовая загрузка ЛЭП, соединяющих Костромскую энергосистему со смежными энергосистемами)
Смежная энергосистема
Наименование ЛЭП
Марка провода
Длительно-допустимый ток, А
Дата и время замера
15.06.2016 г. 04-00
15.06.2015 г. 10-00
21.12.2016 г. 04-00
21.12.2016 г. 09-00
А
%
А
%
А
%
А
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кировская энергосистема
ВЛ 500 кВ Звезда - Вятка
3хАС-330
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
241
12,0
287
14,4
224
11,2
249
12,4
ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево
АС-120
380 при t=+25°C 490 при t=-5°C
отключена
отключена
отключена
отключена
ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево
АС-120
380 при t=+25°C 490 при t=-5°C
отключена
отключена
отключена
отключена
Московская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская ГАЭС
3хАС-400
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
387
19,3
232
11,6
211
10,5
246
12,3
Владимирская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская
3хАС-400
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
200
10
420
21
358
17,9
372
18,6
Вологодская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС –Вологодская
3хАС-400
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
375
18,8
261
13,1
230
11,5
363
18,1
ВЛ 110 кВ Никольск – Павино
АС-95
300 при t=+25°C 300 при t=-5°C
111
36,9
75
25,1
58
19,2
104
34,6
ВЛ 110 кВ Буй (т) – Вохтога(т)
АС-150
300 при t=+25°C 300 при t=-5°C
68
22,5
7
2,3
18
6,1
20
6,7
Нижегородская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч
3хАСО-400
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
277
13,9
336
16,8
550
27,5
530
26,5
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижегородская
3хАС-400/51
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
262
13,1
307
15,7
отключена
отключена
ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово
АС-300
600 при t=+25°C 600 при t=-5°C
54
9,1
84
14,0
55
9,1
71
11,9
Ивановская энергосистема
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-1
АС-400
825 при t=+25°C
1 000 при t=-5°C
182
21,2
471
54,9
162
16,2
321
32,1
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-2
АС-400
825 при t=+25°C
1 000 при t=-5°C
отключена
отключена
85
8,5
134
13,4
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-1
АС-400
825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C
50
5,8
286
33,4
227
22,7
503
50,3
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-2
АС-400
825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C
54
6,3
290
33,8
166
16,6
356
35,6
ВЛ 110 кВ Заволжск – Александрово
АС-120
300 при t=+25°C 300 при t=-5°C
10
3,3
30
10,0
51
16,9
42
14,1
ВЛ 110 кВ Фурманов – Клементьево
АС-120
380 при t=+25°C 490 при t=-5°C
22
5,5
18
4,4
42
8,7
42
8,8
ВЛ 110 кВ Писцово – Нерехта-1
АС-120
380 при t=+25°C 490 при t=-5°C
79
20,1
85
21,5
74
15,2
83
17,5
Ярославская
энергосистема
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославская
АС-500
825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C
195
20,6
440
53,3
269
26,9
477
47,7
ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая
АС-300
690 при t=+25°C 890 при t=-5°C
165
20,7
332
48,2
235
27
381
44,2
ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй (т)
АС-120
390 при t=+25°C 503 при t=-5°C
15
3,4
61
15,6
27
5,5
68
14,0
ВЛ 110 кВ Нерехта-1
АС-120
390 при t=+25°C 503 при t=-5°C
79
17,5
128
32,9
104
21,2
174
35,7
ВЛ 110 кВ Нерехта-2
АС-150
390 при t=+25°C 503 при t=-5°C
86
19,1
131
33,6
100
20,3
165
33,8
% - Загрузка ЛЭП в процентах по току.
1
Анализ режимной ситуации, сложившейся на день контрольного замера в 2016 году, показывает, что загрузка сети 110 кВ и выше и уровни напряжений находятся в пределах допустимых значений.
В таблицах № 55 и 56 представлена загрузка автотрансформаторов и ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы.
Таблица № 55
Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы
№ п/п
Наименование
Установ-ленная мощность, МВА
Номи-наль-ный ток, А
Дата и время замера
15.06.2016 г. 04-00
15.06.2016 г. 10-00
21.12.2016 г. 04-00
21.12.2016 г. 09-00
А
%
А
%
А
%
А
%
1.
Костромская ГРЭС
АТ-2 3х267
925
0
0
0
0
245
26,5
297
32,1
АТ-4 3х267
925
480
51,9
404
43,7
192
20,7
105
11,4
2.
ПС 500/110/10 кВ Звезда
АТ-1 3х135
468
70
15,0
167
35,6
128
27,3
182
38,9
3.
ПС 220/110/10 кВ Мантурово
АТ-1 125
313
54
17,4
84
26,8
48
15,4
71
22,8
4.
ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь
АТ-1 125
313
0
0
0
0
91
29,2
175
55,9
АТ-2 125
313
85
27,2
189
60,2
92
29,3
175
55,9
5.
ПС 220/110/10 кВ Борок
АТ-1 125
314
0
0
0
0
45
14,3
60
19,0
АТ-2 125
314
49
15,6
86
27,5
44
14,0
58
18,5
6.
ПС 220/110/10 кВ Галич
АТ-1 125
314
0
0
0
0
37
11,9
32
10,4
АТ-2 125
313
58
18,5
79
25,2
40
12,9
36
11,4
7.
ПС 220/110/6 кВ Кострома-2
АТ-1 125
314
49
15,7
119
38,0
21
6,8
15
4,8
АТ-2 90
215
54
24,9
124
57,8
28
12,9
22
10,3
1
Таблица № 56
Загрузка ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы
№ п/п
Наименование ЛЭП
Марка провода
Длительно-допустимый ток, А
Дата и время замера
15.06.2016 г. 04-00
15.06.2016 г. 10-00
21.12.2016 г. 04-00
21.12.2016 г. 09-00
А
%
А
%
А
%
А
%
1.
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Костромская АЭС
3хАСО-400
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
139
7,0
165
8,3
343
17,1
371
18,6
2.
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Звезда
3хАС-330
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
250
12,5
110
5,5
258
12,9
142
7,1
3.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-1
АС-300
710 при t=+25°C 915 при t=-5°C
137
18,7
292
39,8
305
35,1
572
66,4
4.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-2
АС-300
710 при t=+25°C 915 при t=-5°C
140
18,5
300
39,7
200
22,3
319
36,0
5.
ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Борок
АС-300
710 при t=+25°C 915 при t=-5°C
73
10,0
103
14,3
151
17,6
196
23,0
6.
ВЛ 220 кВ Борок – Галич
АС-300
600 при t=+25°C 600 при t=-5°C
20
3,4
20
3,3
54
9,0
78
13,0
7.
ВЛ 220 кВ Кострома – Галич
АС-300
600 при t=+25°C 600 при t=-5°C
57
9,5
68
11,3
49
8,2
37
6,2
8.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Кострома
АС-300
710 при t=+25°C 915 при t=-5°C
135
17,9
292
38,8
отключена
отключена
1
Раздел III. Основные направления развития электроэнергетики Костромской области
Глава 16. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на пятилетний период по Костромской области по данным АО «СО ЕЭС»
Прогноз спроса на электрическую энергию Костромской области соответствует прогнозу, представленному в проекте схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 – 2023 годы (далее – Схема и программа развития ЕЭС России). Первым годом построения прогноза является 2017 год. В соответствии с базовым прогнозом, разработанным в начале текущего года системным оператором единой энергетической системы (далее соответственно – СО, ЕЭС), полное электропотребление в области составит 3 594 млн. кВт∙ч.
Для целей построения прогноза данные Росстата адаптированы к уровням потребления электрической энергии, которые фиксирует СО.
Таблица № 57
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области по данным АО «СО ЕЭС»
Показатель
Годы
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Электропотребление, млн. кВт∙ч
3 594
3 599
3 606
3 616
3 633
3 659
Среднегодовые темпы прироста, %
-1,2
0,1
0,2
0,3
0,5
0,7
Максимум нагрузки, МВт
635
635
637
637
642
646
Среднегодовые темпы прироста, %
-1,6
0,0
0,3
0
0,8
0,6
Число часов использования максимума нагрузки, ч.
5 660
5 668
5 661
5 677
5 659
5 664
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на период до 2022 года составлен с учетом социально-экономического развития региона и поступивших заявок на технологическое присоединение (таблица № 58). Анализ таблицы показывает, что прогнозируемый прирост нагрузки составляет 2 – 4 МВт в год.
В таблицах № 59 и 60 представлены данные по максимуму нагрузки и электропотреблению крупных потребителей Костромской энергосистемы за отчетный период и с перспективой до 2022 года.
Анализ таблицы № 59 показывает, что большое развитие имеет ОАО «Газпромтрубинвест», деятельность которого связана с производством стальных труб. Данный завод получает питание от ПС 110/35/10 кВ КПД.
1
Таблица № 58
Перечень заявок потребителей на технологическое присоединение к электрическим сетям
Тип объекта присоединения
Наименование объекта присоединения
Адрес объекта
Мощность энергопринима-ющих устройств, МВт
Период реализации
Категория надежности электро-снабжения
Центр питания
Примечание
Производственные нужды
ООО «Зеленый дом» (тепличный комбинат)
Нерехтский район, южная часть кадастрового квартала 44:13:122201:166
1,5
2017 год
3
ПС 110кВ
Космынино (т)
Заключение договора
Промышленное предприятие
ИП Горохов
Костромской район,
дер. Бычиха-12
1,3
2017 год
3
ПС 110кВ
Калинки
Заключение договора
Промышленное предприятие
ООО «Костромасетьремонт»
Костромской район, дер. Косино
2
2018 год
2
ПС 110 кВ Василево
Договор заключен
Промышленное предприятие
ООО «СТАРТ»
г. Нерехта, ул. Дружбы, д. 21
0,91 (в том числе ранее 0,25)
2017 год
3
ПС 110 кВ Нерехта-2
Договор заключен
Промышленное предприятие
ОАО «Буйский химический завод»
г. Буй, ул. Чапаева, д. 1
2
2018 год
2
ПС 110 кВ Буй (р)
Заключение договора
Жилой фонд
ООО «КФК Энерго»
г. Кострома, в квартале, ограниченном улицами Жужелинской и Богатырской м/р-на Жужелино
0,92 (в том числе ранее 0,63)
2017 год
2
ПС 110 кВ Строммашина
Увеличение мощности
Жилой фонд
ФКП «Управление заказчика КС Минобороны России»
г. Кострома, ул. Скворцова, 10В
0,7
2018 год
3
ПС 110 кВ Центральная
Заключение договора
Жилой фонд
ООО «КФК Энерго»
Костромской район, Башкеевское сельское поселение
9
2017-2019
2
ПС 220 кВ Мотордеталь
Договор заключен
Таблица № 59
Прогноз максимума нагрузки крупных потребителей Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Месторасположение
Вид экономической деятельности
Максимум нагрузки, МВт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО «Российские железные дороги»
Костромская область
Транспорт
72,01
72,07
72,13
72,17
72,21
72,25
ООО «Кроностар»
г. Шарья, пос. Ветлужский,
ул. Центральная, 4
Деревообработка
34,66
34,69
34,72
34,76
34,80
34,84
НАО «СВЕЗА Мантурово»
г. Мантурово,
ул. Матросова, 26
Деревообработка
3,41
3,41
3,41
3,42
3,42
3,42
АО «Галичский автокрановый завод»
г. Галич,
ул. Гладышева, 27
Производство машин и оборудования
4,43
4,45
4,47
4,49
4,51
4,53
ООО «Совместное предприятие «Кохлома»
г. Кострома,
ул. Борьбы, 75
Текстильное производство
3,21
3,21
3,21
3,21
3,21
3,21
ОАО «Газпромтрубинвест»
г. Волгореченск,
ул. Магистральная, 1
Производство стальных труб
13,82
13,82
13,82
13,82
13,82
13,82
ООО «НОВ-Кострома»
г. Волгореченск
Завод по производству буровых установок
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,0
Таблица № 60
Прогноз электропотребления крупных потребителей Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Месторасположение
Вид экономической деятельности
Электропотребление, млн. кВт∙ч
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО «Российские железные дороги»
Костромская область
Транспорт
401,8
402,1
402,5
402,7
402,9
403,1
ООО «Кроностар»
г. Шарья,
пос. Ветлужский,
ул. Центральная, 4
Деревообработка
249,5
249,7
249,9
250,2
250,5
250,8
НАО «СВЕЗА Мантурово»
г. Мантурово,
ул. Матросова, 26
Деревообработка
24,9
24,9
24,95
25,0
25,0
25,0
АО «Галичский автокрановый завод»
г. Галич,
ул. Гладышева, 27
Производство машин и оборудования
15,2
15,3
15,4
15,4
15,5
15,6
ООО «Совместное предприятие «Кохлома»
г. Кострома,
ул. Борьбы, 75
Текстильное производство
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
ОАО «Газпромтрубинвест»
г. Волгореченск,
ул. Магистральная, 1
Производство стальных труб
42,6
42,6
42,6
42,6
42,6
42,6
ООО «НОВ-Кострома»
г. Волгореченск
Завод по производству буровых установок
10,4
10,4
10,4
10,4
10,4
10,4
Таблица № 61
Максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% от общего объема электропотребления Костромской области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Месторасположение
Вид экономической деятельности
Максимум нагрузки, МВт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
1
2
3
4
5
6
7
8
9
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал»
г. Kострома, ул. 1 Мая, д. 2
Производство и распределение воды
7,86
7,86
7,86
7,86
7,86
7,86
НАО «СВЕЗА Кострома»
г. Kострома, ул. Kомсомольская, д. 2
Промышленное производство
5,31
5,31
5,31
5,31
5,31
5,31
ООО «Резилюкс-Волга»
г. Кострома, ул. Базовая, д. 12
Промышленное производство
3,06
3,06
3,06
3,06
3,06
3,06
ООО «Костромаинвест»
Костромской район, Красносельское шоссе, д. 1
Сфера услуг
5,83
5,83
5,83
5,83
5,83
5,83
ООО «БКЛМ»
г. Кострома, ул. Ерохова, д. 3
Промышленное производство
2,39
2,39
2,39
2,39
2,39
2,39
ПАО «ТГК-2»
г. Кострома, ул. Индустриальная,
д. 38
Производство и распределение электрической и тепловой энергии
1,81
1,81
1,81
1,81
1,81
1,81
МКУ «СМЗ по ЖКХ»
г. Кострома, пер. Кадыевский, д. 4
Жилищно-коммунальная отрасль
7,99
7,99
7,99
7,99
7,99
7,99
ООО «КТЭК»
г. Кострома, ул. Лагерная, д.15а
Производство и распределение теплоэнергии
1,93
1,93
1,93
1,93
1,93
1,93
АО «Оборонэнергосбыт»
г. Кострома, ул. Сенная, д. 24
Другие виды экономической деятельности
2,92
2,92
2,92
2,92
2,92
2,92
ПАО «Ростелеком»
г. Кострома, ул. Подлипаева, д. 1
Связь
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
ПАО «МРСК Центра»
г. Кострома, пр-т Мира, д. 53
Транспортировка электрической энергии
4,63
4,63
4,63
4,63
4,63
4,63
ЗАО «Экохиммаш»
г. Буй, ул. Чапаева, д. 1
Промышленное производство
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
ООО «Жилкомсервис»
г. Буй, ул. Республиканская, д. 5
Жилищно-коммунальная отрасль
3,33
3,33
3,33
3,33
3,33
3,33
МУП «Коммунсервис» Костромского района
Костромской район, пос. Никольское, ул. Мира, д. 16
Производство и распределение тепловой энергии
1,97
1,97
1,97
1,97
1,97
1,97
АО «Шувалово»
Костромской район, пос. Шувалово, ул. Рабочая, д. 1
Промышленное производство
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
АО «Костромской силикатный завод»
г. Кострома, ул. Ярославская, д. 43
Промышленное производство
1,38
1,38
1,38
1,38
1,38
1,38
ООО «ЛЕРУА МЕРЛЕН ВОСТОК»
пос. Караваево, Красносельское ш., д.1
Торговый центр
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
ИП Горохов Сергей Жоржевич
Костромской район, дер. Бычиха-12, 26
Производственные площадки
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1
В таблице № 61 приведен максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% от общего объема электропотребления Костромской области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы.
На основании данных АО «Системный оператор единой энергетической системы» и Росстата по полному электропотреблению региона разработан прогноз уровней электропотребления по отдельным отраслям экономики и бытовому сектору до 2022 года.
В таблице № 62 и на рисунке № 20 приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на 2017 – 2022 годы.
Таблица № 62
Структура потребления электрической энергии в Костромской области на 2017 - 2022 годы, млн. кВт∙ч
Наименование
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Всего потребления
3 594
3 599
3 606
3 616
3 633
3 659
Потери в электросетях общего пользования
514
514
515
516
518
520
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
68
68
68
68
68
69
Добыча полезных ископаемых
1,4
1,4
1,4
1,4
1,5
1,5
Обрабатывающее производство
641
642
646
646
649
655
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды, всего, в том числе:
753
754
753
756
760
765
на собственные нужды электростанции
602
602
601
601
603
605
прочее
151
152
152
155
156
157,5
Строительство
30,7
31
31
31
32
33
Транспорт и связь
522
523
524
525
528
531
Прочие виды деятельности
508
508,6
509,6
511,6
514
519
Население
556
557
558
561
563,5
568
В соответствии с приведенными данными полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2022 году возрастет до 3 659 млн. кВт.; в 2017 – 2022 годах – на 1,8%. Конечное потребление электроэнергии достигнет 2 534 млн. кВт∙ч, увеличившись по сравнению с 2017 годом на 56 млн. кВт∙ч.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций останется на прежнем уровне порядка 600 млн. кВт∙ч в связи с отсутствием ввода новых крупных генерирующих мощностей. Потери в электрических сетях к концу рассматриваемого периода изменятся незначительно.
Рисунок № 20
Изменение структуры электропотребления Костромской области
(2018 и 2022 годы)
Глава 17. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на пятилетний период по Костромской области по региональному варианту
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области на период до 2022 года по региональному варианту представлен в таблице № 63. Прогноз составлен с учетом социально-экономического развития региона, поступивших заявок на технологическое присоединение, а также перспективных инвестиционных проектов, по которым не имеется заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям, представленных в таблице № 64.
Таблица № 63
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность
в Костромской области по региональному варианту
Показатель
Годы
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Электропотребление, млн. кВт∙ч
3 606
3 798
3 804
3 860
4 075
4 662
Среднегодовые темпы прироста, %
- 0,83
5,32
0,16
1,47
5,57
14,40
Максимум нагрузки, МВт
637
670
672
680
720
823
Среднегодовые темпы прироста, %
- 1,24
5,18
0,30
1,19
5,88
14,31
Число часов использования максимума нагрузки, ч.
5 661
5 669
5 661
5 677
5 660
5 665
Варианты энергоснабжения перспективных инвестиционных проектов, представленных в таблице № 64, будут определены при рассмотрении официальных заявок на технологическое присоединение, поданных в филиал ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго».
1
Таблица 64
Перечень перспективных инвестиционных проектов, по которым не имеется заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям
№ п/п
Наименование проекта, вид деятельности
Объем производства
Месторасположение
Инвестор
Срок реализации проекта
Необходимая мощность, МВт
1
2
3
4
5
6
7
1.
Выращивание и переработка мяса индейки
До 16,8 тыс. тонн мяса в год
Парфеньевский район, в районе дер. Антушево
Частный инвестор
уточняется
8
2.
Строительство цементного завода
1 млн. тонн цемента в год
Солигаличский район
ПАО «Московский индустриальный банк»
уточняется
30
3.
Создание Индустриального парка «Волгореченский»*
Проектные мощности завода по производству труб – 200 тыс. тонн продукции в год, электроме-таллургического завода – 1 млн. тонн продукции в год
Городской округ город Волгореченск
Хозяйственное партнерство «Индустриальный парк «Волгореченский»
2016 - 2025
125
4.
Организация производства деревянных домов из оцилиндрованных бревен, клееного бруса и погонажных изделий
3 500 тонн пеллет, 33 125 куб. м пиломатериалов, дома из оцилиндрованного бревна – 12 комплектов, дома из клееного бруса – 12 комплектов в год
Вохомский муниципальный район, пос. Вохма
ООО «Восточный»
2017
1,2
5.
Строительство полигона захоронения твердых отходов
150 тыс. тонн ТБО в год
Костромской муниципальный район
ООО «ЭкоТехноМенеджмент» и ООО «Техно Р-Полигон»
2018
0,4
1
2
3
4
5
6
7
6.
Строительство фанерного завода
120 тыс. куб. м фанеры в год
Северо-восточный район Костромской области
Частный инвестор
2018
12
7.
Создание лесоперерабатывающего производства
Уточняется
Галичский муниципальный район, пос. Михайловское
Частный инвестор
2018
9
8.
Создание лесоперерабатывающего комплекса
300 тыс. куб. м фанеры в год
Галичский муниципальный район
Частный инвестор
уточняется
14
9.
Строительство фанерного производства
200 тыс. куб. м фанеры в год
Нейский муниципальный район
Частный инвестор
2018
12
10.
Строительство фанерного завода
Уточняется
Мантуровский муниципальный район
Частный инвестор
уточняется
2,0
11.
Организация деревообрабатывающего производства
120 тыс. куб. м пиломатериалов, 80 тыс. куб. м пеллет, 50 тыс. куб. м клееного бруса, 1 150 тыс. куб. м плит OSB в год
Городской округ город Галич
Частный инвестор
уточняется
19
12.
Строительство тепличного хозяйства
Уточняется
Городской округ город Кострома (или Буйский муниципальный район)
Частный инвестор
уточняется
12
13.
Строительство завода OSB
Уточняется
Муниципальный район город Нерехта и Нерехтский район, дер. Якушовка
Частный инвестор
уточняется
14
14.
Организация производства OSB
Уточняется
Мантуровский муниципальный район
Частный инвестор
уточняется
9
15.
Создание фанерного производства
Уточняется
Городской округ город Галич
Частный инвестор
уточняется
9
* - В пределах рассматриваемого периода ожидается ввод мощностей порядка 50 МВт.
1
Глава 18. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период
Оценка перспективного теплопотребления Костромской области осуществлялась на основе рассмотрения объема перспективного прироста нагрузок за счет развития жилищного сектора и реализации крупных инвестиционных проектов в промышленности. Основой для прогноза служили:
1) данные об освоении свободных площадок для жилищного строительства и государственная программа Костромской области «Стимулирование строительства жилья и обеспечение доступным и комфортным жильем граждан в Костромской области», утвержденная постановлением администрации Костромской области от 26 декабря 2013 года № 587-а (далее – ГП по развитию жилищного строительства);
2) данные Росстата по регионам Российской Федерации по удельной теплоемкости производства целлюлозы, бумаги, картона и химико-термомеханической массы (далее – ХТММ).
За основу при составлении прогноза по жилищному сектору принята перспективная динамика объемов жилищного фонда, приведенная в ГП по развитию жилищного строительства. Объем жилищного фонда – важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Принятые для прогноза значения объема изменения величины жилищного фонда Костромской области приведены в таблице № 65.
Таблица № 65
Общая площадь жилищного фонда и ввод в действие жилья
в Костромской области в 2011 – 2022 годах
Показатели
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
Площадь жилищного фонда,
млн. кв. м
16,5
16,7
16,8
16,9
17,0
17,1
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м
151,4
156,4
204,7
228,2
328,3
322,4
Показатели
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
Площадь жилищного фонда,
млн. кв. м
17,2
17,3
17,4
17,7
17,8
17,9
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м
295,0
310,0
320,0
340,0
365,0
380,0
С использованием информации об освоении свободных площадок для жилищного строительства был составлен перечень перспективных проектов развития жилищно-коммунального хозяйства.
Точные сроки реализации рассмотренных проектов установить невозможно, ввод в эксплуатацию новых жилых домов и объектов сферы услуг микрорайонов «Новый город», «Клюшниково» и «Агашкина гора» планируется выполнить в полном объеме к 2020 году. Строительство и ввод ряда проектов будет находиться за пределами 2022 года.
С учетом этого принято, что к концу рассматриваемого периода будет введено около 1 716,2 тыс. кв. м жилья, что составляет 61,1% от общего объема. Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов представлена в таблице № 66.
В таблице № 66 можно видеть, что итоговая оценка прироста объемов жилья соответствует аналогичным данным, принятым для общего прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области на основе данных государственных программ по развитию жилищного строительства, приведенным в таблице № 67.
По ряду представленных в таблице № 66 проектов выполнены прогнозные оценки тепловых нагрузок, в составе которых кроме площади жилых зданий были учтены площади новой социальной инфраструктуры и предприятий бытового обслуживания.
Показатели удельного теплопотребления строящихся объектов оценены для Костромской области в размере 56 ккал/ч на кв. м для жилых зданий и 72,8 ккал/ч на кв. м для общественных зданий.
Таблица № 66
Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов в Костромской области
№ п/п
Название проекта участка застройки
Объемы жилья, тыс.кв. м
Объем ввода жилья по годам, тыс.кв. м
2016
2017
2018
2019
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
1.
«Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
194,8
12
16
35
60
71,8
2.
пос. Волжский
113,5
21
25
31
0
0
3.
дер. Каримово
52,6
0
7
9
14
22,6
4.
мкр-н «Солоница»
24,8
6
6
7,8
0
0
5.
мкр-н «Новый город»
120
32
32
0
0
0
6.
хутор Чернигино
85
25
27
0
0
0
7.
«Агашкина гора-2» (ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
305,3
0
12
95,3
98
100
8.
мкр-н «Паново-2»
110
16
18
19
22
23
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево)
855,6
0
5,5
9
13
24
10.
дер. Подолец
41,5
13
16,5
0
0
0
11.
дер. Становщиково
160
4
11
14
19
22
12.
дер. Коряково («Агротехнопарк»)
223
5,5
8
15
20
24
13.
дер. Клюшниково
322,3
40
50
50
50
50
14.
мкр-н № 11 в г. Волгореченске
29,5
4,7
4,7
6,2
0
0
15.
пос. Апраксино
4,6
0
0
0
0
0
16.
с. Шунга
3,7
0
0
0
0
0
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
12
4
0
0
0
0
18.
пос. Шувалово
15,2
5,2
5
5
0
0
19.
дер. Стрельниково
9,2
3
3
3,2
0
0
20.
дер. Петрилово
8
0
0
2
3
3
21.
дер. Пустошки
1,8
0
0
0
0
0
22.
Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной – Кинешемским шоссе и пос. Караваево
90,9
0
5,5
8
12
16
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорной
17
4,2
4,2
5,6
0
0
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
2,3
0
0
0
0
0
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехте
4,5
1,5
1,5
1,5
0
0
26.
Квартал застройки в р-не дер. Осипово в г. Шарье
3,3
1,3
1,3
0
0
0
Итого
2 810,4
198,4
259,2
316,6
311
356,4
В таблице № 67 представлен альтернативный расчет тепловых нагрузок для рассматриваемых проектов, выполненный с использованием приведенных выше оценок удельного теплопотребления.
1
Таблица № 67
Увеличение потребности Костромской области в тепловой энергии за счет ввода новых жилых зданий
в 2016 – 2020 годах
№ п/п
Название проекта участка застройки
Объемы жилья, тыс. кв. м
Теплоснабжение, Гкал/ч
Оценка необходимой тепловой мощности
2016
2017
2018
2019
2020
На конец реализации проекта
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1.
«Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
194,8
0,716
1,670
3,757
7,336
11,618
11,618
55,733
2.
пос. Волжский
113,5
3,429
4,920
6,769
6,769
6,769
6,769
22,764
3.
дер. Каримово
52,6
0,000
0,417
0,954
1,789
3,137
3,137
16,821
4.
мкр-н «Солоница»
24,8
0,656
1,014
1,479
1,479
1,479
1,479
6,981
5.
мкр-н «Новый город»
120
5,248
7,157
7,157
7,157
7,157
7,157
35,95
6.
хутор Чернигино
85
3,459
5,069
5,069
5,069
5,069
5,069
23,695
7.
«Агашкина гора-2» (ул. Магистральная - Волгореченское шоссе)
305,3
0,000
0,716
6,399
12,244
18,208
18,208
91,213
8.
мкр-н «Паново-2»
110
1,670
2,743
3,877
5,189
6,560
6,560
34,223
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево
855,6
0,000
0,328
0,865
1,640
3,071
51,028
243,956
10.
дер. Подолец
41,5
1,491
2,475
2,475
2,475
2,475
2,475
11,373
11.
дер. Становщиково
160
0,239
0,895
1,730
2,863
4,175
9,542
43,818
12.
дер. Коряково («Агротехнопарк»)
223
0,328
0,805
1,700
2,893
4,324
13,300
61,05
13.
дер. Клюшниково
322,3
7,294
10,276
13,258
16,240
19,222
19,222
88,227
14.
мкр-н № 11 в г. Волгореченске
29,5
1,109
1,390
1,759
1,759
1,759
1,759
-
15.
пос. Апраксино
4,6
0,274
0,274
0,274
0,274
0,274
0,274
-
16.
с. Шунга
3,7
0,221
0,221
0,221
0,221
0,221
0,221
-
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
12
0,716
0,716
0,716
0,716
0,716
0,716
-
18.
пос. Шувалово
15,2
0,310
0,608
0,907
0,907
0,907
0,907
-
19.
дер. Стрельниково
9,2
0,179
0,358
0,549
0,549
0,549
0,549
-
20.
дер. Петрилово
8
0,000
0,000
0,119
0,298
0,477
0,477
-
21.
дер. Пустошки
1,8
0,107
0,107
0,107
0,107
0,107
0,107
-
22.
Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной - Кинешемским шоссе и пос. Караваево
90,9
0,000
0,328
0,805
1,521
2,475
5,421
-
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорная
17
0,429
0,680
1,014
1,014
1,014
1,014
-
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
2,3
0,137
0,137
0,137
0,137
0,137
0,137
-
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехте
4,5
0,089
0,179
0,268
0,268
0,268
0,268
-
26.
Квартал застройки в район дер. Осипово в г. Шарье
3,3
0,119
0,197
0,197
0,197
0,197
0,197
-
Итого
2 810,4
28,222
43,680
62,562
81,110
102,366
167,612
735,804
1
Согласно проведенному прогнозу тепловая нагрузка жилищно-коммунального комплекса Костромской области по завершению всех рассматриваемых проектов вырастет на 167,61 Гкал/ч, в то время как по оценкам исполнительных органов государственной власти Костромской области этот рост составит около 735,8 Гкал/ч.
Оценка перспективной динамики потребления тепловой энергии в Костромской области на 2016 – 2020 годы соответствует умеренным темпам развития жилищно-коммунального комплекса (таблица № 68). Расчет выполнен для условий температурного режима, характеризующегося величиной градусо-суток отопительного периода, равной 5 306.
При этом максимальная величина потребления тепловой энергии, которая может быть произведена на источниках когенерации тепловой и электрической энергии, может быть оценена на основе величины установленной тепловой мощности существующих электростанций, скорректированной на величину тепловой мощности пиковых водогрейных котлов и планируемых объемов демонтажа оборудования, а также на основе отчетных значений тепловых потерь и среднего числа часов использования тепловой мощности ТЭС.
С учетом этого доля суммарного потребления тепловой энергии, которая может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии по территории Костромской области, составляет около 17%.
Таблица № 68
Динамика потребления тепловой энергии в Костромской области
на 2016 – 2020 годы, тыс. Гкал
Показатели
2016
2017
2018
2019
2020
Конечное потребление тепловой энергии
5 516,69
5 560,94
5 608,86
5 660,39
5 715,76
в том числе:
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
223,08
223,08
223,08
223,08
223,08
обрабатывающая промышленность
1 467,13
1 467,13
1 467,13
1 467,13
1 467,13
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
312,59
312,59
312,59
312,59
312,59
строительство
18,93
22,21
24,65
26,77
28,87
транспорт и связь
125,87
125,87
125,87
125,87
125,87
прочие виды деятельности,
в том числе: сфера услуг
1 132,31
1 134,81
1 137,59
1 140,60
1 143,86
население
2 236,78
2 275,25
2 317,96
2 364,34
2 414,36
Глава 19. Возможные масштабы применения местных и возобновляемых источников энергии в Костромской области
Согласно Федеральному закону от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ
«Об электроэнергетике» к возобновляемым источникам энергии (далее – ВИЭ) относят энергию солнца, ветра, воды (в том числе энергию сточных вод), за исключением случаев использования такой энергии на гидроаккумулирующих электроэнергетических станциях, энергию приливов волн водных объектов, в том числе водоемов, рек, морей, океанов, геотермальную энергию с использованием природных подземных теплоносителей, низкопотенциальную тепловую энергию земли, воздуха, воды с использованием специальных теплоносителей, биомассу, включающую в себя специально выращенные для получения энергии растения, в том числе деревья, а также отходы производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива, биогаз, газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов, газ, образующийся на угольных разработках.
Основным местным видом топлива, добываемым и потребляемым на территории Костромской области, является торф.
При этом применение на территории Костромской области таких ВИЭ, как энергия солнца и энергия ветра, маловероятно в силу географического положения и гидрометеорологических характеристик региона.
По данным наблюдений Костромского центра по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды, на территории области средняя годовая скорость ветра на высоте 10 метров составляет около 3,5 м/с, тогда как для развития ветроэнергетики большой мощности значение должно быть не менее 10 м/с.
Энергетический потенциал солнечной энергии для региона составляет примерно 3 кВт∙ч/кв. м/день (рисунок № 21).
То есть с 10 кв. м площади за год в максимальном варианте (при КПД фотоэлементов 13%) можно получить всего чуть более 1,3 тыс. кВт∙ч, что примерно соответствует годовому потреблению электроэнергии одной семьи. При этом по самым оптимистичным оценкам срок окупаемости такой установки составит не менее 11 лет (при стоимости установки примерно 750 евро за 1 кВт). Учитывая вышесказанное и то, что в российском законодательстве отсутствуют стимулирующие внедрение ВИЭ меры, развитие солнечной энергетики на территории Костромской области в ближайшей перспективе является маловероятным. Срок окупаемости проектов по использованию солнечных тепловых электростанций достаточно большой мощности (1 МВт) также оценивается в размере 10 – 14 лет.
1
Рисунок № 21
Уровень инсоляции в регионах Российской Федерации
1
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
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.
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).
1
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
1
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
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.
При составлении балансов электроэнергии принят объем генерации электроэнергии согласно Схеме и программе развития ЕЭС России.
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. кВт∙ч
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
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)
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
Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ представлены в таблице № 76.
Таблица № 76
Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ на 2018 – 2022 годы
Объемы работ
Год ввода
Ориентировочная стоимость объекта в текущих ценах без учета НДС, тыс. руб.
1
2
3
Реконструкция ВЛ 35 кВ Макарьев-1 - Якимово с заменой опор
2018
21 710
Реконструкция ВЛ 35 кВ Кадый - Якимово с заменой опор
2019
77 840
Реконструкция ВЛ 35 кВ Сущево - Мисково с заменой опор
2020
56 211
1
2
3
Реконструкция ВЛ 35 кВ Антропово - Парфеньево-1 с заменой опор
2020
136 980
Реконструкция ВЛ 35 кВ Антропово - Палкино с заменой опор
2020
50 430
Реконструкция ВЛ 35 кВ Палкино - Словинка с заменой опор
2021
78 950
Реконструкция ВЛ 35 кВ Караваево-1,2 с заменой проводов на большее сечение
2021
10 436
Реконструкция ПС 35 кВ Центральная с заменой существующих трансформаторов на 2х16 МВА
2021
69 300
Реконструкция ПС 35 кВ Сандогора с заменой силового трансформатора трансформатор без увеличения мощности
2021
8 400
Реконструкция ПС 35 кВ Мисково с установкой трансформаторов, оборудованных устройствами РПН
2021
15 660
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 № 77 представлены основные данные строящихся крупных жилищных комплексов.
