ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2014 – 2018 ГОДЫ



АДМИНИСТРАЦИЯ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

1

АДМИНИСТРАЦИЯ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ

П О С Т А Н О В Л Е Н И Е

от   17   мая    2013  года   № 210-а

г. Кострома

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2014 – 2018 ГОДЫ

Утратило силу

постановлением администрации Костромской области № 277-а от 17.07.2014 года (НГР RU44000201400674)

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» и постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»

администрация Костромской области ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить прилагаемые Схему и программу развития электроэнергетики Костромской области на 2014 - 2018 годы.

2. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального опубликования.

Исполняющий обязанности губернатора области            А. Анохин 

Приложение

Утверждены

постановлением администрации

Костромской области

от 17 мая 2013г. № 210-а

Схема и программа развития электроэнергетики Костромской области на 2014 - 2018 годы

Раздел I. Анализ существующего состояния электроэнергетики Костромской области за прошедший пятилетний период

Глава 1. Общая характеристика Костромской области

Костромская область – один из регионов Центрального федерального округа (далее – ЦФО) – занимает площадь 60,2 тысячи квадратных километров, что составляет 0,35% от площади России. В области проживает 0,47% населения Российской Федерации, производится 0,25% суммарного валового регионального продукта (далее – ВРП), 0,33% отгруженной промышленной продукции, 0,37% отгруженной продукции обрабатывающих производств, сосредоточено 0,32% основных фондов, формируется 0,28% розничного товарооборота и 0,26% спроса на платные услуги населению. Эти  и некоторые другие показатели удельного веса Костромской области в Российской Федерации приведены в таблице № 1.

Таблица № 1

Удельный вес Костромской области в Российской Федерации, %

Показатели

2010

Площадь территории

0,35

Численность постоянного населения

0,47

Среднегодовая численность занятых в экономике

0,48

Численность занятых в государственном управлении и обеспечении военной безопасности; обязательном социальном обеспечении

0,61

Численность персонала, занятого исследованиями и разработками

0,02

Валовой региональный продукт (ВРП)

0,25

Основные фонды

0,32

Объем отгруженной промышленной продукции

0,33

   в том числе обрабатывающие производства

0,37

Продукция сельского хозяйства

0,52

Инвестиции в основной капитал

0,15

Полное потреблению электроэнергии

0,35

Ввод в действие жилых зданий

0,26

Оборот розничной торговли

0,28

Платные услуги населению

0,26

Численность студентов ВУЗов (очной и очно-заочной формы обучения)

0,31

По данным Всероссийской переписи населения 2010 года на территории Костромской области проживало 667,5 тысяч человек. Это 67 место среди регионов Российской Федерации и последнее место среди регионов ЦФО. Численность городского населения составила 466,2 тысяч человек (69,8%), сельского – 201,3 тысяч человек (30,2%). Плотность населения в Костромской области составляет 11,1 человек на квадратный километр, что в 3,7 раз меньше, чем в среднем по ЦФО (исключая г. Москву).

В г. Костроме проживает 268,8 тысяч человек, что составляет  40,2% населения региона и 57,6% от городского населения. Среди всех городов России Кострома занимает 69 место, соседствуя с относительно небольшими региональными столицами (Тамбов, Петрозаводск) и крупными промышленными центрами, такими как Стерлитамак и Нижневартовск (таблица № 2).

Численность населения области сокращается: по сравнению с данными переписи 2002 года оно сократилось на 9,4%. Падение численности населения продолжится. При этом по данным на 2010 год по общему коэффициенту рождаемости Костромская область лидировала в ЦФО, но общий коэффициент естественного прироста был отрицательным и составил (-5,6) промилле. Для Костромской области также характерен миграционный отток населения в размере 1-1,5 тысяч человек в год.

Таблица № 2 

Кострома и наиболее близкие города по численности населения

Место среди городов

Город

Население, тыс. чел.

64

Саранск

297

65

Тамбов

280

66

Стерлитамак

273

67

Грозный

272

68

Якутск

270

69

Кострома

269

70

Комсомольск-на-Амуре

264

71

Петрозаводск

262

72

Таганрог

258

73

Нижневартовск

252

Большая часть населения Костромской области сосредоточена на юго-западе региона, который отличается наибольшей освоенностью и инфраструктурной насыщенностью. Здесь же сосредоточен основной промышленный и сельскохозяйственный потенциал. В Костроме, Нерехтском, Красносельском, Костромском и Судиславском районах, на которые приходится 9,6% территории области, проживает 60% ее населения, производится более 75% промышленной продукции, формируется более 68% розничного товарооборота. Восточные районы области выделяются значительными лесными ресурсами, малой плотностью инфраструктуры и редким расселением. Средняя плотность населения в Вохомском, Октябрьском, Павинском и Поназыревском районах составляет 3,5 человек на квадратный километр. На востоке Костромской области основным социально-экономическим центром является г. Шарья.

Помимо г. Костромы в Костромской области крупные города отсутствуют. Поэтому безусловным лидером и основным центром территории области является Кострома. Среди мелких городов выделяются монопрофильные города с преобладанием лесопромышленного комплекса (г. Шарья, г. Мантурово, г. Нея), города с более диверсифицированной экономикой, такие как г. Буй и г. Галич, а также промышленный центр Волгореченск, известный, прежде всего, своей энергетикой. Список городов Костромской области представлен в таблице № 3. 

Таблица № 3

Численность населения в городах Костромской области, тысяч человек

Кострома

268,8

Волгореченск

17,1

Буй

25,8

Нея

9,8

Шарья

23,7

Макарьев

7,1

Нерехта

22,8

Солигалич

6,4

Мантурово

17,5

Чухлома

5,2

Галич

17,3

Кологрив

3,3

Костромская область относится к среднеразвитым регионам Центральной России. Экономически активное население составляло в 2011 году 364,6 тысяч человек (55% от общей численности населения региона). Структура численности занятых по видам экономической деятельности приведена в таблице № 4.

Таблица № 4

Динамика структуры занятости в экономике Костромской области

2000

2005

2008

2009

Всего в экономике

332,6

324,5

324,1

317,2

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

52,2

39,4

35,4

34,9

Рыболовство, рыбоводство

0,0

0,1

0,1

0,1

Добыча полезных ископаемых

1,1

0,4

0,4

0,4

Обрабатывающие производства

63,9

67,1

64,1

58,8

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды

14,8

12,5

11,1

10,8

Строительство

19,8

18,5

18,1

18,1

Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования

45,0

47,1

50,6

50,4

Гостиницы и рестораны

3,7

5,2

5,6

5,0

Транспорт и связь

24,1

24,0

22,4

21,7

Финансовая деятельность

2,8

3,2

4,3

4,4

Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг

11,3

12,6

17,7

17,4

Государственное управление и обеспечение военной безопасности; социальное страхование

20,6

23,7

24,7

24,7

Образование

34,6

32,3

32,2

32,2

Здравоохранение и предоставление социальных услуг

26,3

26,7

25,0

25,5

Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг

12,4

11,5

12,0

12,7

Деятельность домашних хозяйств

0,0

0,2

0,3

0,3

В структуре занятости преобладает сфера услуг и промышленность – соответственно более половины и 23,6% (рисунок № 1).

Численность занятых в сфере услуг постепенно растёт, адекватно отвечая на рост её роли в экономике области (рост на 15 тысяч человек с 2005 по 2009 годы). В промышленности численность занятых с 2005 по 2009 годы снизилась на 10 тысяч человек (на показатель большое влияние оказал кризис, в 2010 году занятость в промышленности увеличилась на 9%).

Структура занятых является отражением структуры экономики области, где преобладают, как и в целом по стране, услуги с их большой трудоёмкостью.

Рисунок № 1

Укрупненная структура численности занятых в экономике Костромской области в 2010 году

По объему ВРП Костромская область занимает последнее место в ЦФО и 67 место в Российской Федерации. Доля Костромской области в суммарном ВРП по регионам Российской Федерации составила в 2010 году 0,25%. По ВРП на душу населения Костромская область в рамках ЦФО обходит Орловскую, Тамбовскую, Брянскую и Ивановскую области. В таблице № 5 представлена динамика доли регионов в ЦФО в сумме ВРП по ЦФО, за исключением Московского региона.

Таблица № 5

Доля регионов ЦФО в сумме ВРП по ЦФО, за исключением Московского региона, %

Место в ЦФО

Регионы ЦФО

2000

2005

2008

2009

2010

1

Белгородская область

8,32

10,10

11,43

11,03

12,54

2

Воронежская область

9,79

9,31

10,33

10,94

10,39

3

Липецкая область

9,50

10,12

9,34

8,22

8,05

4

Тульская область

8,32

8,10

8,34

7,79

7,49

5

Ярославская область

8,26

9,15

7,73

7,71

7,40

6

Владимирская область

6,53

6,06

6,31

6,74

6,91

7

Тверская область

6,99

6,75

6,92

7,17

6,91

8

Курская область

5,96

6,04

6,04

5,86

6,08

9

Калужская область

4,73

4,94

5,41

5,62

5,83

10

Рязанская область

5,53

5,88

5,40

5,57

5,48

11

Смоленская область

5,56

4,57

4,37

4,54

4,71

12

Брянская область

4,87

4,65

4,53

4,58

4,56

13

Тамбовская область

4,62

4,43

4,35

4,94

4,39

14

Орловская область

4,38

3,71

3,48

3,28

3,24

15

Ивановская область

3,34

3,09

3,13

3,16

3,10

16

Костромская область

3,29

3,11

2,92

2,86

2,92

Структура ВРП, производимого в Костромской области, отражает ее специализацию в экономике Российской Федерации (таблица № 6, рисунок № 2). Сельское и лесное хозяйство формирует более 10% ВРП Костромской области, что значительно выше средних показателей по Российской Федерации и ЦФО и находится на уровне регионов Черноземья с развитым сельским хозяйством и меньшей урбанизацией. Вклад промышленности в создание ВРП находится на уровне 32-34%, что в целом соответствует аналогичному показателю по Российской Федерации. Однако в структуре промышленности повышенную роль играет производство и распределение электроэнергии, газа и воды, что связано с работой Филиала ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» «Костромская ГРЭС» (далее – Костромская ГРЭС), имеющей федеральное значение. Доля обрабатывающей промышленности в структуре ВРП заметно выше, чем в среднем по стране, но ниже, чем в среднем по ЦФО (за исключением г. Москвы). Вместе с тем основная часть ВРП приходится на сферу услуг (около 41%), что несколько меньше, чем в среднем по Российской Федерации. В сфере услуг доминирует торговля, а также государственное управление и обеспечение военной безопасности.

Таблица № 6

Составляющие структуры ВРП Костромской области Российской Федерации  в 2005 и 2010 годы, %

Вид экономической деятельности

Костромская область

РФ

2005

2010

2005

2010

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

16,9

11,0

5,2

4,2

Рыболовство, рыбоводство

0,0

0,0

0,3

0,3

Добыча полезных ископаемых

0,1

0,1

12,8

10,5

Обрабатывающие производства

21,3

23,6

18,5

17,7

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды

10,1

10,0

3,8

4,5

Строительство

12,2

4,8

5,7

6,9

Оптовая  и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования

10,3

14,1

21,8

19,3

Гостиницы и рестораны

0,4

1,0

0,9

1,0

Транспорт и связь

9,4

9,5

10,6

10,5

Финансовая деятельность

0,0

0,5

1,1

0,6

Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг

3,6

4,9

9,0

11,2

Государственное управление и обеспечение военной безопасности;  социальное страхование

6,0

9,5

2,9

5,0

Образование

4,2

4,6

2,8

3,1

Здравоохранение и предоставление социальных услуг

4,1

5,1

3,1

3,8

Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг

1,4

1,3

1,5

1,4

Структура ВРП Костромской области в 2005-2010 годы претерпела значительные изменения. За счет опережающего развития сферы услуг и обрабатывающей промышленности доля сельского и лесного хозяйства в ВРП сократилась на 5,9%. С середины 2000-х снизилась роль строительства, заметно увеличилась доля торговли и государственного управления. Падение роли строительства связано с окончанием реализации крупных инвестиционных проектов, таких как развитие мощностей ОАО «Газпромтрубинвест» и строительство завода по производству древесных плит ООО «Кроностар». Увеличение вклада торговли в формирование ВРП объясняется ростом потребления на фоне роста доходов населения.

Рисунок № 2

Укрупненная структура ВРП Костромской области в 2010 году, %

По объему промышленного производства в 2005-2010 годы Костромская область поднялась в рейтинге регионов Российской Федерации с 61 на 57 место. В этот же период позиции области в производстве сельскохозяйственной продукции снизились с 53 до 59 места.

После трансформационного кризиса 90-х, экономика Костромской области вступила в фазу активного восстановительного и инвестиционного роста, продолжавшегося вплоть до 2008 года. Динамика роста ВРП (рисунок № 3) Костромской области повторяла аналогичную динамику показателя по Российской Федерации в целом и, особенно по ЦФО. При этом темпы восстановления и развития экономики Костромской области значительно уступали темпам по ЦФО – среднегодовой рост ВРП в 1998-2008 годы по ЦФО составил 7,2%, по Костромской области – 3,7%. В этот период суммарный ВРП регионов Российской Федерации увеличился в 1,88 раза, ЦФО – в 2,13 раз, ВРП Костромской области  - в 1,48 раза.

В кризис 2008-2009 г.г. рост экономки был прерван, снижение ВРП за 2009 год составило 9,8%. Падение ВРП в Костромской области было несколько меньшим, чем в среднем по ЦФО, а последующее восстановление показателей в 2010 году – более активным, в то время как ВРП ЦФО вырос на 3%, ВРП Костромской области увеличился на 6,3%. Таким образом, экономика Костромской области оказалась более устойчивой к кризисным явлениям по сравнению с другими регионами Центральной Российской Федерации.

Рисунок № 3

Индекс физического объема ВРП в Российской Федерации, ЦФО и Костромской области в 1998-2010 годы (в процентах к предыдущему году)

Промышленный комплекс Костромской области представлен 2123 предприятиями и 2047 индивидуальными предпринимателями. Объем отгруженных товаров промышленного производства за 2010 год (в фактически действующих ценах) составил 92,3 миллиардов рублей, что составляет 0,33% от суммарного по России показателя. В 2005 году доля Костромской области в общероссийском промышленном производстве составляла 0,28%.

В 1998-2008 годы выпуск промышленной продукции в Костромской области увеличился в 1,9 раз (в Российской Федерации – в 1,7 раз). В 2000-2007 годах средний темп роста промышленности Костромской области составлял 6,3% в год, что соответствует среднему по Российской Федерации показателю и ниже темпов роста по ЦФО (9,7%). В отличие от среднего значения по ЦФО в Костромской области в 2008 году не было спада промышленного производства, но в 2009 году кризисное снижение производства было более глубоким, чем в ЦФО и в Российской Федерации в целом. В 2010 году промышленное производство в регионе составило 96,6% от уровня 2008 года.

Динамика промышленного производства Костромской области соответствует общим для Российской Федерации тенденциям, что демонстрирует рисунок № 4.

Рисунок № 4

Индекс изменения промышленного производства в Российской Федерации и Костромской области в 1998-2011 годы  (в процентах к предыдущему году)

В 2011 году промышленное производство в Костромской области увеличилось на 8%, достигнув максимума за последние 15 лет. Основным сектором промышленности Костромской области являются обрабатывающие производства.

В структуре обрабатывающей промышленности Костромской области преобладают прочая промышленность (более 27%), где важнейшей составляющей является ювелирный сегмент, обработка древесины и производство изделий из дерева (22%), металлургия и производство готовых металлических изделий (12%), производство транспортных средств и оборудования (9,5%) – рисунок № 5.

Рисунок № 5

Структура производства в обрабатывающей промышленности Костромской области в 2011 году

Помимо этих отраслей на территории области получили развитие производство пищевой продукции, текстильная промышленность и производство машин и оборудования.

Главными центрами деревообрабатывающей промышленности являются г. Кострома, г. Шарья, г. Нея и г. Мантурово. В г. Костроме функционирует крупное предприятие по производству ДСП и фанеры – ОАО «Фанплит», входящий в холдинг «СВЕЗА». «СВЕЗе» также принадлежит  «Мантуровский фанерный комбинат». Помимо этих двух заводов на производстве фанеры специализируется «Кадыйский фанерный комбинат». В сумме они выпускают около 10% от производимой в Российской Федерации фанеры. По этому показателю Костромская область занимает второе место в стране.

В Шарье расположен крупнейший в Российской Федерации завод по производству древесных плит – «Кроностар». Помимо ДСП и МДФ плит «Кроностар» производит ламинат и настенные панели. Предприятие было построено в 2000-е на промплощадке бывшего «Шарьялес» и входит в международный холдинг по производству древесных плит с центром в Швейцарии. Костромская область производит около 16% ДВП и 11% ДСП Российской Федерации.

По производству пиломатериалов Костромская область занимала 15 место в России и первое место в ЦФО в 2010 году с показателем 354,1 тысяч кубических метров.

В Костромской области расположено несколько крупных производителей мебели, среди которых лидирующие позиции занимают ОАО «Костромамебель» и ООО «Такос». В лесном комплексе региона функционирует также большое количество мелких и средних лесопильных и деревообрабатывающих предприятий. В целлюлозно-бумажной промышленности работают небольшие ООО «Адищевская бумажная фабрика», ООО «Краснополянская бумажная фабрика» и ООО «Александринская бумажная фабрика».  

В металлургии и производстве металлических изделий в Костромской области ведущие позиции занимает ОАО «Газпромтрубинвест», расположенное в г. Волгореченск. Предприятие производит продукцию с 2000 года и специализируется на выпуске широкого ассортимента трубной продукции, среди которой главную роль играют трубы для нефтегазовой промышленности. По оценке на 2011 год в Костромской области произведено 210 тысяч тонн труб.

Машиностроение Костромской области представлено производством автокранов и автокомпонентов, судов, катеров, электротехнических товаров, промышленного оборудования и продукции военного назначения. В Галиче на ОАО «Галичский автокрановый завод»  выпускается более 19% автокранов Российской Федерации (850 штук в 2011 году). ЗАО «Мотордеталь» (г. Кострома) специализируется на производстве комплектующих для автомобильных двигателей.

ООО «Стромнефтемаш» в г. Костроме производит оборудование для нефтегазовой и горнодобывающей промышленности. Также здесь расположен крупный производитель калориферов – ОАО «Калориферный завод», оборудования для легкой промышленности – «Специальное КБ текстильных машин», ОАО «Красная Маевка», вентиляционного и теплообменного оборудования – ООО «Концерн Медведь», торгового оборудования – группа компаний «КС-Русь». Судостроение представлено ОАО «Костромской судомеханический завод» и ОАО «Костромской судостроительно-судоремонтный завод» (в 2011 году произведено 46 вспомогательных и технических судов).

В легкой промышленности ведущую роль играет ОАО «Кохлома» и ООО «Большая Костромская льняная мануфактура - Актив». В Костромской области производится более четверти льняных тканей России. В 2011 году было произведено 11,6 миллионов квадратных метров льняных тканей, 2820 тысяч штук трикотажных изделий, 727 тысяч квадратных метров хлопчатобумажных тканей. 

В Костромской области сформировался крупнейший в Российской Федерации кластер по производству ювелирных изделий с главными центрами в г. Костроме и с. Красное-на-Волге. В его рамках работает более 1,3 тысяч производителей, в числе которых более двух десятков – значительные предприятия ювелирной промышленности. Среди них признанными лидерами в общероссийском масштабе являются: Красносельский ювелирный завод «Диамант» (второе место в Российской Федерации в 2011 году по производству украшений из золота, шестое – из серебра, по данным РИА «РосЮвелирЭксперт»), костромская ювелирная фабрика «Топаз» (третье место по производству украшений из золота), ювелирные заводы «Регион-Кострома», «Платина», «Аквамарин» (соответственно 6, 8 и 10 места по производству украшений из золота), ОАО «Ювелирпром» (крупнейший производитель в Российской Федерации украшений из серебра). В число ведущих предприятий отрасли входят также компании «Золотов», «Красносельский ювелир», «Бриллианты Костромы» и другие. Оборот ювелирных предприятий Костромской области в 2011 году составил 16,4 миллиардов рублей.

В кризисный 2009 год производство продукции обрабатывающей промышленности сократилось на 18,4% (более сильное падение в ЦФО продемонстрировали только Тверская, Орловская и Брянская область), но активный рост производства в 2010 году позволил практически восстановить докризисный уровень показателя. В 2011 году производство в обрабатывающей промышленности выросло на 8,6%.

Сектор промышленности «Добыча полезных ископаемых» играет вспомогательную роль в хозяйстве области и крайне невелик по объемам производства - около 0,2% в общем объеме отгруженной продукции промышленности. Костромская область относительно бедна полезными ископаемыми. Среди разведанных запасов преобладают запасы строительного сырья (песков, песчано-гравийных смесей, глин и суглинков, известняков), а также торфа и сапропеля. Велики запасы подземных минеральных вод. Добычей полезных ископаемых в Костромской области занимаются 48 предприятий.

Запасы торфа в Костромской области превышают 573 миллиона тонн, из них могут эксплуатироваться 193 торфяных массивов с суммарными запасами в 515,6 миллионов тонн. Костромская область является одним из лидеров Российской Федерации по производству торфа (в 2011 году было произведено 121,8 тысяч тонн торфа, 1-е место в ЦФО). В отличие от других регионов в Костромской области в последние годы добыча торфа удерживается на стабильном уровне, что связано, в основном, с использованием его в региональной энергетике. Ведущим предприятием отрасли является ООО «Костромарегионторф».

В Костромской области выявлены прогнозные ресурсы по углеводородному сырью, золоту, поваренной соли и титаноциркониевым россыпям.

Отрасль производства и распределения электроэнергии, газа и воды в соответствии с постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 6 ноября 2001 года № 454-ст «О принятии и введении ОКВЭД» отнесена к разделу Е (далее - раздел Е) и представлена по состоянию на конец 2010 года 152 предприятиями. Объем отгруженной продукции по разделу Е составил 24,7 миллиардов рублей, что составляет 26,8% промышленного производства области. В значительной степени работа предприятий раздела Е в Костромской области удовлетворяет внерегиональный спрос, так как при относительно небольшом внутреннем спросе на электроэнергию на ее территории расположена одна из крупнейших электростанций Российской Федерации – Костромская ГРЭС.

Индекс производства по разделу Е Костромской области в целом в     2000-х демонстрировал повышение. К 2008 году производство продукции в отрасли в неизменных ценах увеличилось на 16,8% по сравнению с 2000 годом. В кризисном 2009 году индекс физического объема отрасли составил 89,2%, что связано со значительным падением производства электроэнергии в регионе. В 2010 году произошло частичное восстановление докризисного показателя (индекс роста – 5,4%), а в 2011 году производство продукции в секторе практически достигло максимума 2008 года.

Динамика производства электрической и тепловой энергии представлена на рисунке № 6.

Предприятия раздела Е представлены генерирующими и передающими энергию и воду инфраструктурными объектами. Основным сегментом раздела Е является производство электроэнергии и тепла генерирующими установками.

Основу энергетики Костромской области составляют электростанции ОАО «ТГК-2» (Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Шарьинская ТЭЦ) и Костромская ГРЭС, которая входит в ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация». Общая установленная электрическая мощность этих электростанций составляет 3824 МВт, из которых 3600 МВт приходится на Костромскую ГРЭС. Тепловая мощность по электростанциям общего пользования составляет 2099 Гкал/ч.

Рисунок № 6

Производство электроэнергии (млн. кВт.ч) и теплоэнергии (тыс. Гкал) в Костромской области в 2005-2010 годы.

Средний износ основных фондов по разделу Е в Костромской области ниже, чем в большинстве других регионов ЦФО, однако на некоторых энергетических объектах (большинство котельных) физическая изношенность оборудования становится угрожающей, превышая 65-70%. В структуре установленных мощностей по Костромской энергосистеме  доля оборудования со сроком эксплуатации, превышающем 30 лет, составляет около 69%.

По данным электробаланса Федеральной службы государственной статистики (далее - Росстат), в 2010 году суммарная выработка электроэнергии в Костромской области составила 13611 миллионов кВт.ч, отпуск тепла электростанциями составил 2243 тысячи Гкал. В 2011 году электростанциями области было произведено 14797 миллионов кВт.ч электроэнергии и 2051 тысяча Гкал тепла. Собственные нужды электростанций составили 3,46% от суммарной выработки электроэнергии, среднее число часов использования установленной мощности было на уровне 3870 часов.

Электроэнергетика Костромской области имеет явную ориентацию на удовлетворение внешних потребителей. Доля полного потребления электроэнергии области от собственной генерации составила в 2008 году –  25%, в 2010 году – 26%.

Электростанции Костромской области в 2011 году потребили 4,73 миллиона тонн условного топлива. В структуре потребления топлива (таблица № 7) доминирует природный газ, на который в топливном балансе приходится 98,25%. В качестве резервного топлива используется мазут, доля которого в потреблении составила 0,82%. Костромская ТЭЦ-1и Шарьинская ТЭЦ используют местный возобновляемый источник топлива - торф (44 тысячи тонн условного топлива – 0,93%).

Таблица № 7

Потребление топлива электростанциями Костромской области в 2011 году

Газ, тыс. т.у.т

Мазут, тыс. т.у.т

Торф, тыс. т.у.т

Костромская ГРЭС

4139

16

Костромская ТЭЦ-1

134

10

Костромская ТЭЦ-2

373

3

Шарьинская ТЭЦ

20

34

В тепловой энергетике Костромской области помимо электростанций важную роль играют промышленно-производственные и районные котельные. В 2010 году они произвели 2805 тысяч Гкал тепла, что составляет 56% от всего производства тепла в области. Суммарная мощность котельных, которых насчитывается 1031 единица, находится на уровне 3179 Гкал/ч (66% от мощности всех централизованных источников тепла в области).

Важную роль в экономике Костромской области играет сельское хозяйство. В 2010 году в структуре ВРП региона сельское и лесное хозяйство занимали около 11%, что более чем в два раза превышает средний показатель по стране. Объем продукции сельского хозяйства в 2010 году составил 13,6 миллиардов рублей, индекс физического объема к 2009 году – 89,1% (в том числе по растениеводству – 77,8%, животноводству – 98,5%). Снижение показателей в 2010 году связано с негативными погодными условиями в сельскохозяйственный сезон. В 2011 году рост производства в сельском хозяйстве составил 12,5%. В 2000-2011 годы средний темп роста сельского хозяйства в Костромской области был отрицательным, что характерно для регионов Нечерноземья. Индекс изменения сельскохозяйственного производства в Российской Федерации и Костромской области в 2000-2011 годы представлен на рисунке № 7.

Рисунок № 7

Индекс изменения сельскохозяйственного производства в Российской Федерации и Костромской области в 2000-2011 годы

(в процентах к предыдущему году)

Отрицательная динамика сельского хозяйства связана с недостаточным инвестированием отрасли, узким внутренним рынком из-за полупериферийного положения и больших издержек производства. В 2010 году только 3% инвестиций в основной капитал Костромской области были направлены в сельское хозяйство (в абсолютном значении они сократились более чем в 2 раза).

В структуре сельскохозяйственной продукции Костромской области незначительно преобладает животноводство – 54,8% от стоимости в 2005-2010 годы. Некоторые показатели динамики сельскохозяйственного производства представлены в таблице № 8.

В последние годы в животноводстве наметились позитивные перемены - увеличивается поголовье свиней и птицы, а также производство яиц. Вместе с тем традиционное для Костромской области молочно-мясное скотоводство, несмотря на успехи отдельных хозяйств, до сих пор не может выйти из кризиса – сокращается как поголовье крупного рогатого скота, так и производство молока.

Таблица № 8

Динамика основных показателей производственной деятельности в сельском хозяйстве

2000

2005

2009

2010

Посевная площадь

458,6

328,8

238,6

207,1

Поголовье скота (тыс. голов)

   крупного рогатого скота

173,4

102,4

75,3

69,8

   в том числе коров

84,2

47,5

36

33,1

   свиней

58

39,6

43,4

46,4

   овец и коз

43,5

24,9

19,5

21,8

   птицы

2810,5

3164,7

3304,7

3492,5

Производство сельскохозяйственной продукции

   зерно (в весе после доработки)

146,8

72,7

83,7

48,7

   льноволокно

1,9

0,6

2

0,6

   картофель

245,5

173,3

191,3

104,4

   овощи

133,2

105,1

107,4

102,2

   скот и птица на убой (в убойном весе)

28,4

23,8

22,5

22,5

   молоко

232,3

156,1

145,6

133,2

   яйца, млн. шт.