Таблица № 77
Основные данные строящихся крупных жилищных комплексов
Показатели
«Клюшнико-во»
«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
планируется
не планируется
не планируется
Торговый центр
планируется
не планируется
не планируется
Предприятия общепита, бытовое обслуживание
не планируется
планируется
планируется
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 № 77, суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2022 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 № 27) 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.
Рисунок № 27
Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных
к ним центров питания
По результатам определения районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений, 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 № 28 и 29.
Характеристики отклонения транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино от нормативных документов представлены в таблице № 78.
Таблица № 78
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
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.
Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино определены в ценах 2000 года (таблица № 79) по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35-750 кВ и линий электропередач 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 № 79
Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино
№ п/п
Наименова-ние объекта
Год ввода участков объекта
Характеристика
Стоимость, тыс. руб.
В ценах 2000 г. (без НДС)
В ценах 2000 г. (без НДС)
с учетом террито-риального коэффици-ента
В ценах 2000 г. (без НДС) с учетом повыша-ющего коэффици-ента
В ценах 2014 г.
(с НДС)
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
Ориентировочные капитальные вложения составляют 6,8 млрд. рублей в ценах 2014 года.
1
Рисунок № 28
Схема реконструкции транзитов Мантурово - Павино - Поназырево (т)
Рисунок № 29
Схема реконструкции транзитов Борок - Галич (р)
1
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.
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 2018 – 2022 годы представлены в таблице № 80.
1
Таблица № 80
Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность
в инвестициях в сетевые объекты на 2018 – 2022 годы
№ п/п
Наименование
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 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:
17,40
13,60
204,73
2,00
10,61
10,40
167,30
26,00
400,05
1)
вводы ВЛ 220 кВ и выше
2)
вводы ВЛ 110 кВ
3)
вводы ВЛ 35 - 0,4 кВ (суммарные вводы)
4)
всего вводы ВЛ
5)
вводы ПС 220 кВ и выше
6)
вводы ПС 110 кВ
7)
вводы ПС 0,4-35 кВ (суммарные вводы)
17,40
13,60
204,73
2,00
10,61
10,40
167,30
26,00
400,05
8)
всего вводы ПС
17,40
13,60
204,73
2,00
10,61
10,40
167,30
26,00
400,05
2.
Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение), в том числе:
88,00
2,50
244,26
70,59
25,00
460,58
195,20
82,00
489,71
64,07
38,70
241,51
102,40
25,00
272,90
520,26
173,20
1 708,97
1)
замена ВЛ 220 кВ всего, в т.ч.
2)
замена ВЛ 110 кВ
3)
замена ВЛ 35 - 0,4 кВ (суммарно по всем ВЛ)
88,00
136,44
70,59
180,82
195,20
436,49
64,07
140,78
102,40
212,90
520,26
1 107,43
4)
всего замена ВЛ
88,00
136,44
70,59
180,82
195,20
436,49
64,07
140,78
102,40
212,90
520,26
1 107,43
5)
замена ПС 220 кВ и выше всего, в т.ч.
73,60
73,60
ПС Мотордеталь. Перевод присоединений из ЗРУ №1 в ЗРУ 10 кВ № 3
73,60
73,60
6)
замена ПС 110 кВ всего, в том числе:
2,50
34,22
25,00
279,76
82,00
48,74
2,50
11,86
25,00
60,00
137,00
434,58
ПС 110 кВ Яковлево Техническое перевооружение с заменой трансформатора 10 МВА на 2,5 МВА
2,50
15,50
2,50
15,50
ПС 110 кВ Северная Техническое перевооружение с заменой трансформатора 20 МВА на 25 МВА
0,70
25,00
47,08
25,00
47,78
ПС 110 кВ Нерехта-1. Реконструкция с заменой силового оборудования
18,02
232,68
82,00
48,21
82,00
298,91
ПС 110 кВ Октябрьская Техническое перевооружение с заменой трансформатора без увеличения мощности
0,53
2,5
8,86
2,50
9,39
ПС 110 кВ Шарья (р) Техническое перевооружение с заменой трансформатора 20 МВА на 25 МВА
3,00
25,00
60,00
25,00
63,00
7)
замена ПС 0,4 -35 кВ (суммарные вводы)
4,48
36,20
88,88
36,20
93,36
8)
всего замена ПС
2,50
107,82
25,00
279,76
82,00
53,22
38,70
100,74
25,00
60,00
173,20
601,54
3.
Суммарные капитальные вложения на новое строительство и замену сетей, всего
88,00
2,500
261,66
70,59
38,60
665,32
195,20
84,00
500,33
64,07
38,70
241,51
102,40
35,40
440,20
520,26
199,20
2 109,02
1
Глава 22. Электрические расчеты
Расчеты электрических режимов работы сети напряжением до 110 кВ выполнялись в 2017 году при разработке филиалом ПАО «МРСК Центра» − «Костромаэнерго» комплексной программы развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Костромской области на 2017 − 2021 гг.
Расчеты электрических режимов сети напряжением выше 110 кВ в текущем году не проводились.
Глава 23. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2022 года
Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2022 года определялась на основе:
1) перспективных балансов электрической энергии Костромской энергосистемы;
2) прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области;
3) данных о фактических удельных расходах топлива на производство электрической и тепловой энергии;
4) данных о планируемых мероприятиях по развитию на территории Костромской области применения возобновляемых и местных видов топлива;
5) данных о планируемых в рамках Программы по энергосбережению мероприятиях по переводу котельных на природный газ с других видов топлива.
Оценка потребности в топливе основана на перспективных объемах производства электрической и тепловой энергии на территории Костромской области.
При этом объем производимой тепловой энергии определялся на основе прогноза потребления тепловой энергии и прогнозируемой величины потерь тепловой энергии в тепловых сетях. Величина потерь тепловой энергии в тепловых сетях принята на уровне последнего зафиксированного статистикой значения в размере 9,5% от полного потребления тепловой энергии.
Удельные расходы топлива также приняты на основе последних зафиксированных статистикой значений.
Для учета потенциального снижения расходов топлива на производство тепловой энергии в результате проведения мероприятий программы по энергосбережению, реализацию которых предполагается финансировать с привлечением внебюджетных источников, расчеты, произведенные с использованием отчетных удельных расходов топлива, скорректированы на величину:
1) определенного изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива;
2) изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ (таблица № 82).
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ определено с учетом увеличения КПД котлоагрегатов и представлено в таблице № 81.
Таблица № 81
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ, т.у.т.
Показатели
Общий расход топлива до модернизации оборудования с переводом на ГВЭР
Общий расход топлива после модернизации оборудования с переводом на ГВЭР
Экономия общего расхода топлива на производство тепловой энергии, т.у.т.
Вид топлива
природный газ
уголь
природный газ
уголь
2 241,4
Количествен-ное значение
0
7 601,9
5 360,5
0
Результаты проведенной оценки потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основе описанных выше исходных данных представлены в таблице № 83.
1
Таблица № 82
Модернизация котельного оборудования с переводом на использование газа в качестве основного топлива
№ п/п
Наименование объекта
Адрес
Стоимость, тыс. руб.
Год реализации
Примечание
г. Галич
1)
котельная
ул. Леднева
161 887,00
2019
Администрацией городского округа город Галич 30.11.2016 г. заключено концессионное соглашение в отношении тепло-энергетического комплекса с ООО «ТЭК». Согласно заключенному соглашению за счет средств инвестора планируется перевод угольных котельных на природный газ
2)
котельная
ул. Школьная
2017
3)
котельная
ул. Гладышева
2018
4)
котельная
ул. Луначарского, д. 63а
2019
5)
котельная
ул. Ленина, д. 54
2018
6)
котельная
ул. Окружная
2019
7)
котельная
ул. Советская, д. 7
2019
8)
котельная
ул. Клары Цеткин
2019
9)
котельная
ул. Революции, д. 23
2019
10)
котельная
ул. Костромское шоссе
2019
1
Таблица № 83
Расчет структуры топливного баланса электростанций и котельных Костромской области в 2022 году
Показатель, единица измерения
Базовый вариант
Выработка электроэнергии, тыс. кВт∙ч
12 376 000
Конечное потребление тепловой энергии (без учета потерь), Гкал
5 715 762
Потери в тепловых сетях, %
9,5
Конечное потребление тепловой энергии (с учетом потерь), Гкал
6 315 759
Удельный расход топлива на производство электроэнергии, г.у.т./кВт∙ч
307,7
Удельный расход топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал
174,1
Расход топлива на производство электроэнергии, т.у.т.
3 912 098
Расход топлива на производство тепловой энергии, т.у.т.
1 099 574
Расход топлива на производство электрической энергии, т.у.т.
всего, том числе:
3 912 098
газ
3 854 981
нефтепродукты
41 468
торф
14 084
ГВЭР и отходы
1 565
уголь
0
Расход топлива на производство тепловой энергии (без учета мероприятий Программы по энергосбережению), т.у.т.
всего, том числе:
1 099 574
газ
700 648
нефтепродукты
46 622
торф
169 774
ГВЭР и отходы
71 912
уголь
110 617
Расход топлива на производство тепловой энергии (с учетом мероприятий Программы по энергосбережению), т.у.т.
всего, том числе:
1 098 844
газ
706 009
нефтепродукты
37 661
торф
169 774
ГВЭР и отходы
82 385
уголь
103 015
Общий расход топлива на производство тепловой и электрической энергии, т.у.т.
всего, том числе:
5 010 942
газ
4 560 990
нефтепродукты
79 129
торф
183 858
ГВЭР и отходы
83 950
уголь
103 015
Глава 24. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Костромской области
Муниципальными образованиями Костромской области проведены мероприятия по разработке схем теплоснабжения поселений и городских округов в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении». Из 154 муниципальных образований Костромской области системы централизованного теплоснабжения имеются в 148 муниципальных образованиях. Информация о разработке схем теплоснабжения в Костромской области представлена в таблице № 84.
Таблица № 84
Состояние разработки схем теплоснабжения в Костромской области
Численность населения
Количество муниципальных образований с централизованным теплоснабжением
Количество утвержденных схем теплоснабжения
500 и более тыс. жителей
0
0
От 100 до 500 тыс. жителей
1
1
От 10 до 100 тыс. жителей
6
6
Менее 10 тыс. жителей
141
141
Всего по области
148
148
Таким образом, схемы теплоснабжения муниципальных образований Костромской области разработаны в полном объеме.
Глава 25. Модернизация систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Костромской области
Сложившаяся парадигма развития топливно-энергетического хозяйства Костромской области, характеризующаяся избытком электрической мощности станций Костромской энергосистемы, обуславливает нецелесообразность строительства дополнительных источников когенерации вместо отопительных котельных. При этом наиболее значительная часть потребителей расположена на локальных территориях, потребность в тепловой энергии которых покрывается уже существующими ТЭЦ.
Исключения могут составлять:
1) города Кострома, Волгореченск, Шарья, поскольку теплоснабжение потребителей данных территорий обеспечивают существующие источники когенерации.
В этом случае имеется принципиальная возможность передать нагрузки котельных на данные источники когенерации (примером может служить закрытие районной отопительной котельной № 1 с передачей ее нагрузок на Костромскую ТЭЦ-2). При этом перспектива реализации данных мероприятий должна быть определена при разработке схемы теплоснабжения данных городов и определяется соотношением величины свободной тепловой мощности источников когенерации и договорной нагрузки котельных, а главное, технической и экономической реализуемостью и целесообразностью связанного с этим изменения схемы теплоснабжения;
2) проекты строительства новых объектов промышленности и жилья, для которых отрицательное сальдо баланса тепловой мощности по территории реализации инвестиционного проекта к моменту сдачи в эксплуатацию строящегося объекта не позволяет удовлетворить рост нагрузок.
В рамках обеспечения перспективных инвестиционных проектов необходимой инфраструктурой со стороны органов государственной власти Костромской области, энергокомпаний и самих инвесторов необходим анализ существующих вариантов подключения перспективных потребителей к источникам теплоснабжения.
В таблице № 85 приведены результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области.
Таблица № 85
Результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области
№ п/п
Наименование проекта развития жилищно-коммунального комплекса
Возмож-ность подключе-ния к существу-ющему источнику теплоснаб-жения
Необходи-мость строитель-ства нового источника теплоснаб-жения
Примечание
Теплоснабжение, Гкал/ч
на 2021 год
на конец реализа-ции проекта
1
2
3
4
5
6
7
1.
мкр-н «Агашкина гора-1» (ул.Магистральная)
+
11,618
11,618
2.
пос. Волжский
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
6,769
6,769
3.
дер. Каримово
+
Расстояние до источника – 2 200 м
3,137
3,137
4.
мкр-н «Солоница»
+
1,479
1,479
5.
мкр-н «Новый город»
+
Расстояние до источника – 1 100 м
7,157
7,157
6.
хут. Чернигино
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
5,069
5,069
7.
мкр-н «Агашкина гора-2»
(ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
+
Расстояние до источника – 2 200 м
18,208
18,208
8.
мкр-н «Паново-2»
+
6,560
6,560
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево)
+
3,071
51,028
10.
дер. Подолец
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
2,475
2,475
11.
дер. Становщиково
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
4,175
9,542
12.
дер. Коряково («Агротехнопарк»)
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
4,324
13,300
13.
дер. Клюшниково
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
19,222
19,222
14.
мкр-н № 11 в г. Волгореченске
+
1,759
1,759
15.
пос. Апраксино
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,274
0,274
16.
с. Шунга
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,221
0,221
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,716
0,716
18.
пос. Шувалово
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,907
0,907
19.
дер. Стрельниково
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,549
0,549
20.
дер. Петрилово
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,477
0,477
21.
дер. Пустошки
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,107
0,107
22.
Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной-Кинешемским шоссе и пос. Караваево
+
2,475
5,421
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорной
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
1,014
1,014
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,137
0,137
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в
г. Нерехте
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,268
0,268
26.
Квартал застройки в р-не дер. Осипово в г. Шарье
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,197
0,197
Проведенный анализ показывает, что к проектам, для которых необходимо строительство новых источников теплоснабжения, могут быть отнесены участок застройки «Агашкина гора-1» и мкр-н «Солоница». Для обеспечения покрытия потребности в тепловой энергии мкр-на «Солоница» необходимо строительство нового источника теплоснабжения взамен нерентабельной котельной по адресу: г. Кострома, ул. Водяная, 95. Для участка застройки «Агашкина гора-1» также требуется строительство нового источника теплоснабжения, так как существующая котельная, расположенная по адресу: г. Кострома, ул. Московская, 105, не может обеспечить покрытие полной тепловой нагрузки. Однако указанные проекты не вызывают необходимости строительства новых источников когенерации, так как их потребность в тепловой энергии в силу относительно низкого значения последней наиболее целесообразно удовлетворить мощностями котельных в условиях профицита электрической мощности в Костромской энергосистеме.
Глава 26. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Костромской области
Согласно статистическим данным доля тепловых сетей, нуждающихся в замене, демонстрирует небольшую динамику снижения в 2012 – 2016 годах, но все равно до сих пор составляет треть в общей протяженности всех тепловых сетей (таблица № 86).
Таблица № 86
Динамика износа тепловых и паровых сетей в 2012 – 2016 годах
Показатель, единица измерения
2012
2013
2014
2015
2016
Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, в двухтрубном исчислении, км
302,0
305,5
305,1
291,1
281,9
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %
33,0
33,0
33,0
31,0
31,0
Учитывая сложившуюся динамику с износом систем теплоснабжения в Костромской области, особое значение для поддержания ее безаварийности имеют мероприятия по перевооружению, реконструкции и замене тепловых и паровых сетей.
При сохранении в отчетный период среднегодовых темпов износа и реконструкции (2,5% и 2,1% соответственно) к 2022 году протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, составит около 303 км в двухтрубном исчислении, или 33,3% от их общей протяженности (таблица № 87).
Таблица № 87
Динамика износа тепловых и паровых сетей в 2017 – 2022 годах
Показатель, единица измерения
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, в двухтрубном исчислении, км
283,0
283,9
286,2
289,5
292,8
303,0
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %
31,1
31,2
31,5
31,8
32,2
33,3
В таблице № 88 приведены расчеты, демонстрирующие, что для сохранения к 2022 году уровня износа сетей на текущем уровне необходимо ежегодно заменять 22,8 км в двухтрубном исчислении (2,5% от общей протяженности). Для того чтобы к 2022 году полностью отказаться от эксплуатации сетей, выработавших свой ресурс, необходимо ежегодно заменять 82,8 км в двухтрубном исчислении (9,1% от общей протяженности). Данные расчеты выполнены исходя из предположения, что общая протяженность сетей в двухтрубном исчислении в течение заданного периода является неизменной и составляет 910 км в двухтрубном исчислении.
Предотвращение подобной ситуации требует снижения степени износа основных фондов в системах теплоснабжения Костромской области путем существенного увеличения среднегодовых объемов реконструкции и замены тепловых сетей.
Таблица № 88
Оценка необходимости замены тепловых сетей
№ сценария
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей в 2022 г., %
Замена тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении сетей в год
Величина капиталовло-жений в год, тыс. руб.
%
км
1.
31,0
2,5
22,8
225 225
2.
20
5,1
46,4
448 400
3.
10
7,1
64,6
624 150
4.
0
9,1
82,8
799 900
Приложение № 1
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2018 – 2022 годы
Анализ сценариев социально-экономического развития Костромской области, определяющих потребление электроэнергии
в 2018 - 2022 годах
Динамика производства и потребления энергетических ресурсов определяется социально-экономическим развитием страны и ее регионов. Поэтому для оценки уровней электропотребления на перспективу необходимо оценить и проанализировать ряд прогнозных параметров экономического развития Костромской области, в том числе и в привязке к развитию Российской Федерации.
В Российской Федерации с началом кризиса формирование макроэкономических сценариев, как и самих прогнозов, осложнилось. Тем не менее, как считают представители Центра макроэкономического анализа и прогнозирования, мировой кризис скорректировал, но не отменил все основные факторы и драйверы, а также базовые технологические тренды и направления, на которых строились прогнозы до начала спада. Это находит свое подтверждение в скорректированных по времени, но сохранивших основные характеристики макроэкономических прогнозах Министерства экономического развития Российской Федерации.
В качестве информационной базы для построения прогнозов электропотребления в сегментах экономики и бытовом секторе Костромской области использовался целый ряд источников информации на региональном и окружном уровнях. Эти источники информации касались ретроспективной и прогнозной динамики основных макроэкономических переменных, которая дополнялась анализом связи макроэкономических переменных с динамикой изменения электропотребления.
Макроэкономические параметры области на ближайшую трехлетку задают материалы областного прогноза при планировании бюджетов регионами.
Динамика изменения промышленного производства и прочих макроэкономических показателей области за пределами ближайшего трехлетнего периода определялась дополнительно. Основой для таких оценок послужило содержание двух основных документов Российской Федерации по средне- и долгосрочному развитию страны:
1) сценарные условия долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года;
2) сценарные условия для формирования вариантов прогноза социально-экономического развития Костромской области в 2015 – 2017 годах.
Так как эти документы не имеют региональной дифференциации, для получения перспективных оценок макропоказателей для Костромской области использовался метод коррекции на основе вычисления поправочного коэффициента конкретного макропоказателя, например, индекса промышленного производства региона (далее – ИПП) по отношению к суммарному ИПП страны за периоды экономического роста 1999 – 2008 годов (фактические данные) и данных за 2011 – 2015 годов. В данном случае исключались значения посткризисного 2009 года и 2010 года как года восстановления экономики.
Корректирующий коэффициент kI для индексов роста регионального ВРП вычислялся по формуле № 1:
Формула № 1
,
где:
- прирост индекса по каждому из показателей для Российской Федерации в целом;
- прирост соответствующего индекса регионального показателя.
Индекс j в формуле № 1 соответствует годам с 1999 по 2015, за исключением посткризисного 2009 года и 2010 года – года восстановления экономики страны.
Для расчета индексов роста региона в каждом году перспективного периода (2017 – 2022 годы) рассчитанный в формуле № 1 корректирующий коэффициент умножался на страновой индекс по формуле № 2.
Формула № 2
,
где j соответствует каждому году интервала прогноза, начиная с 2017 года.
Предлагаемый подход носит «компромиссный» характер, однако в условиях отсутствия необходимой информации является приемлемым, сочетая простоту и возможность учета сложившейся региональной специфики.
Долгосрочное социально-экономическое развитие Костромской области определяется несколькими ключевыми факторами, характеризующими внутренние экономические условия:
1) степенью развития и реализации сравнительных преимуществ и возможностей Костромской области по приоритетным направлениям развития экономики;
2) минимизацией существующих рисков и учетом слабых сторон экономики области;
3) решением проблем в области демографических процессов в области.
В зависимости от реализации этих факторов можно выделить два качественных сценария социально-экономического развития Костромской области до 2022 года: инерционного и интенсивного развития. Последний является целевым сценарием долгосрочного развития области и принимается в качестве основы для регионального варианта электропотребления.
В обоих сценариях приняты одинаковые внешние условия. В частности, предполагается, что экономика России в периоде до 2022 года будет развиваться по сценарию инновационного развития, будут выполнены сценарии условия развития электроэнергетики и транспортного комплекса Российской Федерации.
В основе инерционного сценария лежит консервация сложившейся аграрно-энергетической модели развития при сужении ее потенциала в связи с усилением конкуренции со стороны соседних регионов и импорта, сокращением дохода от экспорта за пределы области электроэнергии вследствие роста издержек производства электроэнергии (рост цен на газ), повышением социальной нагрузки на бюджет области и усилением дефицита отвечающих требованиям развития экономики области трудовых ресурсов.
Данный сценарий характеризуется:
1) инерционным протеканием демографических процессов в области;
2) отказом от развития новых долгосрочных приоритетных направлений, имеющих в области потенциальные сравнительные преимущества;
3) преобладанием внешних по отношению к области центров принятия решений по развитию ее экономики (в области электроэнергетики, транспорта, туризма, текстильной промышленности, машиностроения).
В инерционном сценарии возможности экономического роста будут определяться в основном следующими факторами:
1) увеличением производства и экспорта в другие регионы Российской Федерации электроэнергии;
2) наличием на территории области возобновляемых природных ресурсов при ограниченных возможностях их переработки с повышением добавленной стоимости;
3) транзитной пропускной способностью проходящих через область транспортных коридоров;
4) использованием ценовых преимуществ товаров и услуг, производимых на территории области, при слабой конкуренции с точки зрения качества;
5) снижением качества человеческого капитала;
6) усилением социальной нагрузки на бюджет и экономику области.
В инерционном сценарии Костромской области не удается преодолеть в полной мере существующие ограничения экономического роста, темпы роста экономики в среднем за период отстают от среднероссийских, что означает снижение доли области в валовом внутреннем продукте Российской Федерации и усиление отставания в уровне жизни населения от среднероссийского уровня.
Сценарий интенсивного развития (целевой сценарий) отражает использование сильных сторон и существующих возможностей экономики Костромской области за счет развития внутренних приоритетных направлений, а также максимального использования благоприятных внешних условий и межрегиональных связей. Сценарий предусматривает:
1) проведение активной демографической политики;
2) активное развитие новых долгосрочных приоритетных направлений, имеющих в области потенциальные сравнительные преимущества;
3) эффективное использование принимаемых вне области решений по развитию ее экономики (в области электроэнергетики, транспорта);
4) принятие мер по минимизации существующих рисков развития области и компенсации ее слабых сторон;
5) разработку и реализацию совместных программ с соседними регионами, координацию стратегий социально-экономического развития;
6) повышение места области по основным экономическим и социальным показателям среди субъектов ЦФО.
В интенсивном сценарии экономический рост будет определяться в основном следующими факторами:
1) увеличением объема производимых на территории области товаров и услуг, направленных на удовлетворение спроса как внутри области, так и в других регионах Российской Федерации, и на экспорт;
2) глубокой переработкой имеющихся на территории области возобновляемых природных ресурсов;
3) использованием уникальных конкурентных преимуществ области, позволяющих предложить качественные товары и услуги;
4) улучшением качества человеческого капитала;
5) снижением уровня дотационности регионального бюджета.
Реализация сценария интенсивного развития позволит Костромской области преодолеть существующие ограничения экономического роста и сократить свое отставание от среднероссийского уровня.
Рассмотрение и оценка изменений в экономике Костромской области были дополнены анализом численности населения области. Он базируется на долгосрочном прогнозе Росстата по стране и субъектам Российской Федерации. В основу прогноза Росстата до 2030 года положен анализ долговременных тенденций динамики уровня рождаемости в России и других европейских странах, который дает основания для оценки возможных тенденций рождаемости в России. Статистическими индикаторами последнего выступают повышение возраста вступления в брак и рождения ребенка, увеличение рождаемости вне официально зарегистрированного брака, увеличение добровольной бездетности.
Вместе с тем определенное влияние на параметры рождаемости, в первую очередь, календаря рождений, может оказать ряд введенных в последние 3 – 4 года мер семейной политики (в первую очередь, материнский капитал). Однако очевидно, что без существенных изменений в темпах экономического развития и повышения уровня благосостояния российских граждан введенные меры не дадут устойчивого демографического эффекта.
Росстат рассматривает три сценария численности населения на перспективу:
1) высокий сценарий рождаемости исходит из предположения о том, что обществу удастся выработать социальные механизмы, ведущие к тому, что будет поддерживаться рождаемость, близкая уровню, который обеспечивал бы простое воспроизводство населения, в результате чего каждое новое поколение будет численно не меньше предыдущего. В конечном итоге такой уровень рождаемости (1,8 – 2 детей в расчете на одну женщину репродуктивного возраста) отвечал бы и господствующему сегодня идеальному размеру потомства (социологические опросы мнений продолжают фиксировать идеальное число детей в семье именно на двухдетном уровне). Определенную часть прироста даст и миграционный прирост;
2) средний вариант рождаемости исходит из того, что улучшение социально-экономического положения в России и меры демографической политики позволят достаточно полно реализовать семьям свои репродуктивные планы и рождаемость установится на уровне, чуть превосходящем средний по Европе. Но в отличие от высокого сценария рождаемости в данном случае ожидаются более низкие темпы развития страны;
3) низкий сценарий предполагает, что сохранение или ухудшение сложившейся экономической ситуации в стране, скорее всего, сделает маловероятным повышение рождаемости. Она будет на уровне, наблюдаемом ныне у стран с наиболее низкой рождаемостью (1,2 – 1,3 ребенка на семью).
В расчетах обеспеченности населения жильем и потребности в электроэнергии на перспективу приняты два последних сценария Росстата с поправками на данные последней переписи населения.
Высокий сценарий рождаемости не рассматривался, так как он исходит из таких благоприятных предположений, которые в ближайшей перспективе, учитывая последние тренды и прогнозы социально-экономического развития страны, не просматриваются.
Дополнительным основанием к выбору более низких сценариев является также и то, что последняя перепись населения зафиксировала существенно более низкую численность населения области, чем указанную Росстатом в своих статистических ежегодниках за последние годы. Так, численность населения на 14 октября 2010 года по данным переписи составила 667,6 тыс. человек.
В результате предполагается, что численность населения Костромской области снизится к 2021 году до 646,5 тыс. человек.
Предполагается, что за рассматриваемый период количество и площадь жилья и учреждений сферы услуг существенно возрастет. В интенсивном варианте полностью будут достигнуты параметры целевой программы строительства жилья в Костромской области. Коэффициент ввода жилья на душу населения достигнет к концу рассматриваемого периода 0,6 кв. м на душу населения. В инерционном сценарии эти показатели будут отставать от интенсивного варианта ориентировочно на 20 – 30%. В интенсивном варианте прирост площадей предприятий и учреждений сферы услуг будет примерно на 30 – 50% выше, чем в инерционном сценарии, примерно на четверть будет выше их оснащенность электропотребляющим оборудованием.
1
Приложение № 2
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2018 – 2022 годы
Перечень земельных участков для жилищного строительства в Костромской области
№ п/п
Наименование квартала застройки
Пло-щадь участка, га
Объе-мы жилья,
тыс. кв. м
Коли-чество жителей, тыс. человек
Объекты социальной инфраструктуры
Необходимая мощность потребления объектов инженерной инфраструктуры
наименование объекта
мощность
(число мест в школах и детских садах,
тыс. кв. м площади предприя-тий бытового обслужива-ния)
водоснаб-жение и водоотведе-ние, м3/сут.
электро-снабжение, кВт
тепло-снаб-жение,
Гкал/ч
газоснаб-жение,
нм3/год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1.
мкр-н «Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
23,6
194,8
5,0
Школа
Детский сад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
750
300
3,2
1 392,9
6 678,5
55,733
7 802,62
2.
пос. Волжский
48,2
113,5
1,6
Школа
Детский сад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
240
95
2,5
464
3 905,7
22,764
3 186,96
3.
дер. Каримово
22,5
52,6
2,9
Школа
Детский сад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
440
180
3,1
824,5
22 63,8
16,821
2 354,94
4.
мкр-н «Солоница»
10,6
24,8
1,4
Детский сад
Предприятие общественного питания
90
1,4
376
1 007,9
6,981
977,34
5.
мкр-н «Новый город»
22,3
120,0
4,8
Школа
Детский сад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
720
280
3,0
1 335,5
4 388,8
35,95
5 033
6.
хутор Чернигино
36,5
85,0
1,2
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
180
72
1,9
348,75
2 933,6
23,695
3 317,3
7.
мкр-н «Агашкина гора-2»
(ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
64,5
305,3
11,6
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
1 741
700
8,6
3 246,7
11 290,75
91,213
12 769,83
8.
мкр-н «Паново-2»
27,0
110,0
6,2
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
930
372
1,8
1 700,1
3 990,12
34,223
4 791,176
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево)
159,0
855,6
34,2
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
3 078
1 700
10,3
9 144,65
29 794,5
243,956
34 153,792
10.
дер. Подолец
31,3
41,5
0,8
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
72
45
0,3
215,14
1 360,2
11,373
1 592,26
11.
дер. Становщиково
120,0
160,0
3,2
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
300
160
0,9
856,13
5 175,1
43,818
6 134,5
12.
дер. Коряково («Агротехнопарк»)
168,5
223,0
4,5
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
400
250
1,3
1 204,5
7 231,5
61,05
8 547
13.
дер. Клюшниково
243,4
322,3
6,5
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
600
330
1,9
1 739,44
10 442,8
88,227
12 351,75
14.
мкр-н № 11 в
г. Волгореченске
15,1
29,5
0,7
Не предусматривается
175
886,5
Газовые котлы
1 083,34
15.
Бакшеевское сельское поселение, в районе пос. Зарубино
631
600
10
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
600
330
1,9
3 500
12 800
150
30 000
1
Приложение № 3
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2018 – 2022 годы
Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2018 – 2022 годы
Приложение № 4
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2018 – 2022 годы
Схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2022 года
___________________
1
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
ГУБЕРНАТОРА КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ
от «3» мая 2017 года № 93
г. Кострома
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2018 – 2022 ГОДЫ
В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»
ПОСТАНОВЛЯЮ:
1. Утвердить прилагаемые схему и программу развития электроэнергетики Костромской области на 2018 – 2022 годы.
2. Признать утратившим силу постановление губернатора Костромской области от 4 июня 2016 года № 108 «Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Костромской области на 2017 – 2021 годы».
3. Настоящее постановление вступает в силу с 1 января 2018 года и подлежит официальному опубликованию.
Губернатор области
С. Ситников
Приложение
УТВЕРЖДЕНЫ
постановлением губернатора
Костромской области
от «3» мая 2017 г. № 93
СХЕМА И ПРОГРАММА
развития электроэнергетики Костромской области
на 2018 – 2022 годы
Раздел I. Анализ существующего состояния электроэнергетики Костромской области
Глава 1. Общая характеристика Костромской области
Костромская область – один из регионов Центрального федерального округа (далее – ЦФО), занимающий площадь 60,2 тыс. кв. км, что составляет 0,35% от площади России. В Костромской области проживает 0,44% населения Российской Федерации, производится 0,25% суммарного валового регионального продукта (далее – ВРП), 0,28% промышленной продукции, формируется 0,33% розничного товарооборота и предоставляется 0,29% платных услуг населению. Эти и некоторые другие показатели удельного веса Костромской области в основных социально-экономических показателях Российской Федерации приведены в таблице № 1.
Таблица № 1
Удельный вес Костромской области в основных социально- экономических показателях Российской Федерации, %
Показатели
2016 год
Площадь территории
0,35
Численность населения
0,44
Валовой региональный продукт (ВРП), 2014 год
0,25
Объем отгруженной промышленной продукции,
0,28
Продукция сельского хозяйства
0,40
Объем работ, выполненных по виду деятельности «строительство»
0,15
Инвестиции в основной капитал
0,18
Ввод в действие общей площади жилых домов
0,39
Оборот розничной торговли
0,33
Платные услуги населению
0,29
2. На 1 января 2017 года на территории Костромской области проживало 648,4 тыс. человек. Численность городского населения составила 466,3 тыс. человек (71,9%), сельского – 182,0 тыс. человек (28,1%). Плотность населения в Костромской области составляет 10,8 человека на кв. км.
В 2016 году по коэффициенту рождаемости Костромская область находилась среди лидеров в ЦФО, однако в регионе сохраняется естественная убыль населения.
Большая часть населения Костромской области сосредоточена на юго-западе региона, который отличается наибольшей освоенностью и инфраструктурной насыщенностью. Здесь же сконцентрирован основной промышленный и сельскохозяйственный потенциал. Восточные районы области отличаются значительными лесными ресурсами, малой плотностью инфраструктуры и редким расселением. На востоке Костромской области основным социально-экономическим центром является г. Шарья.
3. Помимо областного центра г. Костромы в Костромской области крупные города отсутствуют. Среди небольших городов выделяются города с преобладанием лесопромышленного комплекса (Шарья, Мантурово, Нея), города с более диверсифицированной экономикой (Буй и Галич), а также промышленный центр Волгореченск, известный, прежде всего, своей энергетикой, металлургическим производством.
4. Объем ВРП на душу населения в Костромской области в среднем в 1,8 раза ниже, чем в среднем по Российской Федерации. Это обусловлено:
высокой долей сельского и лесного хозяйства – порядка 9% в ВРП (в среднем по Российской Федерации – около 5%), обеспечивающей невысокую добавленную стоимость;
низкой долей оптовой и розничной торговли – порядка 15% в ВРП (в среднем по Российской Федерации – около 19%), а также сферы рыночных и нерыночных услуг – порядка 7% ВРП РП енде и предоставлению услуг -ФО - 30,%).ной территорией высокая доля страхование (9,5%), (в среднем по Российской Федерации – около 12%);
высокой долей сфер государственного управления, социального страхования, здравоохранения и образования – порядка 20% в ВРП (в среднем по России – около 13%), связанной с низкой плотностью населения и большой площадью территории региона.
5. Ежегодное снижение числа работающих объясняется уменьшением трудоспособного населения области, профессионально-квалификационным несоответствием спроса и предложения рабочей силы на рынке труда, низким уровнем трудовой мобильности (таблица № 2).
Таблица № 2
Среднегодовая численность занятых в экономике Костромской области
Показатели
годы
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Всего в экономике, тыс. человек
321,5
315,0
310,5
305,6
299,8
296,2
В структуре занятости преобладают обрабатывающие производства – 20,1% занятых, за которыми следует оптовая и розничная торговля (17,0% занятых), сельское и лесное хозяйство (10,6% занятых).
6. Индекс промышленного производства в Костромской области по итогам 2016 года составил 102,5%, в том числе по добыче полезных ископаемых – 80,1%, по обрабатывающим производствам – 102,6%, по производству и распределению электроэнергии, газа и воды – 102,5%.
В 2016 году предприятиями Костромской области отгружено товаров собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами по добыче полезных ископаемых, по обрабатывающим производствам, по производству и распределению электроэнергии, газа и воды (по чистым видам экономической деятельности) на сумму 133,1 млрд. рублей, что в фактически действующих ценах на 6,0% больше по сравнению с 2015 годом. Доля обрабатывающих производств составила 75,2%, производства и распределения электроэнергии, газа и воды – 24,6%, добычи полезных ископаемых – 0,2%.
Динамика промышленного производства Костромской области соответствует общим для Российской Федерации тенденциям (рисунок № 1).
Рисунок № 1
Динамика индекса промышленного производства в Костромской области и Российской Федерации, в % к предыдущему году
7. В структуре отгрузки продукции обрабатывающих производств обработка древесины занимает 23%, ювелирная промышленность – 22%, металлургическое производство и производство готовых металлических изделий – 17%, производство пищевых продуктов – 10%, производство транспортных средств и оборудования – 8% (рисунок № 2).
Рисунок № 2
Структура обрабатывающих производств Костромской области
в 2016 году
8. Основу энергетики Костромской области составляют электростанции: Костромская ГРЭС, входящая в структуру АО «Интер РАО – Электрогенерация», Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2 Главного управления ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома и МУП «Шарьинская ТЭЦ». Установленная мощность электростанций Костромской энергосистемы в 2016 году составила 3 824 МВт, из которых 3 600 МВт приходится на Костромскую ГРЭС.
Костромская ГРЭС – одна из наиболее крупных и экономичных тепловых электростанций России, вырабатывает и поставляет электрическую энергию и мощность на федеральный оптовый рынок по линиям напряжением 220 и 500 кВ через региональные энергетические компании Костромской, Ярославской, Нижегородской, Ивановской, Вологодской, Владимирской и Московской областей.
Внутри региона потребляется порядка 24% производимой электроэнергии. В структуре потребления электроэнергии в Костромской области 39% приходится на промышленность, 16% потребляет население, 15% – транспорт и связь, 3% - оптовая и розничная торговля, 2% - сельское и лесное хозяйство. Динамика производства электрической и тепловой энергии в Костромской области в 2011-2016 годах представлена в таблице № 3.
В тепловой энергетике Костромской области, помимо электростанций, важную роль играют промышленно-производственные и районные котельные. В 2016 году они произвели 3 307 тыс. Гкал тепла, что составляет 60% от всего производства тепла в области.
Таблица № 3
Производство электрической и тепловой энергии в Костромской области
Показатели
Годы
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Произведено электроэнергии, млн. кВт∙ч
14 796,8
15 180,1
15 203,4
16 501,9
14 984,3
15 284,8
Произведено теплоэнергии, тыс. Гкал
5 260,8
5 550,4
5 287,5
5 086,8
5 013
5 427
Количество котельных, обеспечивающих теплоснабжение объектов жизнеобеспечения населения, составляет 900 единиц с суммарной мощностью 1 600 Гкал/ч.
9. Важную роль в экономике Костромской области играет сельское хозяйство. Объем продукции сельского хозяйства в 2016 году составил 22,6 млрд. рублей, индекс производства – 98,4% (в том числе по растениеводству – 98,6%, животноводству – 98,3%) (рисунок № 3).
Рисунок № 3
Динамика индекса производства сельскохозяйственной продукции в Костромской области и Российской Федерации, в % к предыдущему году
Традиционное для Костромской области молочно-мясное скотоводство, несмотря на успехи отдельных хозяйств, в целом показывает отрицательную динамику: во всех категориях хозяйств сокращается производство скота и птицы на убой и молока по причине сокращения поголовья крупного рогатого скота. Вместе с тем динамично развивается птицеводство: ежегодно увеличивается поголовье птицы и производство яиц (таблица № 4).
Таблица № 4
Динамика основных показателей производственной деятельности
в сельском хозяйстве Костромской области
Показатели
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Посевная площадь в хозяйствах всех категорий, тыс. га
207,1
199,2
190,0
191,5
191,8
192,0
194,9
Поголовье скота и птицы в хозяйствах всех категорий, тыс. голов:
крупного рогатого скота,
69,8
66,8
63,2
61,3
58,2
56,1
55,7
в том числе коров
33,1
31,8
29,7
27,4
25,7
24,7
23,9
свиней
46,4
46,8
50,8
33,4
26,3
25,9
34,8
овец и коз
21,8
20,6
19,6
18,8
19,1
20,2
19,4
птицы
3 493
3 687
3 710
3 507
3 661
3 757
3 904
Производство основных видов сельскохозяйственной продукции в хозяйствах всех категорий, тыс. тонн:
зерно (в весе после доработки)
48,7
68,0
59,9
46,2
65,4
60,1
54,4
льноволокно
0,6
1,2
1,4
0,8
0,1
0,2
0,02
картофель
104,4
188,8
177,3
173,7
184,9
186,8
171,1
овощи
102,2
110,8
110,3
111,3
112,7
112,5
120,6
скот и птица на убой (в живом весе)
35,1
34,1
32,6
30,0
24,8
22,9
21,5
молоко
133,1
127,6
121,0
111,3
106,9
108,1
108,0
яйца, млн. шт.
611,9
646,1
645,6
672,9
702,8
740,1
770,8
10. Транспортный комплекс играет видную роль в экономике Костромской области. Костромская область занимает транзитное положение и обслуживает грузопотоки как по направлению запад-восток (основной транзитный коридор), так и север-юг (в том числе по Волге).
Основными транспортными центрами области являются г. Кострома (основной узел автомобильного транспорта с важной ролью обслуживания речного и железнодорожного транспорта) и г. Буй (крупнейший железнодорожный узел). Как и по другим позициям, Костромскую область можно условно разделить на две части – освоенную юго-западную с высокой плотностью транспортной инфраструктуры и менее освоенную восточную с разреженной сетью качественных дорог.
11. В 2016 году объем работ, выполненных по виду деятельности «Строительство», составил 9,1 млрд. рублей, сократившись в сопоставимых ценах по сравнению с 2015 годом на 7,7% (рисунок № 4).
12. Рост жилищного фонда – важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения (таблица № 5).
В 2016 году введено 309,2 тыс. кв. м общей площади жилых домов (95,9% к уровню 2015 года).
Рост жилищного строительства на фоне снижения численности населения региона обуславливают ежегодное увеличение общей площади жилых помещений, приходящихся в среднем на одного жителя.
Рисунок № 4
Динамика индекса физического объема работ и услуг, выполненных по виду деятельности «Строительство» в Костромской области и Российской Федерации, в % к предыдущему году
Таблица № 5
Основные показатели жилищных условий населения
Показатели
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Ввод в действие жилых домов, тыс. кв. м общей площади
151,4
156,4
204,7
228,2
328,3
322,4
Жилищный фонд – всего, тыс. кв. м
16 704
16 806
16 933
16 864
17 021
17 311
Удельный вес ветхого и аварийного жилищного фонда в общей площади всего жилищного фонда, %
3,7
3,7
3,6
4,2
4,3
3,5
Общая площадь жилых помещений, приходящаяся в среднем на одного жителя (на конец года), кв. м
25,1
25,4
25,7
25,7
26,0
26,6
Средний размер одной квартиры,
кв. м общей площади жилых помещений
48,7
48,9
49,1
49,6
49,6
49,8
13. Динамика объема инвестиций в основной капитал в Костромской области соответствует общим для Российской Федерации тенденциям (рисунок № 5).
В 2000 – 2016 годах объем инвестиций в основной капитал в Костромской области в действующих ценах увеличился в 6 раз и в 2016 году составил 26,5 млрд. рублей. Темп роста в сопоставимых ценах составил 91,5% к уровню 2015 года.
Рисунок № 5
Динамика объема инвестиций в основной капитал в Российской Федерации и Костромской области, в сопоставимых ценах в % к предыдущему году
Распределение инвестиций по видам экономической деятельности определяется сложившейся структурой хозяйственного комплекса области.
Наибольшая доля инвестиционных вложений в 2016 году приходится на обрабатывающие производства – 49,1%, производство и распределение электроэнергии, газа и воды – 13,4%, оптовую и розничную торговлю – 9,5% (рисунок № 6).
Рисунок № 6
Структура инвестиций в основной капитал Костромской области
в 2016 году
Если рассматривать инвестиции в основной капитал в разрезе направлений их вложения, то основной объем инвестиций направляется на техническое перевооружение и модернизацию производства, о чем свидетельствует наибольший объем финансирования по статье: машины и оборудование, транспортные средства. Именно это направление обеспечивает максимальную эффективность вложенных средств, модернизацию экономики, рост производства.
Для экономики области в последние годы характерна высокая доля собственных средств в источниках финансирования инвестиций (63% в 2016 году). В структуре привлеченных средств наибольшая доля приходится на инвестиции из-за рубежа (9,4%) и кредиты банков (8,5%).
На территории области реализуются несколько крупных инвестиционных проектов, в частности, организация производства труб среднего диаметра на ОАО «Газпромтрубинвест», строительство завода по производству буровых установок ООО «НОВ Кострома» в г. Волгореченске, реконструкция завода по производству цементно-стружечных плит и строительство новой линии ЦСП ЗАО «Межрегион Торг Инвест», реконструкция и техническое перевооружение производства ДСП на промплощадке ООО «Кроностар» в г. Шарье, создание и расширение производственных мощностей на АО «Костромской завод автокомпонентов» и другие.
14. Динамика индекса физического объема розничного товарооборота и платных услуг в Костромской области соответствует общим для Российской Федерации тенденциям (рисунки № 7 и № 8).
Рисунок № 7
Динамика индекса физического объема оборота розничной торговли в Костромской области и Российской Федерации, в % к предыдущему году
Рисунок № 8
Динамика индекса физического объема платных услуг в Костромской области и Российской Федерации, в % к предыдущему году
Среди представительств торговых сетей федерального уровня присутствуют продовольственные магазины «Пятерочка», «Дикси», «Магнит», «Ашан», «Лента» и магазины по продаже электроники и бытовой техники «М-Видео», «Эльдорадо», «ТехноСила». Крупные представители местных торговых сетей: компания торговая группа «Высшая Лига», магазины «Десяточка».
В структуре платных услуг населению области наибольший удельный вес в 2016 году приходится на жилищно-коммунальные услуги (41,7%), услуги связи (17,5%), транспортные (15,2%) и бытовые (7,9%) услуги.
Глава 2. Характеристика Костромской энергосистемы
Объекты электроэнергетики, расположенные на территории Костромской области, относятся к энергосистеме Костромской области, которая, в свою очередь, входит в состав объединенной энергетической системы Центра (далее – ОЭС Центра). В диспетчерском отношении Костромская область относится к сферам ответственности филиалов АО «Системный оператор Единой энергетической системы» «Региональное диспетчерское управление энергосистем Костромской и Ивановской областей» (далее – Костромское РДУ) и «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Центра».
В Костромской области находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 3 824 МВт. Основным объектом генерации является Костромская ГРЭС. В электроэнергетический комплекс Костромской области входят также 111 линий электропередач класса напряжения 110 – 500 кВ, 77 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 110 – 500 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 9 713,65 МВА.
Выработка электроэнергии в Костромской энергосистеме за 2016 год составила 15 284,8 млн. кВт∙ч, потребление – 3 636,3 млн. кВт∙ч.
К генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Костромской области, относятся:
1) филиал «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
2) ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома;
3) МУП «Шарьинская ТЭЦ».
К наиболее крупным компаниям, оказывающим услуги по передаче электрической энергии на территории Костромской области, относятся:
1) филиал ПАО «ФСК ЕЭС» Вологодское ПМЭС;
2) филиал ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»;
3) Северная дирекция инфраструктуры – структурное подразделение Центральной дирекции инфраструктуры – филиал ОАО «РЖД»;
4) ООО «Энергосервис»;
5) филиал «Волго-Вятский» АО «Оборонэнерго».
На территории Костромской области осуществляют деятельность следующие сбытовые компании:
1) ПАО «Костромская сбытовая компания»;
2) ООО «Русэнергосбыт»;
3) ООО «Инициатива ЭСК»;
4) ООО «Гарант Энерго».
Глава 3. Отчетная динамика потребления электроэнергии
за последние пять лет
Полное потребление электроэнергии в Костромской области составило в 2016 году 3 636,3 млн. кВт∙ч, увеличилось по сравнению с 2015 годом почти на 1,6% (таблица № 6).
Таблица № 6
Динамика полного потребления электроэнергии в Костромской области
Показатели
2012
2013
2014
2015
2016
Полное потребление, млн. кВт∙ч
3 655
3 602
3 617
3 578,8
3 636,3
Изменение полного потребления, %
101,2
98,6
100,4
98,9
101,6
в т.ч. потери в сетях, млн. кВт∙ч
536
520
518
510
491
Собственные нужды электростанций, млн. кВт∙ч
610
603
614
585
608
Полезное (конечное) потребление, млн. кВт∙ч
2 509
2 479
2 485
2 483,8
2 537,3
Изменение конечного потребления, %
102,1
98,8
100,2
99,9
102,2
Доля потерь в сетях от полезного отпуска, %
21,4
21,0
20,8
20,5
19,4
Основные причины роста полного электропотребления в 2016 году заключаются в увеличении конечного потребления.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций всех типов составляет в среднем 3,9% от выработки и остается практически неизменным в период 2012 - 2016 годы.
Структура электропотребления в Костромской области приведена в таблице № 7.
Таблица № 7
Структура электропотребления в Костромской области, млн. кВт∙ч
Показатели
Годы
2012
2013
2014
2015
2016
1
2
3
4
5
6
Потреблено, всего в том числе:
3 655
3 602
3 617
3 578,8
3 636,3
потери в сетях
536
520,4
518
510,0
491,0
собственные нужды электростанций
610
603,0
614
585,0
608,0
Полезное/конечное потребление, в том числе:
2 509
2 478,6
2 485
2 483,8
2 537,3
добыча полезных ископаемых
1,2
1,1
1,4
1,2
1,2
обрабатывающие производства (сектор D)
623,2
609,4
645,0
642,1
648,0
сектор Е (без собственных нужд электростанций)
182,8
180,1
152,5
153,9
154,0
строительство
33,6
33,1
30,8
30,5
30,6
транспорт и связь
490,1
490,4
525,4
519,0
519,5
производственные нужды сельского хозяйства, лесного хозяйства
82,1
79,9
68,1
67,0
67,3
бытовой сектор (население)
552,4
551,7
558,9
561,1
607,0
прочие производства, включая сферу услуг
543,6
532,9
503,2
509,0
509,7
В отраслевой структуре, как и в целом по стране, преобладает промышленное электропотребление: на обрабатывающие производства сектора Е и добывающие производства приходится в совокупности 36,5%, в том числе на обрабатывающие производства – 26%.
Доля отраслей транспорта и связи (21,0% от полезного электропотребления) немногим уступает долям бытового сектора и сферы услуг. Столь значительная доля (в среднем по стране на этот вид деятельности приходится менее 9% от полного электропотребления) связана с большим расходом электроэнергии на работу железнодорожного транспорта – около 500 млн. кВт∙ч (почти 99% из них – электротяга). В сфере связи израсходовано в 2016 году около 21 млн. кВт∙ч.
Динамика структуры электропотребления в Костромской области за 2015 и 2016 годы приведена в таблице № 8.
Таблица № 8
Динамика структуры электропотребления в Костромской области
Показатели
2015
2016
2016/ 2015
млн. кВт∙ч
доля от конечного потребле-ния, %
млн. кВт∙ч
доля от конечного потребле-ния, %
%
млн. кВт∙ч
1
2
3
4
5
6
7
Потреблено, всего в том числе:
3 578,8
3 636,3
1,6
57,5
потери в сетях
510,0
491,0
-3,7
-19,0
собственные нужды электростанций
585,0
608,0
3,9
23,0
Полезное/конечное потребление, в том числе:
2 483,8
100
2 537,3
100
2,2
53,5
добыча полезных ископаемых
1,2
0,1
1,2
0,1
0
0
обрабатывающие производства (сектор D)
642,1
25,8
648,0
25,5
0,9
5,9
сектор Е (без собственных нужд электростанций)
153,9
6,2
154,0
6,1
0,1
0,1
строительство
30,5
1,2
30,6
1,2
0,3
0,1
транспорт и связь
519,0
20,9
519,5
20,5
0,1
0,5
производственные нужды сельского хозяйства, лесного хозяйства
67,0
2,7
67,3
2,7
0,4
0,3
бытовой сектор (население)
561,1
22,6
607,0
23,9
8,2
45,9
прочие производства, включая сферу услуг
509,0
20,5
509,7
20,1
0,1
0,7
Как следует из анализа данных таблицы № 8, изменения за отчетный год невелики. Следует отметить, что по всем направлениям динамика расхода электроэнергии положительная.
Глава 4. Структура электропотребления
по основным группам потребителей
На территории Костромской области на основании данных местных энергоснабжающих компаний выделены 25 крупных потребителей электроэнергии, которые совместно формируют потребление порядка 970 млн. кВт∙ч в 2016 году, или около 27% суммарного электропотребления региона. Среди них доминируют предприятия обрабатывающей промышленности, на которые приходится 49% суммарного электропотребления крупных потребителей. Несколько уступают им предприятия транспорта и связи, обеспечивающие потребление 43% совокупного объема электроэнергии, приходящегося на крупных потребителей (рисунок № 9). Крупные организации сферы услуг и сельского хозяйства Костромской области характеризуются более низкими показателями электропотребления. Их вклад составляет соответственно 7% и 1%.
Рисунок № 9
Структура отпуска электроэнергии крупнейшим потребителям Костромской области по их основным группам в 2016 году, млн. кВт∙ч
Глава 5. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии
Несмотря на наличие более двух десятков крупных потребителей электроэнергии в Костромской области основную роль в обеспечении спроса на электроэнергию играют ОАО «РЖД» и ООО «Кроностар», на долю которых приходится более 60% электропотребления крупных предприятий и 19,8% электропотребления региона.
В составе крупных промышленных потребителей электроэнергии основную роль играют деревообрабатывающие предприятия – на них приходится около 68% электропотребления. Среди остальных крупных промышленных потребителей электроэнергии присутствуют производители металлургической продукции, стройматериалов, химической продукции и изделий из пластмасс, машиностроительные предприятия и предприятия легкой промышленности. В ряду прочих потребителей электроэнергии ключевую роль играют организации жилищно-коммунального сектора. В таблице № 9 представлена динамика потребления электрической энергии крупными потребителями Костромской области в 2012 – 2016 годах.
Таблица № 9
Потребление электроэнергии крупными потребителями Костромской области в 2012 – 2016 годах, млн. кВт∙ч
Наименование предприятия
2012
2013
2014
2015
2016
ОАО «РЖД»
491,1
472,0
486,1
465,8
480,0
ООО «Кроностар»
251,9
255,2
246,5
249,0
242,5
ОАО «Мотордеталь»
28,61
26,7
18,5
-
-
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал»
39,9
36,8
34,4
32,4
31,8
ОАО «Газпромтрубинвест»
34,0
36,7
34,9
39,3
51,5
ООО «СП «Кохлома»
87,9
84,0
80,8
13,2
15,2
ОАО «Фанплит»
-
-
НАО «СВЕЗА Кострома»
-
-
-
58,5
60,3
ОАО «Мантуровский фанерный комбинат»
22,0
22,4
-
-
-
НАО «СВЕЗА Мантурово»
-
-
25,4
24,8
25,9
АО «Оборонэнергосбыт»
15,8
15,6
15,6
12,5
8,7
ООО «Резилюкс-Волга»
17,0
13,1
16,4
20,2
21,4
ООО «Стромнефтемаш»
13,4
9,5
5,5
1,6
-
АО «ГАКЗ»
16,1
10,7
11,7
5,0
5,5
ПАО «ТГК-2»
9,9
10,2
9,7
9,2
9,2
ООО «Костромаинвест»
10,7
11,3
11,1
10,5
10,3
МКУ «СМЗ по ЖКХ»
10,3
11,2
10,2
11,1
11,4
ООО «БКЛМ»
10,0
9,6
9,7
9,3
9,3
филиал ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго»
10,2
9,6
9,5
9,1
8,9
АО «Костромской силикатный завод»
7,9
7,9
8,0
8,3
6,2
АО «Шувалово»
9,6
8,3
5,7
5,7
6,7
МУП «Коммунсервис» Костромского района
7,5
8,1
7,3
7,0
7,1
ООО «КТЭК»
7,7
4,3
5,7
7,3
-
МУП г. Костромы «Городские сети»
-
-
-
-
8,8
ПАО «Ростелеком»
7,6
7,4
7,7
7,0
6,6
ЗАО «Экохиммаш»
7,3
6,5
6,8
7,5
8,2
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал» – один из крупнейших природопользователей Костромской области. Ежегодно из р. Волги забираются, проходят очистку и подаются населению и предприятиям города около 54 млн. кубометров воды и 40 тыс. кубометров воды в год – из артезианских скважин.
НАО «СВЕЗА Кострома» (ранее ОАО «Фанплит») выпускает в год до 210 тыс. кубометров фанеры и до 100 тыс. кубометров древесностружечных плит. Продукция комбината пользуется большим спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынке.
ОАО «Газпромтрубинвест» – металлургическое предприятие в г. Волгореченске Костромской области, специализирующееся на выпуске труб. Завод является дочерней компанией ПАО «Газпром». Максимум нагрузки ОАО «Газпромтрубинвест» за 2011 год составил 4,5 МВт.
В последние годы структура потребления электроэнергии крупными потребителями Костромской области несколько изменилась. Повысилась роль обрабатывающей промышленности, снизилась роль транспорта и связи и прочих потребителей. В основе роста показателей промышленного электропотребления в 2011 – 2015 годы – развитие производства на ООО «Кроностар» и ОАО «Газпромтрубинвест». Вместе с тем в данный период некоторые промышленные предприятия в машиностроении и легкой промышленности снизили объемы электропотребления. Падение роли транспорта и связи объясняется снижением потребностей в электроэнергии со стороны ОАО «РЖД».
Глава 6. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Костромской области
Объемы потребления тепловой энергии в Костромской области определены на основании данных Федеральной службы государственной статистики (далее – Росстат).
Объемы потребления тепловой энергии в Костромской области в 2011 – 2015 годах представлены в таблице № 10.
Таблица № 10
Динамика объемов потребления тепловой энергии
в Костромской области в 2011 – 2015 годах
Показатели
2011
2012
2013
2014
2015
Полное потребление, тыс. Гкал
5 261,0
5 550,4
5 287,5
5 086,8
5 013,0
темп прироста, % к предыдущему году
- 7,1
5,5
- 4,7
- 3,8
- 1,5
Потери при распределении, тыс. Гкал
521,6
587,0
559,2
538,0
530,2
Полезное/конечное потребление, тыс. Гкал
4 739,4
4 963,0
4 728,3
4 548,8
4 482,8
100,0%
темп прироста, % к предыдущему году,
- 7,5
4,7
- 4,7
- 3,8
-1,5
в том числе, тыс. Гкал:
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
187,7
173,1
187,3
180,2
177,5
4,0%
обрабатывающая промышленность
1 538,2
1 449,2
1 534,6
1 476,4
1 454,9
32,4%
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
290,3
300,0
289,6
278,6
274,6
6,1%
строительство
11,9
9,7
11,9
11,4
11,3
0,3%
транспорт и связь
71,6
45,5
71,4
68,7
67,7
1,5%
прочие виды деятельности, в том числе сфера услуг
787,6
1 099,7
785,7
755,9
745,0
16,6%
население
1 852,1
1 885,8
1 847,8
1 777,6
1 751,8
39,1%
За указанный период потребление тепловой энергии уменьшилось на 248 тыс. Гкал, или на 4,7% к уровню 2011 года. Конечное теплопотребление претерпело еще более существенное сокращение – на 256,6 тыс. Гкал, или 5,4%. Указанные изменения обусловлены объективными факторами: погодными условиями, реализацией мероприятий по энергосбережению, перераспределением структуры экономики в пользу менее теплоемких секторов.
В структуре потребления тепловой энергии по основным отраслям экономики в Костромской области доминирует сектор «Население», который обеспечивает около 39% спроса на тепло. Еще 32% приходится на обрабатывающую промышленность. На непроизводственных потребителей, в том числе на сферу услуг, приходится 17%. Доля потерь при распределении – около 10% суммарного теплопотребления. Наименьшая доля в структуре теплопотребления приходится на строительную отрасль, теплопотребление которой составляет всего около 0,3% от его общего объема.
Обеспечение потребителей тепловой энергией в 2016 году осуществлялось от 905 источников. В числе наиболее крупных источников тепловой энергии могут быть выделены источники, принадлежащие филиалу «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация», ПАО «ТГК-2» (Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Районная котельная № 2) и МУП «Шарьинская ТЭЦ». В таблице № 11 приведены данные об установленной тепловой мощности источников, принадлежащих АО «Интер РАО – Электрогенерация», ПАО «ТГК-2» и МУП «Шарьинская ТЭЦ», расположенных на территории Костромской области, в 2016 году.
1
Таблица № 11
Установленная тепловая мощность источников, принадлежащих АО «Интер РАО – Электрогенерация», ПАО «ТГК-2» и МУП «Шарьинская ТЭЦ», расположенных на территории Костромской области, в 2016 году
Компания
Станция
Тип оборудования
Станционный номер
Марка/модель
Вид топлива
Мощность, т пар/ч
Мощность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1
2
3
4
5
6
7
8
9
АО «Интер РАО – Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
Турбоагрегаты
№ 1
К-300-240
50
1969
№ 2
К-300-240
50
1969
№ 3
К-300-240
50
1970
№ 4
К-300-240
50
1970
№ 5
К-300-240
50
1971
№ 6
К-300-240
50
1972
№ 7
К-300-240
50
1972
№ 8
К-300-240
50
1973
№ 9
К-1200-240-3
50
1980
Котлоагрегаты
№ 1
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 2
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 3
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 4
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 5
ТГМП-314
газ/мазут
950
1971
№ 6
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 7
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 8
ТГМП-314
газ/мазут
950
1973
№ 9
ТГМП-1202
газ/мазут
3 950
1980
Всего
11 550
450
ПАО «ТГК-2»
Костромская ТЭЦ-1
Турбоагрегаты
№ 2
Р-12-35/5
74
1976
№ 4
АП-6
28
1958
№ 5
Р-12-35/5
74
1965
№ 6
Р-12-35/5
74
1966
Котлоагрегаты
№ 1
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1968
№ 2
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1973
№ 3
ПТВМ-100
газ/мазут
100
1976
№ 3
БКЗ-75-39
торф/газ/
мазут
75
1965
№ 4
БКЗ-75-39
торф/газ/
мазут
75
1965
№ 5
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1966
№ 6
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1967
№ 7
БКЗ-75-39
торф/газ/
мазут
75
1983
№ 8
БКЗ-75-39
торф/газ/
мазут
75
1988
Всего
450
450
ПАО «ТГК-2»
Районная отопительная котельная №2
Котлоагрегаты
№ 1
ДКВР-4/13
газ/мазут
4
1986
№ 2
ДКВР-4/13
газ/мазут
4
1986
№ 3
ПТВМ-30
газ/мазут
34
1987
№ 4
ПТВМ-30
газ/мазут
34
1987
№ 5
ПТВМ-30
газ/мазут
33
1987
Всего
8
101
Костромская ТЭЦ-2
Турбоагрегаты
№ 1
ПТ-60-130/13
136
1974
№ 2
Т-100-120/130-3
175
1976
Котлоагрегаты
№ 1
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1974
№ 2
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1975
№ 3
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1976
№ 4
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1978
№ 3
КВГМ-100
газ/мазут
100
1989
№ 4
КВГМ-100
газ/мазут
100
1991
№ 5
КВГМ-100
газ/мазут
100
1994
Всего
840
611
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
Турбоагрегаты
№ 1
ПР-6-35 (5) 1,2
31
1965
№ 2
ПР-6-35 (15) 5
56
1966
№3
Р-12-35/5
74
1979
Котлоагрегаты
№1
ТП-35/39У
торф
35
1964
№ 2
ТП-35/39У
торф
35
1965
№ 3
ТП-35/39У
торф
35
1966
№ 4
Т-35/40
торф
35
1973
№ 5
БКЗ-75/39
мазут
75
1975
№ 6
БКЗ-75/39
мазут
75
1976
№ 1
КВГМ-100
мазут
100
1987
№ 2
КВГМ-100
мазут
100
1986
Всего
290
361
Всего
13 138
1 973
1
Данные об объемах отпуска тепловой энергии крупными источниками теплоснабжения по группам потребителей за 2016 год приведены в таблице № 12.
Таблица № 12
Объем отпуска тепловой энергии крупными источниками
теплоснабжения по группам потребителей за 2016 год
Станция
Показатель
Объем отпуска тепловой энергии, тыс. Гкал
Костромская ГРЭС
Отпуск, в том числе:
186,8
1) полезный отпуск, в том числе:
147,9
промышленность
20,6
жилищные организации
110,7
бюджетные организации
16,6
прочие
0
2) потери
38,9
Шарьинская ТЭЦ
Отпуск, в том числе:
213,4
1) полезный отпуск, в том числе:
139,4
промышленность
0,7
жилищные организации
104,7
бюджетные организации
19,8
прочие
14,2
2) потери
74,0
Костромская ТЭЦ-1
(ПАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
648,8
1) полезный отпуск, в том числе:
558,0
промышленность
94,0
жилищные организации
247,7
бюджетные организации
77,7
прочие
138,6
2) потери
90,2
Костромская ТЭЦ-2
(ПАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
955,0
1) полезный отпуск, в том числе:
791,6
промышленность
25,6
жилищные организации
412,6
бюджетные организации
114,0
прочие
239,4
2) потери
160,2
Районная котельная № 2
(ПАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
116,1
1) полезный отпуск, в том числе:
102,1
промышленность
6,7
жилищные организации
60,5
бюджетные организации
7,5
прочие
27,4
2) потери
14,0
Также теплоснабжение потребителей осуществляет значительное количество менее крупных источников (как муниципальных и ведомственных, так и частных котельных).
Реестр котельных в разрезе муниципальных образований Костромской области представлен в таблице № 13.
При этом стоит отметить, что крупные источники тепловой энергии, приведенные в таблице № 12, покрывают около 40% от общего объема потребления тепловой энергии на территории Костромской области.
Таблица № 13
Реестр котельных в разрезе муниципальных образований Костромской области
№
п/п
Наименование муниципального образования Костромской области
Количество котельных, ед.
Мощность котельных, Гкал/ч
1.
г. Буй
17
82,8
2.
г. Галич
31
84,7
3.
г. Кострома
50
690,6
4.
г. Мантурово
35
92,2
5.
г. Шарья
22
58,8
6.
г. Волгореченск
-
-
7.
Антроповский район
25
9,1
8.
Буйский район
36
33,1
9.
Вохомский район
46
18,6
10.
Галичский район
35
16,5
11.
Кадыйский район
33
13,6
12.
Кологривский район
18
8,0
13.
Костромской район
53
123,6
14.
Красносельский район
60
28,3
15.
Макарьевский район
33
25,6
16.
Мантуровский район
18
12,6
17.
Межевской район
15
6,2
18.
г. Нерехта и Нерехтский район
31
72,6
19.
г. Нея и Нейский район
30
42,3
20.
Октябрьский район
14
7,9
21.
Островский район
45
24,7
22.
Павинский район
24
7,2
23.
Парфеньевский район
20
16,0
24.
Поназыревский район
15
15,9
25.
Пыщугский район
17
9,2
26.
Солигаличский район
37
32,8
27.
Судиславский район
40
26,7
28.
Сусанинский район
36
8,5
29.
Чухломский район
35
12,0
30.
Шарьинский район
29
20,2
Итого
900
1 600,24
1
Крупнейшей системой централизованного теплоснабжения в Костромской области является система теплоснабжения г. Костромы. Данные об объемах теплопотребления указанной системы теплоснабжения не приведены в статистической отчетности Росстата, однако оценить последние возможно на основании данных о структуре полезного отпуска основных источников теплоснабжения города, принадлежащих ПАО «ТГК-2»: Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Районная котельная № 2. Потребность г. Костромы в тепловой энергии по группам потребителей в 2012 – 2016 годах представлена в таблице № 14.
Таблица № 14
Потребность г. Костромы в тепловой энергии по группам потребителей в 2012 – 2016 годах, тыс. Гкал
г. Кострома
Объем отпуска тепловой энергии
2012
2013
2014
2015
2016
Всего, в т.ч.:
1 852,4
1 820,8
1 805,7
1 612,4
1 719,9
1) полезный отпуск, в том числе:
1 590,7
1 595,4
1 514,9
1 368,5
1 451,7
промышленность
215,5
203
123,5
115,9
126,3
жилищные организации
864,8
876,4
839,5
708,1
720,8
бюджетные организации
260,4
264
218,4
181,5
199,2
прочие
250
252
333,5
363,0
405,4
2) потери
257,6
221,5
287,2
240,3
264,4
Кроме г. Костромы, других населенных пунктов с численностью населения свыше 100 тыс. человек на территории Костромской области нет.
Наибольшее число крупных потребителей тепловой энергии также сосредоточено в г. Костроме. Перечень крупных потребителей тепловой энергии приведен в таблице № 15. Теплоснабжение таких потребителей осуществляется от источников ПАО «ТГК-2».
Таблица № 15
Перечень крупных потребителей тепловой энергии Костромской области
№ п/п
Наименование потребителя
2015 год
2016 год
потреб-ление, тыс. Гкал
суммарная договорная нагрузка, Гкал/ч
потреб-ление, тыс. Гкал
суммарная договорная нагрузка, Гкал/ч
1
2
3
4
5
6
1.
НАО «СВЕЗА Кострома»
51,7
46,0
60,2
46,0
2.
ФКУ «Исправительная колония № 1 Управления Федеральной службы исполнения наказаний по Костромской области»
9,4
5,3
11,2
5,3
3.
ООО «БКЛМ»
30,1
25,4
31,4
25,4
4.
ООО «Костромаинвест»
7,7
5,9
7,8
5,9
5.
ООО «Управляющая компания жилищно-коммунального хозяйства № 1»
30,4
24,2
40,2
24,2
6.
ООО «Заволжье»
23,8
20,5
34,4
19,1
7.
ООО «Управляющая компания Жилстрой»
22,3
18,4
25,6
16,4
8.
ООО «УК «Жилсервис»
16,2
10,2
17,3
10,6
9.