410,1

525,1

608,8

611,9

Транспортный комплекс играет видную роль в экономике Костромской области. Основные показатели работы транспорта Костромской области приведены в таблице № 9. В отраслях транспорта и связи в 2010 году было произведено 9,5% ВРП региона. Эксплуатационная длина железнодорожных путей Костромской области составляет 641 километр, протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием превышает 5,5 тысяч километров, внутренних водных путей – 890 километров. 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).

Плотность железных дорог в Костромской области в два раза превышает среднее значение показателя по Российской Федерации, но она в 2,5 раза меньше, чем в среднем по ЦФО (47-е место в Российской Федерации). Аналогично плотность автомобильных дорог в Костромской области в 2,35 раз выше, чем в среднем по Российской Федерации и в 2,5 раз меньше, чем в среднем по ЦФО. Суммарное количество легковых, грузовых, специальных автомобилей и автобусов в 2010 году составило 167,2 тысяч штук, что на 37,8% больше, чем в 2005 году. Количество личных легковых автомобилей составило 137,1 тысяч штук, что на 44% превысило показатель 2005 года.

Таблица № 9

Показатели работы транспорта в Костромской области в 2010 году

Протяженность путей сообщения общего пользования, км

Эксплуатационная длина железных дорог

641

Протяженность автомобильных дорог

5541

Протяженность эксплуатировавшихся судоходных водных путей

894

Грузооборот, млн. т-км

Железнодорожный транспорт

24895

Автомобильный транспорт

383

Внутренний водный транспорт

0,6

Пассажирооборот, млн. пассажиро-км

Железнодорожный

714

Автобусный

829

Внутренний водный

1,3

В 2010 году железнодорожным транспортом перевезено 2,02 миллионов тонн грузов, автомобильным транспортом – 2,86 миллионов тонн, внутренним водным – 0,06 миллионов тонн. Городской электрифицированный транспорт представлен МУП г. Костромы «Троллейбусное управление». Протяженность троллейбусных линий составляет 29,7 километров.

В г. Костроме есть аэропорт, обслуживающий местные и межрегиональные перелеты, и значительный речной порт.

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.

В отрасли строительства в Костромской области по данным на конец 2010 год работало 1644 предприятия, на которых было занято 19,3 тысяч человек. В 2010 году объем работ в строительстве составил 10,3 миллиардов рублей, увеличившись по сравнению с 2009 годом на 13,1%. По этому показателю в ЦФО Костромская область превосходит Орловскую область. В целом до кризиса 2008-2009 годы строительство в регионе развивалось более быстрыми темпами, чем в среднем по Российской Федерации (рисунок № 8), что связано во многом с эффектом низкой базы роста. В 2010 году строительство в Костромской области полностью восстановилось от кризиса. За период 2005-2010 годы объем строительных работ в регионе вырос в 2,1 раз, по Российской Федерации – в 1,6 раз.

Рисунок № 8

Индекс изменения производства в строительстве в Российской Федерации и Костромской области в 2005-2011 годы

(в процентах к предыдущему году)

В 2010 году в Костромской области было введено 582 здания общей площадью около 250 тысяч квадратных метров, в том числе 198 тысяч квадратных метров жилой недвижимости и 51 тысяча квадратных метров – нежилой (таблица № 10). По сравнению с 2005 годом построенные площади увеличились на 16%. В структуре ввода зданий нежилого фонда в 2010 году доминировали промышленные здания (около 80% площадей), вслед за которыми шли здания коммерческого назначения и сельскохозяйственные здания.

Таблица № 10

Ввод зданий в Костромской области в 2009-2010 годы

Число зданий

Общая площадь зданий, тыс. м2

2009

2010

2009

2010

Введено в действие зданий - всего

769

582

259,1

248,4

в том числе:

жилого назначения

746

548

227,3

197,8

нежилого назначения

23

34

31,8

50,6

Ввод объектов культурно-социального назначения в Костромской области неравномерен по годам, что связано в значительной степени с относительно небольшой численностью населения в регионе (таблица № 11). Большая доля социально-культурных объектов вводится в сельской местности.

Таблица № 11

Динамика ввода объектов социально-культурного назначения в Костромской области

Годы

Общеобразова-тельные учреждения, ученических мест

Дошкольные учреждения, мест

Больнич-ные учреж-дения, коек

Амбулаторно-поликлинические учреждения, посещений в смену

Учреждения культуры клубного типа, мест

2006

340

250

2007

251

112

100

2008

80

100

100

2009

600

2010

18

12

150

2011

85

В 2011 году строительная отрасль в Костромской области переживала спад – индекс физического объема работ к 2010 году составил всего 85,3%, что дает минимальный показатель за последние 5 лет. Снижение объема строительных работ связано с негативной динамикой развития нежилого строительства.

Инвестиции в основной капитал в Костромской области в 2011 году составили 15,2 миллиардов рублей, сократившись за год на 5,7% (в сопоставимых ценах, в 2010 году – рост на 24,9%). По темпам роста инвестиций со второй половины 2000-х Костромская область заметно отстает как от средних по стране показателей, так и от ЦФО (рисунок № 9). В 2010 году инвестиции в экономику области в сопоставимых ценах только на 14,4% превысили уровень 2000 года, в то время как в среднем по Российской Федерации в тот же период инвестиции увеличились в 2,6 раза, в среднем по ЦФО – в 2 раза. В 2011 году спад инвестиционной активности усугубил ситуацию с накоплением капитала.

По привлечению иностранных инвестиций в рамках ЦФО Костромская область в 2010 году обошла Брянскую, Ивановскую, Смоленскую и Тамбовскую область. Прямые иностранные инвестиции в экономику Костромской области  в 2010 году составили 16,7 миллионов долларов США. 

Рисунок № 9

Динамика инвестиций в основной капитал в Российской Федерации и Костромской области 2000-2011 годы (1999 год = 1)

В структуре инвестиций доминирует сфера услуг, за которой следуют предприятия раздела Е и транспорт и связь (рисунок № 10). В рамках сферы услуг больше всего привлек инвестиций сектор по операциям с недвижимостью и сопутствующим услугам.

Рисунок № 10

Структура инвестиций в основной капитал Костромской области в 2010 годы

В ближайшие годы на территории Костромской области планируются к реализации несколько крупных инвестиционных проектов, среди которых выделяется организация производства труб малого диаметра на ОАО «Газпромтрубинвест», завода по производству буровых установок «НОВ Кострома» в г. Волгореченск, жилого массива в микрорайоне Новый город и другие. Принимается решение также о строительстве Мантуровского ЦБК и нескольких предприятий деревообрабатывающей промышленности.

Общая площадь жилищного фонда в Костромской области в 2010 году составляла 16,7 миллионов квадратных метров. Обеспеченность жильем на душу населения к 2010 году достигла 25,1 квадратных метров населения, что выше, чем среднем по Российской Федерации и ЦФО (соответственной 22,6 квадратным метрам и 24 квадратным метрам). Динамика площади жилищного фонда приведена на рисунке № 11.

Рост жилищного фонда – важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Тенденция последних лет по увеличению жилищного фонда Костромской области, вероятно, продолжится. Так, ввод жилых площадей по региону в 2011 году составил 152,9 тысяч квадратных метров, что на 1% больше, чем в 2010 году. 

Рисунок № 11

Динамика площади жилищного фонда и ввода жилья в Костромской области

Суммарно в 2005-2011 годы в Костромской области было введено около 1 миллионов квадратных метров жилых помещений, в 2011 году жилья было построено на 40% больше, чем пятью годами ранее. Рост жилищного строительства на фоне снижения численности населения региона обусловили увеличение средней обеспеченности жильем с 21,6 квадратных метров на душу населения до 25,1 квадратных метров (рост на 16%).  Тем не менее, по среднедушевому вводу жилья Костромская область все еще значительно уступает как другим регионам ЦФО (кроме Ивановской области), так и среднему по Российской Федерации показателю. В 2010 году ввод жилья на душу населения по Российской Федерации составил 0,41 квадратных метров на человека, по ЦФО – 0,46 квадратных метров на человека, по Костромской области – 0,23 квадратных метров на человека.

Процессы социально-экономической модернизации Костромской области находят отражение в росте значения сферы услуг во всех аспектах общественной жизни региона. Как и в других регионах ЦФО, третичный сектор доминирует в экономике Костромской области, и роль его возрастает, что проявляется как в количественных показателях, так и в качественных характеристиках.

Ниже приведены некоторые показатели развития сферы услуг в Костромской области за 2011 год (таблица № 12).

Таблица № 12

Показатели развития сферы услуг в  Костромской области в 2011 году

Показатель обеспеченности:

Ед. измерения

Значение

Амбулаторно-поликлиническими учреждениями

Посещений в смену/ 10 тыс. жит.

247,1

Больничными койками

Ед./ 10 тыс. жит.

99,5

Врачами

Чел./ 10 тыс. жит.

35,7

Детей дошкольного возраста дошкольным образованием

Мест на 1000 детей дошкольного возраста

676

Учреждениями культурно-досугового типа

Учрежд./100 тыс. жит.

65

Зрительными залами

Мест на 1000 населения

90

Общедоступными библиотеками

Учрежд./100 тыс. жит.

65,8

По уровню обеспеченности социальной инфраструктурой Костромская область уступает в большинстве показателей средним по ЦФО значениям. Исключение составляют такие показатели, как обеспеченность больничными койками и средним медицинским персоналом.

Основные показатели здравоохранения, образования и культуры представлены в таблицах № 13, № 14, № 15.

Таблица № 13

Основные показатели развития здравоохранения Костромской области

2000

2005

2010

2011

Численность врачей, чел

2 778

2568

2307

2364

Численность среднего медицинского персонала, чел

9299

8581

7758

8082

Число больничных учреждений

85

72

50

55

Число больничных коек

11255

11053

6439

6584

Число амбулаторно-поликлинических учреждений, единиц

136

152

116

122

Мощность амбулаторно-поликлинических учреждений, посещений в смену

14485

15035

15607

16353

Число детских поликлиник (отделений, кабинетов), женских консультаций, акушерско-гинекологических отделений (кабинетов), ед.

93

100

95

94

Как видно из данных таблицы № 13, по основным показателям доступность учреждений здравоохранения в Костромской области падает, что связано как с сокращением их сети, так и с падением численности персонала. Исключение составляет мощность амбулаторно-поликлинических учреждений.

Таблица № 14

Основные показатели развития образования Костромской области

2000

2005

2009

2010

2011

Число дошкольных образовательных учреждений

494

385

336

304

286

           в них детей, тыс. чел.

26,4

27,3

30,5

31,3

32,3

Число общеобразовательных школ

547

468

411

382

345

           в них детей, тыс. чел.

102,5

71

61,1

61,3

61,3

Число учреждений начального профессионального образования

33

32

26

21

           в них учащихся, тыс. чел.

11,4

11,5

8

7,3

Число учреждений среднего профессионального образования

19

18

22

24

25

           в них студентов, тыс. чел.

12

10,9

8,7

8,7

8,6

Число учреждений высшего профессионального образования

3

3

3

3

3

           в них студентов, тыс. чел.

16,4

19,5

20,7

20,2

19

           на 10000 населения

217

276

301

303

287

Сокращение сети учреждений дошкольного и школьного образования вызывает повышение нагрузки на действующие учреждения, а также снижает доступность образования для населения. Численность студентов учреждений начального и среднего специального образования неуклонно сокращается как по демографическим причинам, так и вследствие падения их привлекательности. В последние годы сокращается также численность учащихся ВУЗов в связи с падением численности потенциальных абитуриентов и насыщением сектора в целом. По удельному числу студентов Костромская область занимает 71 место в Российской Федерации, и сильно отстает как от среднего показателя по ЦФО, так и от среднероссийского уровня.

Как видно по данным таблицы № 15, при сохранении действующей сети учреждений культуры в последние годы их востребованность растет. По численности зрителей театров и посещениям музеев на 1000 человек Костромская область находится в числе лидеров ЦФО.

Таблица № 15

Показатели работы учреждений культуры Костромской области

2000

2005

2007

2009

2010

2011

Число общедоступных библиотек

500

471

458

445

443

429

Число театров

3

3

3

3

3

3

Число посещений театров, тыс. за год

130,5

125,9

133

154,5

164,4

170,6

Число музеев

27

31

29

30

30

32

Число посещений музеев, тыс. за год

340,4

296,9

280,3

304,2

384,7

426,4

В 2011 году оборот розничной торговли в Костромской области составил 59,6 миллиардов рублей, увеличившись по сравнению с 2010 годом на 11,8% (в сопоставимых ценах). За 2000-2010 годы розничный товарооборот в Костромской области рос заметно быстрее, чем в ЦФО (увеличение в 2,7 и в 2,3 раза в сопоставимых ценах), но несколько медленнее, чем в Российской Федерации в среднем (увеличение в 2,8 раз). Тем не менее, регион и в настоящее время занимает скромные позиции по показателю среднедушевого товарооборота – 68,9 тысяч рублей, что дает 71 место среди регионов Российской Федерации. По данному показателю Костромская область превосходит в ЦФО только Ивановскую и Владимирскую области. Динамика розничного товарооборота представлена на рисунке № 12.

В 2011 году 93,5% розничного товарооборота было сформировано вне вещевых, смешанных и продовольственных рынков, что выше, чем в среднем по ЦФО. В соответствии с общей для России тенденцией опережающего развития организованной торговли, доля рынков в розничной торговле сократилась в период 2000-2011 годы почти на 20%.

Как и в других регионах Российской Федерации, в Костромской области активно распространяются торговые сети. Среди них выделяются как представительства торговых сетей федерального уровня, так и торговые сети местного формирования, доминирующие по количеству точек и территориальному покрытию. Среди представительств торговых сетей федерального уровня присутствуют продовольственные магазины «Пятерочка», «Дикси», «Магнит» и магазины по продаже электроники и бытовой техники «Эльдорадо», «М.Видео» и «ТехноСила». Среди крупных представителей местных торговых сетей можно выделить компанию торговую группу «Высшая Лига» (супермаркеты «Лига Гранд», универсамы «Высшая Лига», дискаунтеры «Ценорез»), сети продовольственных магазинов «Дом еды» и «Десяточка», магазины «Аксон». Сетевые торговые структуры, формирующиеся в Костроме, активно работают также на рынках соседних регионов – в основном в Ярославской и Ивановской области.

Рисунок № 12

Индекс физического объема оборота розничной торговли в Российской Федерации и Костромской области в процентах к предыдущему году, 2000-2011 годы

В 2011 году объем платных услуг населению в Костромской области составил 16,4 миллиардов рублей, увеличившись по отношению к 2010 году на 1,8% (в сопоставимых ценах). В целом за период 2000-2010 годы объем платных услуг населению в Костромской области рос значительно быстрее, чем в среднем по Российской Федерации и ЦФО. Это во многом обусловлено эффектом низкой базы, так как в 2010 году регион с показателем 18,8 тысяч рублей все еще находился среди аутсайдеров по потреблению платных услуг на душу населения (последнее место в ЦФО, 74 – в Российской Федерации). Динамика объема платных услуг представлена на рисунке № 13.

Рисунок № 13

Индекс физического объема платных услуг населению в Российской Федерации и Костромской области в процентах к предыдущему году, 2000-2011 годы

Развитие науки в Костромской области в два последних десятилетия сдерживалось системным социально-экономическим кризисом 90-х, когда она получила максимальные потери, и ограниченным спросом на научные исследования и разработки в 2000-е. 

Численность персонала, занятого научными исследованиями постоянно сокращается и достигла в 2011 году 109 человек, что на 25% меньше, чем в 2005 году и почти в три раза меньше, чем в 2000 году. Затраты на научные исследования в 2010 году составили 56,3 миллионов рублей, что заметно меньше, чем в любом другом регионе ЦФО. Суммарно в 2005-2010 годы на научные исследования было потрачено 221,1 миллион рублей. Вместе с тем по числу используемых передовых технологий в 2010 году Костромская область занимает 11 место в ЦФО (из 18), по затратам на технологические инновации опережает Курскую и Орловскую область и находится на одном уровне с Тамбовской областью, а по доле инновационных товаров и услуг в общем производстве занимает 12 место в округе.

По уровню благоустройства жилищного фонда Костромская область в целом уступает показателям других регионов ЦФО (таблица № 16). Относительно благоприятная ситуация складывается только с обеспечением водопроводом, а также центральным и сжиженным газом. По обеспеченности отоплением, ваннами (душем) и горячим водоснабжением Костромская область занимает последнее место в ЦФО. Так, к горячему водоснабжению имеет доступ менее половины населения области.

Таблица № 16

Благоустройство жилищного фонда в Российской Федерации, ЦФО и Костромской области в 2010 году, %

Удельный вес общей площади, оборудованной

водопро-водом

водо-отведе-нием (канали-зацией)

отопле-нием

Ван-нами (ду-шем)

газом (сетевым, сжижен-ным)

горячим водо-снабже-нием

наполь-ными электро-плита-ми

Российская Федерация

77,7

73,7

83,1

66,7

69

64,9

18,9

ЦФО

80,6

78,3

86,5

72,9

74

70,7

18,3

Костромская область

70,8

62,1

65,1

51,1

87,4

46

3,7

В последние годы ситуация с благоустройством жилищного фонда улучшается, что видно в таблице № 17.

Таблица № 17

Динамика благоустройства жилищного фонда Костромской области, %

Годы

Удельный вес общей площади, оборудованной

водо-проводом

водоотведе-нием (канализа-цией)

отопле-нием

ваннами (душем)

газом (сетевым, сжиженным)

горячим

водо-снабжением

наполь-ными электро-плитами

Жилищный фонд - всего

1995

61

53

54

47

86

46

4

2000

62

53

50

46

87

42

4

2005

65

56

59

50

88

47

4

2008

70

61

64

51

87

45

4

2009

70

62

64

51

87

46

4

2010

71

62

65

51

87

46

4

Городской жилищный фонд

2010

81

79

82

67

89

61

5

Сельский жилищный фонд

2010

50

29

30

19

83

16

1

Глава 2. Характеристика Костромской энергосистемы

Объекты электроэнергетики на территории Костромской области обслуживает Костромская энергосистема, входящая в состав Объединенной энергетической системы (далее – ОЭС) Центра. В диспетчерском отношении Костромская область относится к сферам ответственности филиалов ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Костромской области» (далее – Костромское РДУ) и «Объеденное диспетчерское управление энергосистемами Центра».

В Костромской области находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 3824 МВт. Основным объектом генерации является Костромская ГРЭС. В электроэнергетический комплекс Костромской области входят также 111 линий электропередачи класса напряжения 110-500 кВ, 65 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 110-500 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 9713,65 МВА.

Выработка электроэнергии в операционной зоне Костромского РДУ за 2011 год составила - 14796,770 миллионов кВт.ч, потребление - 3611,475 миллионов кВт.ч.

К генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Костромской области, относятся:

1) Костромская ГРЭС;

2) Главное управление (далее - ГУ) ОАО «ТГК-2» по Костромской области.

К компаниям, оказывающим услуги по передаче электрической энергии на территории Костромской области, относятся:

1) Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» «Волго-Окское ПМЭС»;

1) Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» «Вологодское ПМЭС»;

2) Филиал ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»;

3) Служба электрификации и электроснабжения Северной дирекции инфраструктуры СП Северной железной дороги – филиала ОАО «РЖД»;

4) ООО «Энергосервис»;

5) ОАО «28 Электрическая сеть».

На территории Костромской области осуществляют деятельность следующие сбытовые компании:

1) ОАО «Костромская сбытовая компания»;

2) ООО «Русэнергосбыт»;

3) ООО «Кроноэнерго»;

4) ООО «Гарант Энерго».

Глава 3. Отчетная динамика потребления электроэнергии за последние пять лет

По данным Росстата полное потребление электроэнергии в пределах Костромской области составило в 2011 году 3537,4 миллионов кВт.ч, или 0,34% от потребления Российской Федерации, уменьшившись по сравнению с 2010 годом почти на 1% (рисунок № 14 и таблица № 18).

Рисунок № 14

Динамика полного потребления электроэнергии в Костромской области

Таблица № 18

Динамика полного потребления электроэнергии в Костромской области, млн. кВт.ч

Эти расхождения существуют во всех субъектах Российской Федерации. Чаще данные Росстата превышают данные по электропотреблению системного оператора (далее – СО), и это расхождение традиционно принято относить на децентрализованную зону производства и потребления, которая находится вне зоны ответственности (и учёта) СО. Однако в целом ряде регионов (в отдельные годы или постоянно) данные СО превышают данные Росстата. К ним относится и Костромская область. Видно, что различия между данными Росстата и СО по области носят долговременный характер, но стали достигать ощутимого размера лишь с 1998 года (рисунок № 15).

В анализе ретроспективного электропотребления будем придерживаться данных электробаланса Росстата, так как в отличие от него данные СО не структурированы в «привязке» к экономике – по видам экономической деятельности (ВЭД) и бытовому сектору, что является препятствием для проведения углубленного анализа отраслевых причин изменения электропотребления в регионе и построения прогноза.

Рисунок № 15

Динамика электропотребления на территории Костромской области по данным Росстата и СО

По данным Росстата, с 2008 года в области наблюдается падение электропотребления. Среднегодовой темп изменения полного электропотребления за период 2007-2011 годы составил - 0,33%. Для сравнения, за тот же период в Российской Федерации и г. Москве темп роста полного электропотребления составил соответственно 1,22% и 1,9%.

Основные причины снижения полного электропотребления в области заключаются в непрерывном падении на протяжении последних пяти лет электропотребления обрабатывающих производств, связанном с особенностями развития отраслей специализации области, а также сельского хозяйства, дополняемом существенным падением абсолютных размеров потерь в сетях. Последние снизились почти на четверть за рассматриваемый период – с 513 до 418 миллионов кВт.ч, или почти на 5 процентных пунктов (до 15,9%), если считать по доле в полезном отпуске – таблица № 18 и рисунок № 16.

Темп изменения конечного (полезного) электропотребления по основным видам экономической деятельности и населению за рассматриваемый период гораздо более благоприятный и имеет противоположный вектор – (+1,16%).

Рисунок № 16

Динамика структуры укрупненного потребления электроэнергии

Основная причина роста полезного потребления электроэнергии – в увеличении расхода электроэнергии в непроизводственной сфере (бытовым сектором и сферой услуг) и «прочими» потребителями раздела Е (основную долю расхода в «прочих» формируют коммунальные системы).

Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций всех типов составляет в среднем 3,6% от выработки и демонстрирует тенденцию к снижению (рисунок № 17).

Рисунок № 17

Собственные нужды электростанций Костромской области и их отношение к объему выработки

Структура электропотребления в 2010 и 2011 годы по видам экономической деятельности и бытовому сектору приведена ниже (таблица № 19 и рисунок № 18).

В отраслевой структуре, как и в целом по стране, преобладает промышленное электропотребление: на обрабатывающие производства раздела Е и добывающие производства приходится в совокупности 41,5%, в том числе на обрабатывающие производства – почти 21% (рисунок № 18).

Следующая по доле в потреблении – непроизводственная сфера (30,3%) в составе бытового сектора (14,8%) и сферы услуг (15,5%, электробаланс Росстата выделяет здесь два сегмента: «Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг» (6,5-7%) и «Прочие виды деятельности», включая торговлю). В рассматриваемой структуре доля непроизводственной сферы близка к среднероссийскому  уровню. Однако по отношению к полезно отпущенному объему электроэнергии по области доля непроизводственной сферы (40,9%) более чем в 1,4 раза выше среднероссийского уровня (28,9%).

Доля отраслей транспорта и связи (13,8% от полного 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 – 490 миллионов кВт.ч (почти 99% из них – электротяга). Связью израсходовано в 2011 году всего 23 миллиона кВт.ч.

Как следует из анализа данных таблицы № 19, изменения за отчетный год очень невелики, практически по всем направлениям расхода электроэнергии они отрицательны, положительная динамика в конечном потреблении наблюдалась лишь в секторе «прочее потребление», формируемое, как упоминалось выше, в основном предприятиями и организациями сферы услуг.

Таблица № 19

Структура потребления электроэнергии в Костромской области

Рисунок № 18

Структура потребления электроэнергии в 2011 году в Костромской области

По данным Росстата в 2011 году общее потребление обрабатывающими производствами в Костромской области составило почти 737 миллионов кВт.ч и снизилось по сравнению с 2007 годом почти на 20%. Электропотребление обрабатывающих производств в области снижается непрерывно с года начала кризиса, причем максимум снижения пришелся на рассматриваемом периоде в 2010 году (таблица № 20) – году, когда по стране в целом шел прирост потребления электроэнергии в этом сегменте промышленного производства.

Таблица № 20

Динамика потребления электроэнергии и выпуска продукции обрабатывающими производствами в Костромской области

2007

2008

2009

2010

2011

Потребление электроэнергии обрабатывающими производствами

925,2

881,2

838,5

753,3

736,5

Прирост/снижение к предыдущему году

13,1%

-4,76%

-4,85%

-10,16%

-2,23%

Индексы производства

7,0%

-0,2%

-18,4%

18,6%

8,6%

При том, что «накопленное» падение электропотребления за четыре года составило почти 20%, по объему производства обрабатывающая промышленность превысила уровень 2007 года на 4,8%. Таким образом, электроемкость обрабатывающих производств резко – почти на 23% – снизилась.

Росстат приводит данные по структуре электропотребления обрабатывающих производств. Однако сумма потребления этих «отраслей» ниже общего потребления обрабатывающими производствами. Разница является так называемым «нераспределенным остатком», формируемым мелкими предприятиями и, по-видимому, предприятиями ОПК. Например, в г. Москве он достигает 70-75%, Нижегородской области - 5%, а в 2011 году в Костромской области этот нераспределённый остаток составил 10% потребления обрабатывающими производствами.

В «видимой» структуре электропотребления обрабатывающих производств Костромской области (рисунок № 19) основное место – более 80% суммарного объёма – занимают: «Обработка древесины и производство изделий из дерева» (54%), «Производство транспортных средств и оборудования» (13,6%), «Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий» (6,9%), это прежде всего Волгореченск), «Текстильное и швейное производство» (6%). При этом отметим, что в сегменте «Прочие производства», на которые приходится более 27% выпуска продукции обрабатывающими производствами области, расходуется лишь около 2,5% потребления электроэнергии.

Рисунок № 19

Структура электропотребления обрабатывающих производств по крупным и средним предприятиям, 2011 год

На рисунке № 20 приведена динамика указанной структуры в период 2007-2011 годы по данным электробаланса Росстата.

Из рисунка также следует, что доля отраслей машиностроительного блока и легкой промышленности (пищевая, текстильная, кожевенная) в электропотреблении падает, а доля деревообработки и металлургии растет (соответственно на 12 % и 3 % по сравнению с уровнем 2007 года). При этом на разных «полюсах» оказываются деревообработка и производство транспортных средств и оборудования: первая резко  нарастила свою долю в последние годы – с 42% до 54%, а вторая снизила с 26% до 13,6%. Не лучшие времена, судя по электропотреблению, переживало последние годы производство машин и оборудования, достигшее локального пика в 2006 году.

Рисунок № 20

Динамика структуры потребления электроэнергии в обрабатывающих производствах (по крупным и средним предприятиям) в период 2007-2011 годы

Если не подвергать сомнению данные электробаланса Росстата и считать, что круг отчитывающихся предприятий неизменен, можно сделать вывод, что в кризисный 2009 год крупные и средние промышленные предприятия региона практически встали: падение электропотребления по отношению к 2008 году составило 60%, а к 2007 году даже 65%. Однако можно видеть, что такая картина – следствие падения почти в 20 раз электропотребления в деревообработке: с почти 350 миллионов кВт.ч в 2008 году до 18 миллионов кВт.ч в 2009 году. Для сравнения – деревообрабатывающая отрасль снизила свое производство в 2009 году менее чем на 12%. Дополнительно проведенный анализ свидетельствует о том, что приведенные в электробалансе явно некорректные данные – следствие, скорее всего, учета сведений по поставкам электроэнергии в эту отрасль только одним энергосбытом ─ ОАО «Костромская сбытовая компания». При учете данных второго энергосбыта ─ ООО «Кроноэнерго» по поставкам электроэнергии крупнейшему предприятию отрасли  ─ ООО «Кроностар», электропотребление составит уже около 250 миллионов кВт.ч, или 27% к 2008 году.