ООО «Жилищно-эксплуатационное ремонтно-строительное управление № 2»
14,3
7,8
15,0
7,5
10.
ООО «Управляющая компания «Костромской Дом»
98,3
79,3
133,5
78,0
11.
ООО «Управляющая Компания жилищно-коммунального хозяйства № 3»
22,2
27,0
43,2
27,4
12.
ООО «Управляющая компания «Коммунальный функциональный комплекс-44»
16,2
13,8
20,7
12,6
13.
ООО «Управляющая компания ЖКХ № 2»
32,3
18,8
35,5
18,5
14.
ООО «УК Жилстрой-2»
14,2
10,5
14,9
8,9
15.
ООО «Управляющая компания «Ремжилстрой+»
22,2
18,4
27,9
18,2
16.
ОГБУЗ «Окружная больница Костромского округа № 1»
5,4
5,1
5,7
5,1
17.
АО «Тепличный комбинат «Высоковский»
25,3
110,6
26,3
110,6
18.
МУП ЖКХ «Караваево» администрации Караваевского сельского поселения Костромского муниципального района Костромской области
32,6
28,3
33,2
12,6
19.
ОГБУЗ «Костромская областная клиническая больница имени Королева Е.И.»
8,2
5,0
8,6
5,0
20.
ООО УК «ИнтехКострома»
24,1
17,2
28,9
16,8
21.
ООО «Управляющая компания «Юбилейный 2007»
122,1
86,7
139,8
85,6
22.
АО «Ремонтно-эксплуатационное управление»
9,4
37,0
9,3
8,9
23.
МУП города Костромы «Городские сети»
53,9
21,1
225,4
70,4
24.
МУП города Костромы «Городская управляющая компания»
46,0
21,9
52,0
21,3
К числу крупных потребителей области также относятся АО «Галичский автокрановый завод» (потребление около 56 тыс. Гкал), Нерехтское производственное подразделение «Нерехтский механический завод» АО «НПО «Базальт» (потребление около 28 тыс. Гкал), ОАО «Газпромтрубинвест» (потребление около 25 тыс. Гкал), ПАО «Красносельский Ювелирпром» (потребление около 10 тыс. Гкал). При этом данные потребители обладают собственными котельными.
Источниками тепловой мощности АО «ГАКЗ» являются водогрейная и паровая котельные. Установленная мощность водогрейной котельной 70 Гкал/ч (2 водогрейных отопительных котла марки ПТВМ-30М с мощностью 35 Гкал/ч каждый). Установленная мощность паровой котельной – 12 Гкал/ч (2 паровых котла марки ДКВР 10/30 с мощностью 6 Гкал/ч каждый).
Заводская котельная Нерехтского производственного подразделения «Нерехтский механический завод» АО «НПО «Базальт» с установленной тепловой мощностью 42,5 Гкал/ч. На объекте установлены паровые котлы типа ДКВР 25/13 и ДКВР 10/13.
Глава 7. Структура установленной электрогенерирующей мощности на территории Костромской области
По состоянию на 31 декабря 2016 года установленная мощность электростанций Костромской области составила 3 824 МВт.
На территории Костромской области деятельность по производству и поставке на оптовый рынок электроэнергии и мощности осуществляют следующие генерирующие компании:
1) филиал «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
2) ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома.
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по состоянию на 31 декабря 2016 года приведена в таблице № 16 и на рисунке № 10.
Таблица № 16
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по состоянию на 31 декабря 2016 года, МВт
Тип электростанций
Генерирующие компании
Установленная мощность
ГРЭС
филиал «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»
3 600
ТЭЦ
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
203
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
21
Всего
3 824
По сравнению с 2015 годом установленная мощность электростанций Костромской области не изменилась.
Рисунок № 10
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по типам электростанций по состоянию
на 31 декабря 2016 года
Глава 8. Состав существующих электростанций с группировкой
по принадлежности к энергокомпаниям
На территории Костромской области выработку электроэнергии осуществляют четыре электростанции, информация о которых приведена в таблице № 17.
Таблица № 17
Состав электростанций Костромской области
по состоянию на 31 декабря 2016 года
Генерирующая компания
Электростанция
Установленная мощность, МВт
Доля в общей установленной мощности области, %
Филиал «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
3 600
94,1
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
Костромская ТЭЦ-1
33
0,9
Костромская ТЭЦ-2
170
4,4
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
21
0,6
Всего
3 824
100
По состоянию на 31 декабря 2016 года основная доля в установленной мощности электростанций Костромской области (94,1%) приходилась на Костромскую ГРЭС.
Костромская ГРЭС является основным питающим центром Костромской энергосистемы, обеспечивающим электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
В таблице № 18 представлена характеристика основного производственного оборудования Костромской ГРЭС.
Таблица № 18
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ГРЭС
Станци- онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощ-ность,
т пар/ч
Мощ-ность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1
2
3
4
5
6
7
Турбоагрегаты
№ 1
К-300-240
300
50
1969
№ 2
К-300-240
300
50
1969
№ 3
К-300-240
300
50
1970
№ 4
К-300-240
300
50
1970
№ 5
К-300-240
300
50
1971
№ 6
К-300-240
300
50
1972
№ 7
К-300-240
300
50
1972
№ 8
К-300-240
300
50
1973
№ 9
К-1200-240-3
1 200
50
1980
Котлоагрегаты
№ 1
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 2
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 3
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 4
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 5
ТГМП-314
газ/мазут
950
1971
№ 6
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 7
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 8
ТГМП-314
газ/мазут
950
1973
№ 9
ТГМП-1202
газ/мазут
3 950
1980
Генераторы
№ 1
ТВВ-320-2УЗ
300
1969
№ 2
ТВВ-350-2УЗ
350
1969/1995
№ 3
ТВВ-320-2УЗ
300
1970
№ 4
ТВВ-350-2УЗ
350
1970/2006
№ 5
ТВВ-320-2УЗ
300
1971/2007
№ 6
ТВВ-320-2УЗ
300
1972
№ 7
ТВВ-320-2УЗ
300
1972
№ 8
ТВВ-320-2УЗ
300
1973
№ 9
ТВВ-1200-2УЗ
1 200
1980/1991
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома входит в состав ПАО «Территориальная генерирующая компания № 2». Выработку электроэнергии в регионе осуществляют Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2. Информация об установленной электрической и тепловой мощности электростанций ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома приведена в таблице № 19.
Таблица № 19
Установленная электрическая и тепловая мощность электростанций
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
Электростанции
Установленная электрическая мощность, МВт
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Костромская ТЭЦ-1
33
450
1930
Костромская ТЭЦ-2
170
611
1974
Итого
203
1 061
-
Структура установленной электрической мощности объектов ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома по состоянию на 31 декабря 2016 года приведена на рисунке № 11.
Рисунок № 11
Структура установленной электрической мощности объектов ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
по состоянию на 31 декабря 2016 года
Наибольшая доля в установленной мощности объектов ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома приходится на Костромскую ТЭЦ-2 – 83,7%.
Костромская ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1974 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 170 МВт, тепловая – 611 Гкал/ч. Характеристика основного производственного оборудования Костромской ТЭЦ-2 приведена в таблице № 20.
Таблица № 20
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ТЭЦ-2
Станци-онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, т пар/ч
Мощность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Турбоагрегаты
№ 1
ПТ-60-130/13
60
136
1974
№ 2
Т-100-120/130-3
110
175
1976
Котлоагрегаты
№ 1
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1974
№ 2
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1975
№ 3
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1976
№ 3
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1978
№ 3
КВГМ-100
газ/мазут
100
1989
№ 4
КВГМ-100
газ/мазут
100
1991
№ 5
КВГМ-100
газ/мазут
100
1994
Генераторы
№ 1
ТВФ-63-2
60
1974
№ 2
ТВФ-120-2
110
1976
На Костромскую ТЭЦ-1 приходится 16,3% от установленной мощности всех электростанций ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома.
Костромская ТЭЦ-1 введена в эксплуатацию в 1930 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 33 МВт, тепловая – 450 Гкал/ч. В таблице № 21 приведена характеристика основного производственного оборудования Костромской ТЭЦ-1.
Таблица № 21
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ТЭЦ-1
Станци-онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, т пар/ч
Мощность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1
2
3
4
5
6
7
Турбоагрегаты
№ 2
Р-12-35/5
9
74
1976
№ 4
АП-6
6
28
1958
№ 5
Р-12-35/5
9
74
1965
№ 6
Р-12-35/5
9
74
1966
Котлоагрегаты
№ 1
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1968
№ 2
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1973
№ 3
ПТВМ-100
газ/мазут
100
1976
№ 3
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1965
1
2
3
4
5
6
7
№ 4
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1965
№ 5
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1966
№ 6
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1967
№ 7
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1983
№ 8
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1988
Генераторы
№ 2
Т2-12-2
9
1976
№ 4
Т2-6-2
6
1958
№ 5
Т2-12-2
9
1965
№ 6
Т2-12-2
9
1966
Шарьинская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1965 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 21 МВт, тепловая – 388 Гкал/ч. Характеристика основного производственного оборудования Шарьинской ТЭЦ приведена в таблице № 22.
Таблица № 22
Характеристика основного производственного оборудования
Шарьинской ТЭЦ
Станци-онный номер
Марка/модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, т пар/ч
Мощность, Гкал/ч
Дата ввода в эксплуатацию
Турбоагрегаты
№ 1
ПР-6-35 (5) 1,2
3
31
1965
№ 2
ПР-6-35 (15) 5
6
56
1966
№ 3
Р-12-35/5
12
74
1979
Котлоагрегаты
№ 1
ТП-35/39У
торф
35
1964
№ 2
ТП-35/39У
торф
35
1965
№ 3
ТП-35/39У
торф
35
1966
№ 4
Т-35/40
торф
35
1973
№ 5
БКЗ-75/39
мазут
75
1975
№ 6
БКЗ-75/39
мазут
75
1976
№ 1
КВГМ-100
мазут
100
1987
№ 2
КВГМ-100
мазут
100
1986
Генераторы
№ 1
Т2-6-2
3
1965
№ 2
Т2-6-2
6
1966
№ 3
Т12-2
12
1979
Важнейшей проблемой энергетической отрасли в настоящее время является старение основного оборудования электростанций. В таблице № 23 приведена возрастная структура оборудования электростанций Костромской области в разрезе генерирующих компаний.
На электростанциях Костромской области более 30 лет не осуществлялся ввод нового оборудования. Основная часть установленной мощности электростанций (2 591 МВт, или 67,8% от суммарной установленной мощности электростанций) введена в период 1971 – 1980 годы (рисунок № 12). Доля установленной электрической мощности оборудования, введенного в эксплуатацию более 50 лет назад, невелика и составляет всего 0,9%.
Таблица № 23
Возрастная структура оборудования электростанций Костромской области в разрезе генерирующих компаний, МВт
Электростанции
Годы ввода установленной мощности
1951 – 1960
1961 – 1970
1971 – 1980
Всего
Костромская ГРЭС
0
1 200
2 400
3 600
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
ТЭЦ-1
6
18
9
33
ТЭЦ-2
0
0
170
170
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
0
9
12
21
Всего
6
1 227
2 591
3 824
Рисунок № 12
Возрастная структура электрогенерирующих мощностей
в Костромской области, МВт
Глава 9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций
и видам собственности
В 2016 году в Костромской области произведено 15 284,8 млн. кВт∙ч электроэнергии. По сравнению с 2015 годом выработка электроэнергии увеличилась на 300,5 млн. кВт∙ч, или на 2,0%.
В таблице № 24 приведена выработка электроэнергии по типам электростанций в Костромской области в 2015 – 2016 годах.
Увеличение выработки электроэнергии в 2016 году произошло за счет увеличения выработки электроэнергии на электростанциях всех типов, но главным образом обусловлено загрузкой Костромской ГРЭС.
Таблица № 24
Выработка электроэнергии по типам электростанций в Костромской области в 2015 – 2016 годах
Тип электростан-ции
2015
2016
выработка, млн. кВт∙ч
прирост, %
выработка, млн. кВт∙ч
прирост, %
доля в выработке, %
Всего,
в том числе
14 984,3
-9,2
15 284,8
2,0
100
ГРЭС
14 086,7
-9,6
14 330,9
1,7
93,8
ТЭЦ
897,6
-2,5
953,9
6,3
6,2
Сведения о динамике и структуре производства электроэнергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций приведены в таблице № 25.
Таблица № 25
Динамика и структура производства электроэнергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций
Генерирующая компания
Электростанция
Выработка электроэнергии в 2016 году,
млн. кВт∙ч
Прирост по отношению к 2015 году, %
Филиал «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
14 330,9
1,7
ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
Костромская
ТЭЦ-1
86,1
6,7
Костромская
ТЭЦ-2
834,5
4,9
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
33,3
53,4
Всего
15 284,8
2,0
Самым крупным производителем электроэнергии в Костромской области является Костромская ГРЭС. Выработка электроэнергии на Костромской ГРЭС в 2016 году увеличилась по сравнению с 2015 годом на 1,7% и составила 14 330,9 млн. кВт∙ч (или 93,8% от суммарной выработки электрической энергии в области).
Выработка электроэнергии объектами ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома в 2016 году составила 920,6 млн. кВт∙ч (6,0% от суммарной выработки в регионе), причем основная доля электроэнергии (около 90%) выработана на Костромской ТЭЦ-2 .
Глава 10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Костромской области
Собственный максимум нагрузки энергосистемы в 2016 году составил 645 МВт, что составило увеличение на 4,0% по отношению к 2015 году.
На рисунке № 13 представлены годовые графики месячных максимумов нагрузки Костромской энергосистемы. Снижение максимальных нагрузок в летний период составляет 30 – 33% от годового максимума. В период мирового экономического кризиса, который в нашей стране сказался на уменьшении абсолютных значений электропотребления, начиная с 4 квартала 2008 года, неравномерность месячных нагрузок увеличилась до 39%.
В таблице № 26 представлены значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годах.
Коэффициент неравномерности графиков по потреблению Костромской энергосистемы – отношение минимальной и максимальной нагрузки энергосистемы за рассматриваемый период времени.
Рисунок № 13
Годовые графики месячных максимумов нагрузки
Костромской энергосистемы
Коэффициент заполнения графиков по потреблению – отношение средней и максимальной нагрузки энергосистемы за рассматриваемый период времени.
Характер суточной нагрузки Костромской энергосистемы один из самых неравномерных среди всех энергосистем ОЭС Центра. К примеру, более низкие значения приведенных показателей в 2011 году демонстрировали только Московская и Ивановская энергосистемы.
Неравномерность графика потребления в рассматриваемом периоде увеличилась, что, очевидно, связано со снижением промышленного потребления в ночные часы, а также увеличением доли быта в общей структуре электропотребления области.
1
Таблица № 26
Значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годах
Коэффициенты неравномерности суточных графиков нагрузки Костромской энергосистемы
Год
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
2011
0,695
0,729
0,725
0,709
0,657
0,642
0,678
0,67
0,668
0,691
0,69
0,685
2010
0,714
0,719
0,736
0,699
0,669
0,663
0,677
0,694
0,684
0,691
0,711
0,711
2009
0,687
0,706
0,719
0,72
0,669
0,641
0,658
0,684
0,675
0,677
0,704
0,711
2008
0,763
0,769
0,754
0,717
0,667
0,665
0,667
0,678
0,68
0,684
0,714
0,703
2007
0,807
0,791
0,829
0,781
0,754
0,709
0,714
0,716
0,744
0,721
0,781
0,783
Коэффициенты заполнения суточных графиков нагрузки потребителей Костромской энергосистемы
Год
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
2011
0,877
0,884
0,884
0,867
0,849
0,845
0,857
0,854
0,857
0,864
0,87
0,869
2010
0,879
0,876
0,885
0,862
0,86
0,857
0,863
0,866
0,858
0,874
0,889
0,881
2009
0,869
0,881
0,871
0,857
0,843
0,844
0,849
0,858
0,86
0,857
0,877
0,881
2008
0,913
0,911
0,891
0,864
0,849
0,854
0,849
0,853
0,854
0,86
0,885
0,881
2007
0,926
0,9
0,908
0,889
0,883
0,844
0,861
0,874
0,881
0,88
0,912
0,91
1
Фактические балансы электрической энергии и мощности в 2012 – 2016 годах в Костромской области приведены в таблице № 27.
Таблица № 27
Балансы электрической энергии и мощности в 2012 – 2016 годах
Показатели
2012
2013
2014
2015
2016
Выработка, млн. кВт∙ч
15 180
15 203
16 502
14 984,3
15 284,8
Потребление, млн. кВт∙ч
3 655
3 602
3 617
3 578,8
3 636,3
Сальдо, млн. кВт∙ч
- 11 525
- 11 601
- 12 885
- 11 405,5
- 11 648,5
Генерация, МВт
2 582
2 603
2 867
2 869
1 696
Потребление, МВт
684
655
645
620
645
Сальдо, МВт
- 1 898
- 1 948
- 2 222
- 2 249
- 1 051
Анализ данных, приведенных в таблицах, показывает, что Костромская энергосистема является избыточной как по мощности, так и по объему (количеству) вырабатываемой электроэнергии.
Глава 11. Крупные энергоузлы Костромской энергосистемы
По данным филиала ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго», основными энергоузлами Костромской области являются следующие районы электрических сетей (далее – РЭС): Городской, Костромской, Красносельский, Нерехтский, Галичский, Буйский, Мантуровский и Шарьинский. В таблице № 28 представлена характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы в 2012 – 2016 годах.
Таблица № 28
Характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы в 2012 – 2016 годах
№ п/п
Наименование энергоузла
2012
2013
2014
2015
2016
1
2
3
4
5
6
7
1.
Городской РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
750,29
750,67
747,81
736,16
743,56
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
646,41
639,88
649,59
647,30
656,82
сальдо, млн. кВт∙ч
103,88
110,79
98,22
88,86
86,75
покрытие, МВт
129,20
129,40
129,40
129,25
128,18
максимум нагрузки, МВт
110,13
109,02
109,02
109,5
111,91
сальдо, МВт
19,10
20,04
20,40
19,75
16,27
2.
Костромской РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
144,67
144,15
145,29
146,08
153,04
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
111,12
111,54
113,64
116,20
119,25
сальдо, млн. кВт∙ч
33,55
32,61
31,65
29,88
33,79
покрытие, МВт
26,30
28,83
28,83
30,20
31,64
максимум нагрузки, МВт
22,10
22,18
22,18
24,78
25,43
сальдо, МВт
4,20
6,65
6,65
5,42
6,21
3.
Красносельский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
61,35
62,86
63,19
63,82
69,86
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
47,94
47,73
48,98
50,05
54,46
сальдо, млн. кВт∙ч
13,41
15,13
14,20
13,76
15,40
покрытие, МВт
16,72
18,34
18,34
16,84
20,38
максимум нагрузки, МВт
11,11
11,06
11,06
11,13
12,62
сальдо, МВт
5,61
7,28
7,28
7,42
7,76
4.
Нерехтский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
81,79
77,64
79,05
77,81
77,99
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
58,26
58,45
59,15
59,25
58,53
сальдо, млн. кВт∙ч
23,53
19,19
19,90
18,55
19,46
покрытие, МВт
18,44
18,77
18,77
18,81
17,58
максимум нагрузки, МВт
14,50
14,55
14,55
14,60
14,57
сальдо, МВт
4,62
5,74
5,74
5,76
3,02
5.
Галичский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
66,86
65,17
63,42
61,20
61,53
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
52,11
50,43
49,38
47,43
48,29
сальдо, млн. кВт∙ч
14,75
14,74
14,04
13,77
13,24
покрытие, МВт
15,20
14,81
14,81
14,80
13,99
максимум нагрузки, МВт
12,57
12,16
12,16
11,00
11,65
сальдо, МВт
2,63
2,65
2,65
3,80
2,34
6.
Буйский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
78,56
75,22
73,44
71,06
72,40
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
63,17
60,85
60,60
59,46
60,63
сальдо, млн. кВт∙ч
15,39
14,36
12,84
11,60
11,77
покрытие, МВт
16,03
15,35
15,35
15,00
14,61
максимум нагрузки, МВт
14,17
13,65
13,65
13,30
12,24
сальдо, МВт
1,86
1,70
1,70
1,70
2,38
7.
Мантуровский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
50,85
48,90
48,29
47,96
48,60
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
38,28
37,97
37,87
37,03
38,47
сальдо, млн. кВт∙ч
12,57
10,92
10,42
10,93
10,13
покрытие, МВт
11,18
10,75
10,75
10,65
10,69
максимум нагрузки, МВт
8,84
8,77
8,77
8,60
8,88
сальдо, МВт
2,34
1,98
1,98
2,05
1,80
8.
Шарьинский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт∙ч
91,40
94,67
92,24
95,28
102,64
годовой объем электропотребления, млн. кВт∙ч
69,04
71,47
71,39
75,71
79,60
сальдо, млн. кВт∙ч
22,36
23,20
20,85
19,57
23,04
покрытие, МВт
18,28
18,93
18,93
19,20
20,68
максимум нагрузки, МВт
14,88
15,40
15,40
16,00
16,82
сальдо, МВт
3,40
3,53
3,53
3,20
3,86
Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов Костромской области за 2012 – 2016 годы представлена в таблице № 29.
Таблица № 29
Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов Костромской области за 2012 – 2016 годы
№
п/п
Наименование энергоузла
Профицит центра питания, МВА
2012
2013
2014
2015
2016
1
2
3
4
5
6
7
Городской РЭС
1.
ПС 110/35/6 кВ «Аэропорт»
13,77
11,71
11,71
11,71
10,23
2.
ПС 110/35/10 кВ «Восточная-2»
3,23
19,38
19,38
19,38
20,46
3.
ПС 110/35/6 кВ «Кострома-3»
-0,99
-0,99
-0,24
-0,40
5,9
4.
ПС 110/35/10 кВ «Южная»
12,27
11,58
9,32
9,32
12,22
5.
ПС 110/10 кВ «Давыдовская»
17,36
17,36
20,51
14,38
14,36
6.
ПС 110/6 кВ «Кострома-1»
0,12
0,12
-0,23
6,07
7,47
7.
ПС 110/6 кВ «Северная»
1,76
1,76
1,61
1,52
3,25
8.
ПС 110/6 кВ «Строммашина»
28,17
28,17
30,71
30,71
31,12
9.
ПС 110/10/6 кВ «Центральная»
9,81
9,81
7,56
7,26
7,26
10.
ПС 110/6 кВ «Восточная-1»
3,89
10,18
8,52
8,51
9,20
11.
ПС 35/6 кВ «Байдарка»
5,83
5,58
5,58
5,58
5,00
12.
ПС 35/6 кВ «Волжская»
3,67
3,67
3,77
3,68
2,29
13.
ПС 35/10 кВ «Караваево»
3,16
3,16
3,26
3,26
2,88
14.
ПС 35/10 кВ «Коркино»
1,75
1,47
1,47
1,29
0,49
Волгореченский РЭС
15.
ПС 110/35/10 кВ «КПД»
10,70
10,70
20,83
15,14
12,70
16.
ПС 110/35/6 кВ «СУ ГРЭС»
3,81
3,81
4,07
4,07
10,83
17.
ПС 35/6 кВ «Сидоровское»
2,75
2,75
3,05
3,05
2,62
Красносельский РЭС
18.
ПС 35/10 кВ «Гридино»
0,47
0,47
0,60
0,60
0,90
19.
ПС 35/10 кВ «Новинки»
1,29
1,27
1,25
1,25
1,51
20.
ПС 35/10 кВ «Прискоково»
0,00
0,00
0,10
0,10
0,96
21.
ПС 110/35/10 кВ «Красное»
4,39
4,39
3,42
2,29
3,69
22.
ПС 35/10 кВ «Исаево»
3,58
3,41
3,41
3,41
3,16
23.
ПС 35/10 кВ «Чапаево»
1,79
1,79
1,99
1,99
2,42
24.
ПС 35/10 кВ «Чернево»
1,95
1,95
1,78
1,76
1,89
Нерехтский РЭС
25.
ПС 110/35/6 кВ «Нерехта-1»
10,49
17,00
17,00
8,74
5,99
26.
ПС 110/10 кВ «Нерехта-1»
13,21
15,74
15,74
15,74
15,42
27.
ПС 110/10/6 кВ «Нерехта-2»
6,28
4,89
9,36
9,26
9,39
28.
ПС 35/10 кВ «Татарское»
1,38
1,38
1,45
1,45
1,61
29.
ПС 110/10 кВ «Григорцево»
1,21
1,04
1,04
1,04
1,90
30.
ПС 110/10 кВ «Клементьево»
3,02
3,02
2,96
2,96
5,21
31.
ПС 35/10 кВ «Рудино»
0,91
0,91
1,08
1,08
1,94
32.
ПС 35/10 кВ «Стоянково»
0,44
0,44
0,40
0,40
1,19
33.
ПС 35/10 кВ «Владычное»
1,31
1,31
1,44
1,44
1,37
Судиславский РЭС
34.
ПС 110/10 кВ «Столбово»
4,16
4,16
4,01
3,79
8,64
35.
ПС 35/10 кВ «Раслово»
0,65
0,65
0,85
0,82
1,72
36.
ПС 110/10 кВ «Судиславль»
4,16
4,16
4,94
4,94
5,52
37.
ПС 35/10 кВ «Воронье»
1,80
1,80
1,66
1,66
1,51
Сусанинский РЭС
38.
ПС 35/10 кВ «Андреевское»
0,74
0,68
0,69
0,69
1,27
39.
ПС 110/35/10 кВ «Сусанино»
8,46
8,46
8,60
8,42
8,39
40.
ПС 35/10 кВ «Калининская»
2,45
2,45
2,64
2,42
2,38
41.
ПС 35/10 кВ «Попадьино»
0,66
0,66
0,68
0,68
1,31
Буйский РЭС
42.
ПС 110/35/10 кВ «Буй (р)»
2,33
1,70
1,62
1,39
8,70
43.
ПС 110/10 кВ «Буй (с/х)»
1,57
1,57
2,03
2,04
1,44
44.
ПС 110/10 кВ «Западная»
7,29
7,29
7,96
7,57
4,94
45.
ПС 110/10 кВ «Елегино»
0,77
0,77
0,80
0,70
2,16
46.
ПС 35/10 кВ «Дор»
1,28
1,28
1,31
1,31
1,68
47.
ПС 35/10 кВ «Дьяконово»
1,02
1,02
1,08
1,08
1,05
48.
ПС 35/10 кВ «Кренёво»
2,03
2,03
2,30
2,20
2,01
49.
ПС 35/10 кВ «Ликурга»
1,40
1,40
1,67
1,67
1,68
50.
ПС 35/10 кВ «Семеновское»
1,40
1,26
1,26
1,26
1,15
51.
ПС 35/10 кВ «Химик»
1,09
1,09
1,26
1,25
2,65
52.
ПС 35/10 кВ «Шушкодом»
0,82
0,82
0,82
0,83
0,76
Солигаличский РЭС
53.
ПС 110/35/10 кВ «Солигалич»
6,47
6,47
6,76
6,69
5,08
54.
ПС 35/10 кВ «Починок»
1,49
1,49
1,52
1,52
1,68
55.
ПС 35/10 кВ «Горбачево»
1,55
1,55
1,57
1,57
0,82
56.
ПС 35/10 кВ «Калинино»
0,43
0,47
0,47
0,47
1,42
57.
ПС 35/10 кВ «Куземино»
1,28
1,28
1,34
1,34
1,25
58.
ПС 35/10 кВ «Совега»
0,56
0,56
0,56
0,56
0,86
Островский РЭС
59.
ПС 110/35/10 кВ «Александрово»
3,38
3,37
3,60
3,60
4,10
60.
ПС 110/35/10 кВ «Красная Поляна»
7,48
7,07
7,07
7,07
8,49
61.
ПС 35/10 кВ «Адищево»
1,21
1,21
1,21
1,21
2,39
62.
ПС 35/10 кВ «Игодово»
1,53
1,53
0,93
1,56
1,50
63.
ПС 35/10 кВ «Клеванцово»
1,44
1,44
1,48
1,48
1,92
64.
ПС 35/10 кВ «Островское»
1,83
1,83
2,05
2,05
2,29
Галичский РЭС
65.
ПС 110/35/10 кВ «Новая»
4,33
4,33
5,14
5,14
6,39
66.
ПС 110/35/10 кВ «Орехово»
5,26
4,95
4,95
4,95
5,47
67.
ПС 110/10 кВ «Лопарево»
2,57
2,57
2,74
2,74
2,53
68.
ПС 35/10 кВ «ПТФ»
3,75
3,75
4,47
3,74
3,76
69.
ПС 35/10 кВ «Кабаново»
2,52
2,52
2,45
2,45
2,32
70.
ПС 35/10 кВ «Левково»
0,52
0,61
0,61
0,61
1,29
71.
ПС 35/10 кВ «Н.Берёзовец»
0,10
0,10
0,12
0,04
1,97
72.
ПС 35/10 кВ «Пронино»
2,45
2,45
2,45
2,45
2,25
73.
ПС 35/10 кВ «Толтуново»
2,51
2,51
2,52
2,36
2,91
74.
ПС 35/10 кВ «Степаново»
2,00
2,00
1,91
1,91
3,37
Чухломский РЭС
75.
ПС 110/35/10 кВ «Чухлома»
4,71
4,61
4,30
4,12
4,71
76.
ПС 110/10 кВ «Луковцино»
1,19
1,19
0,85
0,97
1,82
77.
ПС 110/10 кВ «Фёдоровское»
1,35
1,35
1,40
1,39
2,25
78.
ПС 35/10 кВ «Панкратово»
0,33
0,33
0,36
0,36
0,91
79.
ПС 35/10 кВ «Петровское»
0,45
0,44
0,44
0,44
1,18
80.
ПС 35/10 кВ «Судай»
1,16
1,16
1,25
1,25
1,40
Антроповский РЭС
81.
ПС 110/35/10 кВ «Антропово (р)»
0,52
0,52
1,22
1,22
2,76
82.
ПС 35/10 кВ «Палкино»
2,38
2,38
2,44
2,44
2,63
83.
ПС 35/10 кВ «Словинка»
1,63
1,63
1,65
1,65
1,68
84.
ПС 35/10 кВ «Котельниково»
0,13
0,13
0,13
0,13
0,82
85.
ПС 35/10 кВ «Легитово»
0,72
0,72
0,84
0,84
2,09
86.
ПС 35/10 кВ «Слобода»
0,65
0,63
0,63
0,63
2,14
Кадыйский РЭС
87.
ПС 110/35/10 кВ «Кадый»
7,32
6,45
6,45
6,45
8,19
88.
ПС 35/10 кВ «Екатеринкино»
1,69
1,69
1,67
1,67
2,26
89.
ПС 35/10 кВ «Завражье»
0,45
0,45
0,51
0,51
1,28
90.
ПС 35/10 кВ «Окулово»
0,72
0,63
0,63
0,63
1,24
91.
ПС 35/10 кВ «Чернышево»
1,11
0,88
0,88
0,88
2,86
Кологривский РЭС
92.
ПС 110/35/10 кВ «Ильинское»
5,18
5,18
5,24
5,24
8,84
93.
ПС 110/35/10 кВ «Яковлево»
5,18
5,18
5,04
5,04
9,19
94.
ПС 35/10 кВ «Кологрив»
3,50
3,50
3,54
3,54
3,61
95.
ПС 35/10 кВ «Овсянниково»
1,36
1,36
1,56
1,56
1,60
96.
ПС 35/10 кВ «Черменино»
0,79
0,67
0,67
0,67
1,35
Мантуровский РЭС
97.
ПС 110/6/10 кВ «БХЗ»
23,67
23,67
24,66
24,66
24,66
98.
ПС 110/10 кВ «Гусево»
1,34
1,34
1,26
1,22
1,95
99.
ПС 35/10 кВ «Медведица»
0,77
0,77
0,92
0,92
1,96
100.
ПС 35/10 кВ «Сосновка»
1,39
1,39
1,51
1,51
1,36
Макарьевский РЭС
101.
ПС 110/35/10 кВ «Макарьев-1»
3,76
3,76
3,08
3,08
8,40
102.
ПС 35/10 кВ «Горчуха»
1,44
1,44
1,99
1,99
2,68
103.
ПС 35/10 кВ «Макарьев-2»
2,78
2,78
4,11
4,11
4,00
104.
ПС 35/10 кВ «Тимошино»
0,87
0,85
0,92
0,92
0,90
105.
ПС 35/10 кВ «Унжа»
0,34
0,34
0,96
0,96
1,03
106.
ПС 35/10 кВ «Якимово»
1,61
1,61
1,64
1,64
1,65
107.
ПС 35/10 кВ «Нежитино»
0,30
0,25
0,25
0,25
0,66
108.
ПС 35/10 кВ «Николо-Макарово»
0,50
0,50
0,50
0,50
1,02
Межевской РЭС
109.
ПС 110/10 кВ «Новинское»
1,10
1,10
1,12
1,01
2,14
110.
ПС 35/10 кВ «Георгиевское»
1,71
1,71
1,83
1,83
1,46
111.
ПС 35/10 кВ «Филино»
0,56
0,56
0,66
0,66
1,21
Нейский РЭС
112.
ПС 110/35/27,5/10 кВ «Нея»
36,17
34,36
34,36
30,80
13,31
113.
ПС 110/10 кВ «Дьяконово»
0,85
0,76
0,76
0,76
1,99
114.
ПС 110/10 кВ «Октябрьская»
1,59
1,59
1,80
1,80
1,66
115.
ПС 35/10 кВ «Вожерово»
1,65
1,65
1,64
1,64
1,61
116.
ПС 35/10 кВ «Кужбал»
1,08
1,08
0,96
1,12
1,84
Парфеньевский РЭС
117.
ПС 110/10 кВ «Николо-Полома»
0,09
0,09
0,21
0,17
1,38
118.
ПС 35/10 кВ «Матвеево»
1,80
1,80
1,84
1,81
1,73
119.
ПС 35/10 кВ «Парфеньево»
3,04
3,04
3,98
3,98
2,78
Вохомский РЭС
120.
ПС 110/35/10 кВ «Вохма»
0,99
0,99
2,32
1,79
0,89
121.
ПС 110/35/10 кВ «Никола»
2,63
2,63
2,78
3,13
5,58
122.
ПС 35/10 кВ «Лапшино»
2,32
2,32
2,65
2,64
2,80
123.
ПС 35/10 кВ «Спасс»
1,68
1,68
1,81
1,81
1,52
124.
ПС 35/10 кВ «Заветлужье»
0,56
0,56
0,56
0,56
1,40
125.
ПС 35/10 кВ «Талица»
1,34
1,34
1,49
1,41
1,35
126.
ПС 35/10 кВ «Хорошая»
1,89
1,89
1,93
1,89
2,30
Павинский РЭС
127.
ПС 110/35/10 кВ «Павино»
4,06
4,06
4,18
4,18
5,44
128.
ПС 35/10 кВ «Леденгская»
1,53
1,53
1,45
1,45
1,40
Поназыревский РЭС
129.
ПС 110/10 кВ «Гудково»
1,32
1,32
1,19
1,19
2,12
130.
ПС 110/10 кВ «Шортюг»
2,95
2,95
2,94
2,94
5,42
131.
ПС 110/10 кВ «Якшанга»
2,06
2,06
2,14
2,14
4,62
Пыщугский РЭС
132.
ПС 110/35/10 кВ «Пыщуг»
4,20
4,12
4,12
4,12
4,15
Рождественский РЭС
133.
ПС 110/35/10 кВ «Рождественское»
3,18
3,18
3,24
3,18
5,20
134.
ПС 35/10 кВ «Одоевское»
1,58
1,58
1,58
1,58
1,30
135.
ПС 35/10 кВ «Катунино»
1,16
1,16
1,19
1,19
2,22
136.
ПС 35/10 кВ «Конёво»
0,55
0,46
0,46
2,58
1,09
Октябрьский РЭС
137.
ПС 35/10 кВ «Боговарово»
1,97
1,97
1,72
1,72
1,34
138.
ПС 35/10 кВ «Забегаево»
0,77
0,74
0,74
0,71
1,33
139.
ПС 35/10 кВ «Ильинское»
0,86
0,86
0,87
0,87
1,47
140.
ПС 35/10 кВ «Луптюг»
1,15
1,13
1,13
1,13
2,12
141.
ПС 35/10 кВ «Соловецкое»
0,63
0,63
0,63
0,63
1,42
Шарьинский РЭС
142.
ПС 110/35/6 кВ «Шарья (р)»
3,98
3,98
3,89
2,89
4,74
143.
ПС 110/6/6 кВ «Промузел»
23,04
23,04
24,49
24,49
21,41
144.
ПС 110/10 кВ «Шекшема»
1,92
1,92
2,06
2,06
5,51
145.
ПС 35/10 кВ «Головино»
0,06
0,04
0,04
0,04
0,64
146.
ПС 35/10 кВ «Кривячка»
0,80
0,80
1,04
1,04
0,82
147.
ПС 35/10 кВ «Николо-Шанга»
0,79
0,79
0,56
1,13
1,37
148.
ПС 35/10 кВ «Пищёвка»
0,26
0,22
0,22
0,22
0,72
149.
ПС 35/6 кВ «Центральная»
4,54
4,54
3,67
1,19
2,37
Костромской РЭС
150.
ПС 110/35/10 кВ «Василёво»
9,23
9,09
8,95
8,95
8,09
151.
ПС 110/35/10/6 кВ «Калинки»
6,32
7,01
7,02
7,02
6,59
152.
ПС 35/6 кВ «ЭМЗ»
0,23
0,23
0,48
0,48
0,48
153.
ПС 35/6 кВ «Сандогора»
0,08
0,08
0,12
0,12
0,52
154.
ПС 35/10 кВ «Апраксино»
1,32
1,57
1,34
1,34
0,92
155.
ПС 35/10 кВ «Кузьмищи»
1,23
1,14
0,94
0,93
1,00
156.
ПС 35/10 кВ «Минское»
0,76
0,76
1,84
1,83
1,28
157.
ПС 35/6 кВ «Мисково»
1,65
1,65
1,70
1,64
1,70
158.
ПС 35/6 кВ «Никольское»
2,62
2,62
2,82
2,82
1,73
159.
ПС 35/10 кВ «Сущево»
1,28
1,28
1,99
1,99
1,23
160.
ПС 35/10 кВ «Борщино»
4,16
4,06
4,06
4,06
3,44
161.
ПС 35/10 кВ «Горьковская»
0,38
0,38
0,78
0,78
1,37
162.
ПС 35/10 кВ «Ильинское»
0,85
0,81
0,80
0,80
0,50
163.
ПС 35/10 кВ «Кузнецово»
1,85
1,85
1,77
1,79
1,73
164.
ПС 35/6 кВ «Саметь»
0,25
0,25
0,65
0,65
0,65
165.
ПС 35/10 кВ «Сухоногово»
0,65
0,65
0,80
0,80
1,49
Анализ приведенных данных указывает в основном на наличие резерва мощности по данным контрольных замеров с учетом возможной к перераспределению мощности на центрах питания напряжением 35 кВ и выше Костромской области для осуществления технологического присоединения потребителей.
Глава 12. Топливообеспечение генерирующих компаний
Костромской области
Данные об объеме и структуре топливного баланса электростанций и крупных котельных содержатся в государственной статистической отчетности Росстата.
Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения в Костромской области составил в 2015 году 5 133,1 тыс. т.у.т. органического топлива, в том числе газа – 4 909,1 тыс. т.у.т., нефтетоплива – 59,6 тыс. т.у.т., твердого топлива – 164,5 тыс. т.у.т. (таблица № 30).
Таблица № 30
Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения
в Костромской области в 2011 – 2015 годах
Вид топлива
2011
2012
2013
2014
2015
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
Всего,
в том числе:
5 208,8
100
5 319,5
100
5 250,5
100
5 594,1
100
5 133,1
100
газ
4 906,4
94,2
5 025,9
94,5
4 978,4
94,8
5 355,8
95,7
4 909,1
95,6
нефтетопливо
70,7
1,4
61,3
1,2
49,2
0,9
37,8
0,7
59,6
1,2
твердое топливо,
в том числе:
231,7
4,4
232,3
4,3
222,9
4,3
200,5
3,6
164,5
3,2
уголь
73,7
31,8
77,1
33,2
66,4
29,8
62,1
31,0
47,8
29,1
торф
44,4
19,2
37,0
15,9
33,5
15,0
32,0
16,0
21,2
12,9
горючие возобновляемые энергоресурсы и отходы
113,6
49,0
118,2
50,9
123,0
55,2
106,3
53,0
95,5
58,0
В общем объеме расходуемого на территории области всеми источниками генерации топлива доля природного газа в 2015 году составила 95,6%, доля нефтепродуктов (прежде всего мазута) – 1,2%, твердого топлива – 3,2%. При этом из приведенных в таблице № 30 данных видно, что такая структура топливного баланса изменялась в течение всего рассматриваемого периода незначительно.
Структура потребления твердого топлива за рассматриваемый период претерпела существенные изменения за счет значительного увеличения расхода местных и вторичных энергоресурсов при снижении потребления угля (рисунок № 14).
Рисунок № 14
Динамика потребления твердого топлива источниками электро-
и теплоснабжения в Костромской области в 2011 – 2015 годах, тыс. т.у.т.
Расход топлива на выработку электрической энергии составил в 2015 году 4 472,0 тыс. т.у.т. (87,1% от общего расхода топлива), на выработку тепловой энергии – 661,1 тыс. т.у.т. (12,9% от общего расхода топлива).
Значительный объем потребления топлива на производство электроэнергии объясняется наличием в составе генерирующих мощностей Костромской энергосистемы Костромской ГРЭС, обеспечивающей удовлетворение потребности в электроэнергии не только потребителей Костромской области, но и потребителей других региональных энергосистем, относящихся к ОЭС Центра.
Природный газ является основным топливом, сжигаемым источниками электроснабжения с целью производства электроэнергии. Остальные виды топлива занимают при производстве электроэнергии долю менее 2% (рисунок № 15).
При производстве тепловой энергии природный газ занимает заметно меньшую долю (рисунок № 16). В структуре расхода топлива на производство тепловой энергии доля газа составляет около 64% общего расхода, в то время как доля прочих видов топлива (в первую очередь, горючих возобновляемых энергоресурсов (далее – ГВЭР) и отходов) – около 36%.
Рисунок № 15
Потребление энергоресурсов на производство электроэнергии
за 2015 год, тыс. т.у.т.
Рисунок № 16
Структура потребления энергоресурсов на производство теплоэнергии
за 2015 год
Данный факт объясняется тем, что на крупных источниках теплоснабжения вырабатывается около 40% тепловой энергии, а остальная часть производится на небольших котельных, подключение которых к системам газоснабжения слишком затратно, а, значит, основными видами топлива на них являются отличные от газа энергоресурсы.
В таблице № 31 показан расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших производителей в Костромской области за 2012 – 2016 годы.
Основная доля в расходе топлива на производство электрической и тепловой энергии тепловых электростанций (далее – ТЭС) приходится на Костромскую ГРЭС и составляет около 89%. Среди прочих электростанций наибольшая доля (7,3% от общего расхода) топлива потребляется на Костромской ТЭЦ-2.
Удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии являются важнейшими характеристиками работы тепловых электростанций. Снижение удельных расходов обеспечивает экономию затрат на производство энергии и повышает конкурентоспособность источников электроэнергии и тепла на соответствующих рынках энергетических ресурсов.
В таблице № 32 приведены данные о нормативных и фактических показателях удельного расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе электростанций Костромской области.
В 2016 году удельный расход топлива на отпуск электроэнергии в Костромской области составил 310 грамм условного топлива на 1 кВт∙ч (далее – г.у.т./кВт∙ч), что на 1,0 г.у.т./кВт∙ч больше, чем в 2015 году. Фактический расход топлива на отпуск электроэнергии в 2016 году был на 1,52 г.у.т./кВт∙ч меньше, чем норматив.
В целом в Костромской области расход топлива на производство электроэнергии ниже, чем в среднем по стране (примерно на 20 г.у.т./кВт∙ч от средних по стране значений). Во многом это объясняется использованием природного газа в качестве основного вида топлива.
Российские электростанции, в которых основным видом топлива является газ, в среднем имеют удельный расход топлива на отпуск электрической энергии на уровне 314 г.у.т./кВт∙ч, что на 5 г.у.т./кВт∙ч больше аналогичного показателя для электростанций области.
Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС в 2016 году составил 153,1 кг условного топлива на 1 Гкал (далее – кг у.т./Гкал), меньше на 1 кг у.т./Гкал по сравнению с 2015 годом.
Если сравнивать данные за 2016 год по Костромской области и Российской Федерации, то удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС на 6,6 кг у.т./Гкал больше аналогичного показателя в целом по стране.
Вместе с тем следует отметить, что удельный расход топлива на производство тепловой энергии по всем типам источников, определенный на основе единого топливно-энергетического баланса Костромской области за 2016 год, составляет 168,4 кг у.т./Гкал.
1
Таблица № 31
Расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших производителей
в Костромской области в 2012 – 2016 годах, тыс. т.у.т.
Организация
Наименование станции
Марка топлива
2012
2013
2014
2015
2016
АО «Интер РАО - Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
Всего, в том числе:
4 244,69
4 249,03
4 658,89
4 250,267
4 333,594
мазут топочный
10,34
6,68
0,275
20,652
20,652
газ природный
4 234,35
4 242,35
4 658,615
4 229,615
4 273,886
ПАО «ТГК-2»
Костромская ТЭЦ-1
Всего, в том числе:
126,6
123,5
119,61
112,7
119,4
мазут топочный
0
0
0
0,004
0,011
газ природный
118,8
123,5
119,61
112,7
119,4
торф условной влажности
7,8
0
0
0
0
Костромская ТЭЦ-2
Всего, в том числе:
390,7
363,7
352,4
343,9
357,95
мазут топочный
2,2
0
0
0,005
0,15
газ природный
388,5
363,7
352,4
343,9
357,8
Районная котельная № 2
Всего, в том числе:
18,4
17,6
17,79
17,95
19,2
газ природный
18,4
17,6
17,79
17,95
19,2
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
Всего, в том числе:
52,1
55
53,8
44,9
49,5
мазут топочный
23,1
21,9
21,6
23,7
24,7
торф условной влажности
29,0
33,1
32,2
21,2
24,8
1
Таблица № 32
Удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе
электростанций Костромской области
Компания
Станция
Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию - норматив, г.у.т./кВт∙ч
Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции - норматив, кг у.т./Гкал
Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию - факт, г.у.т./кВт∙ч
Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции - факт,
кг у.т./Гкал
2012
2013
2014
2015
2016
2012
2013
2014
2015
2016
2012
2013
2014
2015
2016
2012
2013
2014
2015
2016
АО «Интер РАО – Электро-генера-ция»
Костромская ГРЭС
306,1
305,1
306,1
309,0
310,5
169,6
169,2
169,2
169,2
169,1
305,2
304,3
305,2
308,3
308,98
169,6
169,2
169,2
169,2
169,1
ПАО
«ТГК-2»
Костромская ТЭЦ-1
434,8
444,1
442,8
435,2
168,0
152,7
157,2
153,1
148,0
168,2
434,1
441,5
442,3
434,3
167,4
152,5
156,9
152,9
147,7
167,7
Костромская ТЭЦ-2
309,4
304,4
304,5
305,4
259,3
139,8
137,4
136,7
137,8
170,9
309
304,2
304,2
305,3
259,0
139
136,7
136,3
137,5
170,0
МУП «Шарь-инская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
530,1
507,2
507,2
532,1
493,4
204,7
190,9
194,2
209,6
186,0
528,6
505,2
505,2
533,4
491,1
204,2
190,6
193,7
209,4
185,6
Примечание: изменение удельных расходов топлива за 2016 год по ПАО «ТГК-2» связано с переходом на физический метод расчета.
1
Глава 13. Единый топливно-энергетический баланс
Костромской области за 2011 – 2015 годы
Единый топливно-энергетический баланс (далее – ЕТЭБ) региона – это таблица, которая содержит представленные в едином топливном эквиваленте взаимосвязанные показатели количественного соответствия поставок энергетических ресурсов, их распределения и использования потребителями всех ВЭД на территории данного субъекта Российской Федерации за определенный период времени.
Основным источником информации для составления ЕТЭБ за прошедшие годы является официальная статистическая отчетность, выпускаемая Росстатом и его территориальными подразделениями на основе форм федерального статистического наблюдения. В таблице № 33 представлены ЕТЭБ Костромской области за 2011 – 2015 годы.
Таблица № 33
Единый топливно-энергетический баланс Костромской области
за 2011 – 2015 годы
№ п/п
Наименование топливно-энергетических ресурсов
Коэф-фи-циент пере-вода
Единица измерения
2011
2012
2013
2014
2015
1.
Газ природный
1,14
млн. м3
4 503,00
4 603,00
4 564,00
4 885,00
4 469,00
тыс. т.у.т.
5 133,42
5 247,42
5 202,96
5 568,90
5 094,66
2.
Газ сжиженный
1,57
тыс. т
10,39
7,94
5,09
3,47
2,94
тыс. т.у.т.
16,31
12,47
7,99
5,45
4,62
3.
Нефтепродукты, в том числе:
тыс. т
245,21
240,47
228,42
213,82
202,37
тыс. т.у.т.
360,28
353,39
335,83
314,58
297,89
3.1.
бензины
1,49
тыс. т
117,92
117,45
115,24
113,21
111,08
тыс. т.у.т.
175,70
175,00
171,71
168,68
165,51
3.2.
дизельное топливо
1,45
тыс. т
126,99
122,72
112,77
100,06
90,69
тыс. т.у.т.
184,14
177,94
163,52
145,09
131,50
3.3.
керосин
1,47
тыс. т
0,28
0,28
0,39
0,53
0,58
тыс. т.у.т.
0,41
0,41
0,57
0,78
0,85
3.4.
бензин авиационный
1,49
тыс. т
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
тыс. т.у.т.
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
4.
Печное топливо
1,45
тыс. т
0,19
0,26
0,21
0,19
0,19
тыс. т.у.т.
0,28
0,38
0,30
0,28
0,28
5.
Мазут
1,37
тыс. т
73,49
71,78
72,97
37,83
56,00
тыс. т.у.т.
100,68
98,34
99,97
51,83
76,72
6.
Уголь каменный
0,769
тыс. т
110,70
121,43
104,72
102,62
72,22
тыс. т.у.т.
85,13
93,38
80,53
78,91
55,54
7.
Дрова (плотные)
0,266
тыс. м3
381,39
369,69
314,02
271,77
195,37
тыс. т.у.т.
101,45
98,34
83,53
72,29
51,97
8.
Торф
0,34
тыс. т
152,45
115,71
104,08
140,79
71,25
тыс. т.у.т.
51,83
39,34
35,39
47,87
24,23
9.
Прочие (отходы лесозаготовки)
тыс. т.у.т.
180,14
185,38
226,37
222,49
211,71
Итого
тыс. т.у.т.
6 029,52
6 128,43
6 072,87
6 362,59
5 817,60
10.
Электроэнергия
0,123
млн. кВт∙ч
3 537,40
3 569,90
3 453,20
3 617,30
3 579,00
тыс. т.у.т.
435,10
439,10
424,74
444,93
440,22
Всего
тыс. т.у.т.
6 464,62
6 567,53
6 497,61
6 807,52
6 257,82
Полное потребление топлива в Костромской области в 2015 году по имеющимся статистическим данным составило 6 257,82 тыс. т.у.т. За 2011 – 2015 годы полное потребление топлива снизилось на 3,2%.
В топливной структуре энергопотребления ключевую роль играет импортируемый природный газ, девять десятых которого поступает на электростанции. Таким образом, несмотря на значительные объемы экспорта электроэнергии, в целом Костромская область является энергодефицитной. Одна из особенностей ЕТЭБ региона – относительно крупные масштабы использования ГВЭР и отходов (это, прежде всего, дровяная древесина и отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности) в качестве топлива. Так, в 2015 году этого топлива было израсходовано 263,7 тыс. т.у.т., что составило около 4% валового энергопотребления. Из них немногим более половины сожжено в промышленных котельных, остальное поступило конечным потребителям. Кроме того, использовано 24,23 тыс. т.у.т. торфа, из них 94% – Шарьинской ТЭЦ.
Большая часть конечного энергопотребления Костромской области приходится на непроизводственную сферу: 44,4% – на бытовой сектор и 15,6% – на сферу услуг. Значительна также доля обрабатывающей промышленности (25,4%).
Среди используемых потребителями энергоресурсов преобладает тепловая энергия (почти 45,5%), около 69% которой расходуется на отопление и горячее водоснабжение жилищной сферы, общественных зданий. На втором месте по объему потребления находится электроэнергия (6,5%), используемая во всех отраслях экономики (рисунок № 17).
Потребители также относительно широко используют ГВЭР. В 2015 году их потребление составило 4,9% энергопотребления.
Рисунок № 17
Структура полезного (конечного) потребления энергии по отраслям экономики за 2015 год
Рисунок № 18
Структура потребления по видам энергоресурсов за 2015 год
1
Глава 14. Динамика основных показателей энергоэффективности
за 2011 – 2015 годы
К основным показателям энергоэффективности относятся:
1) энергоемкость ВРП (т.у.т./млн. руб.) – отношение величины потребления энергоресурсов на территории региона к ВРП. Энергоемкость ВРП может быть определена по первичному или конечному потреблению энергоресурсов;
2) электроемкость ВРП (тыс. кВт∙ч/млн. руб.) – отношение величины потребления электрической энергии к ВРП в определенном году;
3) электровооруженность труда (тыс. кВт∙ч/чел.) – показатель, характеризующий уровень потребленной в производстве электроэнергии или электрической мощности в единицу рабочего времени или одним рабочим. В настоящем отчете электровооруженность труда определяется делением общей величины потребленной в производстве электрической энергии за определенный период на среднесписочное число рабочих.
Приведены данные об отчетных значениях показателей энергоэффективности Костромской области за 2011 – 2015 годы.
Данные по динамике значений показателей энергоемкости ВРП, электроемкости ВРП, потреблению электрической энергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике представлены в таблице № 34.
В 2015 году по отношению к 2014 году отмечается снижение энергоемкости и электроемкости ВРП соответственно на 17% и 8,1%.
Таблица № 34
Динамика основных показателей энергоэффективности
Костромской области за 2011 – 2015 годы
Показатели
2011
2012
2013
2014
2015
Энергоемкость ВРП, т.у.т. / млн. руб.
58,0
52,8
48,2
47,9
39,7
Электроемкость ВРП, тыс. кВт∙ч / млн. руб.
39,0
28,2
25,9
24,7
22,7
Потребление электрической энергии на душу населения, тыс. кВт∙ч / чел.
5,4
5,3
5,2
5,5
5,5
Электровооруженность труда в экономике,
тыс. кВт∙ч / чел.
6,6
6,6
6,5
6,5
6,5
Глава 15. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона напряжением 110 кВ и выше
Анализ технического состояния и возрастной структуры электрических сетей линий электропередач (далее – ЛЭП), подстанций (далее – ПС) и генераторов на отчетный период показал следующее.
В настоящее время в Костромской области имеются воздушные ЛЭП (далее – ВЛ) напряжением 110 кВ и выше общей протяженностью (в одноцепном исчислении) 3 021,2 км, в том числе: ВЛ 500 кВ – 537,08 км, ВЛ 220 кВ – 621 км, ВЛ 110 кВ – 1 863,1 км (по паспортным данным электросетевых предприятий).
Костромская область граничит с Вологодской, Ивановской, Нижегородской, Ярославской и Кировской областями. Основные внешние связи энергосистемы Костромской области представлены в таблице № 35 и на рисунке № 19.
Таблица № 35
Основные внешние связи энергосистемы Костромской области
№ п/п
Наименование ВЛ, по которой осуществляется связь со смежной энергосистемой
Год ввода в эксплуатацию
Техническое состояние
1
2
3
4
1. Энергосистема Московской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская ГАЭС
1973
Рабочее
2. Энергосистема Владимирской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская
1971
Рабочее
3. Энергосистема Нижегородской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч
1970
Рабочее
2)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижегородская
2015
Рабочее
3)
ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово
1972
Рабочее
4. Энергосистема Вологодской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Вологодская
1981
Рабочее
2)
ВЛ 110 кВ Никольск – Павино
1972
Удовлетворительное
3)
ВЛ 110 кВ Буй (тяговая) – Вохтога (тяговая)
5. Энергосистема Кировской области
1)
ВЛ 500 кВ Звезда – Вятка
1986 / 2006
Рабочее
2)
ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево (тяговая)
1968
Удовлетворительное
3)
ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево (тяговая)
1968
Удовлетворительное
6. Энергосистема Ивановской области
1)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга I цепь
1969
Рабочее
2)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга II цепь
1980
Рабочее
3)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново I цепь
1975
Рабочее
4)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново II цепь
1983
Рабочее
5)
ВЛ 110 кВ Заволжск – Александрово
1972
Удовлетворительное
6)
ВЛ 110 кВ Фурманов-1 – Клементьево
1980
Удовлетворительное
7)
ВЛ 110 кВ Писцово – Нерехта
1991
Хорошее
7. Энергосистема Ярославской области
1)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославская
1969
Рабочее
2)
ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая
1964 / 1991
Рабочее
3)
ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй (тяговая)
1985
Удовлетворительное
4)
ВЛ 110 кВ Лютово – Нерехта-1
1986 (1993)
Хорошее
5)
ВЛ 110 кВ Ярцево – Нерехта-1
1986 (1993)
Хорошее
Рисунок № 19
Схема внешних электрических связей области
Важнейшей характеристикой сети является срок службы оборудования. Из года в год усиливается тенденция старения электрических сетей, ухудшается их техническое состояние, что снижает надежность электроснабжения потребителей и качество отпускаемой им электроэнергии.
Перечень ВЛ 110 кВ и выше, ВЛ 35 кВ и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные, сроки службы и техническое состояние представлены в таблицах № 36 – 38.
Таблица № 36
Перечень ВЛ 220 – 500 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные, сроки службы
Наименование
Год
ввода
Протяженность, км
Марка провода
Срок службы, лет
всего
по
области
на
2012
на
2018
на
2022
ВЛ 500 кВ
КГРЭС - Загорская ГАЭС
1973
224
14,96
АС-400х3
39
45
49
КГРЭС - Владимирская
1971
177,3
16,08
АС-400х3
41
47
51
КГРЭС - Луч
1970
207
6,77
АС-400х3
42
48
52
КГРЭС - Костромская АЭС
1981
144,4
144,4
АС-400х3
31
37
41
Костромская АЭС - Вологда
1981
165
53,5
АС-400х3
31
37
41
Костромская АЭС - Звезда
1985,
2006
196,1
196,1
АСО-330х3
27
33
37
Звезда - Вятка
1986, 2006
327
102,9
АСО-330х3
6
12
16
КГРЭС - Нижегородская
2015
285,48
6,77
АС-400х3
-
3
7
Итого
1 726,28
541,48
ВЛ 220 кВ
КГРЭС - Иваново I цепь
1975
71,3
15,63
АСО-400
37
43
47
КГРЭС - Иваново II цепь
1983
71,3
15,63
АСО-400
29
35
39
КГРЭС - Вичуга I цепь
1969
60,2
7,13
АСО-400
43
49
53
КГРЭС - Вичуга II цепь
1980
60,4
7,08
АС-400
32
38
42
Мотордеталь - Тверицкая
1991
109,48
16,7
АС-300
21
27
31
КГРЭС - Кострома-2
1976
51,66
51,66
АС-300
36
42
46
КГРЭС - Мотордеталь I цепь
1969
39,9
39,9
АСО-300
43
49
53
КГРЭС - Мотордеталь II цепь
1976
39,9
39,9
АС-300
36
42
46
КГРЭС - Ярославская
1969
110,16
32,8
АС-500
43
49
53
Рыжково - Мантурово
1972
136,74
72,5
АСО-300
40
46
50
Мотордеталь - Борок
1987
102,7
102,7
АС-300
25
31
35
Кострома-2 - Галич (р)
1976
123,155
123,15
АСО-300
36
42
46
Борок - Галич (р)
1987
57,72
57,72
АС-300
25
31
35
Галич (р) - Антропово
1998
38,5
38,5
АСО-300
14
20
24
Итого
1 073,115
621,00
Таблица № 37
Перечень ВЛ 110 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние
№ п/п
Наименование
Год ввода
Кол-во
це-пей
Протя-жен-ность, км*
Марка
провода
Техничес-кое состояние
Срок службы, лет
на
2012
на
2018
на
2022
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Центральный РЭС
1.
Нерехта-1 - Клементьево
1950
1
22,4
АС-120
удовл.
62
68
72
2.
Мотордеталь - Кострома-1(2)
2013
2
4,76
АС-185
хорошее
-
5
9
3.
отп. на Строммашина
1970
2
0,67
АС-150
удовл.
42
48
52
4.
Нерехта-1 - Мотордеталь-1(2)
1959
2
49
АС-120
АС-95
удовл.
53
59
63
5.
отп. на Космынино
1959
2
5,3
АС-120
удовл.
53
59
63
6.
отп. на Нерехта-2
1959
2
1,64
АС-70
удовл.
53
59
63
7.
Южная-1(2)
1986
2
5,05
АС-120
удовл.
26
32
36
8.
Василево-1(2)
1979
2
10,5
АС-70
удовл.
33
39
43
9.
Кострома-1 - Северная
2013
2
12,08
АС-185
хорошее
-
5
9
10.
Кострома-1 - Центральная
2013
2
15,26
АС-185
хорошее
-
5
9
11.
Кострома-2 - Северная
2013
2
8,2
АС-185
хорошее
-
5
9
12.
ТЭЦ-2 - Центральная
2013
2
8,08
АС-185
хорошее
-
5
9
13.
отп. на ТЭЦ-1
1960
2
1,82
АС-70
удовл.
52
58
62
14.
отп. на Кострома-3
1960
2
0,1
АС-70
удовл.
52
58
62
15.
ТЭЦ-2 - Кострома-2
1974
2
3,9
АС-150
удовл.
38
44
48
16.
Красное -1 (2)
2009
2
5,7
АС-150
АС-70
удовл.
3
9
13
17.
отп. на Восточная-1
2009
2
6,6
АС-150
АС-95
удовл.
3
9
13
18.
Восточная-1(2)
2009
2
2,2
АС-120
удовл.
3
9
13
19.
Давыдовская-1(2)
2009
2
1,35
АС-150
АС-240
удовл.
3
9
13
20.
Фурманов-1 - Клементьево
1980
1
5,1
АС-120
удовл.
32
38
42
21.
Аэропорт-1(2)
1994
2
5,7
АС-120
удовл.
18
24
28
22.
Калинки - Судиславль
1973
1
37,8
АС-120
удовл.
39
45
49
23.
Судиславль - Кр. Поляна
1973
1
37,5
АС-120
удовл.
39
45
49
24.
ТЭЦ-2 - Калинки
1961
1
21,8
АС-120
удовл.
51
57
62
25.
Приволжская-1(2)
1974
2
11,4
АС-95
удовл.
38
44
48
26.
Александрово - Заволжск
1972
1
14,42
АС-120
удовл.
40
46
50
27.
Борок - Сусанино
1971
1
14,2
АС-150
удовл.
41
47
52
28.
Сусанино - Столбово
1997
1
43,8
АС-120
удовл.
15
21
25
29.
Кр. Поляна - Александрово
1982
1
25,43
АС-120
удовл.
30
36
40
30.
Кр. Поляна - Кадый
1983
1
64,5
АС-150
удовл.
29
35
39
31.
Кр. Поляна - Столбово
1989
1
21,55
АС-120
удовл.
23
29
33
32.
Писцово - Hерехта-1
1991
1
23,7
АС-120
удовл.
21
27
31
Галичский РЭС
33.
Борок - Буй (т)
1985
1
25,5
АС-120
удовл.
27
33
37
34.
Борок - Буй (с)
1985
1
22,9
АС-120
удовл.
27
33
37
35.
Борок - Галич (т)
1985
1
58,4
АС-120
удовл.
27
33
37
36.
Борок - Новая
1992
1
54,6
АС-120
удовл.
20
26
30
37.
отп. на Орехово
1970
2
2,28
АС-120
удовл.
42
48
52
38.
Галич (р) - Галич (т)
1964
1
3,3
АС-120
удовл.
48
54
58
39.
Галич (p) - Антропово
1964
2
32,9
АС-185
удовл.
48
54
58
40.
Галич (р) - Чухлома
1964
1
61,9
АС-95
удовл.
48
54
58
41.
отп. на Луковцино
1988
1
0,2
АС-120
удовл.
24
30
34
42.
Елегино - Солигалич
1987
1
51,5
АС-120
удовл.
25
31
35
43.
Чухлома - Солигалич
1964
1
43,7
АС-120
удовл.
48
54
58
44.
отп. на Федоровское
1983
1
2,1
АС-120
удовл.
29
35
39
45.
Борок - Западная
1971
1
11,2
АС-150
удовл.
41
47
51
46.
Борок - Елегино
1986
1
50,2
АС-120
удовл.
26
32
36
47.
Буй (с) - Буй (т)
1980
1
6,1
АС-120
удовл.
32
38
42
48.
Западная - Буй (т)
1971
1
4,3
АС-150
удовл.
41
47
51
49.
Галич (р) - Новая
1992
1
7,8
АС-120
удовл.
20
26
30
50.
Буй (т) - Халдеево
1975
1
24,3
АС-120
удовл.
37
43
47
51.
отп. на Лопарево
1979
2
4,7
АС-185
удовл.
33
39
43
Нейский РЭС
52.
Нея - Антропово (т)
1965
1
55,8
АС-185
удовл.
47
53
57
53.
отп. на Николо-Полома
1977
2
4,3
АС-70
удовл.
35
41
45
54.
Нея - Антропово (p)
1965
1
54,5
АС-185
удовл.
47
53
57
55.
Hея - Мантурово-1(2)
1965
2
53,6
АС-150
удовл.
47
53
57
56.
отп. на Октябрьская
1965
2
2,6
АС-70
удовл.
47
53
57
57.
Hея - Макарьев
1967
1
58,5
АС-70
удовл.
45
51
55
58.
отп. на Дьяконово
1967
1
1,1
АС-70
удовл.
45
51
55
59.
Мантурово - Шарья
1966
2
20,2
АС-150
удовл.
46
52
56
60.
Гусево - Ильинское
1982
1
35,68
АС-120
удовл.
30
36
40
61.
Мантурово - Гусево
1982
1
28
АС-120
удовл.
30
36
40
62.
Мантурово - БХЗ
1973
2
4,3
АС-95
удовл.
39
45
49
63.
Кадый - Макарьев
1984
1
58,5
АС-120
удовл.
28
34
38
64.
Ильинское - Hовинское
1987
1
46,1
АС-120
удовл.
25
31
35
65.
отп. на Яковлево
1966
1
0,7
АС-120
удовл.
46
52
56
Шарьинский РЭС
66.
Звезда - Заря-1(2)
2006
1
58,347
АС-150
удовл.
6
12
16
67.
Звезда - Мантурово-1(2)
2006
2
4,1
АС-400
удовл.
6
12
16
68.
Шарья(р) - Заря-1(2)
2006
2
3,5
АС-150
удовл.
6
12
16
69.
Заря - Кроностар-1(2)
2006
2
0,65
АС-150
удовл.
6
12
16
70.
Заря - Промузел-1(2)
2006
2
0,68
АС-150
удовл.
6
12
16
71.
Мантурово - Шарья-1(2)
1966
2
26,1
АС-150
удовл.
46
52
56
72.
отп. на Шекшема
1966
2
0,34
АС-120
удовл.
46
52
56
73.
Шарья (р) - Шарья (т)
1967
1
12,05
АС-150
удовл.
45
51
55
74.
Шарья (р) - Поназырево (т)
1967
1
54,8
АС-150
удовл.
45
51
55
75.
Шарья (т) - Поназырево (т)
1967
1
48,45
АС-150
удовл.
45
51
55
76.
Hикола - Вохма
1968
1
15
АС-120
удовл.
44
50
54
77.
Ацвеж - Поназырево (т)
1968
1
7,5
АС-120
удовл.
44
50
54
78.
Гостовская - Поназырево (т)
1968
1
15
АС-120
удовл.
44
50
54
79.
Поназырево (т) - Hикола
1968
1
61
АС-120
удовл.
44
50
54
80.
отп. на Шортюг
1968
1
1,33
АС-120
удовл.
44
50
54
81.
отп. на Гудково
1968
1
1,31
АС-95
удовл.
44
50
54
82.
Вохма - Павино
1972
1
48,4
АС-95
удовл.
40
46
50
83.
Павино - Пыщуг
1988
1
38,2
АС-120
удовл.
24
30
34
84.
Hовинское - Пыщуг
1991
1
39,1
АС-120
удовл.
21
27
31
85.
Шарья (р) - Рождественское
1976
2
44
АС-120
удовл.
36
42
46
Итого
1 863,1
_____________________
* Протяженность указана в зоне обслуживания Костромской области.
Таблица № 38
Перечень ВЛ 35 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние
№ п/п
Наименование
Год ввода
Кол-во
цепей
Про-тяжен-ность, км
Марка
провода
Техни-ческое состоя-ние
Срок службы, лет
на
2012
на
2018
на
2022
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Костромской РЭС
1.
КПД - Сидоровское
1997
2
11,8
АС-70, АС-50
хорошее
15
21
25
2.
Фармация
1982
1
12,2
АС-120
хорошее
30
36
40
3.
Кузнецово-1
1981
1
11,1
АС-70, АС-120
хорошее
31
37
41
4.
Кузнецово-2
1981
1
11,1
АС-70, АС-120
хорошее
31
37
41
5.
Коркино-1
1970
1
6,1
АС-70
хорошее
42
48
52
6.
Коркино-2
1970
1
6,1
АС-70
хорошее
42
48
52
7.
Сухоногово - Рудино
1973
1
22
АС-50
хорошее
39
45
49
8.
Борщино-1
1979
1
10,4
АС-50, АС-120
хорошее
33
39
43
9.
Борщино-2
1979
1
10,4
АС-50, АС-120
хорошее
33
39
43
10.
Красное - Прискоково
1984
1
16
АС-120, АС-70
хорошее
28
34
38
11.
Чернево - Прискоково
1984
1
13,7
АС-120, АС-95
хорошее
28
34
38
12.