Что касается динамики электропотребления обрабатывающей промышленностью в 2011 году по отношению к 2010 году, то только в четырёх классах производств отмечался рост, несмотря на продолжение посткризисного восстановления экономики страны. Это «Обработка древесины и производство изделий из дерева» (прирост на 4%), «Целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность» (25%), «Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий» (11%), «Производство машин и оборудования» (2%) – рисунок № 21. Наибольший спад отмечен в сегментах «Производство пищевых продуктов, включая напитки и табак» (-49%), «Производство транспортных средств и оборудования» (-26%) и «Текстильное и швейное производство» (-24%). Однако, возможно, что частично это следствие неполного охвата статистикой электропотребления в отдельных сегментах обрабатывающих производств (рисунок № 22).

Рисунок № 21

Сегменты обрабатывающих производств с ростом потребления электроэнергии в 2011 году (суммарно 20,1 тысяч кВт.ч) по крупным и средним предприятиям

Рисунок № 22

Сегменты обрабатывающих производств с падением потребления электроэнергии в 2011 году (суммарно 58,1 тысяч кВт.ч) по крупным и средним предприятиям

Динамика потребления электроэнергии транспортом и связью приведена ниже в таблице № 21. В целом можно отметить незначительные колебания расхода электроэнергии на транспортную деятельность от года к году; в то же время расход электроэнергии по виду экономической деятельности «Связь» увеличился на 65%.

В структуре электропотребления на транспорте подавляющую долю занимает железнодорожный транспорт, его доля колеблется по годам в пределах 96-97%.

Таблица № 21

Динамика структуры электропотребления по виду экономической деятельности «Транспорт и связь»

2007

2008

2009

2010

2011

Транспорт и связь, из них:

491,8

485

495,5

492,8

489,8

Собственно транспорт, в том числе:

475,6

468,4

477,4

471,0

467,1

Деятельность железнодорожного транспорта

458,3

451,9

460,5

454,1

451,7

Деятельность прочего сухопутного транспорта

9,7

15,8

16,2

16,1

14,8

В том числе трамвай, троллейбус

6,9

6,9

6,7

6,6

6,3

Транспортирование по трубопроводам

0,7

0,7

0,7

0,6

0,6

Связь

16,2

16,6

18,1

21,8

22,7

Несмотря на падение численности населения в области, потребление электроэнергии населением все последние годы, кроме 2011 года., растет: по сравнению с 2005 годом оно выросло на 11%. Электропотребление в 2011 году осталось практически на том же уровне, что и в 2010 году (разница в 1 миллион кВт.ч, т.е. в пределах статистической погрешности). Динамику потребления электроэнергии городским и сельским населением демонстрирует рисунок № 23.

Рост электропотребления в бытовом секторе вызван углублением его электрификации прежде всего за счет насыщения домашних хозяйств различными бытовыми электроприборами (далее - БЭП) как базисной, так и селективной группы. Также постепенно росло потребление электроэнергии на освещение и пищеприготовление за счет роста современного жилищного фонда и парка электроплит, увеличивалось потребление электроэнергии на отопление и горячее водоснабжение (в основном в сельской местности и сезонных жилищах), в последние 2–3 года начинает достигать ощутимых объемов расход электроэнергии для кондиционирования воздуха внутри жилых помещений.

Рисунок № 23

Динамика электропотребления населением Костромской области

Глава 4. Структура электропотребления по основным группам потребителей за последние пять лет

На территории Костромской области на основании данных местных энергоснабжающих компаний удалось выявить 25 крупных потребителей электроэнергии, которые совместно формируют более 1,1 миллиарда кВт.ч в 2011 году, или около 32% суммарного электропотребления региона. Среди них доминируют предприятия обрабатывающей промышленности, на которые приходится 48% суммарного электропотребления крупных потребителей. Несколько уступают им предприятия транспорта и связи, обеспечивающие потребление 41% совокупного объема электроэнергии, приходящегося на крупных потребителей (рисунок № 24). Крупные организации сферы услуг и сельского хозяйства Костромской области характеризуются более низкими показателями электропотребления. Их вклад составляет соответственно 10% и 1%.

Рисунок № 24

Структура отпуска электроэнергии крупнейшим потребителям Костромской области по их  основным группам в 2011 году, миллионов 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 них приходится более 60% электропотребления крупных предприятий и около 20% электропотребления региона.

В составе крупных промышленных потребителей электроэнергии основную роль играют деревообрабатывающие предприятия – на них приходится около 62% электропотребления, еще 19% приходится на машиностроительные предприятия. Среди остальных крупных промышленных потребителей электроэнергии присутствуют производители металлургической продукции, стройматериалов, химической продукции и изделий из пластмасс, предприятия легкой промышленности. В ряду «прочих» потребителей электроэнергии ключевую роль играют организации жилищно-коммунального сектора. В таблице № 22 представлена динамика потребления электрической энергии крупными потребителями Костромской области за 2008-2011 годы

Таблица № 22

Потребление электроэнергии крупными потребителями Костромской области 2008-2011 годы, миллионов кВт.ч.

Наименование предприятия

2008

2009

2010

2011

ОАО «РЖД»

466,5

460,2

447,8

445,4

ООО «Кроностар»

232,6

227,4

246,3

252,1

ОАО «Мотордеталь»

н.д.

н.д.

71,0

69,9

МУП г.Костромы «Костромагорводоканал»

42,2

41,0

41,0

35,8

ОАО «Фанплит»

34,1

33,0

35,2

34,8

ОАО «Газпромтрубинвест»

25,1

27,6

31,8

34,1

ОАО «Фанплит»

9,1

26,4

27,9

27,9

ООО «СП «Кохлома»

26,4

25,3

26,2

23,6

ОАО «Мантуровский фанерный комбинат»

19,8

9,3

17,8

22,8

ОАО «Оборонэнергосбыт»

н.д.

н.д.

13,3

17,3

ООО «Резилюкс-Волга»

9,8

16,2

19,1

17,3

ООО «Стромнефтемаш»

19,9

14,5

15,4

16,9

ОАО «Галичский Автокрановый завод»

18,0

11,0

13,1

15,6

ОАО «ТГК-2»

11,2

11,5

10,7

10,7

ООО «Костромаинвест»

11,8

10,3

9,9

10,6

МКУ «СМЗ по ЖКХ»

8,8

10,0

10,3

10,5

ООО «БКЛМ-Актив»

15,7

13,2

12,9

9,8

ОАО «МРСК Центра»

н.д.

н.д.

9,5

9,7

ОАО «Костромской силикатный завод»

10,8

8,6

8,6

8,8

ЗАО  «Шувалово»

7,9

8,5

9,0

8,6

МУП «Коммунсервис» Костромского района

8,0

8,5

8,2

8,1

ООО «КТЭК»

7,1

6,7

н.д.

7,9

ОАО «Ростелеком»

1,2

1,1

9,2

7,9

ЗАО «Экохиммаш»

10,0

10,2

8,4

7,4

ООО «Жилкомсервис»

11,2

8,4

12,5

6,2

ОАО «Мотордеталь» — крупнейшее в Российской Федерации и странах СНГ специализированное предприятие по производству полных комплектов деталей цилиндропоршневой группы (гильзы, поршни, поршневые кольца и пальцы) для грузовых, малотоннажных, легковых автомобилей и сельскохозяйственной техники с двигателями ЯМЗ, АМЗ, КамАЗ, ММЗ, РМ Д65, ВМТЗ, ЧТЗ, СМД, ЗиЛ, ВАЗ, ЗМЗ, УМЗ, Икарус. Максимум нагрузки ОАО «Мотордеталь» за 2011 годы составил 22,823 МВт.

МУП г. Костромы «Костромагорводоканал» - один из крупнейших природопользователей Костромской области. Ежегодно из Волги забираются, проходят очистку и подаются населению и предприятиям города около 54 миллионов кубометров воды и 40 тысяч кубометров воды в год из артезианских скважин. 

ОАО «Фанплит» выпускает до 210 тысяч кубометров фанеры и до 100 тысяч кубометров древесностружечных плит в год. Продукция комбината пользуется большим спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынке. Ее покупают более 200 предприятий России и стран СНГ, до 70% общего объема продукции продается на экспорт.

ОАО «Газпромтрубинвест» — металлургическое предприятие, специализирующееся на выпуске труб, в городе Волгореченске Костромской области. Завод является дочерней компанией ОАО «Газпром». Максимум нагрузки ОАО «Газпромтрубинвест» за 2011 годы 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 2008-2011 годы лежало 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

Определение объемов потребления тепловой энергии в Костромской области возможно на основании данных форм федерального статистического наблюдения, утвержденных Росстатом, в т.ч. таких как:

1-ТЕП – «Сведения о снабжении тепловой энергией», утвержденной приказом Федеральной службы государственной статистики от 12 сентября 2012 года № 492 «Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за строительством, инвестициями в нефинансовые активы и жилищно-коммунальным хозяйством» (далее – форма 1-ТЕП);

4-ТЭР – «Сведения об остатках, поступлении и расходе топливно-энергетических ресурсов, сборе и использовании отработанных нефтепродуктов», утвержденной приказом Федеральной службы государственной статистики от 15 августа 2011 года № 355 «Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за деятельностью предприятий» (далее – форма   4-ТЭР);

11-ТЭР – «Сведения об использовании топлива, теплоэнергии и электроэнергии на производство отдельных видов продукции, работ (услуг)» утвержденной приказом Федеральной службы государственной статистики от 15 сентября 2010 года № 316 «Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за деятельностью предприятий» (далее – форма 11-ТЭР);

22-ЖКХ (сводная) – «Сведения о работе жилищно-коммунальных организаций в условиях реформы» », утвержденной приказом Федеральной службы государственной статистики от 12 сентября 2012 года № 492 «Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за строительством, инвестициями в нефинансовые активы и жилищно-коммунальным хозяйством» (далее –форма 22-ЖКХ (сводная), и др.

Объемы потребления тепловой энергии в 2007-2010 годы, определенные по материалам Росстата представлены в таблице № 23.

Таблица № 23

Динамика потребления тепловой энергии в Костромской области в 2007-2010 годы

2007

2008

2009

2010

Полное потребление, тыс. Гкал

6107,7

5264,3

5512,6

5663,6

темп прироста, % к пред. году

-14,0%

5,0%

3,0%

Потери при распределении, тыс. Гкал

500,0

373,4

488,1

537,8

Конечное потребление, тыс. Гкал

5607,7

4890,9

5024,5

5125,9

темп прироста, % к пред. году

-12,8%

2,7%

2,0%

в том числе:

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

344,8

208,4

223,1

223,1

Обрабатывающая промышленность

1008,4

1107,7

1191,6

1467,1

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды

510,5

342,6

440,5

312,6

Строительство

47,5

16,8

18,9

14,7

Транспорт и связь

169,2

140,6

144,1

125,9

Прочие виды деятельности, в т.ч. сфера услуг

1187,4

1002,1

946,2

994,4

Население

2339,9

2072,7

2060,1

1988,1

За указанный период потребление тепловой энергии уменьшилось на 444,1 тысяч Гкал или на 7% к уровню 2007 года. Конечное теплопотребление претерпело еще более существенное сокращение – на 481,8 тысяч Гкал или 9%. Указанные изменения могут быть обусловлены объективными факторами – погодными условиями, реализацией мероприятий по энергосбережению, перераспределением структуры экономики в пользу менее теплоемких секторов, но не исключается и наличие погрешностей в статистических данных.

В структуре потребления тепловой энергии Костромской области доминирует сектор «Население», который обеспечивает около 39% спроса на тепло. Еще 29% приходится на обрабатывающую промышленность. На непроизводственных потребителей, в т.ч. на сферу услуг приходится 19%. Доля потерь при распределении – около 6% суммарного теплопотребления. Наименьшая доля в структуре теплопотребления приходится на строительную отрасль, теплопотребление которого составляет всего около 0,3% от его общего объема (рисунок № 25).

Рисунок № 25

Структура потребления тепловой энергии по основным отраслям экономики в Костромской области в 2010 году

(*) - кроме производства и распределения электроэнергии и тепла

Основными тенденциями изменения структуры теплопотребления в последние годы является рост теплопотребления обрабатывающей промышленности (на 45 % с 2007 года по 2010 год) при снижении потребления тепла остальными отраслями за те же годы: самое большое снижение произошло в отрасли строительства (на 69%), производства и распределения электроэнергии, газа и воды (на 39%), сельском и лесном хозяйстве (на 35%). Потребление остальных отраслей снизилось на четверть и менее (рисунок № 26).

Рисунок №.26

Структура конечного потребления тепловой энергии по основным отраслям экономики в Костромской области в 2010 году.

В связи с тем, что на момент разработки Схемы отчетные данные за 2011 год отсутствовали, отчетная структура потребления тепловой энергии в Костромской области за 2011 год не представлена. При этом, ниже приведена структура полезного отпуска крупнейших источников теплоснабжения, однако стандарт внутрифирменной отчётности предоставивших данные компаний отличен от структуры ОКВЭД. Также невозможно представить данные в аналогичной структуре за 2006 год по причине перехода с системы ОКОНХ на ОКВЭД в указанный период.

Обеспечение потребителей тепловой энергии осуществляется от 1189 источников. В числе наиболее крупных источников тепловой энергии могут быть выделены источники, принадлежащие Костромской ГРЭС и ОАО «ТГК-2» (Костромская ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ Шарьинская, Костромские ТС и Костромские арендованные котельные). В таблице № 24 приведена информация об установленной тепловой мощности перечисленных источников на основе данных формы 6-ТП, утвержденной приказом Федеральной службы государственной статистики от 29 августа 2012 года № 470 «Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за деятельностью предприятий» (далее – форма 6-ТП).             

1

Таблица № 24

Установленная тепловая мощность источников, принадлежащих ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» и ОАО «ТГК-2» в 2011 году.

Компания

Станция

Тип оборудования

Станционный номер

Марка/модель

Вид топлива

Мощность, т/ч

Мощность, Гкал/ч

Дата ввода в эксплуатацию

ОАО «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

1000

1971

№6

ТГМП-314

газ/мазут

1000

1972

№7

ТГМП-314

газ/мазут

1000

1972

№8

ТГМП-314

газ/мазут

1000

1973

№9

ТГМП-1202

газ/мазут

3950

1980

Всего

11750

450

ОАО «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

75

1965

№4

БКЗ-75-39

торф/газ

75

1965

№5

БКЗ-75-39

газ

75

1966

№6

БКЗ-75-39

газ

75

1967

№7

БКЗ-75-39

торф/газ

75

1983

№8

БКЗ-75-39

торф/газ

75

1988

Всего

450

450

ОАО «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-100-120/130-13

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

Всего

840

611

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

13338

1973

1

Информация о полезном отпуске тепловой энергии данными источниками по группам потребителей приведена в таблице № 25.

Таблица № 25

Объем отпуска тепловой энергии источниками теплоснабжения по группам потребителей за 2011 год

Станция

Показатель

Объем отпуска тепловой энергии, тыс. Гкал

Костромская ГРЭС

Отпуск, в т.ч.:

204,20

   - Полезный отпуск, в т.ч.:

167,80

        Промышленность

115,17

        Жилищные организации

25,54

        Бюджетные организации

18,52

        Прочие

8,57

   - Потери

36,40

ТЭЦ Шарьинская

(ОАО «ТГК-2»)

Отпуск, в т.ч.:

235,40

   - Полезный отпуск, в т.ч.:

159,32

        Промышленность

3,19

        Жилищные организации

121,08

        Бюджетные организации

20,71

        Прочие

14,34

   - Потери

76,08

Костромская ТЭЦ-1

(ОАО «ТГК-2»)

Отпуск, в т.ч.:

747,61

   - Полезный отпуск, в т.ч.:

652,96

        Промышленность

144,67

        Жилищные организации

336,57

        Бюджетные организации

95,19

        Прочие

76,53

   - Потери

94,65

Костромская ТЭЦ-2

(ОАО «ТГК-2»)

Отпуск, в т.ч.:

972,20

   - Полезный отпуск, в т.ч.:

850,83

        Промышленность

59,56

        Жилищные организации

459,45

        Бюджетные организации

161,66

        Прочие

170,16

   - Потери

121,37

Костромские ТС

(РК 1)

(ОАО «ТГК-2»)

Отпуск, в т.ч.:

14,31

   - Полезный отпуск, в т.ч.:

13,82

        Промышленность

─

        Жилищные организации

11,74

        Бюджетные организации

1,24

        Прочие

0,84

   - Потери

0,49

Костромские арендованные котельные

(ОАО «ТГК-2»)

Отпуск, в т.ч.:

78,65

   - Полезный отпуск, в т.ч.:

75,97

        Промышленность

─

        Жилищные организации

64,51

        Бюджетные организации

6,84

        Прочие

4,63

   - Потери

2,68

Всего

Отпуск, в т.ч.:

2252,38

   - Полезный отпуск, в т.ч.:

1920,70

        Промышленность

322,59

        Жилищные организации

1018,88

        Бюджетные организации

304,16

        Прочие

275,07

   - Потери

331,67

Кроме приведённых источников в таблице № 25, теплоснабжение потребителей осуществляет значительное количество менее крупных источников (как муниципальных и ведомственных, так и частных котельных), информация о числе и мощности которых в разрезе муниципальных образований Костромской области приведена в таблице № 26.

При этом стоит отметить, что крупные источники тепловой энергии, приведённые в таблице № 25,  покрывают около 40% от общего объема потребления тепловой энергии на территории Костромской области.

1

Таблица № 26

Реестр котельных в разрезе муниципальных образований Костромской области

№

п/п

Муниципальное образование

Используемый вид топлива

Мазут

Уголь

Газ

Электро

Дрова

Опилки

Торф

Печ+отходы

Печ.топл.

Всего

Кол-во котельных, шт.

Мощность, Гкал/час

Кол-во котельных, шт.

Мощность, Гкал/час

Кол-во котельных, шт.

Мощность, Гкал/час

Кол-во котельных, шт.

Мощность, Гкал/час

Кол-во котельных, шт.

Мощность, Гкал/час

Кол-во котельных, шт.

Мощность, Гкал/час

Кол-во котельных, шт.

Мощность, Гкал/час

Кол-во котельных, шт.

Мощность, Гкал/час

Кол-во котельных, шт.

Мощность, Гкал/час

Кол-во котельных, шт.

Мощность, Гкал/час

1

Антроповский

3

5,95

1

0,03

7

0,61

45

7,65

1

1,23

57

15,48

2

Буйский

6

3,36

24

34,99

8

1,67

1

0,4

39

40,42

3

Вохомский

9

4,5

4

0,1

35

12,6

1

0,9

49

18,1

4

Галичский

1

2,66

8

5,26

1

1,5

6

0,51

25

5,1

41

15,03

5

Кадыйский

1

0,36

1

0,01

2

0,1

35

12,34

39

12,81

6

Кологривский

4

0,54

35

12,34

39

12,88

7

Костромской

6

11,63

21

125,58

27

137,21

8

Красносельский

22

15,45

15

79,55

30

2,82

67

97,82

9

Макарьевский

4

6,42

1

0,02

2

0,09

32

17,58

1

2,4

40

26,51

10

Мантуровский

10

8,8

2

0,03

7

2,6

19

11,43

11

Межевской

7

0,34

24

7,62

31

7,96

12

г.Нерехта и Нерехтский р-н

7

2,56

24

83,09

31

85,65

13

г.Нея и Нейский район

21

23,72

4

2,26

1

5

26

30,98

14

Октябрьский

1

0,16

25

7,85

26

8,01

15

Островский

3

18,8

7

11,22

11

0,77

37

11,77

2

1,06

60

43,62

16

Парфеньевский

4

3,06

1

0,02

5

0,23

32

8,7

42

12,01

17

Павинский

34

9,51

1

0,84

35

10,35

18

Поназыревский

7

3,6

2

0,12

20

8,11

29

11,83

19

Пыщугский

1

0,03

15

8,59

1

0,2

17

8,82

20

Солигаличский

3

5,8

12

1,31

34

16,6

49

23,71

21

Судиславский

1

3,64

20

20,2

4

0,3

30

3,64

39

13,6

1

1,5

1

1,2

96

44,08

22

Сусанинский

1

1,9

33

5,16

3

7,14

3

0,17

4

0,7

1

1,2

45

16,26

23

Чухломский

45

11,32

45

11,32

24

Шарьинский

8

0,73

31

8,94

39

9,67

25

г. Буй

3

24,76

19

25,6

15

79,2

1

0,4

1

7,5

39

137,46

26

г. Волгореченск

1

17,2

1

17,2

27

г. Галич

1

1,5

36

26,1

2

62,1

39

89,7

28

г. Кострома

1

0,6

53

729,35

1

2,58

55

732,53

29

г. Мантурово

1

31,2

29

35,01

2

0,12

1

0,09

33

66,41

30

г. Шарья

2

21,16

26

14,96

1

1,5

1

0,05

2

0,9

1

10,92

1

152

34

201,49

Всего

13

105,62

282

239,32

168

1221,58

140

12,46

570

188,84

12

31,95

1

2,58

1

152

2

2,4

1189

1956,75

1

Крупнейшей системой централизованного теплоснабжения в Костромской области является система теплоснабжения г. Костромы. Данные об объёмах теплопотребления указанной системы теплоснабжения не приведены в статистической отчётности Росстата, однако оценить последние возможно на основании данных о структуре полезного отпуска основных источников теплоснабжения города, принадлежащих ОАО «ТГК-2» (Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Районная котельная №1, Районная котельная №2, Костромские ТС, Костромские арендованные котельные). Такая оценка с выделением групп потребителей в период 2007-2011 годы представлена в таблице № 27.

Таблица № 27

Потребность г. Кострома в тепловой энергии по группам потребителей в период 2007 – 2011 годы

г. Кострома

Объем отпуска тепловой энергии, тыс. Гкал

2007

2008

2009

2010

2011

Всего, в т.ч.:

1912.60

1851.30

1794.00

1858.04

1812.78

- Полезный отпуск

1683.09

1629.14

1578.72

1645.01

1593.58

Промышленность

220.66

213.59

206.98

220.51

204.23

Жилищные организации

912.47

883.22

855.88

883.23

872.26

Бюджетные организации

282.51

273.45

264.99

278.75

264.93

Прочие

267.46

258.88

250.87

262.51

252.16

- Потери

229.51

222.16

215.28

213.03

219.19

Кроме г. Костромы других населенных пунктов с численностью населения свыше 100 тыс. человек на территории области нет.

Наибольшее число крупных потребителей тепловой энергии также сосредоточено в г. Костроме. Кроме того, значительное потребление имеет Государственное унитарное сельскохозяйственное предприятие «Высоковский», расположенное в Костромском районе области, и ООО «Управление домами», расположенное в городе Шарье. Перечень крупных потребителей по данным ОАО «ТГК-2» приведен в таблице № 28. Теплоснабжение таких потребителей осуществляется от источников ОАО «ТГК-2».

Таблица № 28

Перечень крупных потребителей тепловой энергии Костромской области

№ п/п

Наименование потребителя

2010 год

2011 год

Потребление, тыс. Гкал

Суммарная договорная нагрузка, Гкал/ч

Потребление, тыс. Гкал

Суммарная договорная нагрузка, Гкал/ч

1

ОАО «ФАНПЛИТ»

53,4

30,0

47,4

30,0

2

ОАО «Костромской механический завод»

8,1

16,0

6,7

16,0

3

федеральное казенное учреждение «Исправительная колония №1 Управления Федеральной службы исполнения наказаний по Костромской области»

10,0

5,3

10,3

5,3

4

МУП города Костромы «Информационно-расчетно-кассовый центр по обслуживанию коммунальных платежей»

23,3

10,8

24,4

13,8

5

ООО «БКЛМ-Актив»

39,8

25,9

32,3

25,8

6

ЗАО «ИНТЕГРОПРОМ»

2,8

5,7

0,6

5,7

7

ООО «Костромской завод автоматических линий»

3,2

6,7

2,7

6,7

8

ООО «Костромаинвест»

9,0

8,4

8,4

8,4

9

ОАО «Кocтpoмa»

7,7

12,3

7,7

12,3

10

ООО «Управляющая компания жилищно-коммунального хозяйства №1»

37,5

20,9

37,1

20,7

11

ООО «Заволжье»

45,9

22,5

42,9

22,5

12

ООО «Управляющая компания «Жилстрой»

22,0

14,4

23,8

16,8

13

ООО «Жилсервис»

31,9

14,0

29,0

15,6

14

ООО «Жилищно-эксплуатационное ремонтно-строительное управление №2»

18,2

8,6

21,0

10,6

15

ООО «Управляющая компания «Октябрьский»

34,7

16,5

32,9

16,5

16

ООО «Юбилейный 2007»

198,9

113,4

182,1

111,9

17

ООО «Управляющая Компания жилищно-коммунального хозяйства №3»

12,8

7,1

11,3

7,1

18

ООО «Управляющая компания «Березовая роща»

29,6

14,4

27,5

11,5

19

ООО «Звольма-Инвест»

15,6

29,2

24,8

29,2

20

ООО «Управляющая компания «Давыдовский-2»

75,0

38,1

66,8

36,4

21

ООО «Управляющая компания ЖКХ №2»

31,8

16,1

30,1

15,5

22

ООО «Управляющая компания «Возрождение жилищного фонда»

24,3

11,8

28,4

14,9

23

ООО «Управляющая компания «Костромской Дом+»

54,7

28,3

52,4

28,4

24

ООО «Управляющая компания «Давыдовский +»

45,9

24,2

44,2

23,8

25

ООО «УК Жилстрой-2»

8,4

5,2

8,0

5,3

26

ООО «Управляющая компания «Ремжилстрой+»

19,1

9,3

18,0

9,3

27

ООО «Центральная управляющая компания +»

69,3

34,9

62,6

33,9

28

ООО «Управляющая компания»

13,6

6,1

11,5

6,1

29

ООО «Управление домами»

19,7

9,1

17,0

6,9

30

Государственное унитарное сельскохозяйственное предприятие «Высоковский»

34,1

110,7

33,6

110,7

31

ФГБОУ ВПО «Костромская государственная сельскохозяйственная академия»

25,9

18,1

24,5

18,1

32

Муниципальное унитарное предприятие жилищно-коммунального хозяйства «Караваево» администрации Караваевского сельского поселения Костромского муниципального района Костромской области

14,5

10,2

13,8

10,2

33

Областное государственное бюджетное учреждение здравоохранения «Окружная больница Костромского округа № 1»

13,5

5,8

7,9

5,3

34

Управление образования администрации города Костромы

77,6

34,2

59,0

34,2

Также к числу крупных потребителей области относятся ОАО «Галичский автокрановый завод» (потребление около 56 тысяч Гкал), ГП КО «Мотордеталь» (потребление около 57 тысяч Гкал), ГНПП «Базальт» (потребление около 28 тысяч Гкал) и ОАО «Красносельский Ювелирпром» (потребление около 10 тысяч Гкал), ОАО «Газпромтрубинвест» (потребление около 25 тысяч Гкал). При этом данные потребители обладают собственными котельными.

Источниками тепловой мощности ОАО «Галичский автокрановый завод» являются водогрейная и паровая котельные. Установленная мощность водогрейной котельной 70 Гкал/ч. Два водогрейных отопительных котла ПТВМ-30М с мощностью 35 Гкал/ч каждый были введены в действие в 1981 году. Установленная мощность паровой котельной 12 Гкал/ч (паровые котлы марки ДКВР 10/30 с мощностью 6 Гкал/ч каждый введены в 1969 и 1970 годах).

Заводская котельная НПП «НМЗ-филиал ФГУП «ГНПП «Базальт» с установленной тепловой мощностью 42,5 Гкал/ч функционирует с 1940 года. На объекте установлены паровые котлы типа ДКВР 25/13 и ДКВР 10/13.