Красная Поляна - Игодово
1983
1
19,22
АС-70
хорошее
29
35
39
13.
Сусанино - Попадьино
1990
1
20,2
АС-70
хорошее
22
28
32
14.
Мисково - Сандогора
1977
1
14,2
АС-70
хорошее
35
41
45
15.
Калинки - Раслово
1983
1
10
АС-50
хорошее
29
35
39
16.
Саметь-2
1973
1
16,7
АС-70
хорошее
39
45
49
17.
Чернево-1
1969
1
46,38
АС-120, АС-95
хорошее
43
49
53
18.
Сусанино - Головинская-1
1969
2
11,2
АС-150
хорошее
43
49
53
19.
Сусанино - Головинская-2
1969
1
11,2
АС-150
хорошее
43
49
53
20.
Сусанино - Андреевская
1977
1
21,5
АС-50
хорошее
35
41
45
21.
Александрово - Островское
1970
1
29,3
АС-50
хорошее
42
48
52
22.
Воронье-1
1969
1
22,46
АС-95
хорошее
43
49
53
23.
Воронье-2
1969
1
22,46
АС-95
хорошее
43
49
53
24.
Игодово - Легитово
1982
1
27,7
АС-70
хорошее
30
36
40
25.
Александрово - Адищево
1982
1
10,7
АС-50
хорошее
30
36
40
26.
Нерехта - Рождествено
1975
1
11,8
АС-50
удовл.
37
43
47
27.
Красная Поляна - Островское
1970
1
13,2
АС-50
хорошее
42
48
52
28.
Чернево-2
1969
1
46,38
АС-120, АС-95
хорошее
43
49
53
29.
Караваево-1
1981
1
11,56
АС-70
хорошее
31
37
41
30.
Караваево-2
1981
1
11,56
АС-70
хорошее
31
37
41
31.
Байдарка -1
1971
1
5,8
АС-150, АС-95
хорошее
41
47
51
32.
Байдарка-2
1971
1
5,8
АС-150, АС-95
хорошее
41
47
51
33.
Саметь-1
1972
1
16,7
АС-70
хорошее
40
46
50
34.
Кузнецово - ЭМЗ
1984
1
21,3
АС-70
хорошее
28
34
38
35.
Никольское - Кузьмищи
1988
1
12,4
АС-70
хорошее
24
30
34
36.
Никольское - Птицефабрика
1973
1
2
АС-50
хорошее
39
45
49
37.
Кострома-2 - Птицефабрика
1972
2
8,8
АС-50
хорошее
40
46
50
38.
Кострома-2 - Никольское
1973
2
10,5
АС-95
хорошее
39
45
49
39.
Сущево - Мисково
1976
1
20,8
АС-70
удовл.
36
42
46
40.
Апраксино - Сущево
1962
1
21,4
АС-70
удовл.
50
56
60
41.
Кострома-2 - Апраксино
1962
1
15,7
АС-70
хорошее
50
56
60
42.
Мисково - ЭМЗ
1976
1
10,6
АС-70
хорошее
36
42
46
43.
Кузнецово - Сусанино
1982
1
31,5
АС-120
хорошее
30
36
40
44.
Сусанино - Калининская
1982
1
15,6
АС-120
хорошее
30
36
40
45.
Космынино - Рудино
1971
1
25
АС-50
хорошее
41
47
51
46.
ГРЭС - Сидоровское
1983
1
5
АС-70
хорошее
29
35
39
47.
КПД - Владычное
1982
1
9,1
АС-50
хорошее
30
36
40
48.
Ильинское - Сухоногово
1972
1
17,5
АС-70
хорошее
40
46
50
49.
Коркино - Ильинское
1972
1
10,4
АС-70
хорошее
40
46
50
Галичский РЭС
50.
Новая - ПТФ
1993
2
2,8
АС-70
хорошее
19
25
29
51.
Орехово - Левково
1992
1
19,4
АС-70
хорошее
20
26
30
52.
Левково - Березовец
1992
1
10,9
АС-70
хорошее
20
26
30
53.
Галич (р) - Толтуново
1992
1
25,2
АС-50
хорошее
20
26
30
54.
Пронино - Кабаново
1983
1
16,3
АС-70
хорошее
29
35
39
55.
Воронье - Пронино
1980
1
26,8
АС-70
хорошее
32
38
42
56.
Галич (р) - ПТФ
1972
1
9,6
АС-70
хорошее
40
46
50
57.
Толтуново - Березовец
1982
1
24,4
АС-50
хорошее
30
36
40
58.
ПТФ - Пронино
1972
1
27,4
АС-70
удовл.
40
46
50
59.
Черменино - Панкратово
1972
1
10,7
АС-35
удовл.
40
46
50
60.
Судай - Панкратово
1966
1
26,2
АС-35
удовл.
46
52
56
61.
Горбачево - Куземино
1986
1
19,2
АС-50
хорошее
26
32
36
62.
Солигалич - Совега
1985
1
32,9
АС-50
хорошее
27
33
37
63.
Солигалич - Калинино
1976
2
28,1
АС-50
хорошее
36
42
46
64.
Солигалич - Горбачево
1977
1
27,3
АС-50
хорошее
35
41
45
65.
Солигалич - Починок
1964
2
18,5
АС-50
удовл.
48
54
58
66.
Чухлома - Петровское
1978
2
19,7
АС-50
хорошее
34
40
44
67.
Чухлома - Судай
1977
2
19,7
АС-35
удовл.
35
41
45
68.
Дор - Семеновское
1991
1
12,7
АС-35, АС-70
хорошее
21
27
31
69.
Буй (р) - Шушкодом
1962
1
21,6
АС-50
удовл.
50
56
60
70.
Буй (р) - Химик
1972
1
1,7
АС-35, АС-70
удовл.
40
46
50
71.
Химик - Ликурга
1964
1
18,7
АС-35
удовл.
48
54
58
72.
Шушкодом - Дьяконово
1974
1
25,1
АС-50
удовл.
38
44
48
73.
Буй (р) - Дор
1975
1
26,4
АС-50
удовл.
37
43
47
74.
Калинино - Дьяконово
1978
1
41
АС-50
хорошее
34
40
44
Нейский РЭС
75.
Макарьев-1 - Тимошино
1992
1
48,9
АС-70
хорошее
20
26
30
76.
Унжа - Сосновка
1985
1
26,1
АС-50
хорошее
27
33
37
77.
Макарьев-2 - Унжа
1979
1
19,4
АС-50
хорошее
33
39
43
78.
Макарьев-1 - Макарьев-2
1978
1
11,56
АПС-50
хорошее
34
40
44
79.
Макарьев-1 - Н.Макарово
1970
1
25,4
АС-50
хорошее
42
48
52
80.
Кадый - Якимово
1969
1
27,2
АС-50
удовл.
43
49
53
81.
Макарьев-1 - Якимово
1969
1
9,3
АС-50
удовл.
43
49
53
82.
Чернышево - Нежитино
1988
1
27,4
АС-70
хорошее
24
30
34
83.
Н.Макарово - Нежитино
1987
1
27,9
АС-70
хорошее
25
31
35
84.
Кадый - Екатеринкино
1971
1
16,7
АС-50
хорошее
41
47
51
85.
Чернышево - Завражье
1989
1
16,2
АС-70
хорошее
23
29
33
86.
Чернышево - Окулово
1977
1
24,5
АС-50
удовл.
35
41
45
87.
Кадый - Чернышево
1973
1
38,2
АС-50
удовл.
39
45
49
88.
Екатеринкино - Словинка
1971
1
13,3
АС-50
хорошее
41
47
51
89.
Антропово - Слобода
1971
1
9
АС-70
хорошее
41
47
51
90.
Антропово - Палкино
1964
1
17,5
АС-50
удовл.
48
54
58
91.
Палкино - Словинка
1964
1
26,5
АС-50
удовл.
48
54
58
92.
Палкино - Котельниково
1973
1
19
АС-70
хорошее
39
45
49
93.
Котельниково - Легитово
1973
1
9,4
АС-70
хорошее
39
45
49
94.
Парфеньево - Матвеево-1 ц.
1990
1
21,2
АС-70
хорошее
39
45
49
95.
Антропово - Парфеньево-2 ц.
1989
1
40,6
АС-70
хорошее
22
28
32
96.
Антропово - Парфеньево-1 ц.
1965
1
26,7
АС-50
удовл.
23
29
33
97.
Парфеньево - Матвеево-2 ц.
1966
1
21
АС-35
хорошее
47
53
57
98.
Ильинское - Георгиевское
1967
1
30,7
АС-50
хорошее
46
52
56
99.
Георгиевское - Филино
1968
1
18,2
АС-50
удовл.
45
51
55
100.
Овсянниково - Черменино
1968
1
27
АС-50, АС-70
хорошее
44
50
54
101.
Черменино - Панкратово
1971
1
26,6
АС-50
удовл.
44
50
54
102.
Кологрив - Овсянниково
1968
1
27
АС-70
хорошее
41
47
51
103.
Ильинское - Кологрив
1967
1
19,54
АС-95
хорошее
44
50
54
104.
Мантурово - Медведица
1973
1
32,8
АС-35
хорошее
45
51
55
105.
Мантурово - Сосновка
1965
1
32,9
АС-35
хорошее
39
45
49
106.
Мантурово - Фанерный з-д 2ц.
1968
1
5
АС-150
хорошее
47
53
57
107.
Мантурово - Фанерный з-д 1ц.
1968
1
5
АС-150
хорошее
44
50
54
108.
Нея - Кужбал
1967
1
23
АС-50
хорошее
44
50
54
109.
Вожерово - Кологрив
1982
1
27,9
АС-50, АС-70
хорошее
45
51
55
110.
Кужбал - Вожерово
1976
1
25,3
АС-50
хорошее
30
36
40
Шарьинский РЭС
111.
Забегаево - Луптюг
1975
1
12,6
АС-50
хорошее
37
43
47
112.
Вохма - Забегаево
1975
1
13,8
АС-50
хорошее
37
43
47
113.
Рождественское - Одоевское
1989
1
20
АС-50
хорошее
23
29
33
114.
Конево - Одоевское
1989
1
10
АС-50
хорошее
23
29
33
115.
Павино - Леденгск
1965
1
19,2
АС-70
хорошее
47
53
57
116.
Пыщуг - Леденгск
1965
1
19
АС-70
хорошее
47
53
57
117.
Лапшино - Спасс
1970
1
12,4
АС-50
хорошее
42
48
52
118.
Вохма - Лапшино
1970
1
17
АС-70
хорошее
42
48
52
119.
Катунино - Ветлуга
1987
1
22
АС-70
хорошее
25
31
35
120.
Павино - Хорошая
1973
1
27,5
АС-50
хорошее
39
45
49
121.
Хорошая - Заветлужье
1973
1
11,9
АС-50
хорошее
39
45
49
122.
Шарья - Кривячка
1963
1
39,3
АС-70
хорошее
49
55
59
123.
Боговарово - Соловецкое
1973
1
19,8
АС-50
хорошее
39
45
49
124.
Вохма - Боговорово-1
1968
1
17
АС-50
хорошее
44
50
54
125.
Спасс - Талица
1972
1
27,5
АС-35
хорошее
40
46
50
126.
Шарья - Н-Шанга
1977
1
9,7
АС-50
хорошее
35
41
45
127.
Н-Шанга - Головино
1979
1
23,3
АС-50
хорошее
33
39
43
128.
Рождественское - Катунино
1980
1
17,9
АС-70
хорошее
32
38
42
129.
Пыщуг - Кривячка
1963
1
31,5
АС-70
хорошее
49
55
59
130.
Рождественское - Конево
1970
1
22,6
АС-50
хорошее
42
48
52
131.
Шарья - Рождественское
1969
1
30
АС-50
хорошее
43
49
53
132.
Заветлужье - Головино
1984
1
35,6
АС-70
хорошее
28
34
38
133.
Боговарово - Ильинское
1983
1
24,3
АС-50
хорошее
29
35
39
134.
Шарья - Центральная-1
1984
1
2,6
АС-95
хорошее
28
34
38
135.
Шарья - Центральная-2
1984
1
2,6
АС-95
хорошее
28
34
38
136.
Вохма - Боговорово-2
1986
1
17
АС-50
хорошее
26
32
36
Итого
2 616,8
По техническому состоянию каждой ВЛ проводится комплексная качественная оценка ЛЭП, определяемая с учетом технического состояния отдельных элементов: опор, фундаментов, проводов, тросов, изоляторов и арматуры, а также используя полученные данные расчетов или испытаний элементов ВЛ. Рекомендации по реконструкции объектов выдаются на основе заключений этих испытаний и осмотров специализированной организацией.
Перечень подстанций (далее – ПС) напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах № 39 – 42.
Таблица № 39
Перечень ПС напряжением 220 кВ и выше Костромской энергосистемы,
их сводные данные
Наименование
Класс напряжения, кВ
Год ввода
Количество и мощность трансформаторов (шунтирующих реакторов)
Мощность ПС
Срок службы, лет
на
2012
на
2018
на
2022
ПС 500 кВ
Звезда
500/110/10
2006
3х135; 6х60
405 МВА
360 Мвар
6
12
16
Костромская АЭС
500
1986
3х60
180 Мвар
26
32
36
Костромская ГРЭС
500
1972
4х400
4 801 МВА
40
46
50
1972
3х267
40
46
50
1977
3х533
35
41
45
1993
3х267
19
25
29
ПС 220 кВ
Мотордеталь
220/110/10
1972
2х125; 1х25; 1х40
315 МВА
40
46
50
Мантурово
220/110/35/27,5/10
1965
1х125; 2х40; 1х15
220 МВА
47
53
57
Кострома-2
220/110/35/6
1961
1х125; 1х90; 2х20
255 МВА
51
57
61
Галич (р)
220/110/35/10
1965
2х125; 1х10
260 МВА
47
53
57
Борок
220/110/10
1987
2х125
250 МВА
25
31
35
Костромская ГРЭС
220
1970
4х400; 2х32; 1х63
1 727 МВА
42
48
52
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, для ПС – не менее 25 лет.
Таблица № 40
Перечень ПС напряжением 110 кВ Костромской энергосистемы,
их сводные данные и техническое состояние
№
п/п
Наименование
Класс
напряжения,
кВ
Год вво-да
Коли-чество трансфор-маторов и мощность, ед.хМВА
Мощ-ность ПС, МВА
Нагру-зка ПС по дан-ным заме-ров, МВА
Степень загрузки при отключе-нии трансфор-матора большей мощности
Техни-ческое состоя-ние
Срок службы, лет
на
2012
на
2018
на
2022
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Центральный РЭС
1.
Александрово
110/35/10
1981
2х6,3
12,6
3,78
57
удовл.
31
37
41
2.
Аэропорт
110/35/6
1993
2х16
32
7,97
47
удовл.
19
25
29
3.
Василево
110/35/10
1979
2х10
20
2,41
23
удовл.
33
39
43
4.
Восточная-2
110/35/10
1977
2х25
50
6,89
26
удовл.
35
41
45
5.
Давыдовская
110/10
2009
2х25
50
11,89
45
удовл.
3
9
13
6.
СУ ГРЭС
110/35/6
1978/2016
2х16
32
6,43
61
хорошее
34
40
44
7.
Григорцево
110/10
1987
1х2,5
2,5
0,46
18
удовл.
25
31
35
8.
Калинки
110/35/10/6
1962
2х10; 1х1,6
21,6
6,31
376
удовл.
50
56
60
9.
Клементьево
110/10
1980
1х6,3
6,3
0,74
11
удовл.
32
38
42
10.
Кострома-1
110/6
2015
2х16
32
10,73
64
хорошее
3
7
11.
Кострома-3
110/35/6
1963/2016
2х16
32
10,9
104
хорошее
49
55
59
12.
КПД
110/35/10
2014
2х25
50
13,94
53
хорошее
4
8
13.
Кр. Поляна
110/35/10
1972
2х10
20
4,71
45
удовл.
40
46
50
14.
Красное
110/35/10
1982
2х16
32
14,51
86
удовл.
30
36
40
15.
Нерехта-1
110/35/6
1940
2х25
50
20,26
77
удовл.
72
78
82
16.
Нерехта-1
110/10
1980/2014
2х16
32
3,58
21
хорошее
4
8
17.
Нерехта-2
110/10/6
1973
1х10;1х16
26
3,01
29
удовл.
39
45
49
18.
Строммашина
110/6
1974
2х40
80
11,29
27
удовл.
38
44
48
19.
Северная
110/6
1970
1х25; 1х20
45
20,66
98
удовл.
42
48
52
20.
Столбово
110/10
1990
1х10
10
0,81
8
удовл.
22
28
32
21.
Судиславль
110/10
1972
2х10
20
7,36
70
удовл.
40
46
50
22.
Сусанино
110/35/10
1987
2х10
20
3,17
30
удовл.
25
31
35
23.
Центральная
110/10/6
1989
2х25
50
18,99
72
удовл.
23
29
33
24.
Южная
110/35/10
1986
2х25
50
16,93
65
удовл.
26
32
36
25.
Восточная-1
110/6
2011
2х25
50
17,73
68
хорошее
1
7
11
Галичский РЭС
26.
Буй (р)*
110/35/10
1963
1х10; 1х4
14
9,27
221
удовл.
49
55
59
27.
Буй (с)
110/10
1980
2х6,3
12,6
5,78
87
удовл.
32
38
42
28.
Елегино
110/10
1985
1х2,5
2,5
0,20
8
удовл.
27
33
37
29.
Западная
110/10
1992
2х10
20
5,56
53
удовл.
20
26
30
30.
Лопарево
110/10
1979
2х2,5
5
0,44
17
удовл.
33
39
43
31.
Луковцино
110/10
1988
1х2,5
2,5
0,54
21
удовл.
24
30
34
32.
Новая
110/35/10
1993
2х6,3
12,6
2,12
32
хорошее
19
25
29
33.
Орехово
110/35/10
1965
2х6,3
12,6
1,67
25
удовл.
47
53
57
34.
Солигалич
110/35/10
1986
2х10
20
5,51
53
удовл.
26
32
36
35.
Федоровское
110/10
1983
1х2,5
2,5
0,11
4
удовл.
29
35
39
36.
Чухлома
110/35/10
1965
2х6,3
12,6
4,56
69
удовл.
47
53
57
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Нейский РЭС
37.
Антропово (р)
110/35/10
1965
1х16;1х6,3
22,3
5,78
87
удовл.
47
53
57
38.
БХЗ
110/6/10
1971
2х25
50
1,59
6
удовл.
41
47
51
39.
Гусево
110/10
1981
1х2,5
2,5
0,41
16
удовл.
31
37
41
40.
Дьяконово
110/10
1977
1х2,5
2,5
0,37
14
удовл.
35
41
45
41.
Ильинское
110/35/10
1990
2х10
20
5,30
51
удовл.
22
28
32
42.
Кадый
110/35/10
1983
2х10
20
5,11
49
удовл.
29
35
39
43.
Макарьев-1
110/35/10
1967
2х10
20
8,22
78
удовл.
45
51
55
44.
Нея
110/35/27,5/10
1966
2х40;1х6,3
86,3
29,21
442
удовл.
46
52
56
45.
Новинское
110/10
1988
1х2,5
2,5
0,19
7
удовл.
24
30
34
46.
Н-Полома
110/10
1976
1х2,5
2,5
0,98
37
удовл.
36
42
46
47.
Октябрьская
110/10
1978
1х2,5
2,5
0,70
27
удовл.
34
40
44
48.
Яковлево
110/35/10
1965
1х10
10
0,26
3
удовл.
47
53
57
Шарьинский РЭС
49.
Вохма
110/35/10
1968
1х16;1х6,3
22,3
6,16
93
удовл.
44
50
54
50.
Гудково
110/10
1987
1х2,5
2,5
0,24
9
удовл.
25
31
35
51.
Никола
110/35/10
1991
1х6,3
6,3
0,37
6
удовл.
21
27
31
52.
Павино
110/35/10
1975
1х10;1х6,3
16,3
2,44
37
удовл.
37
43
47
53.
Промузел
110/6/6
1976
2х25
50
4,84
18
удовл.
36
42
46
54.
Пыщуг
110/35/10
1989
2х6,3
12,6
3,35
51
удовл.
23
29
33
55.
Рождественс-кое*
110/35/10
1986
1х10; 1х4
14
2,00
48
хорошее
26
32
36
56.
Шарья (р)
110/35/6
1966
1х25; 1х20
45
19,11
91
удовл.
46
52
56
57.
Шекшема
110/10
1976
1х6,3
6,3
0,44
7
удовл.
36
42
46
58.
Шортюг
110/10
1968
1х6,3
6,3
0,53
8
удовл.
44
50
54
59.
Якшанга
110/10
1974
1х6,3
6,3
1,33
20
удовл.
38
44
48
Итого
1 371,9
______________
* Трансформатор 1х4 МВА напряжением 35 кВ.
Таблица № 41
Перечень ПС напряжением 35 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние
№
п/п
Наименование
Класс
напря-жения,
кВ
Год ввода
Количество трансформа-торов и мощность, ед.хМВА
Мощ-ность ПС, МВА
Техни-ческое состоя-ние
Срок службы, лет
на
2012
на
2018
на
2022
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Галичский РЭС
1.
Степаново
35/10
1989
1х4
4
удовл.
23
29
33
2.
Пронино
35/10
1973
1х2,5; 1х4
6,5
удовл.
39
45
49
3.
Горбачево
35/10
1977
1х1
1
удовл.
35
41
45
4.
Калинино
35/10
1976
1х1
1
удовл.
36
42
46
5.
Судай
35/10
1965
2х1,6
3,2
удовл.
47
53
57
6.
Совега
35/10
1984
1х1
1
удовл.
28
34
38
7.
Починок
35/10
1965
1х4
4
удовл.
47
53
57
8.
Петровское
35/10
1978
1х1,6
1,6
удовл.
34
40
44
9.
Панкратово
35/10
1965
1х1
1
удовл.
47
53
57
10.
Куземино
35/10
1986
1х1,6
1,6
удовл.
26
32
36
11.
Толтуново
35/10
1982
2х2,5
5
удовл.
30
36
40
12.
Кабаново
35/10
1983
2х2,5
5
удовл.
29
35
39
13.
Березовец
35/10
1975
1х2,5
2,5
удовл.
37
43
47
14.
Дьяконово
35/10
1974
2х1
2
удовл.
38
44
48
15.
Дор
35/10
1975
2х1,6
3,2
удовл.
37
43
47
16.
Шушкодом
35/10
1964
2х1
2
удовл.
48
54
58
17.
Галичская ПТФ
35/10
1977
2х4
8
удовл.
35
41
45
18.
Левково
35/10
1992
1х1,6
1,6
удовл.
20
26
30
19.
Кренево
35/10
1989
1х2,5
2,5
удовл.
23
29
33
20.
Семеновское
35/10
1991
1х1,6
1,6
удовл.
21
27
31
21.
Химик
35/10
2003
1х3,2
3,2
удовл.
9
15
19
22.
Ликурга
35/10
1963
1х1,8; 1х1,6
3,4
удовл.
49
55
59
Костромской РЭС
23.
Андреевское
35/10
1979
1х1,6
1,6
удовл.
33
39
43
24.
Попадьино
35/10
1990
1х1,6
1,6
удовл.
22
28
32
25.
Стоянково
35/10
1977
1х1,6
1,6
удовл.
35
41
45
26.
Раслово
35/10
1983
1х2,5
2,5
удовл.
29
35
39
27.
Новинки
35/10
1957
1х1,8
1,8
удовл.
55
61
65
28.
Адищево
35/10
1967
1х4
4
удовл.
45
51
55
29.
Сандогора
35/6
1977
1х1
1
удовл.
35
41
45
30.
Гридино
35/10
1995
1х1,8
1,8
удовл.
17
23
27
31.
Прискоково
35/10
1964
1х2,5
2,5
удовл.
48
54
58
32.
Рудино
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
45
49
33.
Чапаево
35/10
1976
2х2,5
5
удовл.
36
42
46
34.
Калининская
35/10
1982
2х2,5
5
удовл.
30
36
40
35.
Сущево
35/10
1972
2х4
8
удовл.
40
46
50
36.
Минское
35/10
1981
2х2,5
5
удовл.
31
37
41
37.
Борщино
35/10
1979
2х4
8
удовл.
33
39
43
38.
Исаево
35/10
1973
2х4
8
удовл.
39
45
49
39.
Островское
35/10
2008
2х2,5
5
удовл.
4
10
14
40.
Игодово
35/10
1989
2х1,6
3,2
удовл.
23
29
33
41.
Апраксино
35/10
1985
2х2,5
5
удовл.
27
33
37
42.
Ильинское ЦСП
35/10
1985
2х2,5
5
удовл.
27
33
37
43.
Сухоногово
35/10
1971
1х4; 1х3,2
7,2
удовл.
41
47
51
44.
Владычное
35/10
1982
2х1,6
3,2
удовл.
30
36
40
45.
Клеванцово
35/10
1974
2х1,6
3,2
удовл.
38
44
48
46.
Саметь
35/6
1973
1х4; 1х1,6
5,6
удовл.
39
45
49
47.
Байдарка
35/6
1970
2х6,3
12,6
удовл.
42
48
52
48.
Коркино
35/10
1972
2х2,5
5
удовл.
40
46
50
49.
Мисково
35/6
2008
2х1,8
3,6
удовл.
4
10
14
50.
Кузьмищи
35/10
1988
2х1,6
3,2
удовл.
24
30
34
51.
Кузнецово
35/10
1961
2х2,5
5
удовл.
51
57
61
52.
Горьковская
35/10
1986
2х1,6
3,2
удовл.
26
32
36
53.
Никольское
35/6
1972
2х4
8
удовл.
40
46
50
54.
ЭМЗ
35/6
1964
1х1,6; 1х1
2,6
удовл.
48
54
58
55.
Караваево
35/10
1962
2х6,3
12,6
удовл.
50
56
60
56.
Волжская
35/6
1981
2х4
8
удовл.
31
37
41
57.
Сидоровская
35/6
1982
1х4; 1х2,5
6,5
удовл.
30
36
40
58.
Воронье
35/10
1969
2х1,8
3,6
удовл.
43
49
53
59.
Татарское
35/10
1985
2х1,6
3,2
удовл.
27
33
37
60.
Чернево
35/10
1968
2х1,8
3,6
удовл.
44
50
54
Нейский РЭС
61.
Горчуха
35/10
1972
2х2,5
5
удовл.
40
46
50
62.
Окулово
35/10
1977
1х1,6
1,6
удовл.
35
41
45
63.
Завражье
35/10
1989
1х1,6
1,6
удовл.
23
29
33
64.
Чернышево
35/10
1973
1х4
4
удовл.
39
45
49
65.
Екатеринкино
35/10
1991
2х1,6
3,2
удовл.
21
27
31
66.
Унжа
35/10
1978
1х1; 1х1,6
2,6
удовл.
34
40
44
67.
Нежитино
35/10
1987
1х1
1
удовл.
25
31
35
68.
Николо-Макарово
35/10
1969
1х1,6
1,6
удовл.
43
49
53
69.
Тимошино
35/10
1967
2х1
2
удовл.
45
51
55
70.
Якимово
35/10
1987
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
25
31
35
71.
Макарьев-2
35/10
1978
2х4
8
удовл.
34
40
44
72.
Филино
35/10
1968
1х1,6
1,6
удовл.
44
50
54
73.
Георгиевское
35/10
2008
2х2,5
5
удовл.
4
10
14
74.
Овсянниково
35/10
1990
2х1,6
3,2
удовл.
22
28
32
75.
Черменино
35/10
1967
1х1,6
1,6
удовл.
45
51
55
76.
Кологрив
35/10
1965
2х4
8
удовл.
47
53
57
77.
Медведица
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
45
49
78.
Сосновка
35/10
1966
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
46
52
56
79.
Слобода
35/10
1976
1х2,5
2,5
удовл.
36
42
46
80.
Кужбал
35/10
1967
1х2,5
2,5
удовл.
45
51
55
81.
Вожерово
35/10
1992
2х1,6
3,2
удовл.
20
26
30
82.
Парфеньево
35/10
1991
2х4
8
удовл.
21
27
31
83.
Матвеево
35/10
1967
1х1,8; 1х4
5,8
удовл.
45
51
55
84.
Легитово
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
45
49
85.
Котельниково
35/10
2008
1х1
1
удовл.
4
10
14
86.
Палкино
35/10
1966
1х2,5; 1х4
6,5
удовл.
46
52
56
87.
Словинка
35/10
2008
2х1,6
3,2
удовл.
4
10
14
Шарьинский РЭС
88.
Пищевка
35/10
1989
1х1
1
удовл.
23
29
33
89.
Хорошая
35/10
1974
1х2,5
2,5
удовл.
38
44
48
90.
Головино
35/10
1980
1х1
1
удовл.
32
38
42
91.
Одоевское
35/10
1989
2х1,6
3,2
удовл.
23
29
33
92.
Леденгск
35/10
1979
1х4; 1х1,6
5,6
удовл.
33
39
43
93.
Лапшино
35/10
1986
2х2,5
5
удовл.
26
32
36
94.
Спасс
35/10
1970
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
42
48
52
95.
Талица
35/10
1973
1х1,6
1,6
удовл.
39
45
49
96.
Центральная
35/6
1984
2х10
20
удовл.
28
34
38
97.
Соловецкое
35/10
1974
1х1,6
1,6
удовл.
38
44
48
98.
Ильинское ШСП
35/10
1983
1х1,6
1,6
удовл.
29
35
39
99.
Заветлужье
35/10
1974
1х1,6
1,6
удовл.
38
44
48
100.
Забегаево
35/10
1988
1х1,6
1,6
удовл.
24
30
34
101.
Луптюг
35/10
1975
1х2,5
2,5
удовл.
37
43
47
102.
Боговарово
35/10
1981
1х4; 1х2,5
6,5
удовл.
31
37
41
103.
Конево
35/10
1965
1х1,6
1,6
удовл.
47
53
57
104.
Катунино
35/10
1981
1х2,5
2,5
удовл.
31
37
41
105.
Кривячка
35/10
1963
1х1; 1х1,6
2,6
удовл.
49
55
59
106.
Николо-Шанга
35/10
1977
1х1,6; 1х2,5
3,2
удовл.
35
41
45
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.
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
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.
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
cos
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
Cosφ
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
Необходимо оценить и проанализировать технологические потери мощности и электроэнергии, которые возникают при передаче электроэнергии по электрическим сетям 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, за исключением потерь, вызванных погрешностью системы учета электроэнергии.
В таблицах № 49 и 50 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годы.
Таблица № 49
Потери мощности в сетях 110 кВ и выше
Год
Нагрузка энергосистемы, МВт
Напряжение сети
110 кВ
220 кВ и выше
110 кВ и выше
потери, МВт
доля потерь, %
потери, МВт
доля потерь, %
потери, МВт
доля потерь, %
2007
676
19,4
2,86
30,6
4,53
50
7,4
2008
712
19,4
2,72
30,95
4,35
50,35
7,07
2009
692
18,75
2,71
29,4
4,23
48,15
6,96
2010
678
19,32
2,85
29,8
4,39
49,12
7,24
2011
654
18,84
2,88
30,79
4,71
49,63
7,59
Таблица № 50
Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше
Год
Электропотреб-ление энергосистемы,
млн. кВт∙ч
Напряжение сети
110 кВ
220 кВ
110 кВ и выше
потери, млн. кВт∙ч
доля потерь, %
потери, млн. кВт∙ч
доля потерь, %
потери, млн. кВт∙ч
доля потерь, %
2007
3 782,12
71,780
1,89
113,22
2,99
185
4,89
2008
3 790,514
65,96
1,74
105,23
2,78
171,19
4,51
2009
3 558,905
59,06
1,66
92,61
2,6
151,67
4,26
2010
3 681,486
69,55
1,89
107,64
2,92
177,19
4,81
2011
3 611,475
68,77
1,9
112,38
3,11
181,15
5,02
В таблице № 51 представлена структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы.
Таблица № 51
Структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы
Составляющие технических потерь
Потери мощности, МВт
филиал ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»
Нагрузочные потери:
в трансформаторах 110 кВ
в ВЛ 110 кВ
132,07
6,49
125,58
Потери ХХ в трансформаторах
46,70
Всего
178,78
Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше составили порядка 66,2 млн. кВт∙ч, или 3,09% от электропотребления энергосистемы.
Раздел II. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы
на территории Костромской области
Районы с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений в распределительной сети определяются рядом факторов. К наиболее распространенным следует отнести то, что схемы присоединения к сети электросетевых объектов в отдельных случаях не соответствуют требованиям нормативных документов. Другим фактором является неудовлетворительное состояние отдельных линий и подстанций.
В Костромской энергосистеме в эксплуатации имеются подстанции, на трансформаторах которых отсутствует переключающее устройство регулирования под нагрузкой (далее – РПН).
Характеристика районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Костромской области приведена в таблице № 52.
Таблица № 52
Районы с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше
Районы с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений
Наименование электросетевых объектов
Кол-во ПС/ЛЭП, шт.
ПС с одним трансформатором
Шекшема, Октябрьская
2
ПС с трансформаторами без РПН
Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово (р.), Павино, Шортюг, Якшанга
7
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
30
ПС с возможным возникновением дефицита трансформаторной мощности
Вохма, Шарья (р), Северная
3
В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 года № 281 «Об утверждении методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» (далее – Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем), ПС 110 кВ рекомендуется выполнять двухтрансформаторными.
Большая часть схем распределительных устройств (далее – РУ) напряжением 110 кВ выполнена по упрощенным схемам (№ 110 - 4) на отделителях и короткозамыкателях, морально устаревших, и их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. Для приведения схем открытых распределительных устройств (далее – ОРУ) 110 кВ существующих подстанций в соответствие со «Схемой принципиальных электрических распределительных устройств подстанций 35 – 750 кВ. Типовые решения» при выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.
В Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем указывается:
1) присоединять не более трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной – не более пяти;
2) 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.
Так, например, при ремонте ВЛ 110 кВ Вохма – Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево – Никола потребители ПС 110 кВ (ПС 110 кВ Вохма, ПС 110 кВ Никола, ПС 110 кВ Шортюг, ПС 110 кВ Гудково) остаются без питания.
Аналогично 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.
Основным питающим центром Костромской энергосистемы является Костромская ГРЭС, обеспечивающая электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
Передача мощности в район города Костромы осуществляется по трем ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи и по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Кострома-2. Собственная генерация района составляет приблизительно 200 МВт в зимний период и 65 МВт в летний период и обеспечивается за счет генерации Костромской ТЭЦ-1 и Костромской ТЭЦ-2. Приблизительно 50% мощности, передаваемой по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи, является транзитной в Ярославскую энергосистему и играет существенную роль в балансе.
Электроснабжение потребителей северо-западной части Костромской энергосистемы осуществляется от Костромской ГРЭС по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи, Костромская ГРЭС – Кострома-2, Мотордеталь – Борок, Кострома-2 – Галич (р).
Электроснабжение потребителей северо-восточной части осуществляется от ПС 500 кВ Звезда по ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Звезда и Звезда – Вятка и в ремонтных режимах в сети 500 кВ от ПС 220 кВ Мантурово по ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово.
В нормальном режиме пропускной способности сетей 110 кВ и выше достаточно для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах.
Костромская энергосистема является транзитной. Транзитные перетоки оказывают влияние на режимы работы оборудования энергосистемы.
Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская I и II цепь.
Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Шекшема.
В настоящее время появление вышеперечисленных режимов исключается при составлении планов ремонтов и проведении ремонтной кампании. Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в подобных режимах применяются схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в делении сети в определенных точках (что приводит к снижению надежности схемы в целом), устройства противоаварийной автоматики, а в отдельных случаях − графики аварийного ограничения.
Части Костромской энергосистемы, в которых ликвидация отклонений от допустимых пределов электрического режима производится действием противоаварийной автоматики, не требуют скорейшего решения по усилению сети. Но при подключении энергоемких потребителей потребуется подключение электрических сетей к дополнительным источникам электрической мощности на напряжение 220 − 500 кВ.
Ограничений на технологическое присоединение потребителей к отдельным частям энергосистемы нет. Однако присоединение крупных и энергоемких потребителей в некоторых частях энергосистемы и к отдельным подстанциям потребует выполнения схемных решений и подведения данных потребителей под отключение действиями противоаварийной автоматики и включения их в графики аварийного ограничения потребления.
К таким районам и подстанциям можно отнести:
1) северо-западную часть энергосистемы Костромской области: ПС 220 кВ Борок, ПС 110 кВ Буй (т), Буй (р), Буй (с), Западная, подстанции транзита 110 кВ Борок - Солигалич - Чухлома - Галич;
2) северо-восточную часть энергосистемы Костромской области;
3) ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС, питание которых осуществляется от Ивановской энергосистемы;
4) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Шарья (т), Поназырево (т), РП Заря, Промузел, Кроностар.
Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам относятся ПС 110 кВ Северная, Шарья (р), ПС 35 кВ Центральная.
Допустимые уровни напряжения в нормальных, ремонтных и аварийных режимах обеспечиваются за счет:
1) регулирования реактивной мощности, вырабатываемой Костромской ГРЭС, Костромской ТЭЦ-1, Костромской ТЭЦ-2 и Шарьинской ТЭЦ;
2) регулирования РПН автотрансформаторов ПС 220 кВ Мотордеталь, Кострома-2, Борок, Галич, Мантурово, ПС 500 кВ Звезда;
3) батарей статических конденсаторов 110 кВ (БСК) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Шарья (р) и Поназырево (т);
4) работы устройств автоматического ограничения снижения напряжения на ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Промузел, Кроностар.
На текущий момент источников реактивной мощности Костромской энергосистемы достаточно для качественного регулирования напряжения во всех режимах работы энергосистемы.
С целью анализа режимной ситуации, которая сложилась в дни контрольных замеров 15 июня и 21 декабря 2016 года, в таблице № 53 представлены данные по потреблению мощности и генерации электростанций Костромской энергосистемы в часы контрольных замеров.
Таблица № 53
Потребление мощности и генерация электростанций
в дни контрольных замеров
Наименование
15.06.2016 г.
04-00
15.06.2016 г.
10-00
21.12.2016 г.
04-00
21.12.2016 г.
09-00
Потребление, МВт
287
416
425
537
Генерация, МВт
918
2 130
1 363
2 534
Как уже отмечалось выше, Костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2 600 МВт в зимний период и 1 700 МВт в летний период. Передача мощности напрямую зависит от выработки Костромской ГРЭС. В таблице № 54 приведены данные по передаче мощности в смежные энергосистемы. В зимний период суммарный переток мощности в смежные энергосистемы достигает около 86% от выработки Костромской ГРЭС, а летом – 80%.
1
Таблица № 54
Мощность, передаваемая в смежные энергосистемы (токовая загрузка ЛЭП, соединяющих Костромскую энергосистему со смежными энергосистемами)
Смежная энергосистема
Наименование ЛЭП
Марка провода
Длительно-допустимый ток, А
Дата и время замера
15.06.2016 г. 04-00
15.06.2015 г. 10-00
21.12.2016 г. 04-00
21.12.2016 г. 09-00
А
%
А
%
А
%
А
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кировская энергосистема
ВЛ 500 кВ Звезда - Вятка
3хАС-330
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
241
12,0
287
14,4
224
11,2
249
12,4
ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево
АС-120
380 при t=+25°C 490 при t=-5°C
отключена
отключена
отключена
отключена
ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево
АС-120
380 при t=+25°C 490 при t=-5°C
отключена
отключена
отключена
отключена
Московская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская ГАЭС
3хАС-400
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
387
19,3
232
11,6
211
10,5
246
12,3
Владимирская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская
3хАС-400
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
200
10
420
21
358
17,9
372
18,6
Вологодская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС –Вологодская
3хАС-400
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
375
18,8
261
13,1
230
11,5
363
18,1
ВЛ 110 кВ Никольск – Павино
АС-95
300 при t=+25°C 300 при t=-5°C
111
36,9
75
25,1
58
19,2
104
34,6
ВЛ 110 кВ Буй (т) – Вохтога(т)
АС-150
300 при t=+25°C 300 при t=-5°C
68
22,5
7
2,3
18
6,1
20
6,7
Нижегородская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч
3хАСО-400
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
277
13,9
336
16,8
550
27,5
530
26,5
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижегородская
3хАС-400/51
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
262
13,1
307
15,7
отключена
отключена
ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово
АС-300
600 при t=+25°C 600 при t=-5°C
54
9,1
84
14,0
55
9,1
71
11,9
Ивановская энергосистема
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-1
АС-400
825 при t=+25°C
1 000 при t=-5°C
182
21,2
471
54,9
162
16,2
321
32,1
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-2
АС-400
825 при t=+25°C
1 000 при t=-5°C
отключена
отключена
85
8,5
134
13,4
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-1
АС-400
825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C
50
5,8
286
33,4
227
22,7
503
50,3
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-2
АС-400
825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C
54
6,3
290
33,8
166
16,6
356
35,6
ВЛ 110 кВ Заволжск – Александрово
АС-120
300 при t=+25°C 300 при t=-5°C
10
3,3
30
10,0
51
16,9
42
14,1
ВЛ 110 кВ Фурманов – Клементьево
АС-120
380 при t=+25°C 490 при t=-5°C
22
5,5
18
4,4
42
8,7
42
8,8
ВЛ 110 кВ Писцово – Нерехта-1
АС-120
380 при t=+25°C 490 при t=-5°C
79
20,1
85
21,5
74
15,2
83
17,5
Ярославская
энергосистема
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославская
АС-500
825 при t=+25°C 1 000 при t=-5°C
195
20,6
440
53,3
269
26,9
477
47,7
ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая
АС-300
690 при t=+25°C 890 при t=-5°C
165
20,7
332
48,2
235
27
381
44,2
ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй (т)
АС-120
390 при t=+25°C 503 при t=-5°C
15
3,4
61
15,6
27
5,5
68
14,0
ВЛ 110 кВ Нерехта-1
АС-120
390 при t=+25°C 503 при t=-5°C
79
17,5
128
32,9
104
21,2
174
35,7
ВЛ 110 кВ Нерехта-2
АС-150
390 при t=+25°C 503 при t=-5°C
86
19,1
131
33,6
100
20,3
165
33,8
% - Загрузка ЛЭП в процентах по току.
1
Анализ режимной ситуации, сложившейся на день контрольного замера в 2016 году, показывает, что загрузка сети 110 кВ и выше и уровни напряжений находятся в пределах допустимых значений.
В таблицах № 55 и 56 представлена загрузка автотрансформаторов и ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы.
Таблица № 55
Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы
№ п/п
Наименование
Установ-ленная мощность, МВА
Номи-наль-ный ток, А
Дата и время замера
15.06.2016 г. 04-00
15.06.2016 г. 10-00
21.12.2016 г. 04-00
21.12.2016 г. 09-00
А
%
А
%
А
%
А
%
1.
Костромская ГРЭС
АТ-2 3х267
925
0
0
0
0
245
26,5
297
32,1
АТ-4 3х267
925
480
51,9
404
43,7
192
20,7
105
11,4
2.
ПС 500/110/10 кВ Звезда
АТ-1 3х135
468
70
15,0
167
35,6
128
27,3
182
38,9
3.
ПС 220/110/10 кВ Мантурово
АТ-1 125
313
54
17,4
84
26,8
48
15,4
71
22,8
4.
ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь
АТ-1 125
313
0
0
0
0
91
29,2
175
55,9
АТ-2 125
313
85
27,2
189
60,2
92
29,3
175
55,9
5.
ПС 220/110/10 кВ Борок
АТ-1 125
314
0
0
0
0
45
14,3
60
19,0
АТ-2 125
314
49
15,6
86
27,5
44
14,0
58
18,5
6.
ПС 220/110/10 кВ Галич
АТ-1 125
314
0
0
0
0
37
11,9
32
10,4
АТ-2 125
313
58
18,5
79
25,2
40
12,9
36
11,4
7.
ПС 220/110/6 кВ Кострома-2
АТ-1 125
314
49
15,7
119
38,0
21
6,8
15
4,8
АТ-2 90
215
54
24,9
124
57,8
28
12,9
22
10,3
1
Таблица № 56
Загрузка ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы
№ п/п
Наименование ЛЭП
Марка провода
Длительно-допустимый ток, А
Дата и время замера
15.06.2016 г. 04-00
15.06.2016 г. 10-00
21.12.2016 г. 04-00
21.12.2016 г. 09-00
А
%
А
%
А
%
А
%
1.
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Костромская АЭС
3хАСО-400
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
139
7,0
165
8,3
343
17,1
371
18,6
2.
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Звезда
3хАС-330
2 000 при t=+25°C 2 000 при t=-5°C
250
12,5
110
5,5
258
12,9
142
7,1
3.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-1
АС-300
710 при t=+25°C 915 при t=-5°C
137
18,7
292
39,8
305
35,1
572
66,4
4.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-2
АС-300
710 при t=+25°C 915 при t=-5°C
140
18,5
300
39,7
200
22,3
319
36,0
5.
ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Борок
АС-300
710 при t=+25°C 915 при t=-5°C
73
10,0
103
14,3
151
17,6
196
23,0
6.
ВЛ 220 кВ Борок – Галич
АС-300
600 при t=+25°C 600 при t=-5°C
20
3,4
20
3,3
54
9,0
78
13,0
7.
ВЛ 220 кВ Кострома – Галич
АС-300
600 при t=+25°C 600 при t=-5°C
57
9,5
68
11,3
49
8,2
37
6,2
8.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Кострома
АС-300
710 при t=+25°C 915 при t=-5°C
135
17,9
292
38,8
отключена
отключена
1
Раздел III. Основные направления развития электроэнергетики Костромской области
Глава 16. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на пятилетний период по Костромской области по данным АО «СО ЕЭС»
Прогноз спроса на электрическую энергию Костромской области соответствует прогнозу, представленному в проекте схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 – 2023 годы (далее – Схема и программа развития ЕЭС России). Первым годом построения прогноза является 2017 год. В соответствии с базовым прогнозом, разработанным в начале текущего года системным оператором единой энергетической системы (далее соответственно – СО, ЕЭС), полное электропотребление в области составит 3 594 млн. кВт∙ч.
Для целей построения прогноза данные Росстата адаптированы к уровням потребления электрической энергии, которые фиксирует СО.
Таблица № 57
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области по данным АО «СО ЕЭС»
Показатель
Годы
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Электропотребление, млн. кВт∙ч
3 594
3 599
3 606
3 616
3 633
3 659
Среднегодовые темпы прироста, %
-1,2
0,1
0,2
0,3
0,5
0,7
Максимум нагрузки, МВт
635
635
637
637
642
646
Среднегодовые темпы прироста, %
-1,6
0,0
0,3
0
0,8
0,6
Число часов использования максимума нагрузки, ч.
5 660
5 668
5 661
5 677
5 659
5 664
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на период до 2022 года составлен с учетом социально-экономического развития региона и поступивших заявок на технологическое присоединение (таблица № 58). Анализ таблицы показывает, что прогнозируемый прирост нагрузки составляет 2 – 4 МВт в год.
В таблицах № 59 и 60 представлены данные по максимуму нагрузки и электропотреблению крупных потребителей Костромской энергосистемы за отчетный период и с перспективой до 2022 года.
Анализ таблицы № 59 показывает, что большое развитие имеет ОАО «Газпромтрубинвест», деятельность которого связана с производством стальных труб. Данный завод получает питание от ПС 110/35/10 кВ КПД.
1
Таблица № 58
Перечень заявок потребителей на технологическое присоединение к электрическим сетям
Тип объекта присоединения
Наименование объекта присоединения
Адрес объекта
Мощность энергопринима-ющих устройств, МВт
Период реализации
Категория надежности электро-снабжения
Центр питания
Примечание
Производственные нужды
ООО «Зеленый дом» (тепличный комбинат)
Нерехтский район, южная часть кадастрового квартала 44:13:122201:166
1,5
2017 год
3
ПС 110кВ
Космынино (т)
Заключение договора
Промышленное предприятие
ИП Горохов
Костромской район,
дер. Бычиха-12
1,3
2017 год
3
ПС 110кВ
Калинки
Заключение договора
Промышленное предприятие
ООО «Костромасетьремонт»
Костромской район, дер. Косино
2
2018 год
2
ПС 110 кВ Василево
Договор заключен
Промышленное предприятие
ООО «СТАРТ»
г. Нерехта, ул. Дружбы, д. 21
0,91 (в том числе ранее 0,25)
2017 год
3
ПС 110 кВ Нерехта-2
Договор заключен
Промышленное предприятие
ОАО «Буйский химический завод»
г. Буй, ул. Чапаева, д. 1
2
2018 год
2
ПС 110 кВ Буй (р)
Заключение договора
Жилой фонд
ООО «КФК Энерго»
г. Кострома, в квартале, ограниченном улицами Жужелинской и Богатырской м/р-на Жужелино
0,92 (в том числе ранее 0,63)
2017 год
2
ПС 110 кВ Строммашина
Увеличение мощности
Жилой фонд
ФКП «Управление заказчика КС Минобороны России»
г. Кострома, ул. Скворцова, 10В
0,7
2018 год
3
ПС 110 кВ Центральная
Заключение договора
Жилой фонд
ООО «КФК Энерго»
Костромской район, Башкеевское сельское поселение
9
2017-2019
2
ПС 220 кВ Мотордеталь
Договор заключен
Таблица № 59
Прогноз максимума нагрузки крупных потребителей Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Месторасположение
Вид экономической деятельности
Максимум нагрузки, МВт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО «Российские железные дороги»
Костромская область
Транспорт
72,01
72,07
72,13
72,17
72,21
72,25
ООО «Кроностар»
г. Шарья, пос. Ветлужский,
ул. Центральная, 4
Деревообработка
34,66
34,69
34,72
34,76
34,80
34,84
НАО «СВЕЗА Мантурово»
г. Мантурово,
ул. Матросова, 26
Деревообработка
3,41
3,41
3,41
3,42
3,42
3,42
АО «Галичский автокрановый завод»
г. Галич,
ул. Гладышева, 27
Производство машин и оборудования
4,43
4,45
4,47
4,49
4,51
4,53
ООО «Совместное предприятие «Кохлома»
г. Кострома,
ул. Борьбы, 75
Текстильное производство
3,21
3,21
3,21
3,21
3,21
3,21
ОАО «Газпромтрубинвест»
г. Волгореченск,
ул. Магистральная, 1
Производство стальных труб
13,82
13,82
13,82
13,82
13,82
13,82
ООО «НОВ-Кострома»
г. Волгореченск
Завод по производству буровых установок
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,0
Таблица № 60
Прогноз электропотребления крупных потребителей Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Месторасположение
Вид экономической деятельности
Электропотребление, млн. кВт∙ч
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО «Российские железные дороги»
Костромская область
Транспорт
401,8
402,1
402,5
402,7
402,9
403,1
ООО «Кроностар»
г. Шарья,
пос. Ветлужский,
ул. Центральная, 4
Деревообработка
249,5
249,7
249,9
250,2
250,5
250,8
НАО «СВЕЗА Мантурово»
г. Мантурово,
ул. Матросова, 26
Деревообработка
24,9
24,9
24,95
25,0
25,0
25,0
АО «Галичский автокрановый завод»
г. Галич,
ул. Гладышева, 27
Производство машин и оборудования
15,2
15,3
15,4
15,4
15,5
15,6
ООО «Совместное предприятие «Кохлома»
г. Кострома,
ул. Борьбы, 75
Текстильное производство
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
ОАО «Газпромтрубинвест»
г. Волгореченск,
ул. Магистральная, 1
Производство стальных труб
42,6
42,6
42,6
42,6
42,6
42,6
ООО «НОВ-Кострома»
г. Волгореченск
Завод по производству буровых установок
10,4
10,4
10,4
10,4
10,4
10,4
Таблица № 61
Максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% от общего объема электропотребления Костромской области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Месторасположение
Вид экономической деятельности
Максимум нагрузки, МВт
2017
2018
2019
2020
2021
2022
1
2
3
4
5
6
7
8
9
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал»
г. Kострома, ул. 1 Мая, д. 2
Производство и распределение воды
7,86
7,86
7,86
7,86
7,86
7,86
НАО «СВЕЗА Кострома»
г. Kострома, ул. Kомсомольская, д. 2
Промышленное производство
5,31
5,31
5,31
5,31
5,31
5,31
ООО «Резилюкс-Волга»
г. Кострома, ул. Базовая, д. 12
Промышленное производство
3,06
3,06
3,06
3,06
3,06
3,06
ООО «Костромаинвест»
Костромской район, Красносельское шоссе, д. 1
Сфера услуг
5,83
5,83
5,83
5,83
5,83
5,83
ООО «БКЛМ»
г. Кострома, ул. Ерохова, д. 3
Промышленное производство
2,39
2,39
2,39
2,39
2,39
2,39
ПАО «ТГК-2»
г. Кострома, ул. Индустриальная,
д. 38
Производство и распределение электрической и тепловой энергии
1,81
1,81
1,81
1,81
1,81
1,81
МКУ «СМЗ по ЖКХ»
г. Кострома, пер. Кадыевский, д. 4
Жилищно-коммунальная отрасль
7,99
7,99
7,99
7,99
7,99
7,99
ООО «КТЭК»
г. Кострома, ул. Лагерная, д.15а
Производство и распределение теплоэнергии
1,93
1,93
1,93
1,93
1,93
1,93
АО «Оборонэнергосбыт»
г. Кострома, ул. Сенная, д. 24
Другие виды экономической деятельности
2,92
2,92
2,92
2,92
2,92
2,92
ПАО «Ростелеком»
г. Кострома, ул. Подлипаева, д. 1
Связь
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
ПАО «МРСК Центра»
г. Кострома, пр-т Мира, д. 53
Транспортировка электрической энергии
4,63
4,63
4,63
4,63
4,63
4,63
ЗАО «Экохиммаш»
г. Буй, ул. Чапаева, д. 1
Промышленное производство
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
1,16
ООО «Жилкомсервис»
г. Буй, ул. Республиканская, д. 5
Жилищно-коммунальная отрасль
3,33
3,33
3,33
3,33
3,33
3,33
МУП «Коммунсервис» Костромского района
Костромской район, пос. Никольское, ул. Мира, д. 16
Производство и распределение тепловой энергии
1,97
1,97
1,97
1,97
1,97
1,97
АО «Шувалово»
Костромской район, пос. Шувалово, ул. Рабочая, д. 1
Промышленное производство
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
АО «Костромской силикатный завод»
г. Кострома, ул. Ярославская, д. 43
Промышленное производство
1,38
1,38
1,38
1,38
1,38
1,38
ООО «ЛЕРУА МЕРЛЕН ВОСТОК»
пос. Караваево, Красносельское ш., д.1
Торговый центр
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
ИП Горохов Сергей Жоржевич
Костромской район, дер. Бычиха-12, 26
Производственные площадки
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1
В таблице № 61 приведен максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% от общего объема электропотребления Костромской области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы.
На основании данных АО «Системный оператор единой энергетической системы» и Росстата по полному электропотреблению региона разработан прогноз уровней электропотребления по отдельным отраслям экономики и бытовому сектору до 2022 года.
В таблице № 62 и на рисунке № 20 приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на 2017 – 2022 годы.
Таблица № 62
Структура потребления электрической энергии в Костромской области на 2017 - 2022 годы, млн. кВт∙ч
Наименование
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Всего потребления
3 594
3 599
3 606
3 616
3 633
3 659
Потери в электросетях общего пользования
514
514
515
516
518
520
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
68
68
68
68
68
69
Добыча полезных ископаемых
1,4
1,4
1,4
1,4
1,5
1,5
Обрабатывающее производство
641
642
646
646
649
655
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды, всего, в том числе:
753
754
753
756
760
765
на собственные нужды электростанции
602
602
601
601
603
605
прочее
151
152
152
155
156
157,5
Строительство
30,7
31
31
31
32
33
Транспорт и связь
522
523
524
525
528
531
Прочие виды деятельности
508
508,6
509,6
511,6
514
519
Население
556
557
558
561
563,5
568
В соответствии с приведенными данными полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2022 году возрастет до 3 659 млн. кВт.; в 2017 – 2022 годах – на 1,8%. Конечное потребление электроэнергии достигнет 2 534 млн. кВт∙ч, увеличившись по сравнению с 2017 годом на 56 млн. кВт∙ч.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций останется на прежнем уровне порядка 600 млн. кВт∙ч в связи с отсутствием ввода новых крупных генерирующих мощностей. Потери в электрических сетях к концу рассматриваемого периода изменятся незначительно.
Рисунок № 20
Изменение структуры электропотребления Костромской области
(2018 и 2022 годы)
Глава 17. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на пятилетний период по Костромской области по региональному варианту
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области на период до 2022 года по региональному варианту представлен в таблице № 63. Прогноз составлен с учетом социально-экономического развития региона, поступивших заявок на технологическое присоединение, а также перспективных инвестиционных проектов, по которым не имеется заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям, представленных в таблице № 64.
Таблица № 63
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность
в Костромской области по региональному варианту
Показатель
Годы
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Электропотребление, млн. кВт∙ч
3 606
3 798
3 804
3 860
4 075
4 662
Среднегодовые темпы прироста, %
- 0,83
5,32
0,16
1,47
5,57
14,40
Максимум нагрузки, МВт
637
670
672
680
720
823
Среднегодовые темпы прироста, %
- 1,24
5,18
0,30
1,19
5,88
14,31
Число часов использования максимума нагрузки, ч.
5 661
5 669
5 661
5 677
5 660
5 665
Варианты энергоснабжения перспективных инвестиционных проектов, представленных в таблице № 64, будут определены при рассмотрении официальных заявок на технологическое присоединение, поданных в филиал ПАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго».
1
Таблица 64
Перечень перспективных инвестиционных проектов, по которым не имеется заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям
№ п/п
Наименование проекта, вид деятельности
Объем производства
Месторасположение
Инвестор
Срок реализации проекта
Необходимая мощность, МВт
1
2
3
4
5
6
7
1.
Выращивание и переработка мяса индейки
До 16,8 тыс. тонн мяса в год
Парфеньевский район, в районе дер. Антушево
Частный инвестор
уточняется
8
2.
Строительство цементного завода
1 млн. тонн цемента в год
Солигаличский район
ПАО «Московский индустриальный банк»
уточняется
30
3.
Создание Индустриального парка «Волгореченский»*
Проектные мощности завода по производству труб – 200 тыс. тонн продукции в год, электроме-таллургического завода – 1 млн. тонн продукции в год
Городской округ город Волгореченск
Хозяйственное партнерство «Индустриальный парк «Волгореченский»
2016 - 2025
125
4.
Организация производства деревянных домов из оцилиндрованных бревен, клееного бруса и погонажных изделий
3 500 тонн пеллет, 33 125 куб. м пиломатериалов, дома из оцилиндрованного бревна – 12 комплектов, дома из клееного бруса – 12 комплектов в год
Вохомский муниципальный район, пос. Вохма
ООО «Восточный»
2017
1,2
5.
Строительство полигона захоронения твердых отходов
150 тыс. тонн ТБО в год
Костромской муниципальный район
ООО «ЭкоТехноМенеджмент» и ООО «Техно Р-Полигон»
2018
0,4
1
2
3
4
5
6
7
6.
Строительство фанерного завода
120 тыс. куб. м фанеры в год
Северо-восточный район Костромской области
Частный инвестор
2018
12
7.
Создание лесоперерабатывающего производства
Уточняется
Галичский муниципальный район, пос. Михайловское
Частный инвестор
2018
9
8.
Создание лесоперерабатывающего комплекса
300 тыс. куб. м фанеры в год
Галичский муниципальный район
Частный инвестор
уточняется
14
9.
Строительство фанерного производства
200 тыс. куб. м фанеры в год
Нейский муниципальный район
Частный инвестор
2018
12
10.
Строительство фанерного завода
Уточняется
Мантуровский муниципальный район
Частный инвестор
уточняется
2,0
11.
Организация деревообрабатывающего производства
120 тыс. куб. м пиломатериалов, 80 тыс. куб. м пеллет, 50 тыс. куб. м клееного бруса, 1 150 тыс. куб. м плит OSB в год
Городской округ город Галич
Частный инвестор
уточняется
19
12.
Строительство тепличного хозяйства
Уточняется
Городской округ город Кострома (или Буйский муниципальный район)
Частный инвестор
уточняется
12
13.
Строительство завода OSB
Уточняется
Муниципальный район город Нерехта и Нерехтский район, дер. Якушовка
Частный инвестор
уточняется
14
14.
Организация производства OSB
Уточняется
Мантуровский муниципальный район
Частный инвестор
уточняется
9
15.
Создание фанерного производства
Уточняется
Городской округ город Галич
Частный инвестор
уточняется
9
* - В пределах рассматриваемого периода ожидается ввод мощностей порядка 50 МВт.
1
Глава 18. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период
Оценка перспективного теплопотребления Костромской области осуществлялась на основе рассмотрения объема перспективного прироста нагрузок за счет развития жилищного сектора и реализации крупных инвестиционных проектов в промышленности. Основой для прогноза служили:
1) данные об освоении свободных площадок для жилищного строительства и государственная программа Костромской области «Стимулирование строительства жилья и обеспечение доступным и комфортным жильем граждан в Костромской области», утвержденная постановлением администрации Костромской области от 26 декабря 2013 года № 587-а (далее – ГП по развитию жилищного строительства);
2) данные Росстата по регионам Российской Федерации по удельной теплоемкости производства целлюлозы, бумаги, картона и химико-термомеханической массы (далее – ХТММ).
За основу при составлении прогноза по жилищному сектору принята перспективная динамика объемов жилищного фонда, приведенная в ГП по развитию жилищного строительства. Объем жилищного фонда – важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Принятые для прогноза значения объема изменения величины жилищного фонда Костромской области приведены в таблице № 65.
Таблица № 65
Общая площадь жилищного фонда и ввод в действие жилья
в Костромской области в 2011 – 2022 годах
Показатели
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
Площадь жилищного фонда,
млн. кв. м
16,5
16,7
16,8
16,9
17,0
17,1
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м
151,4
156,4
204,7
228,2
328,3
322,4
Показатели
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
Площадь жилищного фонда,
млн. кв. м
17,2
17,3
17,4
17,7
17,8
17,9
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м
295,0
310,0
320,0
340,0
365,0
380,0
С использованием информации об освоении свободных площадок для жилищного строительства был составлен перечень перспективных проектов развития жилищно-коммунального хозяйства.
Точные сроки реализации рассмотренных проектов установить невозможно, ввод в эксплуатацию новых жилых домов и объектов сферы услуг микрорайонов «Новый город», «Клюшниково» и «Агашкина гора» планируется выполнить в полном объеме к 2020 году. Строительство и ввод ряда проектов будет находиться за пределами 2022 года.
С учетом этого принято, что к концу рассматриваемого периода будет введено около 1 716,2 тыс. кв. м жилья, что составляет 61,1% от общего объема. Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов представлена в таблице № 66.
В таблице № 66 можно видеть, что итоговая оценка прироста объемов жилья соответствует аналогичным данным, принятым для общего прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области на основе данных государственных программ по развитию жилищного строительства, приведенным в таблице № 67.
По ряду представленных в таблице № 66 проектов выполнены прогнозные оценки тепловых нагрузок, в составе которых кроме площади жилых зданий были учтены площади новой социальной инфраструктуры и предприятий бытового обслуживания.
Показатели удельного теплопотребления строящихся объектов оценены для Костромской области в размере 56 ккал/ч на кв. м для жилых зданий и 72,8 ккал/ч на кв. м для общественных зданий.
Таблица № 66
Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов в Костромской области
№ п/п
Название проекта участка застройки
Объемы жилья, тыс.кв. м
Объем ввода жилья по годам, тыс.кв. м
2016
2017
2018
2019
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
1.
«Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
194,8
12
16
35
60
71,8
2.
пос. Волжский
113,5
21
25
31
0
0
3.
дер. Каримово
52,6
0
7
9
14
22,6
4.
мкр-н «Солоница»
24,8
6
6
7,8
0
0
5.
мкр-н «Новый город»
120
32
32
0
0
0
6.
хутор Чернигино
85
25
27
0
0
0
7.
«Агашкина гора-2» (ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
305,3
0
12
95,3
98
100
8.
мкр-н «Паново-2»
110
16
18
19
22
23
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево)
855,6
0
5,5
9
13
24
10.
дер. Подолец
41,5
13
16,5
0
0
0
11.
дер. Становщиково
160
4
11
14
19
22
12.
дер. Коряково («Агротехнопарк»)
223
5,5
8
15
20
24
13.
дер. Клюшниково
322,3
40
50
50
50
50
14.
мкр-н № 11 в г. Волгореченске
29,5
4,7
4,7
6,2
0
0
15.
пос. Апраксино
4,6
0
0
0
0
0
16.
с. Шунга
3,7
0
0
0
0
0
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
12
4
0
0
0
0
18.
пос. Шувалово
15,2
5,2
5
5
0
0
19.
дер. Стрельниково
9,2
3
3
3,2
0
0
20.
дер. Петрилово
8
0
0
2
3
3
21.
дер. Пустошки
1,8
0
0
0
0
0
22.
Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной – Кинешемским шоссе и пос. Караваево
90,9
0
5,5
8
12
16
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорной
17
4,2
4,2
5,6
0
0
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
2,3
0
0
0
0
0
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехте
4,5
1,5
1,5
1,5
0
0
26.
Квартал застройки в р-не дер. Осипово в г. Шарье
3,3
1,3
1,3
0
0
0
Итого
2 810,4
198,4
259,2
316,6
311
356,4
В таблице № 67 представлен альтернативный расчет тепловых нагрузок для рассматриваемых проектов, выполненный с использованием приведенных выше оценок удельного теплопотребления.
1
Таблица № 67
Увеличение потребности Костромской области в тепловой энергии за счет ввода новых жилых зданий
в 2016 – 2020 годах
№ п/п
Название проекта участка застройки
Объемы жилья, тыс. кв. м
Теплоснабжение, Гкал/ч
Оценка необходимой тепловой мощности
2016
2017
2018
2019
2020
На конец реализации проекта
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1.
«Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
194,8
0,716
1,670
3,757
7,336
11,618
11,618
55,733
2.
пос. Волжский
113,5
3,429
4,920
6,769
6,769
6,769
6,769
22,764
3.
дер. Каримово
52,6
0,000
0,417
0,954
1,789
3,137
3,137
16,821
4.
мкр-н «Солоница»
24,8
0,656
1,014
1,479
1,479
1,479
1,479
6,981
5.
мкр-н «Новый город»
120
5,248
7,157
7,157
7,157
7,157
7,157
35,95
6.
хутор Чернигино
85
3,459
5,069
5,069
5,069
5,069
5,069
23,695
7.
«Агашкина гора-2» (ул. Магистральная - Волгореченское шоссе)
305,3
0,000
0,716
6,399
12,244
18,208
18,208
91,213
8.
мкр-н «Паново-2»
110
1,670
2,743
3,877
5,189
6,560
6,560
34,223
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево
855,6
0,000
0,328
0,865
1,640
3,071
51,028
243,956
10.
дер. Подолец
41,5
1,491
2,475
2,475
2,475
2,475
2,475
11,373
11.
дер. Становщиково
160
0,239
0,895
1,730
2,863
4,175
9,542
43,818
12.
дер. Коряково («Агротехнопарк»)
223
0,328
0,805
1,700
2,893
4,324
13,300
61,05
13.
дер. Клюшниково
322,3
7,294
10,276
13,258
16,240
19,222
19,222
88,227
14.
мкр-н № 11 в г. Волгореченске
29,5
1,109
1,390
1,759
1,759
1,759
1,759
-
15.
пос. Апраксино
4,6
0,274
0,274
0,274
0,274
0,274
0,274
-
16.
с. Шунга
3,7
0,221
0,221
0,221
0,221
0,221
0,221
-
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
12
0,716
0,716
0,716
0,716
0,716
0,716
-
18.
пос. Шувалово
15,2
0,310
0,608
0,907
0,907
0,907
0,907
-
19.
дер. Стрельниково
9,2
0,179
0,358
0,549
0,549
0,549
0,549
-
20.
дер. Петрилово
8
0,000
0,000
0,119
0,298
0,477
0,477
-
21.
дер. Пустошки
1,8
0,107
0,107
0,107
0,107
0,107
0,107
-
22.
Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной - Кинешемским шоссе и пос. Караваево
90,9
0,000
0,328
0,805
1,521
2,475
5,421
-
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорная
17
0,429
0,680
1,014
1,014
1,014
1,014
-
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
2,3
0,137
0,137
0,137
0,137
0,137
0,137
-
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехте
4,5
0,089
0,179
0,268
0,268
0,268
0,268
-
26.
Квартал застройки в район дер. Осипово в г. Шарье
3,3
0,119
0,197
0,197
0,197
0,197
0,197
-
Итого
2 810,4
28,222
43,680
62,562
81,110
102,366
167,612
735,804
1
Согласно проведенному прогнозу тепловая нагрузка жилищно-коммунального комплекса Костромской области по завершению всех рассматриваемых проектов вырастет на 167,61 Гкал/ч, в то время как по оценкам исполнительных органов государственной власти Костромской области этот рост составит около 735,8 Гкал/ч.
Оценка перспективной динамики потребления тепловой энергии в Костромской области на 2016 – 2020 годы соответствует умеренным темпам развития жилищно-коммунального комплекса (таблица № 68). Расчет выполнен для условий температурного режима, характеризующегося величиной градусо-суток отопительного периода, равной 5 306.
При этом максимальная величина потребления тепловой энергии, которая может быть произведена на источниках когенерации тепловой и электрической энергии, может быть оценена на основе величины установленной тепловой мощности существующих электростанций, скорректированной на величину тепловой мощности пиковых водогрейных котлов и планируемых объемов демонтажа оборудования, а также на основе отчетных значений тепловых потерь и среднего числа часов использования тепловой мощности ТЭС.
С учетом этого доля суммарного потребления тепловой энергии, которая может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии по территории Костромской области, составляет около 17%.