Также следует отметить, что три крупных потребителя тепловой энергии Костромской области участвуют в ежегодном мониторинге крупных потребителей энергии на территории Российской Федерации, организуемом Минэнерго России, ─ это ОАО «ФАНПЛИТ», ОАО «Галичский автокрановый завод» и ОАО «Газпромтрубинвест».

Глава 7. Структура установленной электрогенерирующей мощности на территории Костромской области

По состоянию на 31 декабря 2011 года установленная мощность электростанций Костромской области составила 3824 МВт.

На территории Костромской области деятельность по производству и поставке на оптовый рынок электроэнергии и мощности осуществляют следующие генерирующие компании:

1) Костромская ГРЭС;

2) ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области.

Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области приведена в таблице № 29 и на рисунке № 27.

Таблица № 29

Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по состоянию на 31 декабря 2011 года, МВт

Тип электростанций

Генерирующие компании

Установленная мощность

ГРЭС

Костромская ГРЭС

3600

ТЭЦ

ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области

224

Всего

3824

Рисунок № 27

Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по типам электростанций по состоянию на 31 декабря 2011 года

По сравнению с 2010 годом установленная мощность электростанций Костромской области не изменилась.

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 № 30.

Таблица № 30

Состав электростанций Костромской области по состоянию на 31 декабря 2011 года, МВт

Генерирующая компания

Электростанция

Установленная мощность

Доля в общей установленной мощности области

«Костромская ГРЭС

Костромская ГРЭС

3600

94,1%

ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области

ТЭЦ-1

33

0,9%

ТЭЦ-2

170

4,4%

Шарьинская ТЭЦ

21

0,5%

Всего

3824

100%

По состоянию на конец 2011 года основная доля в установленной мощности электростанций Костромской области (94,1%) приходилась на Костромскую ГРЭС.

Костромская ГРЭС с 01.10.2012 является одним из филиалов ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация». Костромская ГРЭС является основным питающим центром Костромской энергосистемы, обеспечивающим электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.

В таблице № 31 представлены основные характеристики генерирующего оборудования Костромской ГРЭС.

Таблица № 31

Характеристика основного производственного оборудования Костромской ГРЭС

Станци-онный номер

Марка/ модель

Вид топлива

Мощность, МВт

Мощность, т/ч

Мощность, Гкал/ч

Год ввода в эксплуатацию

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

1200

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

1000

1971

№6

ТГМП-314

газ/мазут

1000

1972

№7

ТГМП-314

газ/мазут

1000

1972

№8

ТГМП-314

газ/мазут

1000

1973

№9

ТГМП-1202

газ/мазут

3950

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

1200

1980/1998

ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области входит в состав ОАО «Территориальная генерирующая компания №2». Выработку электроэнергии в регионе осуществляют следующие объекты ГУ ОАО «ТГК-2»: Костромская ТЭЦ-1 (КТЭЦ-1), Костромская ТЭЦ-2 (КТЭЦ-2) и ООО «Шарьинская ТЭЦ» (ШТЭЦ). Информация об установленной мощности указанных электростанций приведена в таблице №32.

Таблица № 32

Установленная электрическая и тепловая мощность электростанций ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области

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

Шарьинская ТЭЦ

21

388

1965

Итого:

224

1449

-

Структура установленной мощности источников электроэнергии ГУ ОАО «ТГК-2», находящихся на территории Костромской области, приведена на рисунке № 28.

Рисунок № 28

Структура установленной электрической мощности объектов ГУ ОАО «ТГК-2» на территории Костромской области по состоянию на 31 декабря 2011 года.

Наибольшая доля в установленной мощности объектов ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области приходится на Костромскую ТЭЦ-2 – 75,9%.

Костромская ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1974 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 170 МВт, тепловая – 611 Гкал/ч. Характеристика основного производственного оборудования станции приведена в таблице № 33.

Таблица № 33

Характеристика основного производственного оборудования КТЭЦ-2

Станционный номер

Марка/ модель

Вид топлива

Мощность, МВт

Мощность

Мощность, Гкал/ч

Дата ввода в эксплуатацию

Турбоагрегаты

№1

ПТ-60-130/13

60

136

1974

№2

Т-100-120/130-13

110

175

1976

Котлоагрегаты

№1

БКЗ-210-140

газ/мазут

210 тн/ч

1974

№2

БКЗ-210-140

газ/мазут

210 тн/ч

1975

№3

БКЗ-210-140

газ/мазут

210 тн/ч

1976

№3

БКЗ-210-140

газ/мазут

210 тн/ч

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 14,7% от установленной мощности всех электростанций ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области.

Костромская ТЭЦ-1 введена в эксплуатацию в 1930 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 33 МВт, тепловая – 450 Гкал/ч. В таблице № 34 приведена характеристика основного производственного оборудования станции.

Таблица № 34

Характеристика основного производственного оборудования КТЭЦ-1

Станционный номер

Марка/ модель

Вид топлива

Мощность, МВт

Мощность

Мощность, Гкал/ч

Дата ввода в эксплуатацию

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

75 тн/ч

1965

№4

БКЗ-75-39

торф/газ

75 тн/ч

1965

№5

БКЗ-75-39

газ

75 тн/ч

1966

№6

БКЗ-75-39

газ

75 тн/ч

1967

№7

БКЗ-75-39

торф/газ

75 тн/ч

1983

№8

БКЗ-75-39

торф/газ

75 тн/ч

1988

Генераторы

№2

Т-2-12-2

9

1976

№4

Т-2-6-2

6

1958

№5

Т-2-12-2

9

1965

№6

Т-2-12-2

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 станции приведена в таблице № 35.

Таблица № 35

Характеристика основного производственного оборудования ШТЭЦ

Станционный номер

Марка/модель

Вид топлива

Мощность, МВт

Мощность

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 тн/ч

1964

№2

ТП-35/39У

торф

35 тн/ч

1965

№3

ТП-35/39У

торф

35 тн/ч

1966

№4

Т-35/40

торф

35 тн/ч

1973

№5

БКЗ-75/39

мазут

75 тн/ч

1975

№6

БКЗ-75/39

мазут

75 тн/ч

1976

№1

КВГМ-100

мазут

100

1987

№2

КВГМ-100

мазут

100

1986

Генераторы

№1

Т-2-6-2

3

1965

№2

Т-2-6-2

6

1966

№3

Т-12-2

12

1979

Важнейшей проблемой энергетической отрасли в настоящее время является старение основного оборудования электростанций. В таблице № 36 приведена возрастная структура установленной электрической мощности Костромской области в разрезе компаний и конкретных электростанций.

Таблица № 36

Возрастная структура оборудования электростанций Костромской области на конец 2011 года в разрезе генерирующих компаний, МВт

Годы ввода установленной мощности

1951 - 1960

1961 - 1970

1971 - 1980

Всего

Костромская ГРЭС

0

1200

2400

3600

ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области

ТЭЦ-1

6

18

9

33

ТЭЦ-2

0

0

170

170

Шарьинская ТЭЦ

0

9

12

21

Всего

6

1227

2591

3824

На электростанциях Костромской области более 30 лет не осуществлялся ввод нового оборудования. Основная часть установленной мощности электростанций (2591 МВт или 67,8% от суммарной установленной мощности электростанций) была введена в период 1971-1980 годы (рисунок № 29). Доля установленной электрической мощности оборудования, введенного в эксплуатацию более 50 лет назад, невелика и составляет всего 0,2%.

Рисунок № 29

Возрастная структура электрогенерирующих мощностей в Костромской области

Глава 9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

В 2011 году в Костромской области было произведено 14,8 миллиардов кВт.ч электроэнергии. По сравнению с 2010 годом выработка электроэнергии выросла на 1,2 миллиарда кВт.ч или на 8,8%.

В таблице № 37 приведена динамика и структура выработки электроэнергии в Костромской области по типам электростанций.

Таблица № 37

Выработка электроэнергии по типам электростанций в Костромской области в 2010-2011 годы, миллионов кВт.ч

Тип электростанции

2010

2011

Выработка

Прирост, %

Выработка

Прирост, %

Доля в выработке, %

Всего

13600,7

4,7%

14796,8

8,8%

100,0%

ГРЭС

12559,6

4,9%

13810,4

10,0%

93,3%

ТЭЦ

1041,1

2,6%

986,4

-5,3%

6,7%

Увеличение выработки электроэнергии в 2011 году произошло за счет роста выработки электроэнергии на Костромской ГРЭС (на 10%). Выработка электроэнергии на ТЭЦ уменьшилась по сравнению с 2010 годом на 5,3%, однако это практически не повлияло на общий рост выработки, поскольку доля ТЭЦ в общей структуре производства электроэнергии города составляет всего 6,7%.

Сведения о динамике и структуре производства электрической энергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций приведены в таблице № 38 и на рисунке № 30.

Самым крупным производителем электроэнергии в Костромской области является Костромская ГРЭС. Выработка электроэнергии на Костромской ГРЭС в 2011 году увеличилась по сравнению с 2010 годом на 10% и составила 13,8 миллиардов кВт.ч (или 93,3% от суммарной выработки электрической энергии в области).

Таблица № 38

Структура и динамика выработки электроэнергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций

Генерирующая компания

Электростанция

Выработка электроэнергии в 2011 г., млн кВтч

Прирост по отношению к 2010 г., %

Костромская ГРЭС

Костромская ГРЭС

13810,4

10,0%

ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области

ТЭЦ-1

87,5

-11,1%

ТЭЦ-2

867,6

-4,4%

Шарьинская ТЭЦ

31,3

-11,1%

Всего

986,4

-5,3%

Всего

14796,8

8,8%

Рисунок № 30

Структура выработки электроэнергии в Костромской области в разрезе электростанций

Выработка электроэнергии объектами ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области в 2011 году составила около 1 миллиарда кВт.ч (6,7% от суммарной выработки в регионе), при этом на всех электростанциях было отмечено снижение выработки электрической энергии по сравнению с 2010 годом.

Глава 10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Костромской области за последние 5 лет

Совмещенный c ОЭС Центра максимум нагрузки Костромской области в 2011 году составил по данным ОАО «СО ЕЭС» 619 МВт, что составляло около 1,7% от общего потребления Центрального региона.

Собственный максимум нагрузки энергосистемы в 2011 году составил 654 МВт, что составило снижение около 8% по отношению к абсолютному максимуму за период 2007-2011 г.г., который был зафиксирован в 2008 году и составил 712 МВт. При этом тенденция снижения максимума нагрузки наблюдается с 2009 года. Основным фактором данного снижения послужил общий экономический спад производства вследствие мирового финансового кризиса. При этом можно отметить, что в 2009 году, когда влияние кризиса было максимальным, также характерно существенное разуплотнение годового режима электропотребления ввиду снижения доли промышленной нагрузки (сокращение загрузки вечерних смен на предприятиях и т.п.). Динамика изменения основных показателей режима электропотребления Костромской энергосистемы продемонстрирована на рисунке № 31.

Рисунок № 31

Динамика изменения основных показателей режима электропотребления Костромской энергосистемы

На рисунке № 32 представлены годовые графики месячных максимумов нагрузки Костромской энергосистемы. Характерным значением снижения максимальных нагрузок в летний период является 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%.

Рисунок № 32

Годовые графики месячных максимумов нагрузки Костромской энергосистемы

В таблице № 39 представлены значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в период 2007-2011 годы.

Коэффициент неравномерности графиков по потреблению Костромской энергосистемы ─ отношение минимальной и максимальной нагрузки энергосистемы за рассматриваемый период времени.

Коэффициент заполнения графиков по потреблению ─ отношение средней и максимальной нагрузки энергосистемы за рассматриваемый период времени.

Следует отметить, что 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.

Можно также отметить, что неравномерность графика потребления в рассматриваемом периоде увеличивалась, что, очевидно, связано со снижением промышленного потребления в ночные часы, а также увеличением доли быта в общей структуре электропотребления области.

1

Таблица № 39

Значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в период 2007-2011 годы

Коэффициенты неравномерности суточных графиков нагрузки Костромской энергосистемы

Год

янв.

февр.

март

апр.

май

июнь

июль

авг.

сент.

окт.

нояб.

дек.

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

янв.

февр.

март

апр.

май

июнь

июль

авг.

сент.

окт.

нояб.

дек.

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 электроэнергии и мощности за отчётный час зимнего режимного дня в период с 2007 по 2011 годы Костромской области в целом приведены в таблице № 40.

Таблица № 40

Балансы электрической энергии и мощности в период с 2007 по 2011 годы

2007

2008

2009

2010

2011

Выработка, млн. кВт.ч

14522

14811

12987

13601

14797

Потребление, млн. кВт.ч

3782

3791

3559

3681

3611

Сальдо, млн. кВт.ч

10740

11021

9428

9919

11185

2007

2008

2009

2010

2011

Генерация, МВт

2477

2451

2584

2294

2589

Потребление, МВт

616

592

632

611

559

Сальдо, МВт

1861

1859

1952

1683

2030

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 ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго» основными энергоузлами области являются следующие районы электрических сетей: Городской, Костромской, Красносельский, Нерехтский, Галичский, Буйский, Мантуровский и Шарьинский. В таблице № 41 представлена характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы за 2007-2011 годы

Таблица № 41

Характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы за 2007-2011 годы

№ п/п

Наименование энергоузла

2007

2008

2009

2010

2011

1

Городской РЭС

Отпуск в сеть, млн.кВт.ч

694,88

728,47

713,14

736,71

723,25

Потребление, млн.кВт.ч

606,10

640,22

608,75

632,11

627,21

Сальдо, млн.кВт.ч

88,78

88,25

104,39

104,6

96,04

Покрытие, МВт

116,30

116,98

122,92

131,80

125,71

Максимум нагрузки, МВт

101,44

102,81

104,93

113,08

109,02

Сальдо, МВт

14,86

14,17

17,99

18,71

16,69

2

Костромской РЭС

Отпуск в сеть, млн.кВт.ч

130,76

132,98

126,89

137,55

136,75

Потребление, млн.кВт.ч

102,66

106,00

103,47

108,92

102,98

Сальдо, млн.кВт.ч

28,1

26,98

23,42

28,63

33,77

Покрытие, МВт

24,28

26,38

29,51

25,18

27,59

Максимум нагрузки, МВт

19,07

21,03

24,06

19,94

20,78

Сальдо, МВт

5,22

5,35

5,45

5,24

6,81

3

Красносельский РЭС

Отпуск в сеть, млн.кВт.ч

63,29

64,12

61,14

60,19

60,46

Потребление, млн.кВт.ч

43,36

45,54

44,71

45,44

44,70

Сальдо, млн.кВт.ч

19,93

18,58

16,43

14,75

15,76

Покрытие, МВт

14,51

12,91

16,63

13,88

14,25

Максимум нагрузки, МВт

9,94

9,17

12,16

10,48

10,53

Сальдо, МВт

4,57

3,74

4,47

3,40

3,72

4

Нерехтский РЭС

Отпуск в сеть, млн.кВт.ч

77,55

76,97

72,25

73,46

78,05

Потребление, млн.кВт.ч

54,42

55,63

54,22

55,07

54,19

Сальдо, млн.кВт.ч

23,13

21,34

18,03

18,39

23,86

Покрытие, МВт

19,38

17,77

20,01

18,44

18,77

Максимум нагрузки, МВт

13,60

12,84

15,02

13,82

13,03

Сальдо, МВт

5,78

4,93

4,99

4,62

5,74

5

Галичский РЭС

Отпуск в сеть, млн.кВт.ч

64,51

64,56

64,02

67,44

65,63

Потребление, млн.кВт.ч

45,71

48,23

48,52

51,59

49,90

Сальдо, млн.кВт.ч

18,8

16,33

15,5

15,85

15,73

Покрытие, МВт

18,50

14,48

15,83

15,54

14,93

Максимум нагрузки, МВт

13,11

10,82

12,00

11,88

11,35

Сальдо, МВт

5,39

3,66

3,83

3,65

3,58

6

Буйский РЭС

Отпуск в сеть, млн.кВт.ч

74,31

77,33

73,97

80,67

81,94

Потребление, млн.кВт.ч

58,25

58,54

56,57

64,52

62,67

Сальдо, млн.кВт.ч

16,06

18,79

17,4

16,15

19,27

Покрытие, МВт

15,51

23,41

18,75

15,22

16,54

Максимум нагрузки, МВт

12,16

17,72

14,34

12,18

12,65

Сальдо, МВт

3,35

5,69

4,41

3,05

3,89

7

Мантуровский РЭС

Отпуск в сеть, млн.кВт.ч

54,99

56,95

52,69

52,35

50,43

Потребление, млн.кВт.ч

34,86

37,13

34,86

38,50

37,85

Сальдо, млн.кВт.ч

20,13

19,82

17,83

13,85

12,58

Покрытие, МВт

14,09

13,38

12,13

11,39

11,08

Максимум нагрузки, МВт

8,93

8,72

8,02

8,38

8,32

Сальдо, МВт

5,16

4,66

4,11

3,01

2,76

8

Шарьинский РЭС

Отпуск в сеть, млн.кВт.ч

84,29

88,56

90,22

96,01

90,71

Потребление, млн.кВт.ч

55,81

60,72

63,03

70,66

67,28

Сальдо, млн.кВт.ч

28,48

27,84

27,19

25,35

23,43

Покрытие, МВт

18,85

19,24

21,56

19,44

18,12

Максимум нагрузки, МВт

12,48

13,19

15,06

14,31

13,44

Сальдо, МВт

6,37

6,05

6,50

5,13

4,68

Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов представлена в таблице № 42.

Таблица №42

Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов Костромской области

№п/п

Наименование энергоузла

Профицит ЦП, МВА

2007 г.

2008 г.

2009 г.

2010 г.

2011 г.

Городской РЭС

1

ПС 110/35/6 кВ «Аэропорт»

13,77

13,73

15,51

14,29

13,77

2

ПС 110/35/10 кВ «Восточная-2"»

3,67

-7,39

3,23

3,23

3,23

3

ПС 110/10 кВ «Давыдовская»

-

-

17,36

17,36

17,36

4

ПС 110/6 кВ «Кострома-1»

0,81

0,42

0,12

0,12

0,12

5

ПС 110/6 кВ «Северная»

4,80

3,10

1,76

1,76

1,76

6

ПС 110/6 кВ «Строммашина»

34,24

33,19

32,97

28,17

28,17

7

ПС 110/10/6 кВ «Центральная»

4,94

10,62

9,81

9,81

9,81

8

ПС 35/10 кВ «Караваево»

2,06

2,70

3,16

3,16

3,16

9

ПС 110/35/10 кВ «Южная»

13,03

11,12

15,35

12,28

12,27

Итого

77,32

74,88

99,27

90,18

89,65

10

ПС 110/35/10 кВ «КПД»

14,18

13,60

10,70

10,70

10,70

11

ПС 110/35/6 кВ «СУ ГРЭС»

3,63

3,75

4,02

4,02

3,81

12

ПС 35/6 кВ «Сидоровское»

2,33

2,33

2,69

2,75

2,75

Красносельский РЭС

13

ПС 35/10 кВ «Гридино»

0,71

0,75

0,47

0,47

0,47

14

ПС 35/10 кВ «Новинки»

1,33

1,35

1,31

1,29

1,29

15

ПС 35/10 кВ «Прискоково»

0,12

0,18

0,00

0,00

0,00

16

ПС 110/35/10 кВ «Красное»

5,00

5,16

4,39

4,39

4,39

17

ПС 35/10 кВ «Исаево»

4,34

3,90

4,46

3,58

3,58

18

ПС 35/10 кВ «Чапаево»

2,14

2,28

1,79

1,79

1,79

19

ПС 35/10 кВ «Чернево»

2,00

2,09

1,95

1,95

1,95

Итого

15,64

15,71

14,37

13,47

13,47

Нерехтский РЭС

20

ПС 110/35/6 кВ«Нерехта-1»

12,53

12,53

10,49

10,49

10,49

21

ПС  110/10 кВ «Нерехта-1»

16,33

17,2

16,59

13,21

13,21

22

ПС 110/10/6 кВ«Нерехта-2»

5,43

5,17

6,50

6,50

6,28

23

ПС 35/10 кВ «Татарское»

1,48

1,31

1,53

1,53

1,53

24

ПС 110/10 кВ«Григорцево»

1,50

1,28

1,25

1,25

1,21

25

ПС 110/10 кВ «Клементьево»

3,25

3,23

3,32

3,23

3,02

26

ПС 35/10 кВ «Рудино»

0,85

1,07

1,23

1,23

0,98

27

ПС 35/10 кВ «Стоянково»

0,65

0,52

0,58

0,58

0,44

Итого

42,02

42,31

41,49

38,02

37,16

28

ПС 110/10 кВ «Столбово»

4,42

4,19

4,33

4,33

4,16

29

ПС 35/10 кВ «Раслово»

0,44

0,65

0,84

0,76

0,65

30

ПС 110/10 кВ «Судиславль»

4,06

6,30

4,16

4,16

4,16

31

ПС 35/10 кВ «Воронье»

1,83

1,78

1,80

1,80

1,80

32

ПС 35/10 кВ «Андреевское»

0,80

0,75

0,75

0,75

0,75

33

ПС 110/35/10 кВ «Сусаннино»

8,62

6,49

8,46

8,46

8,46

34

ПС 35/10 кВ «Калининская»

2,54

2,54

2,45

2,45

2,45

35

ПС 35/10 кВ «Попадьино»

0,68

0,66

0,66

0,66

0,66

Буйский РЭС

36

ПС 110/35/10 кВ «Буй (р)»

2,80

-4,80

2,33

2,33

2,33

37

ПС 110/10 кВ «Буй (с/х)»

4,09

2,30

1,57

1,57

1,57

38

ПС 110/10 кВ «Западная»

8,77

9,53

8,05

7,29

7,29

39

ПС 110/10 кВ «Елегино»

0,80

0,80

0,77

0,77

0,77

Итого

16,46

12,63

12,72

11,96

11,96

40

ПС 110/35/10 кВ «Солигалич»

8,00

8,72

6,93

6,47

6,47

41

ПС 35/10 кВ «Починок» 

1,48

1,54

1,49

1,49

1,49

42

ПС 35/10 кВ «Горбачево»

1,56

1,69

0,67

1,55

1,55

43

ПС 35/10 кВ «Калинино»

0,44

0,44

0,45

0,43

0,43

44

ПС 35/10 кВ «Куземино»

1,36

1,33

1,37

1,32

1,28

45

ПС 35/10 кВ «Совега»

0,59

0,56

0,56

0,56

0,56

46

ПС 35/10 кВ «Адищево»

1,09

1,45

1,25

1,21

1,21

47

ПС 110/35/10 кВ «Александрово»

3,20

2,57

3,31

3,38

3,38

48

ПС 110/35/10 кВ «Красная Поляна»

8,93

7,37

7,87

7,87

7,48

49

ПС 35/10 кВ «Игодово»

1,55

1,60

1,56

1,56

1,53

50

ПС 35/10 кВ «Клеванцово»

1,46

1,42

1,44

1,44

1,44

51

ПС 35/10 кВ «Островское»

2,36

2,02

1,83

1,83

1,83

Галичский РЭС

52

ПС 110/35/10 кВ «Новая»

4,66

6,06

4,33

4,33

4,33

53

ПС 110/35/10 кВ «Орехово»

5,51

5,98

5,26

5,26

5,26

54

ПС 110/10 кВ «Лопарево»

0,68

2,82

2,57

2,57

2,57

55

ПС 35/10 кВ «Кабаново» 

2,63

2,73

2,57

2,52

2,52

56

ПС 35/10 кВ «Пронино»

2,50

2,47

2,45

2,45

2,45

57

ПС 35/10 кВ «Толтуново»

2,60

2,60

2,56

2,51

2,51

58

ПС 35/10 кВ «Степаново»

2,10

2,00

2,00

2,00

2,00

Итого

17,35

24,63

21,73

21,62

21,62

59

ПС 110/10 кВ «Луковцино»

1,18

1,26

1,19

1,19

1,19

60

ПС 110/10 кВ «Фёдоровское»

1,46

1,47

1,35

1,35

1,35

61

ПС 35/10 кВ «Панкратово»

0,35

0,31

0,33

0,33

0,33

62

ПС 35/10 кВ «Петровское»

0,52

0,54

0,45

0,45

0,45

63

ПС 110/35/10 кВ «Чухлома»

5,56

5,92

4,71

4,71

4,71

64

ПС 35/10 кВ «Судай»

1,28

1,53

1,16

1,16

1,16

65

ПС 110/35/10 кВ «Антропово (р)»

4,00

4,00

0,91

0,52

0,52

66

ПС 35/10 кВ «Палкино» 

2,45

2,42

2,38

2,38

2,38

67

ПС 35/10 кВ «Словинка»

1,65

1,63

1,67

1,63

1,63

68

ПС 35/10 кВ «Котельниково»

0,16

0,16

0,15

0,13

0,13

69

ПС 35/10 кВ «Легитово»

0,83

0,77

0,79

0,73

0,72

70

ПС 35/10 кВ «Слобода»

0,77

0,80

0,80

0,65

0,65

71

ПС 110/35/10 кВ «Кадый»

9,25

9,07

7,71

7,32

7,32

72

ПС 35/10 кВ «Екатеринкино»

1,65

1,68

1,69

1,69

1,69

73

ПС 35/10 кВ «Завражье»

0,56

0,56

0,45

0,45

0,45

74

ПС 35/10 кВ «Окулово»

0,73

0,73

0,74

0,72

0,72

75

ПС 35/10 кВ «Чернышево»

1,32

1,33

1,23

1,23

1,11

76

ПС 110/35/10 кВ «Ильинское»

4,66

6,13

5,18

5,18

5,18

77

ПС 35/10 кВ «Кологрив»

4,05

4,20

3,50

3,50

3,50

78

ПС 35/10 кВ «Овсянниково»

1,54

1,56

1,53

1,36

1,36

79

ПС 110/35/10 кВ «Яковлево»

5,30

5,22

5,24

5,24

5,21

80

ПС 35/10 кВ «Черменино»

0,76

0,78

0,79

0,79

0,79

Мантуровский РЭС

81

ПС 110/10 кВ «Гусево»

1,36

1,26

1,34

1,34

1,34

82

ПС 35/10 кВ «Медведица»

0,90

1,20

0,77

0,77

0,77

83

ПС 110/6/10 кВ «БХЗ»

25,27

25,53

23,67

23,67

23,67

84

ПС 35/10 кВ «Сосновка»

1,45

1,61

1,39

1,39

1,39

Итого

28,98

29,60

27,17

27,17

27,17

85

ПС 110/35/10 кВ «Макарьев-1»

6,71

8,77

3,76

3,76

3,76

86

ПС 35/10 кВ «Горчуха»

1,46

1,88

1,44

1,44

1,44

87

ПС 35/10 кВ «Макарьев-2»

3,50

4,28

2,78

2,78

2,78

88

ПС 35/10 кВ «Тимошино»

0,93

0,93

0,87

0,87

0,87

89

ПС 35/10 кВ «Унжа»

0,87

0,90

0,34

0,34

0,34

90

ПС 35/10 кВ «Якимово»

1,77

1,85

1,88

1,61

1,61

91

ПС 35/10 кВ «Нежитино»

0,42

0,42

0,46

0,30

0,30

92

ПС 35/10 кВ «Николо-Макарово»

0,57

0,62

0,54

0,52

0,50

93

ПС 110/10 кВ «Новинское»

1,18

1,18

1,20

1,19

1,18

94

ПС 35/10 кВ «Филино»

0,56

0,61

0,71

0,56

0,56

95

ПС 35/10 кВ «Георгиевское»

2,40

2,24

1,71

1,71

1,71

96

ПС 110/35/27,5/10 кВ «Нея»

41,77

42,43

36,17

36,17

36,17

97

ПС 35/10 кВ «Вожерово»

1,68

1,68

1,65

1,65

1,65

98

ПС 110/10 кВ «Дьяконово»

0,88

0,88

0,85

0,85

0,85

99

ПС 110/10 кВ «Октябрьская»

1,90

1,92

1,74

1,59

1,59

100

ПС 35/10 кВ «Кужбал»

1,05

1,21

1,08

1,08

1,08

101

ПС 110/10 кВ  «Николо-Полома»

0,71

0,18

0,09

0,09

0,09

102

ПС 35/10 кВ «Матвеево»

1,89

1,93

1,80

1,80

1,80

103

ПС 35/10 кВ «Парфеньево»

4,20

4,07

3,77

3,04

3,04

104

ПС 110/35/10 кВ «Вохма»

3,77

4,32

1,20

1,20

0,99

105

ПС 35/10 кВ «Лапшино»

2,55

2,55

2,32

2,32

2,32

106

ПС 35/10 кВ «Спас»

1,58

1,63

1,68

1,68

1,68

107

ПС 110/35/10 кВ «Никола»

2,97

2,95

2,87

2,81

2,63

108

ПС 35/10 кВ «Заветлужье»

0,57

0,57

0,56

0,56

0,56

109

ПС 35/10 кВ «Талица»

1,32

1,32

1,34

1,34

1,34

110

ПС 35/10 кВ «Хорошая»

1,88

1,90

1,89

1,89

1,89

111

ПС 110/35/10 кВ «Павино»

4,95

4,66

4,93

4,06

4,06

112

ПС 35/10 кВ «Леденгская»

1,45

1,68

1,68

1,53

1,53

113

ПС 110/10 кВ «Гудково»

1,30

1,30

1,33

1,32

1,32

114

ПС 110/10 кВ «Шортюг»

3,02

3,09

2,95

2,95

2,95

115

ПС 110/10 кВ «Якшанга» 

2,30

2,30

2,06

2,06

2,06

116

ПС 110/35/10 кВ «Пыщуг»

4,28

4,32

4,20

4,20

4,20

117

ПС 110/35/10 кВ «Рождественское»

3,35

3,34

3,18

3,18

3,18

118

ПС 35/10 кВ «Одоевское»

1,72

1,68

1,70

1,58

1,58

119

ПС 35/10 кВ «Катунино»

1,10

1,11

1,16

1,16

1,16

120

ПС 35/10 кВ «Конёво»

0,70

0,71

0,67

0,55

0,55

121

ПС 35/10 кВ «Боговарово»

2,13

2,16

2,04

2,04

1,97

122

ПС 35/10 кВ «Забегаево»

0,80

0,80

0,79

0,77

0,77

123

ПС 35/10 кВ «Ильинское»

0,83

0,83

0,86

0,86

0,86

124

ПС 35/10 кВ «Луптюг»

1,18

1,22

1,24

1,16

1,16

125

ПС 35/10 кВ «Соловецкое»

0,64

0,64

0,63

0,63

0,63

Шарьинский РЭС

126

ПС 110/35/6 кВ «Шарья (р)»

8,80

8,80

3,98

3,98

3,98

127

ПС 110/6/6 кВ «Промузел»

25,55

25,60

25,43

23,04

23,04

128

ПС 110/10 кВ «Шекшема»

2,22

2,22

1,92

1,92

1,92

Итого

36,57

36,62

31,33

28,94

28,94

Костромской РЭС

129

ПС 35/6 кВ «Сандогора»

0,17

0,25

0,08

0,08

0,08

130

ПС 110/35/10 кВ «Василёво»

9,25

9,32

9,23

9,23

9,23

131

ПС 110/35/10/6 кВ «Калинки»

6,32

6,32

7,21

7,21

7,21

132

ПС 35/10 кВ «Апраксино»

1,45

1,36

1,32

1,32

1,32

133

ПС 35/10 кВ «Кузьмищи»

1,64

1,46

1,25

1,23

1,23

134

ПС 35/10 кВ «Минское»

1,96

1,93

1,76

1,76

0,76

135

ПС 35/6 кВ «Мисково»

1,85

1,73

1,74

1,65

1,65

136

ПС 35/6 кВ «Никольское»

3,17

2,70

2,62

2,62

2,62

137

ПС 35/10 кВ «Сущево»

2,65

1,72

1,28

1,28

1,28

Итого

28,46

26,79

26,49

26,38

25,38

Анализ приведенных данных показывает, что дефицит по отдельным центрам питания наблюдался только в 2008 году, на всем остальном промежутке времени центры питания 35 кВ и выше распределительных сетей Костромской области имели резерв мощности для осуществления технологического присоединения потребителей.

Глава 12. Топливообеспечение генерирующих компаний Костромской области

Данные об объеме и структуре топливного баланса электростанций и крупных котельных содержатся как в формах государственной статистической отчетности Росстат (например, формы 1-ТЕП и 22-ЖКХ (сводная), форма 11-ТЭР, 4-ТЭР), так и в формах отраслевой отчетности (например, форма 6-ТП). При этом небольшие источники тепловой энергии находят отражение только в отчетных данных Росстат, которые еще не опубликованы за 2011 год. В этой связи в настоящем отчете полная структура топливного баланса электростанций и котельных представлена за период 2007-2010 годы, а за 2011 год на основе формы 6-ТП приведены данные по основным источникам генерации, доля которых в топливном балансе области составляет около 86%.

Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения Костромской области составил в 2010 году 5085,6 тысяч тонн условного топлива органического топлива, в том числе газа – 4668 тысяч тонн условного топлива, нефтетоплива – 108,1 тысяч тонн условного топлива, твердого топлива – 309,5 тысяч тонн условного топлива (таблица № 43).

Таблица № 43

Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения в Костромской области в 2007-2010 годы.

Вид топлива

2007 г.

2008 г.

2009 г.

2010 г.

тыс. т.у.т

%

тыс. т.у.т

%

тыс. т.у.т

%

тыс. т.у.т

%

Всего,

в том числе:

5 272,6

100

5 358

100

4 815,4

100

5 085,6

100

газ

4 936,4

94

4 937,2

92

4 448,2

92

4 668

92

нефтетопливо

126,2

2

139,1

3

100,5

2

108,1

2

твердое топливо,

в том числе:

210

4

281,7

5

266,7

6

309,5

6

-уголь

96,1

45

92,2

33

93,2

35

99,2

33

-торф

41,4

20

67,9

24

50,5

20

56,4

18

-ГВЭР и отходы

72,5

35

121,6

43

122,6

45

153,9

49

В общем объеме расходуемого на территории области всеми источниками генерации топлива доля природного газа в 2010 году составила 92%, доля нефтепродуктов (прежде всего мазута) – 2 %, твердого топлива – 6%. При этом из приведенных в таблице № 43 данных видно, что такая структура топливного баланса изменялась в течение всего рассматриваемого периода незначительно.

В то же самое время, структура потребления твердого топлива за рассматриваемый период претерпела существенные изменения за счет значительного увеличения расхода местных и вторичных энергоресурсов при снижении потребления угля (рисунок № 33).

Рисунок № 33

Динамика потребления твердого топлива (тыс. т.у.т.) источниками электро- и теплоснабжения в Костромской области в 2007-2011 годы

На рисунке № 34 показана динамика расхода топлива энергоисточниками по направлениям использования. В 2007-2010 годы расход топлива на выработку электрической энергии составил в 2010 году 4099,3 тысяч тонн условного топлива (83,5% от общего расхода топлива), на выработку тепловой энергии – 986,3 тысяч тонн условного топлива (16,5% 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.

Рисунок № 34

Динамика потребления топлива (тыс. т.у.т.) на производство электроэнергии и теплоэнергии

Природный газ является основным топливом, сжигаемым источниками электроснабжения с целью производства электроэнергии. Остальные виды топлива занимают при производстве электроэнергии долю менее 2% (рисунок № 35).

Рисунок № 35

Структура  потребления энергоресурсов на производство электроэнергии за 2010 год

В тоже самое время, при производстве тепловой энергии природный газ занимает заметно меньшую долю (рисунок № 36). В структуре расхода топлива на производство тепловой энергии, доля газа составляет лишь около 64% общего расхода, в то время как доля прочих видов топлива (в первую очередь ГВЭР и отходов) составляет около 36 %.

Рисунок № 36

Структура  потребления энергоресурсов на производство теплоэнергии за 2010 год

Данный факт объясняется тем, что на крупных источниках теплоснабжения вырабатывается лишь 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 (рисунок № 37).

В таблице № 44 показана структура расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших генерирующих источников Костромской области в период с 2007 года по 2011 год по данным формы 6-ТП.

Основная доля в расходе топлива на производство электрической и тепловой энергии ТЭС приходится на Костромскую ГРЭС и составляет около 87%. Среди прочих электростанций наибольшая доля (около 9%) топлива потребляется на Костромской ТЭЦ-2.

Рисунок № 37

Динамика потребления топлива (тыс. т.у.т.) с целью производства теплоэнергии на электростанциях и котельных в Костромской области в 2007-2010 годы

1

Таблица № 44

Расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших производителей в Костромской области за 2007-2011 годы, тыс. т.у.т.

Организация

Наименование станции

Марка топлива

2007

2008

2009

2010

2011

ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация»

Костромская ГРЭС

Топливо, всего

4033,29

4078,73

3592,93

3766,63

4154,66

Мазут топочный

44,56

70,73

34,14

37,78

15,96

Газ природный

3988,73

4007,99

3558,79

3728,85

4138,7

ОАО «ТГК-2»

Костромская ТЭЦ-1

Топливо, всего

163,12

139,96

133,69

158,27

144,1

Мазут топочный

0,07

0,12

0

0

0

Газ природный

160,57

118,63

126,69

147,91

133,83

ТоРоссийской Федерации условной влажности

2,49

21,21

7

10,36

10,26

Костромская ТЭЦ-2

Топливо, всего

427,59

444,19

383,52

393,98

376,24

Мазут топочный

0,17

0,47

1,01

0,89

3,08

Газ природный

427,41

443,73

382,51

393,09

373,16

ТЭЦ Шарьинская

Топливо, всего

57,05

54,82

55,45

57,82

53,68

Мазут топочный

22,72

17,02

17,92

18,93

19,94

Уголь итатский

2,08

0,35

ТоРоссийской Федерации условной влажности

32,25

37,45

37,53

38,89

33,74

Костромские ТС

Топливо, всего

-

23,58

23,99

4,19

2,43

Газ природный

-

23,58

23,99

4,19

2,43

Костромские арендованные котельные

Топливо, всего

-

-

-

-

14,57

Газ природный

-

-

-

-

14,53

Уголь кузнецкий марки Т

-

-

-

-

0,05

1

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.

На рисунке № 38 и в таблице № 45 приведены данные о нормативных и фактических показателях удельного расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе электростанций Костромской области.

В 2011 году удельный расход топлива на отпуск электроэнергии в Костромской области составил 307,7 гут/кВт.ч, что на 0,9 гут/кВт.ч меньше, чем в 2010 году. При этом следует отметить, что фактический расход топлива на отпуск электроэнергии был в 2011 году на 0,3 гут/кВт.ч меньше, чем норматив.

В целом в Костромской области расход топлива на производство электроэнергии ниже, чем в среднем по стране (примерно на 22 гут/кВт.ч от средних по стране значений). Во многом это объясняется использованием природного газа в качестве основного вида топлива.

Но даже при сопоставлении со средними показателями газовой генерации, Костромская область все равно показывает лучшие результаты: российские электростанции, в которых основным видом топлива является газ, в среднем имеют удельный расход топлива на отпуск электрической энергии на уровне 312,3 гут/кВтч, что на 5 гут/кВтч больше аналогичного показателя для электростанций области.

Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС в 2011 году составил 153,3 кгут/Гкал, уменьшившись на 1 кгут/Гкал по сравнению с 2010 годом.

Если сравнивать данные за 2011 год по Костромской области с общероссийскими, то удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС  на 6,6 кгут/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 2010 год, составляет 174,1 кгут/Гкал.

Рисунок № 38

Удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе электростанций Костромской области за 2007-2011 годы

1

Таблица № 45

Удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе электростанций Костромской области

Компания

Станция

Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию - норматив, гут/кВт.ч

Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции - норматив, кгут/Гкал

Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию - факт, гут/кВт.ч

Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции - факт, кгут/Гкал

2007

2008

2009

2010

2011

2007

2008

2009

2010

2011

2007

2008

2009

2010

2011

2007

2008

2009

2010

2011

ОАО «ИНТЕР РАО – Электро-генера-ция»

Костромская ГРЭС

309,1

307,1

307,2

306,9

308

170,5

170,6

170,7

169,6

169,5

308,2

306,3

306,2

306

307

170,5

170,6

170,7

169,6

169,5

ОАО

«ТГК-2»

Костромская ТЭЦ-1

448,5

459,6

454,8

450,8

446,6

148,1

157

158,7

157,6

154,6

444

456,3

451,8

448,2

444,7

147,1

156,3

157,9

157

154

Костромская ТЭЦ-2

304,4

307,1

303,4

302,5

306,6

138,8

139,3

141,8

141,4

140,4

303,1

306,3

303,1

301,9

306

138,1

138,8

141,6

140,9

140,1

ТЭЦ Шарьинская

482

525,2

522,4

511,9

511,3

188,9

193,1

193

190,1

192,7

476,7

519,1

515,5

506,8

508,2

188,1

192,3

192,2

189,3

192

Итого ТГК-2

318,8

321

318,9

319

321

148

152

154

153,2

151,9

317,2

320

318

317,7

319,8

148

152

154

152,7

151,5

Всего

309,8

308

308

308

309

151

154

156

154,8

153,7

308,9

307

307

306,8

307,7

150

153

155

154,3

153,3

1

Глава 13. Единый топливно-энергетической баланс Костромской области (ЕТЭБ) за 2007-2010 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 видов экономической деятельности на территории данного субъекта Федерации за определенный период времени (как правило, за год).

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 связи с тем, что данные энергетической статистики за 2011 год на момент составления отчета еще не были опубликованы, ЕТЭБ за этот год в настоящем разделе не приводится. Ниже представлены ЕТЭБ Костромской области  за 2007-2010 годы (таблицы № 46 – № 49).

Балансы разработаны в соответствии с международными стандартами и в формате, используемом Международным энергетическим агентством и Евростатом. В этом случае к отрасли «Преобразование энергоресурсов» отнесены не только производство электроэнергии и тепла, но и отрасли, осуществляющие добычу и преобразование природного топлива.

В связи с отсутствием достоверных данных о ввозе и вывозе в/из региона большинства видов энергоресурсов, принимается допущение о том, что валовые поставки энергоресурсов равны полному потреблению энергии. В этом случае строка «Сальдо экспорта-импорта» является балансирующей, т.е. отражает экспорт тех энергоресурсов, которые регион производит в избытке и импорт недостающих. Статистическое расхождение при этом оказывается равным нулю.

Полное потребление энергии в Костромской области в 2010 году составило почти 4305,8 тысяч тонн условного топлива, из него конечное потребление энергии – почти 1600,4 тысяч тонн условного топлива (около 37%). Значительная часть энергоресурсов – 2425,2 тысяч тонн условного топлива или 57% полного энергопотребления – была израсходована на электростанциях региона и в большой своей части (примерно 50%) была экспортирована в виде электроэнергии за его пределы. Собственные нужды отрасли трансформации и потери при распределении составили 193,9 тонн условного топлива (4,5%, в том числе собственно потери – 3%) – таблица № 49. В целом же, по имеющимся статистическим данным, полное потребление энергии за период 2007-2010 годы снизилось более чем на 6%.

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 горючих возобновляемых энергоресурсов (далее - ГВЭР) и отходов (это, прежде всего, дровяная древесина и отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности) в качестве топлива. Так, в 2010 году было израсходовано 300,9 тысяч тонн условного топлива этого топлива, что составило около 7% валового энергопотребления. Из них немногим более половины было сожжено в промышленных котельных, незначительное количество – на электростанциях, остальное поступило конечным потребителям. Кроме того, было использовано 59,4 тысячи тонн условного топлива торфа, из них 94% - на Костромской ТЭЦ-1 и 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 конечными 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 конечного потребления находится электроэнергия (20,2%), используемая во всех отраслях экономики, на третьем – природный газ, широко используемый населением для пищеприготовления: в бытовом секторе расходуется 88,6% от общей величины его конечного использования (рисунок № 40).

Конечные потребители также относительно широко используют ГВЭР. В 2010 году их потребление в обрабатывающей промышленности составило 87 тысяч тонн условного топлива, в сфере услуг – 36,7 тысяч тонн условного топлива, у населения – 12,4 тысяч тонн условного топлива, что суммарно дало более 9% конечного энергопотребления.

Рисунок № 39

Структура конечного потребления энергии по отраслям экономики, 2010 год.

(*) - кроме топливно-энергетических

(**) – кроме производства и распределения электроэнергии и тепла

Рисунок № 40

Структура конечного потребления по видам энергоресурсов, 2010 год.

1

Таблица № 46

ЕТЭБ Костромской области за 2007 год, тыс. т.у.т.

Твердое

из него

Сырая

Нефте-

Природ-

Электро-

Тепло-

Всего

топливо

Уголь

Торф

ГВЭР и отходы

нефть

продукты

ный газ

энергия

энергия

Производство первичных энергоресурсов

174,5

0,0

27,2

147,3

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

174,5

Сальдо экспорта-импорта

193,6

128,4

17,8

47,4

0,0

294,6

5213,5

-1338,4

129,9

4364,8

Изменение запасов

2,4

0,8

-3,5

5,1

0,0

55,2

0,0

0,0

0,0

56,8

Статистическое расхождение

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2,8

0,0

2,8

Валовые поставки первичных энергоресурсов/Полное потребление энергоресурсов

370,5

129,2

41,5

199,8

0,0

349,8

5213,5

-1341,3

129,9

4593,2

Электростанции: всего

-54,8

-2,4

-39,5

-12,9

0,0

-70,9

-4625,1

1787,7

331,9

-2628,8

в т.ч. производство электроэнергии

-13,9

-0,6

-11,3

-2,0

0,0

-51,1

-4339,3

1787,7

0,0

-2615,9

Производство тепловой энергии (все источники), в т.ч.

-196,1

-95,5

-30,1

-70,4

0,0

-75,1

-597,1

0,0

743,5

-29,3

электростанции

-40,9

-1,7

-28,3

-10,9

0,0

-19,8

-285,8

0,0

331,9

-12,9

котельные и прочие установки

-155,2

-93,8

-1,8

-59,5

0,0

-55,3

-311,3

0,0

411,6

-16,4

Собственные нужды предприятий энергетики

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-65,3

0.0

-65,3

Потери при распределении

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-65,3

-71,5

-136,8

Конечное потребление энергоресурсов

160,5

33,0

0,2

127,4

0,0

223,6

277,1

315,8

801,9

1746,0

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

12,1

1,7

0,0

10,4

0,0

10,1

0,7

10,8

49,3

81,2

Рыболовство и рыбоводство

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Добыча полезных ископаемых*

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,2

0,0

0,2

Обрабатывающая промышленность

53,7

0,1

0,0

53,6

0,0

39,0

9,4

113,0

144,2

359,2

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды **

20,7

13,8

0,2

6,7

0,0

3,0

57,4

12,5

73,0

152,8

Строительство

1.,0

0,2

0,0

0,8

0,0

2,0

0,0

3,6

6,8

13,3

Транспорт и связь

5,4

2,9

0,0

2,6

0,0

6,4

3,4

60,5

24,2

97,1

Прочие виды деятельности,  в т.ч. сфера услуг

39,8

7,3

0,0

32,5

0,0

0,0

2,7

58,7

169,8

263,7

Население

27,1

7,1

0,0

20,0

0,0

162.,5

203,6

56,4

334,6

777,2

Неэнергетические нужды

0,7

0,0

0,0

0,7

0,0

0,6

0,0

0,0

0,0

1,3

(*) ─ кроме топливно-энергетических

(**) ─ кроме производства и распределения электроэнергии и тепла

Таблица № 47

ЕТЭБ Костромской области за 2008 год, тыс. т.у.т.

Твердое

из него

Сырая

Нефте-

Природ-

Электро-

Тепло-

Всего

топливо

Уголь

Торф

ГВЭР и отходы

нефть

продукты

ный газ

энергия

энергия

Производство первичных энергоресурсов

135,4

0,0

9,9

125,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

135,4

Сальдо экспорта- импорта

257,0

80,1

64,5

112,3

0,0

325,9

5220,6

-1370,3

9,3

4362,4

Изменение запасов

17,8

29,5

-3,0

-8,6

0,0

48,4

0,0

0,0

0,0

36,7

Статистическое расхождение

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,5

0,0

0,5

Валовые поставки первичных энергоресурсов/Полное потребление энергоресурсов

410,3

109,7

71,4

229,3

0,0

374,2

5220,6

-1370,8

9,3

4534,0

Электростанции: всего

-85,6

-0,4

-66,7

-18,5

0,0

-91,0

-4640,1

1823,2

321,4

-2671,7

в т.ч. производство электроэнергии

-21,7

-0,1

-19,7

-1,9

0,0

-75,3

-4371,3

1823,2

0,0

-2644,9

Производство тепловой энергии (все источники), в т.ч.

-260,0

-92,1

-48,2

-119,7

0,0

-63,8

-565,9

0,0

743,5

-54,1

электростанции

-63,9

-0,3

-47,0

-16,6

0,0

-15,8

-268,8

0,0

321,4

-26,8

котельные и прочие установки

-196,0

-91,8

-1,2

-103,1

0,0

-48,1

-297,1

0,0

422,1

-27,3

Собственные нужды предприятий энергетики

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-66,2

0,0

-66,2

Потери при распределении

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-66,0

-53,4

-119,4

Конечное потребление энергоресурсов

128,7

17,5

3,4

107,8

0,0

235,1

283,4

320,1

699,4

1649,3

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

4,5

0,1

0,0

4,5

0,0

5,3

0,6

10,9

29,8

51,0

Рыболовство и рыбоводство

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Добыча полезных ископаемых*

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,8

0,0

0,8

Обрабатывающая промышленность

44,1

0,1

0,0

44,0

0,0

29,3

11,8

108,4

158,4

351,9

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды **

9,5

2,6

3,4

3,5

0,0

1,6

65,8

12,7

49,0

136,0

Строительство

0,6

0,1

0,0

0,5

0,0

2,3

0,5

3,6

2,4

9,3

Транспорт и связь

2,0

0,0

0,0

1,9

0,0

10,2

2,2

59,7

20,1

94,0

Прочие виды деятельности,  в т.ч. сфера услуг

50,5

9,7

0,0

40,8

0,0

0,1

2,4

65,2

143,3

251,9

Население

14,4

4,9

0,0

9,5

0,0

185,9

200,1

58,9

296,4

750,9

Неэнергетические нужды

3,1

0,0

0,0

3,1

0,0

0,5

0,0

0,0

0,0

3,6

(*) ─ кроме топливно-энергетических

(**) ─ кроме производства и распределения электроэнергии и тепла

Таблица № 48

ЕТЭБ Костромской области за 2009 год, тыс. т.у.т.

Твердоетопливо

из него

Сыраянефть

Нефте-продукты

Природ-ный газ

Электро-энергия

Тепло-энергия

Всего

Уголь

Торф

ГВЭР и отходы

Производство первичных энергоресурсов

123,9

0,0

33,7

90,2

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

123,9

Сальдо экспорта- импорта

295,0

108,1

11,0

175,9

0,0

227,1

4723,4

-1149,9

54,8

4042,4

Изменение запасов

5,6

-1,8

8,6

-1,2

0,0

51,5

0,0

0,0

0,0

58,9

Статистическое расхождение

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,3

0,0

0,3

Валовые поставки первичных энергоресурсов/Полное потребление энергоресурсов

424,5

106,3

53,3

264,9

0,0

278,6

4723,4

-1150,1

54,8

4224,9

Электростанции: всего

-62,0

0,0

-50,4

-11,6

0,0

-55,7

-4135,8

1598,7

308,1

-2346,7

в т.ч. производство электроэнергии

-14,9

0,0

-13,5

-1,4

0,0

-39,4

-3862,0

1598,7

0,0

-2317,7

Производство тепловой энергии (все источники), в т.ч.

-251,8

-93,2

-37,5

-121,2

0,0

-61,1

-586,2

0,0

733,5

-72,3

электростанции

-47,1

0,0

-36,9

-10,1

0,0

-16,2

-273,8

0,0

308,1

-29,0

котельные и прочие установки

-204,8

-93,1

-0,6

-111,0

0,0

-44,8

-312,3

0,0

425,5

-43,3

Собственные нужды предприятий энергетики

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-59,9

0,0

-59,9

Потери при распределении

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-55,5

-69,9

-125,5

Конечное потребление энергоресурсов

157,7

13,2

2,2

142,3

0,0

178,2

275,3

333,1

718,4

1649,4

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

4,8

0,2

0,0

4,5

0,0

1,0

0,5

9,8

31,9

47,8

Рыболовство и рыбоводство

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Добыча полезных ископаемых*

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,2

0,0

0,2

Обрабатывающая промышленность

79,2

0,0

0,0

79,2

0,0

8,2

8,8

103,1

170,4

369,7

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды **

9,6

3,9

2,2

3,4

0,0

0,6

43,3

27,5

63,0

140,0

Строительство

0,5

0,1

0,0

0,4

0,0

1,1

0,0

3,3

2,7

7,5

Транспорт и связь

3,6

2,0

0,0

1,7

0,0

5,7

0,6

60,9

20,6

89,5

Прочие виды деятельности,  в т.ч. сфера услуг

41,0

4,6

0,0

36,4

0,0

0,0

4,6

66,8

135,3

243,1

Население

17,5

2,4

0,0

15,1

0,0

161,5

217,4

61,5

294,6

750,0

Неэнергетические нужды

1,5

0,0

0,0

1,5

0,0

0,1

0,0

0,0

0,0

1,6

(*) ─ кроме топливно-энергетических

(**) ─ кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

              Таблица № 49

ЕТЭБ Костромской области за 2010 год, тыс. т.у.т

Твердое

из него

Сырая

Нефте-

Природ-

Электро-

Тепло-

Всего

топливо

Уголь

Торф

ГВЭР и отходы

нефть

продукты

ный газ

энергия

энергия

Производство первичных энергоресурсов

175,5

0,0

41,5

134,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

175,5

Сальдо экспорта- импорта

269,1

93,4

14,6

161,1

0,0

293,1

4909,5

-1234,9

11,2

4154,6

Изменение запасов

24,6

15,5

3,2

5,9

0,0

-34,1

0,0

0,0

0,0

-25,0

Статистическое расхождение

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-0,6

0,0

-0,6

Валовые поставки первичных энергоресурсов/Полное потребление энергоресурсов

469,3

108,9

59,4

300,9

0,0

259,0

4909,5

-1234,3

11,2

4305,8

Электростанции: всего

-69,7

0,0

-56,0

-13,7

0,0

-60,3

-4319,7

1674,1

320,7

-2455,0

в т.ч. производство электроэнергии

-16,2

0,0

-14,6

-1,6

0,0

-43,6

-4039,5

1674,1

0,0

-2425,2

Производство тепловой энергии (все источники), в т.ч.

-293,3

-99,2

-41,8

-152,3

0,0

-64,5

-628,5

0,0

798,7

-88,4

электростанции

-53,5

0,0

-41,4

-12,1

0,0

-16,8

-280,2

0,0

320,7

-29,8

котельные и прочие установки

-239,8

-99,2

-0,4

-140,2

0,0

-47,7

-348,3

0,0

478,0

-58,6

Собственные нужды предприятий энергетики

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-61,0

0,0

-61,0

Потери при распределении

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-53,8

-76,9

-130,8

Конечное потребление энергоресурсов

159,7

9,8

3,0

147,0

0,0

151,0

241,5

325,0

733,0

1600,4

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

3,4

0,0

0,0

3,4

0,0

0,2

0,3

8,6

31,9

44,4

Рыболовство и рыбоводство

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Добыча полезных ископаемых*

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,1

0,0

0,1

Обрабатывающая промышленность

87,0

0,0

0,0

87,0

0,0

7,7

9,3

92,7

209,8

406,5

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды **

5,1

0,4

3,0

1,8

0,0

0,7

12,9

29,4

44,7

92,5

Строительство

0,1

0,0

0,0

0,1

0,0

0,8

0,0

3,1

2,1

6,1

Транспорт и связь

3,9

2,0

0,0

1,8

0,0

5,4

0,4

60,6

18,0

86,1

Прочие виды деятельности,  в т.ч. сфера услуг

42,2

5,5

0,0

36,7

0,0

0,2

4,7

66,1

142,2

250,0

Население

14,3

1,9

0,0

12,4

0,0

135,8

214,0

64,4

284,3

710,9

Неэнергетические нужды

3,7

0,0

0,0

3,7

0,0

0,1

0,0

0,0

0,0

3,8

(*) ─ кроме топливно-энергетических

(**) ─ кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

1

Глава 14. Динамика основных показателей энергоэффективности за 2007-2010 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 период на среднесписочное число рабочих.

Приведены данные об отчетных значениях показателей энергоэффективности Костромской области за период 2007 – 2010 годы.

Данные по динамике значений показателей энергоемкости ВРП по первичному и конечному потреблению энергоресурсов, электроемкости ВРП, потреблению электрической энергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике представлены в таблице № 50 и на рисунке № 41.

Как можно наблюдать на рисунке № 41, все показатели за исключением потребления электрической энергии на душу населения, значение которого практически не изменилось в рассматриваемом периоде, имеют характерный вид с максимумом в 2009 году. В 2008 году имело место снижение значений данных показателей по отношению к 2007 году (энергоемкость ВРП по первичному потреблению энергоресурсов ─ -4,99%,  энергоемкость ВРП по конечному потреблению энергоресурсов ─ -9,08%, электроемкость ВРП ─ -2,97%, электровооруженность труда в экономике ─ -0,27%).

Таблица № 50

Динамика основных показателей энергоэффективности Костромской области за 2007-2010 годы

Показатели

2007

2008

2009

2010

Энергоемкость ВРП по первичному потреблению, т.у.т./млн.руб.

69,9

66,4

68,6

65,8

Энергоемкость ВРП по конечному потреблению, т.у.т./млн.руб.

26,6

24,2

26,8

24,5

Электроемкость ВРП, тыс.кВт.ч/млн. руб.

55,6

53,9

59,3

54,6

Потребление электрической энергии на душу населения, тыс.кВт.ч/чел.

5,2

5,3

5,3

5,3

Электровооруженность труда в экономике, тыс.кВт.ч/чел.

6,6

6,6

7,0

6,6

Рисунок № 41

Динамика основных показателей энергоэффективности Костромской области за 2007-2010 годы

Во время кризиса 2009 года наблюдался рост значений данных показателей в общем тренде их снижения за период 2007-2010 г.г. Энергоемкость ВРП по первичному потреблению энергоресурсов возросла на 3,31%,  энергоемкость ВРП по конечному потреблению энергоресурсов ─ на 10,87%, электроемкость ВРП ─ на 9,86%, электровооруженность труда в экономике ─ на 6,16%. Данное увеличение объясняется тем, что при значительном снижении ВРП в 2009 году, которое составило -10% от уровня 2008 года, сокращение потребления энергоресурсов (например, -7% по потреблению первичных энергоресурсов  и -1% по электроэнергии за аналогичный период)  происходило медленнее, поскольку энергопотребление в краткосрочном периоде времени мало зависит от  объемов производства и доходов населения. Кроме того, в кризисный год существенно увеличилась энергоемкость производственных отраслей экономики (в основном из-за недогрузки мощностей) и выросли условно-постоянные затраты энергии, а также доля бытового сектора в суммарном расходе энергоресурсов.

В 2010 году по всем рассматриваемым показателям наблюдалось снижение их значений, что объясняется восстановлением экономики после кризиса и, как следствие, ростом ВРП региона. Вместе с тем, следует отметить, что снизились или вернулись на прежний докризисный уровень только значения показателей энергоемкости ВРП по первичному потреблению энергоресурсов и электровооруженности труда в экономике, в то время как значения показателей электроемкости ВРП и энергоемкости ВРП конечному потреблению энергоресурсов остались выше своих докризисных значений.

Глава 15. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 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 ВЛ 110 кВ и выше общей протяженностью (в одноцепном исчислении) 2 994,9 километров, в том числе ВЛ 500 кВ – 530,31 километров, ВЛ 220кВ – 621 километр, ВЛ 110кВ – 1843,6 километров – 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 № 51 и на рисунке № 42.

Данные о состоянии ВЛ предоставлены филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» - «Волго-Окское ПМЭС» и филиалом ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго».

Таблица № 51

Основные внешние связи энергосистемы Костромской области

№ п/п

Наименование ВЛ, по которой осуществляется связь со смежной энергосистемой

Год ввода в эксплуатацию

Техническое состояние на 2012 г.

Энергосистема Московской области

1)

ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская ГАЭС

1973

Рабочее

Энергосистема Владимирской области

1)

ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская

1971

Рабочее

Энергосистема Нижегородской области

1)

ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч

1970

Рабочее

2)

ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово

1972

Рабочее

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)

Энергосистема Кировской области

1)

ВЛ 500 кВ Звезда – Вятка

2006

Рабочее

2)

ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево

1968

Удовлетворительное

3)

ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево

1968

Удовлетворительное

Энергосистема Ивановской области

1)

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга I цепь

1969

Рабочее

2)

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга II цепь

1979

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 – Клементьево

1980

Удовлетворительное

7)

ВЛ 110 кВ Нерехта – Писцово

1991

Хорошее

Энергосистема Ярославской области

1)

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославль

1969

Рабочее

2)

ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая

1991

Рабочее

3)

ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй(тяговая)

1985

Удовлетворительное

4)

ВЛ 110 кВЛютово – Нерехта

1986 (1993)

Хорошее

5)

ВЛ 110 кВ Ярцево – Нерехта

1986 (1993)

Хорошее

Рисунок № 42

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 высоковольтных линий (далее – ВЛ) 110 кВ и выше, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах № 52 и  № 53.

В таблицах № 52 – № 56 срок службы оборудования, превышающий нормативные значения, выделен цветом.

Таблица № 52

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 г.

на

2014 г.

на

2018 г.

ВЛ-500 кВ

КГРЭС – Загорская ГАЭС

1973

224

14,96

АС-400х3

39

41

45

КГРЭС – Владимирская

1971

177,3

16,08

АСО-400х3

41

43

47

КГРЭС – Луч

1970

207

6,77

АСО-400х3

42

44

48

КГРЭС – Костромская АЭС

1981

140

140

АСО-400х3

31

33

37

Костромская АЭС – Вологда

1981

165

53,5

АСО-400х3

31

33

37

Костромская АЭС – Звезда

1985,

2006

195,6

196,1

АС-330х3

27

29

33

Звезда-Вятка

2006

327

102,9

АС-330х3

6

8

12

ИТОГО:

1435,9

530,31

ВЛ-220 кВ

КГРЭС – Иваново-1

1975

71,3

15,63

АСО-400

37

39

43

КГРЭС – Иваново-2

1983

71,3

15,63

АСО-400

29

31

35

КГРЭС – Вичуга-1

1969

60,2

7,13

АСО-400

43

45

49

КГРЭС – Вичуга-2

1980

60,4

7,08

АС-400

32

34

38

Мотордеталь – Тверицкая

1991

109,48

16,7

АС-300

21

23

27

КГРЭС – Кострома-2

1976

51,66

51,66

АС-300

36

38

42

КГРЭС – Мотордеталь-1

1969

39,9

39,9

АСО-300

43

45

49

КГРЭС – Мотордеталь-2

1976

39,9

39,9

АС-300

36

38

42

КГРЭС – Ярославль

1969

110,16

32,8

АС-500

43

45

49

Рыжково - Мантурово

1972

136,74

72,5

АСО-300

40

42

46

Мотордеталь - Борок

1987

102,7

102,7

АС-300

25

27

31

Кострома-2 - Галич

1976

123,155

123,15

АСО-300

36

38

42

Борок – Галич

1987

57,72

57,72

АС-300

25

27

31

Галич – Антропово

1998

38,5

38,5

АСУ-300

14

16

20

Итого:

1073,115

621,005

Таблица № 53

Перечень ВЛ 110 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние

№

Наименование

Год      ввода

Кол-во

цепей

Протяженность, км*

Марка

провода

Техническое состояние

Срок службы, лет.

на

2012

на

2014

на

2018

ВЛ-110 кВ

Центральный регион

1

Нерехта-1 - Клементьево

1950

1

22,4

АС-120

удовл.

62

64

68

2

Мотордеталь-Кострома-1(2)

1970

2

5,447

АС-120

удовл.

42

44

48

3

отп. на Строммашина

1970

2

0,67

АС-150

удовл.

42

44

48

4

Нерехта-Мотордеталь

1959

2

49

АС-120

АС-95

удовл.

53

55

59

5

отп. на Космынино

1959

2

5,3

АС-120

удовл.

53

55

59

6

отп. на Нерехта-2

1959

2

1,64

АС-70

удовл.

53

55

59

7

Южная-1(2)

1986

2

5,05

АС-120

удовл.

26

28

32

8

Василево-1(2)

1979

2

10,5

АС-70

удовл.

33

35

39

9

Заволжская-1(2)

1960

2

21,3

АС-120

удовл.

52

54

58

10

отп. на ТЭЦ-1

1960

2

1,82

АС-70

удовл.

52

54

58

11

отп. на Центральная

1960

2

2,06

АС-120

удовл.

52

54

58

12

отп. на Кострома-3

1960

2

0,1

АС-70

удовл.

52

54

58

13

ТЭЦ-2-Кострома-2

1974

2

3,9

АС-150

удовл.

38

40

44

14

Красное -1 (2)

2009

2

5,7

АС-150

АС-70

удовл.

3

5

9

15

отп. на Восточная-1

2009

2

6,6

АС-150

АС-95

удовл.

3

5

9

16

Восточная-1(2)

2009

2

2,2

АС-120

удовл.

3

5

9

17

Давыдовская-1(2)

2009

2

1,35

АС-150

АС-240

удовл.

3

5

9

18

Клементьево-Фурманов

1980

5,1

АС-120

удовл.

32

34

38

19

Аэропорт-1(2)

1994

2

5,7

АС-120

удовл.

18

20

24

20

Калинки-Судиславль

1973

1

37,8

АС-120

удовл.

39

41

45

21

Судиславль-Кр.Поляна

1973

1

37,5

АС-120

удовл.

39

41

45

22

ТЭЦ-2-Калинки

1961

1

21,8

АС-120

удовл.

51

53

57

23

Приволжская-1(2)

1974

2

11,4

АС-95

удовл.

38

40

44

24

Александрово-Заволжск

1972

1

14,42

АС-120

удовл.

40

42

46

25

Борок-Сусанино

1971

1

14,2

АС-150

удовл.

41

43

47

26

Сусанино-Столбово

1997

1

43,8

АС-120

удовл.

15

17

21

27

Кр.Поляна-Александрово

1982

1

25,43

АС-120

удовл.

30

32

36

28

Кр.Поляна-Кадый

1983

1

64,5

АС-150

удовл.

29

31

35

29

Кр.Поляна-Столбово

1989

1

21,55

АС-120

удовл.

23

25

29

30

Hерехта-Писцово

1991

1

23,7

АС-120

удовл.

21

23

27

Галичский регион

31

Борок- Буй(т)

1985

1

25,5

АС-120

удовл.

27

29

33

32

Борок-Буй©

1985

1

22,9

АС-120

удовл.

27

29

33

33

Борок-Галич(т)

1985

1

58,4

АС-120

удовл.

27

29

33

34

Борок – Новая

1992

1

54,6

АС-120

удовл.

20

22

26

35

отп. на Орехово

1970

2

2,28

АС-120

удовл.

42

44

48

36

Галич(р)-Галич(т)

1964

1

3,3

АС-120

удовл.

48

50

54

37

Галич(p)-Антропово

1964

2

32,9

АС-185

удовл.

48

50

54

38

Галич(р)-Чухлома

1964

1

61,9

АС-95

удовл.

48

50

54

39

отп. на  Луковцино

1988

1

0,2

АС-120

удовл.

24

26

30

40

Елегино-Солигалич

1987

1

51,5

АС-120

удовл.

25

27

31

41

Чухлома-Солигалич

1964

1

43,7

АС-120

удовл.

48

50

54

42

отп. на Федоровское

1983

1

2,1

АС-120

удовл.

29

31

35

43

Борок-Западная

1971

1

11,2

АС-150

удовл.

41

43

47

44

Борок-Елегино

1986

1

50,2

АС-120

удовл.

26

28

32

45

Буй(с)-Буй(т)

1980

1

6,1

АС-120

удовл.

32

34

38

46

Западная-Буй(т)

1971

1

4,3

АС-150

удовл.

41

43

47

47

Галич(р)-Новая

1992

1

7,8

АС-120

удовл.

20

22

26

48

Буй(т)-Халдеево

1975

1

24,3

АС-120

удовл.

37

39

43

49

отп. на Лопарево

1979

2

4,7

АС-185

удовл.

33

35

39

Нейский регион

50

Нея – Антропово(т)

1965

1

55,8

АС-185

удовл.

47

49

53

51

отп. наНиколо-Полома

1977

2

4,3

АС-70

удовл.

35

37

41

52

Нея–Антропово(p)

1965

1

54,5

АС-185

удовл.

47

49

53

53

Hея-Мантурово

1965

2

53,6

АС-150

удовл.

47

49

53

54

отп. на  Октябрьская

1965

2

2,6

АС-70

удовл.

47

49

53

55

Hея-Макарьев

1967

1

58,5

АС-70

удовл.

45

47

51

56

отп. на Дьяконово

1967

1

1,1

АС-70

удовл.

45

47

51

57

Мантурово-Шарья

1966

2

20,2

АС-150

удовл.

46

48

52

58

Гусево-Ильинское

1982

1

35,68

АС-120

удовл.

30

32

36

59

Мантурово-Гусево

1982

1

28

АС-120

удовл.

30

32

36

60

Мантурово-БХЗ

1973

2

4,3

АС-95

удовл.

39

41

45

61

Кадый-Макарьев

1984

1

58,5

АС-120

удовл.

28

30

34

62

Ильинское-Hовинское

1987

1

46,1

АС-120

удовл.

25

27

31

63

отп. на Яковлево

1966

1

0,7

АС-120

удовл.

46

48

52

Шарьинский регион

64

Звезда -  Заря – 1(2)

2006

1

58,347

АС-150

удовл.

6

8

12

65

Звезда – Мантурово-1(2)

2006

2

4,1

АС-400

удовл.

6

8

12

66

Шарья(р) - Заря

2006

2

3,5

АС-150

удовл.

6

8

12

67

Заря – Кроностар – 1(2)

2006

2

0,65

АС-150

удовл.

6

8

12

68

Заря – Промузел – 1(2)

2006

2

0,68

АС-150

удовл.

6

8

12

69

Мантурово-Шарья – 1(2)

1966

2

26,1

АС-150

удовл.

46

48

52

70

отп. на  Шекшема

1966

2

0,34

АС-120

удовл.

46

48

52

71

Шарья (р) – Шарья (т)

1967

1

12,05

АС-150

удовл.

45

47

51

72

Шарья (р) – Поназырево(т)

1967

1

54,8

АС-150

удовл.

45

47

51

73

Шарья (т) – Поназырево (т)

1967

1

48,45

АС-150

удовл.

45

47

51

74

Hикола-Вохма

1968

1

15

АС-120

удовл.

44

46

50

75

Поназырево-Ацвеж

1968

1

7,5

АС-120

удовл.

44

46

50

76

Поназырево-Гостовская

1968

1

15

АС-120

удовл.

44

46

50

77

Поназырево – Hикола

1968

1

61

АС-120

удовл.

44

46

50

78

отп. на Шортюг

1968

1

1,33

АС-120

удовл.

44

46

50

79

отп. на  Гудково

1968

1

1,31

АС-95

удовл.

44

46

50

80

Вохма - Павино

1972

1

48,4

АС-95

удовл.

40

42

46

81

Павино-Пыщуг

1988

1

38,2

АС-120

удовл.

24

26

30

82

Hовинское-Пыщуг

1991

1

39,1

АС-120

удовл.

21

23

27

83

Шарья(р)-Рождественское

1976

2

44

АС-120

удовл.

36

38

42

Итого:

1843,6

* ─ протяженность (км) указана в зоне обслуживания Костромской области.

По техническому состоянию каждой ВЛ проводится комплексная качественная оценка линии электропередач. Она  определяется 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 напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах № 54 – № 56.

Таблица № 54

Перечень подстанций напряжением 220 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные

Наименование

Класс напряжения, кВ

Год ввода

Кол-во и мощность трансформаторов (шунтирующих реакторов)

Мощность ПС

Срок службы, лет

на

2012 г.

на

2014 г.

на

2018 г.

ПС 500 кВ

Звезда

500/110/10

2006

3х135; 6х60

405 МВА

360 Мвар

6

8

12

Костромская АЭС

500

1986

3х60

180 Мвар

26

28

32

Костромская ГРЭС

500

1972

4х400

4801 МВА

40

42

46

1972

3х267

40

42

46

1977

3х533

35

37

41

1993

3х267

19

21

25

ПС 220 кВ

«Мотордеталь»

220/110/10

1972

2х125; 1х25; 1х40

315 МВА

40

42

46

«Мантурово»

220/110/35/27,5/10

1965

1х125; 2х40; 1х15

220 МВА

47

49

53

«Кострома-2»

220/110/35/6

1961

1х125; 1х90; 2х20

255 МВА

51

53

57

«Галич»

220/110/35/10

1965

2х125; 1х10

260 МВА

47

59

53

«Борок»

220/110/10

1987

2х125

250 МВА

25

27

31

Костромская ГРЭС

220

1970

4х400; 2х32; 1х63

1727 МВА

42

44

48

Таблица № 55

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

N

п/п

Наименование

Класс

напряжения,

кВ

Год ввода

Кол-во тр-в и мощ-ть, ед.хМВА

Мощ-ность ПС, МВА

Заг-рузка, %

Техническое состояние

Срок службы, лет

на

2012

на

2014

на

2018

Центральный регион

1

Александрово

110/35/10

1981

2х6,3

12,6

31,7

удовл.

31

33

37

2

Аэропорт

110/35/6

1993

2х16

32

18,5

удовл.

19

21

25

3

Василево

110/35/10

1979

2х10

20

10,7

удовл.

33

35

39

4

Восточная-2

110/35/10

1977

2х25

50

46,1

удовл.

35

37

41

5

Давыдовская

110/10

2009

2х25

50

17,8

удовл.

3

5

9

6

СУ ГРЭС

110/35/6

1978

1х16; 1х10

26

25,7

удовл.

34

36

40

7

Григорцево

110/10

1987

1х2,5

2,5

11,6

удовл.

25

27

31

8

Калинки

110/35/10/6

1962

2х10; 1х1,6

21,6

28,3

удовл.

50

52

56

9

Клементьево

110/10

1980

1х6,3

6,3

10,8

удовл.

32

34

38

10

Кострома-1

110/6

1951

2х10

20

51,9

удовл.

61

63

67

11

Кострома-3

110/35/6

1963

1х16; 1х10

26

44,2

удовл.

49

51

55

12

КПД

110/35/10

1986

2х16

32

23,6

удовл.

26

28

32

13

Кр.Поляна

110/35/10

1972

2х10

20

21,5

удовл.

40

42

46

14

Красное

110/35/10

1982

2х16

32

38,8

удовл.

30

32

36

15

Нерехта-1

110/35/10/6

1940

2х25; 2х16

82

29,6

удовл.

72

74

78

16

Нерехта-2

110/10/6

1973

1х10;1х5,6

15,6

7,4

удовл.

39

41

45

17

Строммашина

110/6

1974

2х40

80

17,3

удовл.

38

40

44

18

Северная

110/6

1970

1х25; 1х20

45

42,8

удовл.

42

44

48

19

Столбово

110/10

1990

1х10

10

4,4

удовл.

22

24

28

20

Судиславль

110/10

1972

2х10

20

40,7

удовл.

40

42

46

21

Сусанино

110/35/10

1987

2х10

20

19,7

удовл.

25

27

31

22

Центральная

110/10/6

1989

2х25

50

32,9

удовл.

23

25

29

23

Южная

110/35/10

1986

2х25

50

28,0

удовл.

26

28

32

24

Восточная-1

110/6

2011

2х25

50

44,7

хорошее

1

3

7

Галичский регион

25

Буй районная

110/35/10

1963

1х10; 1х4

14

13,4

удовл.

51

51

55

26

Буй сельская

110/10

1980

2х6,3

12,6

49,6

удовл.

34

34

38

27

Елегино

110/10

1985

1х2,5

2,5

8,4

удовл.

29

29

33

28

Западная

110/10

1992

2х10

20

29,2

удовл.

22

22

26

29

Лопарево

110/10

1979

2х2,5

5

12,2

удовл.

35

35

39

30

Луковцино

110/10

1988

1х2,5

2,5

7,6

удовл.

26

26

30

31

Новая

110/35/10

1993

2х6,3

12,6

23,3

хорошее

21

21

25

32

Орехово

110/35/10

1965

2х6,3

12,6

10,8

удовл.

49

49

53

33

Солигалич

110/35/10

1986

2х10

20

28,7

удовл.

28

28

32

34

Федоровское

110/10

1983

1х2,5

2,5

6,0

удовл.

31

31

35

35

Чухлома

110/35/10

1965

2х6,3

12,6

31,5

удовл.

49

49

53

Нейский регион

36

Антропово

110/35/10

1965

1х16;1х6,3

22,3

29,1

удовл.

47

49

53

37

БХЗ

110/6/10

1971

2х25

50

5,2

удовл.

41

43

47

38

Гусево

110/10

1981

1х2,5

2,5

11,6

удовл.

31

33

37

39

Дьяконово

110/10

1977

1х2,5

2,5

11,2

удовл.

35

37

41

40

Ильинское

110/35/10

1990

2х10

20

26,8

удовл.

22

24

28

41

Кадый

110/35/10

1983

2х10

20

19,4

удовл.

29

31

35

42

Макарьев-1

110/35/10

1967

2х10

20

37,7

удовл.

45

47

51

43

Нея

110/35/27,5/10

1966

2х40;1х6,3

86,3

18,6

удовл.

46

48

52

44

Новинское

110/10

1988

1х2,5

2,5

2,0

удовл.

24

26

30

45

Н-Полома

110/10

1976

1х2,5

2,5

41,6

удовл.

36

38

42

46

Октябрьская

110/10

1978

1х2,5

2,5

36,4

удовл.

34

36

40

47

Яковлево

110/35/10

1965

1х10

10

0,9

удовл.

47

49

53

Шарьинский регион

48

Вохма

110/35/10

1968

1х16;1х6,3

22,3

25,2

удовл.

44

46

50

49

Гудково

110/10

1987

1х2,5

2,5

2,4

удовл.

25

27

31

50

Никола

110/35/10

1991

1х6,3

6,3

8,3

удовл.

21

23

27

51

Павино

110/35/10

1975

1х10;1х6,3

16,3

15,7

удовл.

37

39

43

52

Промузел

110/6/6

1976

2х25

50

11,4

удовл.

36

38

42

53

Пыщуг

110/35/10

1989

2х6,3

12,6

19,2

удовл.

23

25

29

54

Рождественское

110/35/10

1986

1х10; 1х4

14

12,6

хорошее

26

28

32

55

Шарья (р)

110/35/6

1966

1х25; 1х20

45

42,3

удовл.

46

48

52

56

Шекшема

110/10

1976

1х6,3

6,3

9,2

удовл.

36

38

42

57

Шортюг

110/10

1968

1х6,3

6,3

8,3

удовл.

44

46

50

58

Якшанга

110/10

1974

1х6,3

6,3

22,4

удовл.

38

40

44

Итого

1319,5

Таблица № 56

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

N

п/п

Наименование

Класс напряжения, кВ

Год ввода

Кол-во трансфор-маторов и их мощность, ед.хМВА

Мощ-ность ПС, МВА

Техническое состояние

Срок службы, лет

на

2012

на

2014

на

2018

1

Космынино

110/35/10

1983

2х16

32

удовл.

29

31

35

2

Буй

110/27,5/10

1968

2х40

80

удовл.

44

46

50

3

Галич

110/27,5/10

1969

2х40

80

удовл.

43

45

49

4

Антропово

110/27,5/10

1965

2х40

80

удовл.

47

49

53

5

Шарья

110/27,5/6

1969

2х40

80

удовл.

43

45

49

6

Поназырево

110/27,5/10

1969

2х40

80

удовл.

43

45

49

Итого

432

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.

Для объектов, введенных после 1 января 2002 года, согласно письму Министерства финансов Российской Федерации от 28.02.2002 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 амортизационные группы». В соответствии с принятой классификацией для начисления амортизации установлен максимальный срок службы линий электропередачи на металлических и ж/б опорах ─ 15 лет, ПС – до 20 лет.

В таблицах № 57, № 58 и на рисунках № 43 ─ № 46 представлены возрастные характеристики ЛЭП и оборудования ПС различных классов напряжения.

Таблица № 57

Срок эксплуатации существующих ВЛ 110 кВ по состоянию на 2012, 2014, 2018 годы

Срок

эксплуатации

на 2012 г.

на 2014 г.

на 2018 г.

Длина,

км

в % к общ.длине

Длина,

км

в % к общ.длине

Длина,

км

в % к общ.длине

до 30 лет

702,5

38,1

577,427

31,3

279,377

15,1

30 лет и выше

1141,02

61,8

1266,127

68,6

1564,177

84,8

в том числе:

30 - 40 лет

283,01

15,3

313,21

16,9

538,6

19,2

40 - 50 лет

732,59

39,7

685,697

37,1

268,4

14,5

50 -60 лет

103,02

5,5

244,82

13,2

734,7

39,8

60 лет и выше

22,4

1,2

22,4

1,2

22,4

1,2

Как видно из таблицы 1.57 и из рисунка 1.43 на 2012 год, порядка 7% от общей длины существующих линий 110 кВ в Костромской области имеют срок службы 50 и более лет, при этом к 2018 году протяженность таких линий превысит 40%.

Рисунок № 43

Возрастная структура ВЛ 110 кВ по состоянию на 2012, 2014, 2018 годы

Рисунок № 44

Возрастная структура ВЛ 220 кВ по состоянию на 2012, 2014, 2018 годы

Таблица № 58

Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 110кВ на 2012, 2014, 2018 годы

Срок службы трансформаторов

на 2012 г.

на 2014 г.

на 2018 г.

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

50

2,8

50

2,8

50

2,8

16-25 лет

173,5

9,9

163,5

9,3

44,6

2,8

более 25 лет

1528

87,2

1538

87,8

1656,9

94,5

Рисунок № 45

Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ на 2012, 2014, 2018 годы

Как видно из таблицы № 58 и из рисунка № 44 на 2012 год порядка 87% установленной трансформаторной мощности на ПС c высшим напряжением 110 кВ имеют срок службы 25 и более лет, а уже на 2018 год порядка 94%.

Отметим, что продолжающийся рост количества морально устаревшего электротехнического оборудования, находящегося в эксплуатации и имеющего высокую степень износа, вызывает необходимость ежегодного увеличения эксплуатационных затрат, а также затрат на ремонтные работы, что в свою очередь снижает эффективность функционирования распределительного электросетевого комплекса. Также высокий уровень износа сетевого оборудования и оборудования подстанций снижает надежность электроснабжения потребителей региона.

Рисунок № 46

Состояние парка трансформаторов и автотрансформаторов 220 кВ и выше на 2012, 2014, 2018 годы

Для решения обозначенных проблем с целью определения необходимых объемов технического перевооружения и реконструкции распределительных электрических сетей рекомендуется проведение комплексного технического аудита и диагностики технического состояния распределительных электросетевых объектов.

Техническое состояние сети 110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80 % подстанций и около 7 % линий отработало нормативный срок службы. Необходимо обратить внимание на то, что при истечении срока службы электрооборудования вероятность отказа увеличивается на порядок.

Основные сведения о генерирующих компаниях, действующих на территории Костромской области, приведены в главе 9 Схемы и программы развития электроэнергетики Костромской области на 2014 - 2018 годы (далее - Программа). Ниже представлены параметры генераторов, существующих электростанций Костромской области.

Характеристика генераторов, установленных на Костромской ГРЭС, представлена в таблице № 59.

Таблица № 59

Параметры генераторов Костромской ГРЭС на 24.05.2012 года

Ст. № генератора

Тип генератора

Год ввода

Sном, МВА

Рном, МВт

cos

Uном,кВ

Qmax,МВар

Qmin,

МВар

ТГ-1

ТВВ-320-2У3

1969

353

300

0,85

20

247

-135

ТГ-2

ТВВ-350-2У3

1969/1995*

411,77

350

0,85

20

290

-180

ТГ-3

ТВВ-320-2У3

1970

353

300

0,85

20

247

-135

ТГ-4

ТВВ-350-2У3

1970/2006*

411,77

350

0,85

20

291

-100

ТГ-5

ТВВ-320-2У3

1971/2007*

353

300

0,85

20

247

-100

ТГ-6

ТВВ-320-2У3

1972

353

300

0,85

20

247

0

ТГ-7

ТВВ-320-2У3

1972

353

300

0,85

20

247

0

ТГ-8

ТВВ-320-2У3

1973

353

300

0,85

20

247

0

ТГ-9

ТВВ-1200-2УЗ

1980/1991*

1330

1200

0,9

24

900

-225

* Дата ввода генератора в эксплуатацию после модернизации

В таблице № 60 приведены параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области

Таблица № 60

Параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО «ТГК-№2» по Костромской области и ООО «ШТЭЦ»

№

Станция

Ст. №

Тип генератора

Год ввода

n

Об/мин

Sном

МВА

Рном

МВт

Qмин

МВАр

Qмакс

МВАр

Uном

кВ

Cosφ

1

КТЭЦ-1

2

Т2-12-2

1976

3000

15

12 (9)

6,3

0,8

2

КТЭЦ-1

4

Т2-6-2

1958

3000

7,5

6

6,3

0,8

3

КТЭЦ-1

5

Т2-12-2

1965

3000

15

12 (9)

6,3

0,8

4

КТЭЦ-1

6

Т2-12-2

1966

3000

15

12 (9)

6,3

0,8

1

КТЭЦ-2

ТГ-1

ТВФ-63-2

1974

3000

78,75

63 (60)

10/0

37/23

6,3

0,8

2

КТЭЦ-2

ТГ-2

ТВФ-120-2

1976

3000

125

100 (110)

30/6

55/32

10,5

0,8

1

ООО "ШТЭЦ"

ТГ №1

Т2-6-2

1965

3000

7,5

6 (3)

6,3

0,8

2

ООО "ШТЭЦ"

ТГ №2

Т2-6-2

1966

3000

7,5

6

6,3

0,8

3

ООО "ШТЭЦ"

ТГ №3

Т-12-2

1979

3000

15

12

6,3

0.8

Возникает необходимость 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 учёта электроэнергии.

В таблицах № 61 и № 62 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в отчетный период 2007-2011 годы

Таблица № 61

Потери мощности в сетях 110 кВ и выше

год

Напряжение, кВ

Нагрузка энергосистемы, МВт

Потери, МВт/отношение потерь к нагрузке энергосистемы,%

в сетях 110кВ/220кВ

%

Всего, 110 кВ и выше

%

2007

110

676

19,4

2,86

50

7,4

220 и выше

30,6

4,53

2008

110

712

19,4

2,72

50,35

7,07

220 и выше

30,95

4,35

2009

110

692

18,75

2,71

48,15

6,96

220 и выше

29,4

4,23

2010

110

678

19,32

2,85

49,12

7,24

220 и выше

29,8

4,39

2011

110

654

18,84

2,88

49,63

7,59

220 и выше

30,79

4,71

Таблица № 62

Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше

год

Электропотребление энергосистемы, млн.кВт.ч

Потери, млн.кВт.ч /отношение потерь к электропотреблению энергосистемы,%

в сети 110 кВ

%

в сети 220 кВ

%

Всего, 110 кВ и выше

%

2007

3782,12

71,780

1,89

113,22

2,99

185

4,89

2008

3790,514

65,96

1,74

105,23

2,78

171,19

4,51

2009

3558,905

59,06

1,66

92,61

2,6

151,67

4,26

2010

3681,486

69,55

1,89

107,64

2,92

177,19

4,81

2011

3611,475

68,77

1,9

112,38

3,11

181,15

5,02

В таблице № 63 представлена структура технических потерь мощности электрической сети по участкам за 2011 год.

Таблица № 63

Структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам за 2011 год

Составляющие технических потерь

Потери мощности, МВт

Галичский участок

Нагрузочные потери:

в трансформаторы 110 кВ

в ВЛ 110 кВ

1,18

0,43

Потери ХХ в трансформаторах

0,51

Всего

2,12

Костромской участок

Нагрузочные потери:

в трансформаторы 110 кВ

в ВЛ 110 кВ

4,06

4,45

Потери ХХ в трансформаторах

1,43

Всего

9,94

Нейский участок

Нагрузочные потери:

в трансформаторы 110 кВ

в ВЛ 110 кВ

1,63

0,9

Потери ХХ в трансформаторах

0,61

Всего

3,14

Шарьинский участок

Нагрузочные потери:

в трансформаторы 110 кВ

в ВЛ 110 кВ

1,44

1,71

Потери ХХ в трансформаторах

0,49

Всего

3,64

Всего по сети 110 кВ

18,84

В отчетном 2011 году потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше составили порядка 181 миллион кВт.ч или 5% от электропотребления энергосистемы.

Раздел II. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Костромской области

«Узкие места» 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 (далее – РПН) и т.п. Есть в энергосистеме также ЛЭП 110 кВ, которые по своему техническому состоянию мало пригодны для дальнейшей эксплуатации. Характеристика «узких мест» схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Костромской области приведена в таблице № 64.

Таблица № 64

«Узкие места» схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше

Характеристика « узких мест»

Наименование электросетевых объектов

Кол-во ПС/ЛЭП, шт.

ПС с одним трансформатором

Григорцево, Клементьево, Столбово, Елегино, Луковицино, Федоровское, Гусево, Дьяконово, Новинское, Н.Полома, Яковлево, Гудково, Шортюг, Якшанга, Никола, Шекшема, Октябрьская, Рождественское.

18

ПС без  резервного питания со стороны 110 кВ

Федоровское, Луковицино, Дьяконово, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Григорцево, Клементьево

9

ПС с трансформаторами без РПН

Кострома-3, Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово(р.), Павино, Шортюг, Якшанга.

8

ПС на ОД и КЗ

Пыщуг, Новинское, Ильинское, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья(т.), Александрово, Судиславль, Калинки, Приволжская, КПД, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино(т.), Василёво, Южная, Красное, Дьяконово, Николо-Полома, Мантуровский БХЗ, Луковцино, Федоровское, Солигалич, Елегино,  Западная, Сусанино, Столбово

33

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. В Костромской энергосистеме в рассматриваемый период до 2018 года для однотрансформаторных ПС 110 кВ отсутствует необходимость в установке вторых трансформаторов, что обусловлено отсутствием заявок на  подключение новых потребителей к данным ПС и малой загрузкой трансформаторов. Так, например, на ПС Столбово 110/10 кВ с мощностью трансформатора 10 МВА загрузка трансформатора составляет всего 4,4%.

Большая часть схем распределительных устройств (далее – РУ) 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 с требованиями документа «Схемы принципиальные электрические 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 трёх 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 и т.п. 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 надёжность 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 1 и 2 цепь и по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - Кострома. 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 1 и 2 цепь 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-1 и 2, Костромская ГРЭС - Кострома, Мотордеталь - Борок, Кострома - Галич.

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.

В ремонтных и аварийных режимах работы Костромской энергосистемы возможен выход параметров электрического режима за допустимые пределы в сетях 220-110 кВ. Исходя из этого, формируются «узкие места» энергосистемы.

К ремонтным и аварийным режимам с выходом параметров за допустимые пределы можно отнести следующее электрические режимы:

1) в режимах с выводом в ремонт ВЛ 110 кВ Заволжская-1 (2) цепь или при выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Мотордеталь - Кострома-1 (2) цепь и аварийных отключениях в сети 220 кВ перегруз оставшейся в работе ВЛ 110 кВ достигает 30% в летний период;

2) к тому же значительная часть города Кострома снабжается электроэнергией от трех ПС 110 кВ (Северная, Центральная, Кострома-3), подключенных отпайками к ВЛ 110 кВ Заволжская-1 и 2. Указанные ВЛ являются транзитными между левобережной и правобережными частями города. Аварийное отключение обеих ВЛ при отсутствии генерации Костромской ТЭЦ-1 приводит к погашению значительной части потребителей левобережной части города (в том числе социально значимых).

Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская 1 и 2 цепь, имеющих низкую надежность электроснабжения и большое число отключений.

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 компании. 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 могут применяться 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 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Шарья (т), Поназырево (т), РП Заря, Промузел, Кроностар.

4) ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС, питание которых осуществляется от Ивановской энергосистемы.

Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Северная, Кострома-1, Кострома-3, КПД, Буй (р), Буй (с), Шарья (р).

Допустимые уровни напряжения в нормальных, ремонтных и аварийных режимах обеспечиваются за счет:

1) регулирования реактивной мощности, вырабатываемой Костромской ГРЭС, Костромской ТЭЦ-1 и 2 и Шарьинской ТЭЦ;

2) регулирования РПН автотрансформаторов ПС 220 кВ Мотордеталь, Кострома-2, Борок, Галич, Мантурово, 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 21 декабря и 15 июня 2011 года, в таблице № 65 представлены данные по потреблению мощности и генерации электростанций Костромской энергосистемы в часы контрольных замеров.

Таблица № 65

Потребление мощности и генерация электростанций в дни контрольных замеров

Наименование

21.12.2011 г.

18-00

21.12.2011 г.

04-00

15.06.2011 г.

22-00

15.06.2011 г.

04-00

Потребление, МВт

561

398

369

287

Генарация, МВт

2589

1418

1549

653

Как уже отмечалось выше, Костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2200 МВт. Передача мощности напрямую зависит от выработки Костромской ГРЭС. В таблице № 66 приведены данные по передаче мощности в смежные энергосистемы. В зимний период суммарный переток мощности в смежные энергосистемы достигает около 80% от выработки Костромской ГРЭС, а летом – 95%.

1

Таблица № 66

Мощность, передаваемая в смежные энергосистемы

Смежная энергосистема

Наименование ЛЭП

Сечение

Длительно-допустимая мощность, МВт

Дата и время замера

21.12.2011 г. 18-00

21.12.2011 г. 04-00

15.06.2011 г. 22-00

15.06.2011 г. 04-00

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

Кировская энергосистема

ВЛ 500 кВ Звезда-Вятка

3хАС-330

1788 при t=+25°C 2307  при t=-5°C

88

4

-255,3

-11

239

13

-10

-1

ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево

АС-120

68,7 при t=+25°C 88,6  при t=-5°C

отключена

ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево

АС-120

1788 при t=+25°C 2307  при t=-5°C

Московская энергосистема

ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская ГАЭС

3хАС-400

2055 при t=+25°C 2652  при t=-5°C

77

3

-204

-8

-185

-9

40

2

Владимирская энергосистема

ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская

3хАС-400

2055 при t=+25°C 2652  при t=-5°C

-380

-14

200

8

отключена

Вологодская энергосистема

ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Вологодская

3хАС-400

2055 при t=+25°C 2652  при t=-5°C

-125

-5

263

10

-83

-4

263

13

ВЛ 110 кВ Никольск – Павино

АС-95

59,3 при t=+25°C 76,5  при t=-5°C

-10

-13

16

21

-2

-3

-4

-7

ВЛ 110 кВ Буй(т) – Вохтога(т)

АС-150

80,9 при t=+25°C 104,4 при t=-5°C

отключена

Нижегородская энергосистема

ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч

3хАСО-400

2055 при t=+25°C 2652  при t=-5°C

-803

-30

-676

-26

-491

-24

-413

-20

ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово

АС-300

249 при t=+25°C 321  при t=-5°C

-64

-20

-41

-13

-62

-25

-41

-16

Ивановская энергосистема

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-1

АС-400

301 при t=+25°C 388  при t=-5°C

-122

-31

-53

-14

-112

-37

-25

-8

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-2

АС-400

301 при t=+25°C 388  при t=-5°C

-122

-31

-53

-14

-112

-37

-25

-8

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-1

АС-400

301 при t=+25°C 388  при t=-5°C

-105

-27

-44

-11

-85

-28

-24

-8

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-2

АС-400

301 при t=+25°C 388  при t=-5°C

отключена

ВЛ 110 кВ Заволжск – Александрово

АС-120

68,7 при t=+25°C 88,6  при t=-5°C

-1

-1

4

5

2

3

3

4

ВЛ 110 кВ Фурманов – Клементьево

АС-120

68,7 при t=+25°C 88,6  при t=-5°C

-1

-1

-2

-2

8

12

9

13

ВЛ 110 кВ Писцово – Нерехта

АС-120

68,7 при t=+25°C 88,6  при t=-5°C

7

8

6

7

34

49

32

47

Ярославская

энергосистема

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославская

АС-500

342 при t=+25°C 441  при t=-5°C

-172

-39

-66

-15

-161

-47

-81

-24

ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая

АС-300

249 при t=+25°C 321  при t=-5°C

-122

-38

-52

-16

-98

-39

-52

-21

ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй(т)

АС-120

68,7 при t=+25°C 88,6  при t=-5°C

-19

-21

-3

-3

-15

-22

-3

-4

ВЛ 110 кВ Нерехта-1

АС-120

68,7 при t=+25°C 88,6  при t=-5°C

-32

-36

-13

-15

-31

-45

-20

-29

ВЛ 110 кВ Нерехта-2

АС-150

80,9 при t=+25°C 104,4 при t=-5°C

-31

-30

-10

-10

-30

-37

-19

-23

Итого получение/передача мощности в соседние энергосистемы

172/     -2108

489/

-1218

283/     -1467

347/    -718

Примечание: знак «минус» означает передачу активной мощности в смежную энергосистему

1

Анализ режимной ситуации, сложившейся на день контрольного замера в 2011 году, показывает, что загрузка сети 110 кВ и выше и уровни напряжений находятся в пределах допустимых значений.

В таблицах № 67 и № 68 представлена загрузка автотрансформаторов и  ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы.

Таблица № 67

Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы

№

Наименование

Установ-ленная мощность, МВА

Дата и время замера

21.12.2011 г. 18-00

21.12.2011 г. 04-00

15.06.2011 г. 22-00

15.06.2011 г. 04-00

МВА

%

МВА

%

МВА

%

МВА

%

1

Костромская ГРЭС

АТ-2 3х267

444,2

55,0

312,1

39,0

225,4

28,0

253,0

32,0

АТ-4 3х267

отключен

2

ПС 500/110/10 кВ Звезда

АТ-1 3х135

200,2

49,0

109,1

27,0

171,8

42,0

118,7

29,0

3

ПС 220/110/10 кВ Мантурово

АТ-1 125

63,7

51,0

41,5

33,0

62,5

50,0

41,6

33,0

4

ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь

АТ-1 125

46,6

37,0

18,8

15,0

отключен

АТ-2 125

47,3

38,0

19,1

15,0

51,2

41,0

27,6

22,0

5

ПС 220/110/10 кВ Борок

АТ-1 125

29,0

23,0

21,5

17,0

17,4

14,0

11,6

9,0

АТ-2 125

29,0

23,0

21,5

17,0

17,4

14,0

11,6

9,0

6

ПС 220/110/10 кВ Галич

АТ-1 125

23,6

19,0

23,2

19,0

14,9

12,0

12,6

10,0

АТ-2 125

21,2

17,0

20,9

17,0

13,1

10,0

11,7

9,0

7

ПС 220/110/6 кВ Кострома-2

АТ-1 125

24,5

20,0

6,8

5,0

41,2

33,0

23,5

19,0

АТ-2 90

27,7

31,0

7,7

9,0

37,8

42,0

21,8

24,0

1

Таблица № 68

Загрузка ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы

№

Наименование ЛЭП

Сечение

Длительно-допустимая мощность, МВт

Дата и время замера

21.12.2011 г. 18-00

21.12.2011 г. 04-00

15.06.2011 г. 22-00

15.06.2011 г. 04-00

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

1

ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Костромская АЭС

3хАСО-400

2055 при t=+25°C 2652  при t=-5°C

238

9

100

4

15

1

134

7

2

ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Звезда

3хАС-330

1788 при t=+25°C 2307  при t=-5°C

112

5

359

16

69

4

129

7

3

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-1

АС-300

249 при t=+25°C 321  при t=-5°C

132

41

68

21

отключена

4

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-2

АС-300

249 при t=+25°C 321  при t=-5°C

135

42

69

21

179

72

104

42

5

ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Борок

АС-300

249 при t=+25°C 321  при t=-5°C

53

17

46

14

29

12

23

9

6

ВЛ 220 кВ Борок – Галич

АС-300

249 при t=+25°C 321  при t=-5°C

3

1

4

1

6

2

0

0

7

ВЛ 220 кВ Кострома – Галич

АС-300

249 при t=+25°C 321  при t=-5°C

47

15

40

12

34

14

25

10

8

ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Кострома

АС-300

249 при t=+25°C 321  при t=-5°C

95

30

54

17

113

45

67

27

1

Раздел III. Основные направления развития электроэнергетики Костромской области

Глава 16. Прогноз потребления электрической энергии и максимума нагрузки  на пятилетний период по Костромской области

Прогноз потребления электрической энергии Костромской области представлен в Программе в двух вариантах: первый – базовый – соответствует уровню электропотребления, представленному в Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2012- 2018 годы, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 августа 2012 года № 387 «Об утверждении схемы и программы развития единой энергетической системы России на 2012 - 2018 годы», второй – так называемый «региональный» – отвечает более оптимистическим параметрам развития экономики, демографической ситуации и непроизводственной сферы в рассматриваемом регионе. Основные отличия заключаются в учете дополнительного спроса на электроэнергию, возникающего при реализации нескольких крупных инвестиционных проектов в обрабатывающей промышленности, при одновременном полном выполнении целевой программы развития жилищного строительства на территории Костромской области с выходом к 2018 году на норматив по удельному вводу жилья 0,6 кв.м/чел в год, а также более интенсивном развитии предприятий и учреждений сферы услуг, которые сопровождаются относительно незначительным снижением численности населения области (примерно на 15 тысяч человек среднегодовой численности постоянного населения к уровню 2012 года).

Первым годом построения прогноза является 2012 год. В соответствие с базовым прогнозом, разработанным в начале текущего года СО ЕЭС, полное электропотребление в области составит 3658 тысяч кВт.ч, увеличившись по сравнению с 2011 года на 1,30%.

В региональном прогнозе электропотребление 2012 года скорректировано на фактическое электропотребление по результатам прошедших 7 месяцев и составляет 3613 тысяч кВт.ч с приростом к 2011 году 0,06%. Фактическое изменение потребления за 7 месяцев текущего года составило по данным СО (-0,23)%. Вероятно, потребление по итогам 2012 года будет находиться в «коридоре» значений базового и регионального вариантов (таблица № 69, таблица № 77).

Базовый вариант (по материалам ОАО «СО ЕЭС»)

Таблица № 69

Прогноз потребления электрической энергии и мощности в Костромской области по базовому варианту, разработанный ОАО «СО ЕЭС»

Показатель

Годы

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Электропотребление, млн.кВт.ч

3658

3693

3710

3723

3737

3751

3765

Среднегодовые темпы прироста, %

0,96

0,46

0,35

0,38

0,37

0,37

Максимум нагрузки, МВт

684

687

690

692

695

697

700

Среднегодовые темпы прироста, %

0,44

0,44

0,29

0,43

0,29

0,43

Число часов использования максимума нагрузки, ч

5348

5376

5377

5380

5377

5382

5379

Для целей построения прогноза данные Росстата адаптированы к уровням потребления электрической энергии, которые фиксирует СО.

Данный прогноз потребления электрической энергии и мощности на период до 2017 года составлен с учетом социально-экономического развития региона и поступивших заявок на технологическое присоединение (таблица № 70). Анализ таблицы показывает, что прогнозируемый прирост нагрузки составляет 2-3 МВт в год.

Таблица № 70

Перечень заявок потребителей на присоединение к электрической сети

№ п/п

Наименование потребителя

Мощность по выданным ТУ, со сроком исполнения в 2012-2013 году, МВт

Перспективная нагрузка

Примечание

1

Инвестпроект ОАО «Газпромтрубинвест»

(ПС 110кВ КПД)

9,5 МВт - Организация производства труб среднего диаметра

Реконструкция ПС включена в инвестпрограмму

2

Реконструкция ПС 110 кВ Кострома-1 с увеличением присоединенной мощности на 12 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 5,1 МВт

0,726

1,3 МВт – ОАО «Русский хлеб»;

1,85 МВт – микрорайон жилой застройки;

1,5 МВт – ОАО «Костромамебель»

Реконструкция ПС включена в инвестпрограмму

3

Реконструкция ПС 110 кВ Северная с увеличением присоединенной мощности на 5 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 4,25 МВт

2,098

2,15 МВт - ОАО «Костомская областная больница»

Реконструкция ПС включена в инвестпрограмму

4

Реконструкция ПС 110 кВ Буй(р) и Буй(с) с увеличением присоединенной мощности на 9,7 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 5,1 МВт

1,2

1,3 МВт – Химический завод;

0,6 МВт – Цех по производству сульфата алюминия;

2 МВт – Квартал жилой застройки

Реконструкция ПС включена в инвестпрограмму

В таблице № 71 представлена детализация максимума нагрузки и электропотребления по узлам нагрузки.

В таблицах № 72 и № 73 представлены данные по максимуму нагрузки и электропотреблению крупных потребителей Костромской энергосистемы за отчетный период и с перспективой до 2018 года.

Анализ таблицы № 72 показывает, что большее развитие имеет ОАО «Газпромтрубинвест», деятельность которого связана с производством стальных труб. Данный завод получает питание от ПС 110/35/10 кВ КПД.

В таблице № 74 приведен максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% от общего объема электропотребления области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы.

На основании данных ОАО «СО ЕЭС» и Росстат по полному электропотреблению региона с 2012 года разработан прогноз уровней электропотребления по отдельным отраслям экономики и бытовому сектору до 2018 года по двум вариантам.

В таблице № 75 и на рисунке № 47 приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на период с 2012 до 2018 годы по базовому варианту прогноза, миллион кВт.ч

1

Таблица № 71

Детализация максимума нагрузки и электропотребления по узлам нагрузки по базовому варианту

Наименование

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС»
Волго-Окское ПМЭС

122,1

653

114

613

114

613

113

608

113

608

112

603

113

608

Электрические станции

124,9

620

128

638

128

638

128

638

128

638

128

638

128

638

з-д Кроностар

35

187

35

188

35

188

36

194

36

194

36

194

36

194

Тяговые подстанции

75

401

75

403

75

403

76

409

76

409

77

414

77

414

Шарьинский энергорайон

48

257

49

263

49

263

49

264

49

263

49

264

49

264

Нейский энергорайон

45

241

46

247

46

247

46

247

46

247

46

248

46

247

Костромской энергорайон

205

1144

211

1184

213

1195

214

1201

217

1217

219

1229

221

1239

Галичский энергорайон

29

155

29

156

30

161

30

161

30

161

30

161

30

161

Всего

684

3658

687

3693

690

3710

692

3723

695

3737

697

3751

700

3765

              Таблица № 72

Максимум нагрузки крупных потребителей Костромской энергосистемы (отчет за 2010-2011 годы и прогноз до 2018 года)

Наименование предприятия

Место расположения (адрес)

Вид экономической деятельности

Максимум нагрузки, МВт

2010 (отчет)

2011 (отчет)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Заявка

Факт

Заявка

Факт

Северная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО Российские железные дороги

Костромская обл.

Транспорт

57,11

84,81

50,39

74,51

75,00

75,00

75,38

75,75

76,13

76,51

76,89

завод Кроностар

г. Шарья,

пгт. Ветлужский,

ул. Центральная, 4

Деревообработка

31,55

35,02

31,55

35,36

35,00

35,00

35,35

35,70

35,88

36,06

36,24

ОАО «Костромской завод Мотордеталь»

г. Кострома,

ул. Московская, 105

Производство машин и оборудования

13,00

22,13

16,00

22,82

22,82

8,00

7,92

7,52

7,37

7,23

7,08

Мантуровский фанерный комбинат

г. Мантурово,

ул. Матросова, 26

Деревообработка

2,43

2,54

2,54

2,55

2,56

2,57

2,57

2,58

2,59

Галический автокрановый

завод

г. Галич,

ул. Гладышева, 27

Производство машин и оборудования

3,90

4,37

4,37

4,39

4,41

4,44

4,46

4,48

4,50

ООО «Совместное предприятие Кохлома»

г. Кострома,

ул. Борьбы, 75

Текстильное производство

3,27

3,19

3,19

3,24

3,29

3,30

3,32

3,34

3,35

ОАО «Газпромтрубинвест»

г. Волгореченск,

ул. Магистральная, 1

производство стальных труб

2,53

4,50

4,60

5,85

7,02

8,42

10,53

11,58

11,70

ООО «Стромнефтемаш»

г. Кострома,

ул. Вокзальная, 54

Производство машин и оборудования

2,96

3,82

3,82

3,86

3,90

3,94

3,98

4,01

4,06

              Таблица № 73

Электропотребление крупных потребителей Костромской энергосистемы (отчет за 2010-2011 годы и прогноз до 2018 года)

Наименование предприятия

Место расположения (адрес)

Вид экономической деятельности

Электропотребление, млн. кВт*ч

2010 (отчет)

2011 (отчет)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Фактический

Фактический

Северная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО Российские железные дороги

Костромская обл.

Транспорт

457,37

401,48

407,92

407,92

409,96

412,01

414,07

416,14

418,22

завод Кроностар

г. Шарья,

пгт. Ветлужский,

ул. Центральная, 4

Деревообработка

246,31

252,08

258,95

258,95

261,53

264,15

265,47

266,80

268,13

ОАО «Костромской завод Мотордеталь»

г. Кострома,

ул. Московская, 105

Производство машин и оборудования

102,81

69,90

69,90

32,00

30,40

28,88

28,30

27,74

27,18

Мантуровский фанерный комбинат

г. Мантурово,

ул. Матросова, 26

Деревообработка

17,66

22,63

22,63

22,69

22,76

22,83

22,90

22,97

23,04

Галический автокрановый завод

г. Галич,

ул. Гладышева, 27

Производство машин и оборудования

13,06

15,56

15,56

15,64

15,72

15,80

15,87

15,95

16,03

ООО «Совместное предприятие Кохлома»

г. Кострома,

ул. Борьбы, 75

Текстильное производство

26,19

23,57

23,57

27,52

24,74

24,87

24,99

25,12

25,24

ОАО «Газпромтрубинвест»

г. Волгореченск,

ул. Магистральная, 1

производство стальных труб

31,74

34,12

34,15

34,80

41,76

50,11

62,64

68,90

69,59

ООО «Стромнефтемаш»

г. Кострома,

ул. Вокзальная, 54

Производство машин и оборудования

15,82

17,41

17,41

17,59

17,76

17,94

18,12

18,30

18,48

Таблица № 74

Максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы (базовый вариант)

Наименование предприятия

Место расположения (адрес)

Вид экономической деятельности

Максимум нагрузки, МВт

2010 (отчет)

2011 (отчет)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Факти-ческий

Факти-ческий

МУП г.Костромы "Костромагорводоканал"

г. Kострома, ул.1 Мая, д.2

Производство и распределение воды

8,21

7,15

7,67

7,86

7,86

7,86

7,86

7,86

7,86

ОАО «Фанплит»

г. Kострома, ул.Kомсомольская, д.2

Промышленное производство

4,89

4,83

5,18

5,31

5,31

5,31

5,31

5,31

5,31

ООО «Резилюкс-Волга»

г. Кострома, ул.Базовая, 12

Промышленное производство

3,08

2,79

2,99

3,06

3,06

3,06

3,06

3,06

3,06

ООО «Костромаинвест»

Костромской район, Красносельское шоссе, д.1

Сфера услуг

4,95

5,31

5,69

5,83

5,83

5,83

5,83

5,83

5,83

ООО «БКЛМ-Актив»

г. Кострома, ул.Ерохова, 3

Промышленное производство

2,87

2,18

2,33

2,39

2,39

2,39

2,39

2,39

2,39

ОАО «ТГК-2»

г. Кострома, ул. Индустриальная, 38

Производство и распределение электрической и тепловой энергии

1,64

1,65

1,77

1,81

1,81

1,81

1,81

1,81

1,81

МКУ «СМЗ по ЖКХ»

г. Кострома, пер.Кадыевский, 4

Жилищно-коммунальная отрасль

7,09

7,27

7,80

7,99

7,99

7,99

7,99

7,99

7,99

ООО «КТЭК»

г. Кострома, ул. Лагерная, д.15 а

Производство и распределение теплоэнергии

-

1,76

1,88

1,93

1,93

1,93

1,93

1,93

1,93

ОАО «Оборонэнергосбыт»

г. Кострома, ул. Сенная, д.24

Другие виды экономической деятельности

2,05

2,66

2,85

2,92

2,92

2,92

2,92

2,92

2,92

ОАО «Ростелеком»

г. Кострома, ул.Подлипаева, д.1

Связь

4,62

3,93

4,21

4,32

4,32

4,32

4,32

4,32

4,32

ОАО «МРСК Центра»

г. Кострома, пр-т Мира, д.53

Транспортировка электрической энергии

4,13

4,21

4,51

4,63

4,63

4,63

4,63

4,63

4,63

ЗАО «Экохиммаш»

Костромская область, г.Буй, ул.Чапаева, д.1

Промышленное производство

1,20

1,06

1,14

1,16

1,16

1,16

1,16

1,16

1,16

ООО «Жилкомсервис»

Костромская область, г.Буй, ул. Республиканская, д.5

Жилищно-коммунальная отрасль

6,09

3,03

3,25

3,33

3,33

3,33

3,33

3,33

3,33

МУП «Коммунсервис» 

Костромского района

Костромской район, п.Никольское, ул.Мира, д.16

Производство и распределение тепловой энергии

1,83

1,79

1,92

1,97

1,97

1,97

1,97

1,97

1,97

ЗАО  «Шувалово»

Костромской район, п. Шувалово, ул.Рабочая, д.1

Промышленное производство

2,51

2,38

2,55

2,61

2,61

2,61

2,61

2,61

2,61

ОАО «Костромской силикатный завод»

г. Кострома, ул.Ярославская, д.43

Промышленное производство

1,23

1,25

1,34

1,38

1,38

1,38

1,38

1,38

1,38

ОАО «Фанплит»

г. Кострома, ул. Комсомольская, д.2

Промышленное производство

3,88

3,87

4,15

4,25

4,25

4,25

4,25

4,25

4,25

1

Таблица № 75

Структура потребления электрической энергии в Костромской области на период с 2012 до 2018 годы по базовому варианту прогноза, млн кВт.ч.

Наименование

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Всего потребление

3 658

3 693

3 710

3 723

3 737

3 751

3 765

Потери  в электросетях общего пользования

494

493

502

500

493

490

480

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

60

59

62

62

63

62

62

Добыча полезных ископаемых

2

3

4

4

4

4

4

Обрабатывающее производство

769

794

792

789

789

797

816

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды, всего

727

723

719

717

717

714

709

на собственные нужды электростанции*

499

499

499

499

499

499

499

прочее

228

224

220

218

218

215

210

Строительство

26

26

26

26

27

27

27

Транспорт и связь

493

492

494

495

496

493

490

Прочие виды деятельности

557

564

573

581

588

596

601

Население

530

534

539

550

560

568

576

* Оценка потребления электрической энергии на собственные нужды электростанций по базовому варианту по данным Росстата ниже, чем аналогичные оценки по данным ОАО «СО ЕЭС» (о расхождении данных упоминалось в главе 3).

Рисунок № 47

Изменение структуры электропотребления Костромской области в базовом варианте прогноза (2012 и 2018 годы)

В соответствии с базовым вариантом прогноза полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2018 году возрастет до 3765 тысяч кВт.ч; за период 2012-2018 годы средний темп его прироста составит 0,6%, а за период 2014-2018 годы – почти 0,4%. Конечное потребление электроэнергии достигнет 2786 миллионов кВт.ч, увеличившись по сравнению с 2012 годом на 121 миллион кВт.ч.

Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций останется на прежнем уровне 500 миллионов кВт.ч в связи с отсутствием ввода новых крупных генерирующих мощностей. Потери в электрических сетях к концу рассматриваемого периода снизятся примерно на 1 % (до 14,7% от отпуска электроэнергии в сеть).

В этом варианте прогноза две трети прироста потребления электроэнергии создаст непроизводственная сфера (бытовые потребители и предприятия и учреждения сферы услуг), остальное – практически исключительно обрабатывающие производства.

В структуре электропотребления возрастут доли бытового сектора (с 14,5 до 15,3%) и «прочих» видов деятельности (сферы услуг, с 15,2 до 16%). Однако обрабатывающая промышленность в 2012-2018 годы сохранит лидерство по доле в полном (и конечном) потреблении электроэнергии, которая немного возрастет (с 21% до 21,7%). Снизятся доли раздела Е с 19,9% до 18,8% и потерь в сетях (с 13,5 до 12,7%). Динамика остальных составляющих потребления будет достаточно стабильна.

Региональный вариант разработан в соответствии с заявками потребителей на присоединение к электрической сети, представленных в таблице № 76.

Таблица № 76

Перечень заявок потребителей на присоединение к электрической сети

№ п/п

Наименование потребителя

Место расположения

Вид деятельности

Год ввода

Номинальная нагрузка (увеличение нагрузки), МВт

Источник информации

1

ООО «НОВ Кострома»

Костромская обл. г.Волгореченск

Завод по производству буровых установок

2013-2014

15

Филиал ОАО «МРСК Центра» -  Костромаэнерго

2

ЗАО «АСПЕК-Леспром»- ЦБК

Костромская обл. Мантуровский р-он

Целлюлозно-бумажный комбинат

2017

100

3

«Костромская бумажная фабрика»

г. Кострома

Производство бумажных изделий

2012-2020

0,36

4

Производство и реализация инновационного вида топлива – древесных пеллет

г. Мантурово

Производство и реализация древесных пеллет

2010-2015

2,4

5

Микрорайон

«Новый город»

г. Кострома

Жилая застройка

2013-2015

1,3

6

Микрорайон

«Агашкина гора»

г. Кострома

Жилая застройка

2014-2016

1,6

7

Микрорайон

«Клюшниково»

Граница г. Кострома

Жилая застройка

2013-2017

2,3

8

Микрорайон

«Волжский»

г. Кострома

Жилая застройка

2017-2018

1,2

Итого

124,16

В соответствии с данными заявками составлен прогноз максимума нагрузки и электропотребления Костромской области в период до 2018 года.

Таблица № 77

Прогноз электропотребления и мощности по региональному варианту, с учетом инвестиционной компоненты, на период до 2018 года.

Показатель

Годы

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Электропотребление, млн.кВт.ч

3613

3672

3746

3825

3884

4174

4790

Среднегодовые темпы прироста, %

1,63

2,02

2,11

1,54

7,47

14,76

Максимум на­грузки, МВт

675,6

685,2

706,7

718,3

730,9

777,1

871,2

Среднегодовые темпы прироста, %

1,42

3,14

1,64

1,75

6,32

12,11

Число часов использования максимума нагрузки, ч

5348

5359

5301

5325

5314

5371

5498

В таблице № 78 представлена детализация максимума нагрузки и электропотребления по узлам нагрузки.

В таблицах № 79 и № 80 представлены данные по максимуму нагрузки и электропотреблению крупных потребителей Костромской энергосистемы за отчетный период и с перспективой до 2018 года.

К 2017 году в Мантуровском районе Костромской области будет построен и введен в эксплуатацию целлюлозно-бумажный комбинат. Заявленная максимальная электрическая мощность составляет 100 МВт. Недавно построенная ПС 500/110/10 кВ Звезда может обеспечить комбинат необходимым количеством электроэнергии.

В таблице № 81 приведен максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы.

В таблице № 82 и на рисунке № 48 приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на период с 2012 до 2018 года по региональному варианту прогноза, миллионов кВт.ч.

1

Таблица № 78

Детализация максимума нагрузки и электропотребления по узлам нагрузки по региональному варианту

Наименование

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Мощ-ть, МВт

э/э, млн. кВт.ч

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС»

116,9

625,16

103,9

556,80

108,7

576,19

109,9

585,23

111,1

590,39

138,8

745,53

213

1171,11

Волго-Окское ПМЭС

Электрические станции

127,7

682,92

129,3

692,92

130

689,09

130,4

694,39

130,8

695,07

132,3

710,62

134,2

737,85

з-д Кроностар

35

187,17

35

187,57

35

185,52

36

191,70

36

191,30

36

193,37

36

197,93

Тяговые подстанции

75

401,09

75

401,93

75

397,55

76

404,71

76

403,86

77

413,59

77

423,36

Шарьинский энергорайон

47

251,35

50

267,95

51

270,34

51

271,58

52

276,33

53

284,68

55

302,40

Нейский энергорайон

45

240,65

47

251,87

48

254,43

48

255,60

49

260,39

50

268,56

52

285,90

Костромской энергорайон

201

1074,92

215

1152,19

228

1208,56

234

1246,07

243

1291,30

256

1375,04

267

1468,01

Галичский энергорайон

28

149,74

30

160,77

31

164,32

33

175,73

33

175,36

34

182,62

37

203,43

Всего

675,6

3613

685,2

3672

706,7

3746

718,3

3825

730,9

3884

777,1

4174

871,2

4790

Таблица № 79

Максимум нагрузки крупных потребителей Костромской энергосистемы (отчет за 2010-2011 годы и прогноз до 2018 года) по региональному варианту

Наименование предприятия

Место расположения (адрес)

Вид экономической деятельности

Максимум нагрузки, МВт

2010 (отчет)

2011 (отчет)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Заявка

Факт

Заявка

Факт

Северная дирекция по энергообеспечению -структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО Российские железные дороги

Костромская обл.

Транспорт

57,11

84,81

50,39

74,51

75,00

75,00

75,38

75,75

76,13

76,51

76,89

з-д Кроностар

г. Шарья, пгт. Ветлужский, ул.Центральная, 4

Деревообработка

31,55

35,02

31,55

35,36

35,00

35,00

35,35

35,70

35,88

36,06

36,24

Мотордеталь

г. Кострома, ул.Московская, 105

Производство машин и оборудования

13,00

22,13

16,00

22,82

22,82

8,00

7,92

7,52

7,37

7,23

7,08

Мантуровский фанерный комбинат

г. Мантурово, ул.Матросова, 26

Деревообработка

2,43

2,54

2,54

2,55

2,56

2,57

2,57

2,58

2,59

Галичский автокрановый з-д

г. Галич, ул.Гладышева, 27

Производство машин и оборудования

3,90

4,37

4,37

4,39

4,41

4,44

4,46

4,48

4,50

ООО «Совместное предприятие Кохлома»

г. Кострома, ул.Борьбы, 75

Текстильное производство

3,27

3,19

3,19

3,24

3,29

3,30

3,32

3,34

3,35

ОАО «Газпромтрубинвест»

г. Волгореченск, ул.Магистральная, 1

производство стальных труб

2,53

4,50

4,60

5,85

7,02

8,42

10,53

11,58

11,70

ООО «Стромнефтемаш»

г. Кострома, ул.Вокзальная, 54

Производство машин и оборудования

2,96

3,82

3,82

3,86

3,90

3,94

3,98

4,01

4,06

ООО «НОВ Кострома»

Костромская обл. г.Волгореченск

Завод по производству буровых установок

1,44

2,90

5,80

8,70

13,00

15,00

ЗАО «АСПЕК-Леспром» - ЦБК

Костромская обл. Мантуровский р-он

Целлюлозно-бумажный комбинат

28,57

100,0

Производство и реализация инновационного вида топлива – древесных пеллет

г. Мантурово

Производство и реализация древесных пеллет

0,80

2,00

2,40

2,40

2,40

Таблица № 80

Электропотребление крупных потребителей Костромской энергосистемы (отчет за 2010-2011 годы и прогноз до 2018 года) по региональному варианту

Наименование предприятия

Место расположения (адрес)

Вид экономической деятельности

Электропотребление, млн. кВт*ч

2010 (отчет)

2011 (отчет)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Фактический

Фактический

Северная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО Российские железные дороги

Костромская обл.

Транспорт

457,37

401,48

407,92

407,92

409,96

412,01

414,07

416,14

418,22

з-д Кроностар

г. Шарья, пгт. Ветлужский, ул.Центральная, 4

Деревообработка

246,31

252,08

258,95

258,95

261,53

264,15

265,47

266,80

268,13

ОАО «Костромской завод «Мотордеталь»

г Кострома, ул.Московская, 105

Производство машин и оборудования

102,81

69,90

69,90

32,00

30,40

28,88

28,30

27,74

27,18

Мантуровский фанерный комбинат

г Мантурово, ул.Матросова, 26

Деревообработка

17,66

22,63

22,63

22,69

22,76

22,83

22,90

22,97

23,04

Галичский автокрановый з-д

г Галич, ул.Гладышева, 27

Производство машин и оборудования

13,06

15,56

15,56

15,64

15,72

15,80

15,87

15,95

16,03

ООО «Совместное предприятие Кохлома»

г Кострома, ул.Борьбы, 75

Текстильное производство

26,19

23,57

23,57

27,52

24,74

24,87

24,99

25,12

25,24

ОАО Газпромтрубинвест

г Волгореченск, ул.Магистральная, 1

производство стальных труб

31,74

34,12

34,15

34,80

41,76

50,11

62,64

68,90

69,59

ООО «Стромнефтемаш»

г Кострома, ул.Вокзальная, 54

Производство машин и оборудования

15,82

17,41

17,41

17,59

17,76

17,94

18,12

18,30

18,48

ООО «НОВ Кострома»

Костромская обл. г.Волгореченск

Завод по производству буровых установок

5,00

10,00

20,00

30,00

45,00

52,00

ЗАО «АСПЕК-Леспром» - ЦБК

Костромская обл. Мантуровский р-он

Целлюлозно-бумажный комбинат

200,00

700,00

Производство и реализация инновационного вида топлива – древесных пеллет

г. Мантурово

Производство и реализация древесных пеллет

2,00

5,00

6,00

6,00

6,00

Таблица № 81

Максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы (региональный вариант)

Наименование предприятия

Место расположения (адрес)

Вид экономической деятельности

Максимум нагрузки, МВт

2010 (отчет)

2011 (отчет)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Факти-ческий

Факти-ческий

МУП г.Костромы «Костромагорводоканал»

г. Kострома, ул.1 Мая, д.2

Производство и распределение воды

8,21

7,15

7,49

7,76

7,91

8,05

8,17

8,42

8,84

ОАО «Фанплит»

г. Kострома, ул.Kомсомольская, д.2

Промышленное производство

4,89

4,83

5,06

5,24

5,34

5,44

5,52

5,69

5,97

ООО «Резилюкс-Волга»

г. Кострома, ул.Базовая, 12

Промышленное производство

3,08

2,79

2,92

3,02

3,08

3,14

3,19

3,28

3,44

ООО «Костромаинвест»

Костромской район, Красносельское шоссе, д.1

Сфера услуг

4,95

5,31

5,56

5,76

5,87

5,98

6,07

6,25

6,56

ООО «БКЛМ-Актив»

г. Кострома, ул.Ерохова, 3

Промышленное производство

2,87

2,18

2,28

2,36

2,41

2,45

2,49

2,56

2,69

ОАО «ТГК-2»

г. Кострома, ул. Индустриальная, 38

Производство и распределение электрической и тепловой энергии

1,64

1,65

1,73

1,79

1,82

1,86

1,89

1,94

2,04

МКУ «СМЗ по ЖКХ»

г. Кострома, пер.Кадыевский, 4

Жилищно-коммунальная отрасль

7,09

7,27

7,62

7,89

8,04

8,19

8,31

8,56

8,99

ООО «КТЭК»

г. Кострома, ул. Лагерная, д.15 а

Производство и распределение тепловой энергии

-

1,76

1,84

1,90

1,94

1,98

2,01

2,07

2,17

ОАО «Оборонэнергосбыт»

г. Кострома, ул. Сенная, д.24

Другие виды экономической деятельности

2,05

2,66

2,79

2,89

2,94

3,00

3,04

3,13

3,29

ОАО «Ростелеком»

г. Кострома, ул.Подлипаева, д.1

Связь

4,62

3,93

4,12

4,26

4,34

4,42

4,49

4,62

4,85

ОАО «МРСК Центра»

г. Кострома, пр-т Мира, д.53

Транспортировка электрической энергии

4,13

4,21

4,41

4,57

4,66

4,74

4,81

4,96

5,20

ЗАО «Экохиммаш»

Костромская область, г.Буй, ул.Чапаева, д.1

Промышленное производство

1,20

1,06

1,11

1,15

1,17

1,19

1,21

1,25

1,31

ООО «Жилкомсервис»

Костромская область, г.Буй, ул. Республиканская, д.5

Жилищно-коммунальная отрасль

6,09

3,03

3,17

3,28

3,35

3,41

3,46

3,56

3,74

МУП «Коммунсервис"» Костромского района

Костромской район, п.Никольское, ул.Мира, д.16

Производство и распределение тепловой энергии

1,83

1,79

1,87

1,94

1,98

2,01

2,05

2,11

2,21

ЗАО  «Шувалово»

Костромской район, п. Шувалово, ул.Рабочая, д.1

Промышленное производство

2,51

2,38

2,49

2,58

2,63

2,68

2,72

2,80

2,94

ОАО «Костромской силикатный завод»

г. Кострома, ул.Ярославская, д.43

Промышленное производство

1,23

1,25

1,31

1,36

1,38

1,41

1,43

1,47

1,55

ОАО «Фанплит»

г. Кострома, ул. Комсомольская, д.2

Промышленное производство

3,88

3,87

4,05

4,20

4,28

4,36

4,42

4,56

4,78

1

Таблица № 82

Структура потребления электрической энергии в Костромской области на период с 2012 до 2018 годы по региональному варианту прогноза, млн кВт.ч.

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Всего потребление

3613

3672

3746

3825

3884

4174

4790

Потери  в электросетях общего пользования

492

499

506

507

510

539

602

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

60

59

62

63

65

68

72

Добыча полезных ископаемых

1,5

1,6

2

3

4

5

6

Отрабатывающее производство

730

744

762

804

820

1043

1559

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды

726

733

751

756

758

760

762

на собственные нужды электростанции

498

504

520

524

524

524

524

прочее

228

229

231

232

234

236

238

Строительство

26

26

26

26

27

27

27

Транспорт и связь

492

495

498

501

508

513

518

Прочие виды деятельности

559

573

586

598

612

625

636

Население

527

540

553

567

580

594

610

В соответствии с региональным вариантом прогноза полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2018 году возрастет до 4790 тысяч кВт.ч; за период 2012-2018 годы средний темп его прироста составит 4,10%, а за период 2014-2018 годы – почти 5,46%. Ожидается, что конечное потребление электроэнергии достигнет 3664 миллиона кВт.ч, увеличившись по сравнению с 2012 годом на 1041 миллион кВт.ч.

В данном прогнозе уровень электропотребления в конце рассматриваемого периода превысит базовый вариант более чем на 1 миллиард кВт.ч, или на 27%.

Рисунок № 48

Изменение структуры электропотребления Костромской области в региональном варианте прогноза (2012 и 2018 годы)

Основными драйверами роста в этом варианте прогноза являются обрабатывающие производства: практически исключительно инвестиционные проекты по списку, представленному в таблице № 83.

Таблица № 83

Динамика электропотребления новых потребителей, учтенных в региональном варианте, млн кВт.ч

Инвестиционные проекты

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Расширение производства ОАО «Газпромтрубинвест» (производство труб среднего диаметра)

5,0

28,6

28,6

28,6

28,6

ООО «НОВ Кострома» (строительство завода по производству буровых установок)

5,0

10,0

30,0

35,0

45,0

52,0

Мантуровский ЦБК

200

700

Организация производства бумажных изделий хозяйственно-бытового и санитарно-гигиенического назначения «Костромская бумажная фабрика»

1,0

2,0

Производство и реализация инновационного вида топлива – древесных пеллет

2,0

5,0

6,0

6,0

6,0

Электропотребление обрабатывающих производств возрастет к концу прогнозного периода в 2,1 раза (к уровню 2012 года) и достигнет почти 1560 тысяч кВт.ч. Из этого прироста значительная доля (85%) придется на прирост электропотребления, связанный с выводом на расчетную мощность целлюлозно-бумажного комбината в 2018 году.

Дополнительный прирост электропотребления произойдет также в сфере, взаимосвязанной с обслуживанием потребностей ЦБК и прочих инвестиционных проектов, – лесном хозяйстве (заготовка древесины), а также на транспорте, прежде всего на железнодорожном, грузооборот которого также ощутимо вырастет.

Увеличение электропотребления по виду экономической деятельности  «Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство» составит 120%, однако в силу невысокой электроемкости основных процессов, с которыми связано увеличение объемов производства, абсолютное значение прироста в этой отрасли будет невелико – 12 миллионов кВт.ч на уровне 2018 года (по сравнению с 2012 годом).

В свою очередь, отрасли транспорта и связи увеличат электропотребление на 26 миллионов. кВт.ч, из них около 80% прироста придется на увеличение расхода электроэнергии на электротягу железнодорожного транспорта.

Рост электропотребления в добывающей промышленности будет отражать растущие объемы производства местных нерудных материалов, в том числе для программы строительства жилья, а также добычи торфа.

В рамках данного сценария предполагается, что электропотребление бытового сектора и связанной с ним сферы услуг («прочие» виды деятельности) будет расти более высокими темпами, чем в базовом варианте. Прирост потребления электроэнергии составит по быту к концу рассматриваемого период (по отношению к 2012 году) 83 тысячи кВт.ч, по «прочим» видам деятельности – 77 тысяч кВт.ч со средним ежегодным темпом прироста соответственно 2,2% и 2,1%. Это соответственно в 1,8 и 1,7 раза больше чем в базовом варианте.

Основой для более высоких приростов потребления электроэнергии в непроизводственной сфере служат параметры вводов нового жилья, намеченные в областной целевой программе «Стимулирование развития жилищного строительства на территории Костромской области в 2011-2015 годах», утвержденной постановлением администрации Костромской области от 7 июня 2011 года № 211-а «Об областной целевой программе «Стимулирование развития жилищного строительства на территории Костромской области в 2011-2015 годах» (далее – ОЦП по развитию жилищного строительства), а за пределами 2015 года – выход на удельный ввод строительства жилья в расчете на 1 жителя в размере 0,6 квадратных метра, указанный в Стратегии социально-экономического развития Центрального федерального округа на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации  от 6 сентября 2011 года № 1540-р.

Свое влияние будут оказывать также более высокие темпы насыщения домашних хозяйств электроприборами в силу более интенсивного роста платежеспособного спроса населения, чем в базовом варианте, и увеличенный ввод в действие организаций и предприятий сферы услуг, отражающий более интенсивное развитие экономики области.

В прогнозе учтен в том числе и ввод в эксплуатацию новых жилых домов и объектов сферы услуг микрорайонов Новый город, Клюшниково и Агашкина гора в полном объеме к 2018 году в параметрах, представленных в таблице № 84.

Таблица № 84

Параметры принятых к реализации проектов в сфере жилищного строительства в Костроме и Костромском муниципальном районе

Клюшниково

Новый город

Агашкина гора

Количество домов/квартир, ед.

2148

2180

3220

Общая площадь жилья, кв.м

322250

120000

195000

Количество жителей

6470

3500-4000

5000

Детсады

3 х 140 мест

2 х 280 мест

2 х 300 мест

Школа, учеников

1176

720

750

Общественно-деловой центр

да

Торговый центр

да

Предприятия общественного питания и объекты бытового обслуживания

нет

да

да

В целом, к концу рассматриваемого периода в структуре электропотребления произойдут следующие изменения:

доли всех сегментов экономики, кроме обрабатывающих производств, и бытового сектора уменьшатся;

доля обрабатывающих производств в полном потреблении электроэнергии резко вырастет с примерно 20% в 2012 году до более чем 32% в 2018 году за счет реализации крупных инвестиционных проектов;

доля потерь в сетях снизится за счет технических мероприятий по снижению объемов потерь, уменьшения доли электроэнергии, реализуемой на пониженных напряжениях.

Подводя итоги, можно отметить, что при определении прогнозных электрических нагрузок в Программе рассмотрены сценарии пониженного (базового) и повышенного (регионального) спроса на электроэнергию.

Базовый вариант спроса на электроэнергию предполагает более низкие темпы прироста электропотребления и электрических нагрузок. Рост существующих нагрузок на ПС 110 кВ и выше не предусматривается, но при этом учитываются электрические нагрузки новых потребителей, которые расположены в городах Костроме, Волгореченске, Буе, Галиче, Шарье.

Повышенный вариант (региональный) предполагает более высокие темпы прироста электрических нагрузок. А именно, для всех центров питания 110кВ принят ежегодный прирост существующих нагрузок порядка 2-5% в год. Электрические нагрузки новых потребителей учитывались дополнительно.

Глава 17. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период

Оценка перспективного теплопотребления Костромской области осуществлялась на основе рассмотрения объёма перспективного прироста нагрузок за счёт развития жилищного сектора и реализации крупных инвестиционных проектов в промышленности. Основой для прогноза служили:

1) данные об освоении свободных площадок для жилищного строительства и ОЦП по развитию жилищного строительства;

2) данные формы 11-ТЭР по регионам Российской Федерации по удельной теплоёмкости 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 ОЦП по развитию жилищного строительства. Объём жилищного фонда – важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Принятые для прогноза значения объема изменения величины жилищного фонда Костромской области приведены в таблице № 85 и на рисунке № 49.

Таблица № 85

Общая площадь жилищного фонда и ввод в действие жилья в Костромской области в 2007 – 2018 годах

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Площадь жилищного фонда, млн.кв.м

16,5

16,3

16,5

16,7

16,8

16,9

Ввод в действие жилья, тыс. кв.м

140

149

180

151

152,9

200,0

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Площадь жилищного фонда, млн.кв.м

16,9

17,0

17,2

17,3

17,4

17,7

Ввод в действие жилья, тыс. кв.м

212,0

243,0

285,0

316

344

371

Рисунок № 49

Общая площадь жилищного фонда и ввод в действие жилья в Костромской области в 2006 – 2018 годах

Также с использованием информации об освоении свободных площадок для жилищного строительства был составлен перечень перспективных проектов развития жилищно-коммунального хозяйства.

Следует отметить, что точные сроки реализации рассмотренных проектов установить невозможно, однако известно, что ввод в эксплуатацию новых жилых домов и объектов сферы услуг микрорайонов Новый город, Клюшниково и Агашкина гора планируется выполнить в полном объеме к 2018 году. Также известно, что строительство и ввод ряда проектов будет находиться за пределами 2018 года.

С учётом этого принято, что к концу рассматриваемого периода будет введено около 1716,2 тысяч кв.м, что составляет 61,1% от общего объёма. Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов представлена в таблице № 86.

Таблица № 86

Увеличение площади жилых зданий на территории Костромской области

№ п/п

Название проекта участка застройки

Объемы жилья, тыс.кв.м

Объем ввода жилья по годам реализации программы, тыс.кв. м

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

1

«Агашкина гора-1» (ул.Магистральная)

194,8

0

0

12

16

35

60

71,8

2

пос. Волжский

113,5

12

16

21

25

31

0

0

3

д. Каримово

52,6

0

0

0

7

9

14

22,6

4

мкр-н «Солоница»

24,8

0

5

6

6

7,8

0

0

5

мкр-н «Новый город»

120

26

30

32

32

0

0

0

6

хутор Чернигино

85

8

20

25

27

0

0

0

7

«Агашкина гора-2» (ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)

305,3

0

0

0

12

95,3

98

100

8

мкр-н «Паново-2»

110

0

12

16

18

19

22

23

9

Караваево (между ТЦ «Коллаж» и п. Караваево)

855,6

0

0

0

5,5

9

13

24

10

д. Подолец

41,5

5

7

13

16,5

0

0

0

11

д. Становщиково

160

0

0

4

11

14

19

22

12

д. Коряково («Агротехнопарк»)

223

0

0

5,5

8

15

20

24

13

д. Клюшниково

322,3

30

32,3

40

50

50

50

50

14

мкр-н № 11 в г. Волгореченске

29,5

4,7

4,7

4,7

4,7

6,2

0

0

15

п. Апраксино   

4,6

2

2,6

0

0

0

0

0

16

с. Шунга

3,7