Таблица № 68
Динамика потребления тепловой энергии в Костромской области
на 2016 – 2020 годы, тыс. Гкал
Показатели
2016
2017
2018
2019
2020
Конечное потребление тепловой энергии
5 516,69
5 560,94
5 608,86
5 660,39
5 715,76
в том числе:
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
223,08
223,08
223,08
223,08
223,08
обрабатывающая промышленность
1 467,13
1 467,13
1 467,13
1 467,13
1 467,13
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
312,59
312,59
312,59
312,59
312,59
строительство
18,93
22,21
24,65
26,77
28,87
транспорт и связь
125,87
125,87
125,87
125,87
125,87
прочие виды деятельности,
в том числе: сфера услуг
1 132,31
1 134,81
1 137,59
1 140,60
1 143,86
население
2 236,78
2 275,25
2 317,96
2 364,34
2 414,36
Глава 19. Возможные масштабы применения местных и возобновляемых источников энергии в Костромской области
Согласно Федеральному закону от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ
«Об электроэнергетике» к возобновляемым источникам энергии (далее – ВИЭ) относят энергию солнца, ветра, воды (в том числе энергию сточных вод), за исключением случаев использования такой энергии на гидроаккумулирующих электроэнергетических станциях, энергию приливов волн водных объектов, в том числе водоемов, рек, морей, океанов, геотермальную энергию с использованием природных подземных теплоносителей, низкопотенциальную тепловую энергию земли, воздуха, воды с использованием специальных теплоносителей, биомассу, включающую в себя специально выращенные для получения энергии растения, в том числе деревья, а также отходы производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива, биогаз, газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов, газ, образующийся на угольных разработках.
Основным местным видом топлива, добываемым и потребляемым на территории Костромской области, является торф.
При этом применение на территории Костромской области таких ВИЭ, как энергия солнца и энергия ветра, маловероятно в силу географического положения и гидрометеорологических характеристик региона.
По данным наблюдений Костромского центра по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды, на территории области средняя годовая скорость ветра на высоте 10 метров составляет около 3,5 м/с, тогда как для развития ветроэнергетики большой мощности значение должно быть не менее 10 м/с.
Энергетический потенциал солнечной энергии для региона составляет примерно 3 кВт∙ч/кв. м/день (рисунок № 21).
То есть с 10 кв. м площади за год в максимальном варианте (при КПД фотоэлементов 13%) можно получить всего чуть более 1,3 тыс. кВт∙ч, что примерно соответствует годовому потреблению электроэнергии одной семьи. При этом по самым оптимистичным оценкам срок окупаемости такой установки составит не менее 11 лет (при стоимости установки примерно 750 евро за 1 кВт). Учитывая вышесказанное и то, что в российском законодательстве отсутствуют стимулирующие внедрение ВИЭ меры, развитие солнечной энергетики на территории Костромской области в ближайшей перспективе является маловероятным. Срок окупаемости проектов по использованию солнечных тепловых электростанций достаточно большой мощности (1 МВт) также оценивается в размере 10 – 14 лет.
1
Рисунок № 21
Уровень инсоляции в регионах Российской Федерации
1
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
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.
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).
1
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
1
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
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.
При составлении балансов электроэнергии принят объем генерации электроэнергии согласно Схеме и программе развития ЕЭС России.
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. кВт∙ч
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
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)
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
Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ представлены в таблице № 76.
Таблица № 76
Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ на 2018 – 2022 годы
Объемы работ
Год ввода
Ориентировочная стоимость объекта в текущих ценах без учета НДС, тыс. руб.
1
2
3
Реконструкция ВЛ 35 кВ Макарьев-1 - Якимово с заменой опор
2018
21 710
Реконструкция ВЛ 35 кВ Кадый - Якимово с заменой опор
2019
77 840
Реконструкция ВЛ 35 кВ Сущево - Мисково с заменой опор
2020
56 211
1
2
3
Реконструкция ВЛ 35 кВ Антропово - Парфеньево-1 с заменой опор
2020
136 980
Реконструкция ВЛ 35 кВ Антропово - Палкино с заменой опор
2020
50 430
Реконструкция ВЛ 35 кВ Палкино - Словинка с заменой опор
2021
78 950
Реконструкция ВЛ 35 кВ Караваево-1,2 с заменой проводов на большее сечение
2021
10 436
Реконструкция ПС 35 кВ Центральная с заменой существующих трансформаторов на 2х16 МВА
2021
69 300
Реконструкция ПС 35 кВ Сандогора с заменой силового трансформатора трансформатор без увеличения мощности
2021
8 400
Реконструкция ПС 35 кВ Мисково с установкой трансформаторов, оборудованных устройствами РПН
2021
15 660
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 № 77 представлены основные данные строящихся крупных жилищных комплексов.
Таблица № 77
Основные данные строящихся крупных жилищных комплексов
Показатели
«Клюшнико-во»
«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
планируется
не планируется
не планируется
Торговый центр
планируется
не планируется
не планируется
Предприятия общепита, бытовое обслуживание
не планируется
планируется
планируется
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 № 77, суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2022 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 № 27) 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.
Рисунок № 27
Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных
к ним центров питания
По результатам определения районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений, 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 № 28 и 29.
Характеристики отклонения транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино от нормативных документов представлены в таблице № 78.
Таблица № 78
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
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.
Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино определены в ценах 2000 года (таблица № 79) по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35-750 кВ и линий электропередач 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 № 79
Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино
№ п/п
Наименова-ние объекта
Год ввода участков объекта
Характеристика
Стоимость, тыс. руб.
В ценах 2000 г. (без НДС)
В ценах 2000 г. (без НДС)
с учетом террито-риального коэффици-ента
В ценах 2000 г. (без НДС) с учетом повыша-ющего коэффици-ента
В ценах 2014 г.
(с НДС)
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
Ориентировочные капитальные вложения составляют 6,8 млрд. рублей в ценах 2014 года.
1
Рисунок № 28
Схема реконструкции транзитов Мантурово - Павино - Поназырево (т)
Рисунок № 29
Схема реконструкции транзитов Борок - Галич (р)
1
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.
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 2018 – 2022 годы представлены в таблице № 80.
1
Таблица № 80
Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность
в инвестициях в сетевые объекты на 2018 – 2022 годы
№ п/п
Наименование
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 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:
17,40
13,60
204,73
2,00
10,61
10,40
167,30
26,00
400,05
1)
вводы ВЛ 220 кВ и выше
2)
вводы ВЛ 110 кВ
3)
вводы ВЛ 35 - 0,4 кВ (суммарные вводы)
4)
всего вводы ВЛ
5)
вводы ПС 220 кВ и выше
6)
вводы ПС 110 кВ
7)
вводы ПС 0,4-35 кВ (суммарные вводы)
17,40
13,60
204,73
2,00
10,61
10,40
167,30
26,00
400,05
8)
всего вводы ПС
17,40
13,60
204,73
2,00
10,61
10,40
167,30
26,00
400,05
2.
Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение), в том числе:
88,00
2,50
244,26
70,59
25,00
460,58
195,20
82,00
489,71
64,07
38,70
241,51
102,40
25,00
272,90
520,26
173,20
1 708,97
1)
замена ВЛ 220 кВ всего, в т.ч.
2)
замена ВЛ 110 кВ
3)
замена ВЛ 35 - 0,4 кВ (суммарно по всем ВЛ)
88,00
136,44
70,59
180,82
195,20
436,49
64,07
140,78
102,40
212,90
520,26
1 107,43
4)
всего замена ВЛ
88,00
136,44
70,59
180,82
195,20
436,49
64,07
140,78
102,40
212,90
520,26
1 107,43
5)
замена ПС 220 кВ и выше всего, в т.ч.
73,60
73,60
ПС Мотордеталь. Перевод присоединений из ЗРУ №1 в ЗРУ 10 кВ № 3
73,60
73,60
6)
замена ПС 110 кВ всего, в том числе:
2,50
34,22
25,00
279,76
82,00
48,74
2,50
11,86
25,00
60,00
137,00
434,58
ПС 110 кВ Яковлево Техническое перевооружение с заменой трансформатора 10 МВА на 2,5 МВА
2,50
15,50
2,50
15,50
ПС 110 кВ Северная Техническое перевооружение с заменой трансформатора 20 МВА на 25 МВА
0,70
25,00
47,08
25,00
47,78
ПС 110 кВ Нерехта-1. Реконструкция с заменой силового оборудования
18,02
232,68
82,00
48,21
82,00
298,91
ПС 110 кВ Октябрьская Техническое перевооружение с заменой трансформатора без увеличения мощности
0,53
2,5
8,86
2,50
9,39
ПС 110 кВ Шарья (р) Техническое перевооружение с заменой трансформатора 20 МВА на 25 МВА
3,00
25,00
60,00
25,00
63,00
7)
замена ПС 0,4 -35 кВ (суммарные вводы)
4,48
36,20
88,88
36,20
93,36
8)
всего замена ПС
2,50
107,82
25,00
279,76
82,00
53,22
38,70
100,74
25,00
60,00
173,20
601,54
3.
Суммарные капитальные вложения на новое строительство и замену сетей, всего
88,00
2,500
261,66
70,59
38,60
665,32
195,20
84,00
500,33
64,07
38,70
241,51
102,40
35,40
440,20
520,26
199,20
2 109,02
1
Глава 22. Электрические расчеты
Расчеты электрических режимов работы сети напряжением до 110 кВ выполнялись в 2017 году при разработке филиалом ПАО «МРСК Центра» − «Костромаэнерго» комплексной программы развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Костромской области на 2017 − 2021 гг.
Расчеты электрических режимов сети напряжением выше 110 кВ в текущем году не проводились.
Глава 23. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2022 года
Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2022 года определялась на основе:
1) перспективных балансов электрической энергии Костромской энергосистемы;
2) прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области;
3) данных о фактических удельных расходах топлива на производство электрической и тепловой энергии;
4) данных о планируемых мероприятиях по развитию на территории Костромской области применения возобновляемых и местных видов топлива;
5) данных о планируемых в рамках Программы по энергосбережению мероприятиях по переводу котельных на природный газ с других видов топлива.
Оценка потребности в топливе основана на перспективных объемах производства электрической и тепловой энергии на территории Костромской области.
При этом объем производимой тепловой энергии определялся на основе прогноза потребления тепловой энергии и прогнозируемой величины потерь тепловой энергии в тепловых сетях. Величина потерь тепловой энергии в тепловых сетях принята на уровне последнего зафиксированного статистикой значения в размере 9,5% от полного потребления тепловой энергии.
Удельные расходы топлива также приняты на основе последних зафиксированных статистикой значений.
Для учета потенциального снижения расходов топлива на производство тепловой энергии в результате проведения мероприятий программы по энергосбережению, реализацию которых предполагается финансировать с привлечением внебюджетных источников, расчеты, произведенные с использованием отчетных удельных расходов топлива, скорректированы на величину:
1) определенного изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива;
2) изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ (таблица № 82).
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ определено с учетом увеличения КПД котлоагрегатов и представлено в таблице № 81.
Таблица № 81
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ, т.у.т.
Показатели
Общий расход топлива до модернизации оборудования с переводом на ГВЭР
Общий расход топлива после модернизации оборудования с переводом на ГВЭР
Экономия общего расхода топлива на производство тепловой энергии, т.у.т.
Вид топлива
природный газ
уголь
природный газ
уголь
2 241,4
Количествен-ное значение
0
7 601,9
5 360,5
0
Результаты проведенной оценки потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основе описанных выше исходных данных представлены в таблице № 83.
1
Таблица № 82
Модернизация котельного оборудования с переводом на использование газа в качестве основного топлива
№ п/п
Наименование объекта
Адрес
Стоимость, тыс. руб.
Год реализации
Примечание
г. Галич
1)
котельная
ул. Леднева
161 887,00
2019
Администрацией городского округа город Галич 30.11.2016 г. заключено концессионное соглашение в отношении тепло-энергетического комплекса с ООО «ТЭК». Согласно заключенному соглашению за счет средств инвестора планируется перевод угольных котельных на природный газ
2)
котельная
ул. Школьная
2017
3)
котельная
ул. Гладышева
2018
4)
котельная
ул. Луначарского, д. 63а
2019
5)
котельная
ул. Ленина, д. 54
2018
6)
котельная
ул. Окружная
2019
7)
котельная
ул. Советская, д. 7
2019
8)
котельная
ул. Клары Цеткин
2019
9)
котельная
ул. Революции, д. 23
2019
10)
котельная
ул. Костромское шоссе
2019
1
Таблица № 83
Расчет структуры топливного баланса электростанций и котельных Костромской области в 2022 году
Показатель, единица измерения
Базовый вариант
Выработка электроэнергии, тыс. кВт∙ч
12 376 000
Конечное потребление тепловой энергии (без учета потерь), Гкал
5 715 762
Потери в тепловых сетях, %
9,5
Конечное потребление тепловой энергии (с учетом потерь), Гкал
6 315 759
Удельный расход топлива на производство электроэнергии, г.у.т./кВт∙ч
307,7
Удельный расход топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал
174,1
Расход топлива на производство электроэнергии, т.у.т.
3 912 098
Расход топлива на производство тепловой энергии, т.у.т.
1 099 574
Расход топлива на производство электрической энергии, т.у.т.
всего, том числе:
3 912 098
газ
3 854 981
нефтепродукты
41 468
торф
14 084
ГВЭР и отходы
1 565
уголь
0
Расход топлива на производство тепловой энергии (без учета мероприятий Программы по энергосбережению), т.у.т.
всего, том числе:
1 099 574
газ
700 648
нефтепродукты
46 622
торф
169 774
ГВЭР и отходы
71 912
уголь
110 617
Расход топлива на производство тепловой энергии (с учетом мероприятий Программы по энергосбережению), т.у.т.
всего, том числе:
1 098 844
газ
706 009
нефтепродукты
37 661
торф
169 774
ГВЭР и отходы
82 385
уголь
103 015
Общий расход топлива на производство тепловой и электрической энергии, т.у.т.
всего, том числе:
5 010 942
газ
4 560 990
нефтепродукты
79 129
торф
183 858
ГВЭР и отходы
83 950
уголь
103 015
Глава 24. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Костромской области
Муниципальными образованиями Костромской области проведены мероприятия по разработке схем теплоснабжения поселений и городских округов в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении». Из 154 муниципальных образований Костромской области системы централизованного теплоснабжения имеются в 148 муниципальных образованиях. Информация о разработке схем теплоснабжения в Костромской области представлена в таблице № 84.
Таблица № 84
Состояние разработки схем теплоснабжения в Костромской области
Численность населения
Количество муниципальных образований с централизованным теплоснабжением
Количество утвержденных схем теплоснабжения
500 и более тыс. жителей
0
0
От 100 до 500 тыс. жителей
1
1
От 10 до 100 тыс. жителей
6
6
Менее 10 тыс. жителей
141
141
Всего по области
148
148
Таким образом, схемы теплоснабжения муниципальных образований Костромской области разработаны в полном объеме.
Глава 25. Модернизация систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Костромской области
Сложившаяся парадигма развития топливно-энергетического хозяйства Костромской области, характеризующаяся избытком электрической мощности станций Костромской энергосистемы, обуславливает нецелесообразность строительства дополнительных источников когенерации вместо отопительных котельных. При этом наиболее значительная часть потребителей расположена на локальных территориях, потребность в тепловой энергии которых покрывается уже существующими ТЭЦ.
Исключения могут составлять:
1) города Кострома, Волгореченск, Шарья, поскольку теплоснабжение потребителей данных территорий обеспечивают существующие источники когенерации.
В этом случае имеется принципиальная возможность передать нагрузки котельных на данные источники когенерации (примером может служить закрытие районной отопительной котельной № 1 с передачей ее нагрузок на Костромскую ТЭЦ-2). При этом перспектива реализации данных мероприятий должна быть определена при разработке схемы теплоснабжения данных городов и определяется соотношением величины свободной тепловой мощности источников когенерации и договорной нагрузки котельных, а главное, технической и экономической реализуемостью и целесообразностью связанного с этим изменения схемы теплоснабжения;
2) проекты строительства новых объектов промышленности и жилья, для которых отрицательное сальдо баланса тепловой мощности по территории реализации инвестиционного проекта к моменту сдачи в эксплуатацию строящегося объекта не позволяет удовлетворить рост нагрузок.
В рамках обеспечения перспективных инвестиционных проектов необходимой инфраструктурой со стороны органов государственной власти Костромской области, энергокомпаний и самих инвесторов необходим анализ существующих вариантов подключения перспективных потребителей к источникам теплоснабжения.
В таблице № 85 приведены результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области.
Таблица № 85
Результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области
№ п/п
Наименование проекта развития жилищно-коммунального комплекса
Возмож-ность подключе-ния к существу-ющему источнику теплоснаб-жения
Необходи-мость строитель-ства нового источника теплоснаб-жения
Примечание
Теплоснабжение, Гкал/ч
на 2021 год
на конец реализа-ции проекта
1
2
3
4
5
6
7
1.
мкр-н «Агашкина гора-1» (ул.Магистральная)
+
11,618
11,618
2.
пос. Волжский
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
6,769
6,769
3.
дер. Каримово
+
Расстояние до источника – 2 200 м
3,137
3,137
4.
мкр-н «Солоница»
+
1,479
1,479
5.
мкр-н «Новый город»
+
Расстояние до источника – 1 100 м
7,157
7,157
6.
хут. Чернигино
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
5,069
5,069
7.
мкр-н «Агашкина гора-2»
(ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
+
Расстояние до источника – 2 200 м
18,208
18,208
8.
мкр-н «Паново-2»
+
6,560
6,560
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево)
+
3,071
51,028
10.
дер. Подолец
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
2,475
2,475
11.
дер. Становщиково
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
4,175
9,542
12.
дер. Коряково («Агротехнопарк»)
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
4,324
13,300
13.
дер. Клюшниково
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
19,222
19,222
14.
мкр-н № 11 в г. Волгореченске
+
1,759
1,759
15.
пос. Апраксино
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,274
0,274
16.
с. Шунга
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,221
0,221
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,716
0,716
18.
пос. Шувалово
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,907
0,907
19.
дер. Стрельниково
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,549
0,549
20.
дер. Петрилово
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,477
0,477
21.
дер. Пустошки
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,107
0,107
22.
Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной-Кинешемским шоссе и пос. Караваево
+
2,475
5,421
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорной
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
1,014
1,014
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,137
0,137
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в
г. Нерехте
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,268
0,268
26.
Квартал застройки в р-не дер. Осипово в г. Шарье
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,197
0,197
Проведенный анализ показывает, что к проектам, для которых необходимо строительство новых источников теплоснабжения, могут быть отнесены участок застройки «Агашкина гора-1» и мкр-н «Солоница». Для обеспечения покрытия потребности в тепловой энергии мкр-на «Солоница» необходимо строительство нового источника теплоснабжения взамен нерентабельной котельной по адресу: г. Кострома, ул. Водяная, 95. Для участка застройки «Агашкина гора-1» также требуется строительство нового источника теплоснабжения, так как существующая котельная, расположенная по адресу: г. Кострома, ул. Московская, 105, не может обеспечить покрытие полной тепловой нагрузки. Однако указанные проекты не вызывают необходимости строительства новых источников когенерации, так как их потребность в тепловой энергии в силу относительно низкого значения последней наиболее целесообразно удовлетворить мощностями котельных в условиях профицита электрической мощности в Костромской энергосистеме.
Глава 26. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Костромской области
Согласно статистическим данным доля тепловых сетей, нуждающихся в замене, демонстрирует небольшую динамику снижения в 2012 – 2016 годах, но все равно до сих пор составляет треть в общей протяженности всех тепловых сетей (таблица № 86).
Таблица № 86
Динамика износа тепловых и паровых сетей в 2012 – 2016 годах
Показатель, единица измерения
2012
2013
2014
2015
2016
Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, в двухтрубном исчислении, км
302,0
305,5
305,1
291,1
281,9
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %
33,0
33,0
33,0
31,0
31,0
Учитывая сложившуюся динамику с износом систем теплоснабжения в Костромской области, особое значение для поддержания ее безаварийности имеют мероприятия по перевооружению, реконструкции и замене тепловых и паровых сетей.
При сохранении в отчетный период среднегодовых темпов износа и реконструкции (2,5% и 2,1% соответственно) к 2022 году протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, составит около 303 км в двухтрубном исчислении, или 33,3% от их общей протяженности (таблица № 87).
Таблица № 87
Динамика износа тепловых и паровых сетей в 2017 – 2022 годах
Показатель, единица измерения
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, в двухтрубном исчислении, км
283,0
283,9
286,2
289,5
292,8
303,0
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %
31,1
31,2
31,5
31,8
32,2
33,3
В таблице № 88 приведены расчеты, демонстрирующие, что для сохранения к 2022 году уровня износа сетей на текущем уровне необходимо ежегодно заменять 22,8 км в двухтрубном исчислении (2,5% от общей протяженности). Для того чтобы к 2022 году полностью отказаться от эксплуатации сетей, выработавших свой ресурс, необходимо ежегодно заменять 82,8 км в двухтрубном исчислении (9,1% от общей протяженности). Данные расчеты выполнены исходя из предположения, что общая протяженность сетей в двухтрубном исчислении в течение заданного периода является неизменной и составляет 910 км в двухтрубном исчислении.
Предотвращение подобной ситуации требует снижения степени износа основных фондов в системах теплоснабжения Костромской области путем существенного увеличения среднегодовых объемов реконструкции и замены тепловых сетей.
Таблица № 88
Оценка необходимости замены тепловых сетей
№ сценария
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей в 2022 г., %
Замена тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении сетей в год
Величина капиталовло-жений в год, тыс. руб.
%
км
1.
31,0
2,5
22,8
225 225
2.
20
5,1
46,4
448 400
3.
10
7,1
64,6
624 150
4.
0
9,1
82,8
799 900
Приложение № 1
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2018 – 2022 годы
Анализ сценариев социально-экономического развития Костромской области, определяющих потребление электроэнергии
в 2018 - 2022 годах
Динамика производства и потребления энергетических ресурсов определяется социально-экономическим развитием страны и ее регионов. Поэтому для оценки уровней электропотребления на перспективу необходимо оценить и проанализировать ряд прогнозных параметров экономического развития Костромской области, в том числе и в привязке к развитию Российской Федерации.
В Российской Федерации с началом кризиса формирование макроэкономических сценариев, как и самих прогнозов, осложнилось. Тем не менее, как считают представители Центра макроэкономического анализа и прогнозирования, мировой кризис скорректировал, но не отменил все основные факторы и драйверы, а также базовые технологические тренды и направления, на которых строились прогнозы до начала спада. Это находит свое подтверждение в скорректированных по времени, но сохранивших основные характеристики макроэкономических прогнозах Министерства экономического развития Российской Федерации.
В качестве информационной базы для построения прогнозов электропотребления в сегментах экономики и бытовом секторе Костромской области использовался целый ряд источников информации на региональном и окружном уровнях. Эти источники информации касались ретроспективной и прогнозной динамики основных макроэкономических переменных, которая дополнялась анализом связи макроэкономических переменных с динамикой изменения электропотребления.
Макроэкономические параметры области на ближайшую трехлетку задают материалы областного прогноза при планировании бюджетов регионами.
Динамика изменения промышленного производства и прочих макроэкономических показателей области за пределами ближайшего трехлетнего периода определялась дополнительно. Основой для таких оценок послужило содержание двух основных документов Российской Федерации по средне- и долгосрочному развитию страны:
1) сценарные условия долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года;
2) сценарные условия для формирования вариантов прогноза социально-экономического развития Костромской области в 2015 – 2017 годах.
Так как эти документы не имеют региональной дифференциации, для получения перспективных оценок макропоказателей для Костромской области использовался метод коррекции на основе вычисления поправочного коэффициента конкретного макропоказателя, например, индекса промышленного производства региона (далее – ИПП) по отношению к суммарному ИПП страны за периоды экономического роста 1999 – 2008 годов (фактические данные) и данных за 2011 – 2015 годов. В данном случае исключались значения посткризисного 2009 года и 2010 года как года восстановления экономики.
Корректирующий коэффициент kI для индексов роста регионального ВРП вычислялся по формуле № 1:
Формула № 1
,
где:
- прирост индекса по каждому из показателей для Российской Федерации в целом;
- прирост соответствующего индекса регионального показателя.
Индекс j в формуле № 1 соответствует годам с 1999 по 2015, за исключением посткризисного 2009 года и 2010 года – года восстановления экономики страны.
Для расчета индексов роста региона в каждом году перспективного периода (2017 – 2022 годы) рассчитанный в формуле № 1 корректирующий коэффициент умножался на страновой индекс по формуле № 2.
Формула № 2
,
где j соответствует каждому году интервала прогноза, начиная с 2017 года.
Предлагаемый подход носит «компромиссный» характер, однако в условиях отсутствия необходимой информации является приемлемым, сочетая простоту и возможность учета сложившейся региональной специфики.
Долгосрочное социально-экономическое развитие Костромской области определяется несколькими ключевыми факторами, характеризующими внутренние экономические условия:
1) степенью развития и реализации сравнительных преимуществ и возможностей Костромской области по приоритетным направлениям развития экономики;
2) минимизацией существующих рисков и учетом слабых сторон экономики области;
3) решением проблем в области демографических процессов в области.
В зависимости от реализации этих факторов можно выделить два качественных сценария социально-экономического развития Костромской области до 2022 года: инерционного и интенсивного развития. Последний является целевым сценарием долгосрочного развития области и принимается в качестве основы для регионального варианта электропотребления.
В обоих сценариях приняты одинаковые внешние условия. В частности, предполагается, что экономика России в периоде до 2022 года будет развиваться по сценарию инновационного развития, будут выполнены сценарии условия развития электроэнергетики и транспортного комплекса Российской Федерации.
В основе инерционного сценария лежит консервация сложившейся аграрно-энергетической модели развития при сужении ее потенциала в связи с усилением конкуренции со стороны соседних регионов и импорта, сокращением дохода от экспорта за пределы области электроэнергии вследствие роста издержек производства электроэнергии (рост цен на газ), повышением социальной нагрузки на бюджет области и усилением дефицита отвечающих требованиям развития экономики области трудовых ресурсов.
Данный сценарий характеризуется:
1) инерционным протеканием демографических процессов в области;
2) отказом от развития новых долгосрочных приоритетных направлений, имеющих в области потенциальные сравнительные преимущества;
3) преобладанием внешних по отношению к области центров принятия решений по развитию ее экономики (в области электроэнергетики, транспорта, туризма, текстильной промышленности, машиностроения).
В инерционном сценарии возможности экономического роста будут определяться в основном следующими факторами:
1) увеличением производства и экспорта в другие регионы Российской Федерации электроэнергии;
2) наличием на территории области возобновляемых природных ресурсов при ограниченных возможностях их переработки с повышением добавленной стоимости;
3) транзитной пропускной способностью проходящих через область транспортных коридоров;
4) использованием ценовых преимуществ товаров и услуг, производимых на территории области, при слабой конкуренции с точки зрения качества;
5) снижением качества человеческого капитала;
6) усилением социальной нагрузки на бюджет и экономику области.
В инерционном сценарии Костромской области не удается преодолеть в полной мере существующие ограничения экономического роста, темпы роста экономики в среднем за период отстают от среднероссийских, что означает снижение доли области в валовом внутреннем продукте Российской Федерации и усиление отставания в уровне жизни населения от среднероссийского уровня.
Сценарий интенсивного развития (целевой сценарий) отражает использование сильных сторон и существующих возможностей экономики Костромской области за счет развития внутренних приоритетных направлений, а также максимального использования благоприятных внешних условий и межрегиональных связей. Сценарий предусматривает:
1) проведение активной демографической политики;
2) активное развитие новых долгосрочных приоритетных направлений, имеющих в области потенциальные сравнительные преимущества;
3) эффективное использование принимаемых вне области решений по развитию ее экономики (в области электроэнергетики, транспорта);
4) принятие мер по минимизации существующих рисков развития области и компенсации ее слабых сторон;
5) разработку и реализацию совместных программ с соседними регионами, координацию стратегий социально-экономического развития;
6) повышение места области по основным экономическим и социальным показателям среди субъектов ЦФО.
В интенсивном сценарии экономический рост будет определяться в основном следующими факторами:
1) увеличением объема производимых на территории области товаров и услуг, направленных на удовлетворение спроса как внутри области, так и в других регионах Российской Федерации, и на экспорт;
2) глубокой переработкой имеющихся на территории области возобновляемых природных ресурсов;
3) использованием уникальных конкурентных преимуществ области, позволяющих предложить качественные товары и услуги;
4) улучшением качества человеческого капитала;
5) снижением уровня дотационности регионального бюджета.
Реализация сценария интенсивного развития позволит Костромской области преодолеть существующие ограничения экономического роста и сократить свое отставание от среднероссийского уровня.
Рассмотрение и оценка изменений в экономике Костромской области были дополнены анализом численности населения области. Он базируется на долгосрочном прогнозе Росстата по стране и субъектам Российской Федерации. В основу прогноза Росстата до 2030 года положен анализ долговременных тенденций динамики уровня рождаемости в России и других европейских странах, который дает основания для оценки возможных тенденций рождаемости в России. Статистическими индикаторами последнего выступают повышение возраста вступления в брак и рождения ребенка, увеличение рождаемости вне официально зарегистрированного брака, увеличение добровольной бездетности.
Вместе с тем определенное влияние на параметры рождаемости, в первую очередь, календаря рождений, может оказать ряд введенных в последние 3 – 4 года мер семейной политики (в первую очередь, материнский капитал). Однако очевидно, что без существенных изменений в темпах экономического развития и повышения уровня благосостояния российских граждан введенные меры не дадут устойчивого демографического эффекта.
Росстат рассматривает три сценария численности населения на перспективу:
1) высокий сценарий рождаемости исходит из предположения о том, что обществу удастся выработать социальные механизмы, ведущие к тому, что будет поддерживаться рождаемость, близкая уровню, который обеспечивал бы простое воспроизводство населения, в результате чего каждое новое поколение будет численно не меньше предыдущего. В конечном итоге такой уровень рождаемости (1,8 – 2 детей в расчете на одну женщину репродуктивного возраста) отвечал бы и господствующему сегодня идеальному размеру потомства (социологические опросы мнений продолжают фиксировать идеальное число детей в семье именно на двухдетном уровне). Определенную часть прироста даст и миграционный прирост;
2) средний вариант рождаемости исходит из того, что улучшение социально-экономического положения в России и меры демографической политики позволят достаточно полно реализовать семьям свои репродуктивные планы и рождаемость установится на уровне, чуть превосходящем средний по Европе. Но в отличие от высокого сценария рождаемости в данном случае ожидаются более низкие темпы развития страны;
3) низкий сценарий предполагает, что сохранение или ухудшение сложившейся экономической ситуации в стране, скорее всего, сделает маловероятным повышение рождаемости. Она будет на уровне, наблюдаемом ныне у стран с наиболее низкой рождаемостью (1,2 – 1,3 ребенка на семью).
В расчетах обеспеченности населения жильем и потребности в электроэнергии на перспективу приняты два последних сценария Росстата с поправками на данные последней переписи населения.
Высокий сценарий рождаемости не рассматривался, так как он исходит из таких благоприятных предположений, которые в ближайшей перспективе, учитывая последние тренды и прогнозы социально-экономического развития страны, не просматриваются.
Дополнительным основанием к выбору более низких сценариев является также и то, что последняя перепись населения зафиксировала существенно более низкую численность населения области, чем указанную Росстатом в своих статистических ежегодниках за последние годы. Так, численность населения на 14 октября 2010 года по данным переписи составила 667,6 тыс. человек.
В результате предполагается, что численность населения Костромской области снизится к 2021 году до 646,5 тыс. человек.
Предполагается, что за рассматриваемый период количество и площадь жилья и учреждений сферы услуг существенно возрастет. В интенсивном варианте полностью будут достигнуты параметры целевой программы строительства жилья в Костромской области. Коэффициент ввода жилья на душу населения достигнет к концу рассматриваемого периода 0,6 кв. м на душу населения. В инерционном сценарии эти показатели будут отставать от интенсивного варианта ориентировочно на 20 – 30%. В интенсивном варианте прирост площадей предприятий и учреждений сферы услуг будет примерно на 30 – 50% выше, чем в инерционном сценарии, примерно на четверть будет выше их оснащенность электропотребляющим оборудованием.
1
Приложение № 2
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2018 – 2022 годы
Перечень земельных участков для жилищного строительства в Костромской области
№ п/п
Наименование квартала застройки
Пло-щадь участка, га
Объе-мы жилья,
тыс. кв. м
Коли-чество жителей, тыс. человек
Объекты социальной инфраструктуры
Необходимая мощность потребления объектов инженерной инфраструктуры
наименование объекта
мощность
(число мест в школах и детских садах,
тыс. кв. м площади предприя-тий бытового обслужива-ния)
водоснаб-жение и водоотведе-ние, м3/сут.
электро-снабжение, кВт
тепло-снаб-жение,
Гкал/ч
газоснаб-жение,
нм3/год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1.
мкр-н «Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
23,6
194,8
5,0
Школа
Детский сад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
750
300
3,2
1 392,9
6 678,5
55,733
7 802,62
2.
пос. Волжский
48,2
113,5
1,6
Школа
Детский сад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
240
95
2,5
464
3 905,7
22,764
3 186,96
3.
дер. Каримово
22,5
52,6
2,9
Школа
Детский сад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
440
180
3,1
824,5
22 63,8
16,821
2 354,94
4.
мкр-н «Солоница»
10,6
24,8
1,4
Детский сад
Предприятие общественного питания
90
1,4
376
1 007,9
6,981
977,34
5.
мкр-н «Новый город»
22,3
120,0
4,8
Школа
Детский сад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
720
280
3,0
1 335,5
4 388,8
35,95
5 033
6.
хутор Чернигино
36,5
85,0
1,2
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
180
72
1,9
348,75
2 933,6
23,695
3 317,3
7.
мкр-н «Агашкина гора-2»
(ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
64,5
305,3
11,6
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
1 741
700
8,6
3 246,7
11 290,75
91,213
12 769,83
8.
мкр-н «Паново-2»
27,0
110,0
6,2
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
930
372
1,8
1 700,1
3 990,12
34,223
4 791,176
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево)
159,0
855,6
34,2
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
3 078
1 700
10,3
9 144,65
29 794,5
243,956
34 153,792
10.
дер. Подолец
31,3
41,5
0,8
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
72
45
0,3
215,14
1 360,2
11,373
1 592,26
11.
дер. Становщиково
120,0
160,0
3,2
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
300
160
0,9
856,13
5 175,1
43,818
6 134,5
12.
дер. Коряково («Агротехнопарк»)
168,5
223,0
4,5
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
400
250
1,3
1 204,5
7 231,5
61,05
8 547
13.
дер. Клюшниково
243,4
322,3
6,5
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
600
330
1,9
1 739,44
10 442,8
88,227
12 351,75
14.
мкр-н № 11 в
г. Волгореченске
15,1
29,5
0,7
Не предусматривается
175
886,5
Газовые котлы
1 083,34
15.
Бакшеевское сельское поселение, в районе пос. Зарубино
631
600
10
Школа
Детский сад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
600
330
1,9
3 500
12 800
150
30 000
1
Приложение № 3
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2018 – 2022 годы
Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2018 – 2022 годы
Приложение № 4
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2018 – 2022 годы
Схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2022 года
___________________
Дополнительные сведения
| Государственные публикаторы: | Портал "Нормативные правовые акты в Российской Федерации" от 04.01.2019 |
| Рубрики правового классификатора: | 090.010.070 Энергетика, 020.030.020 Государственные программы. Концепции |
Вопрос юристу
Поделитесь ссылкой на эту страницу:
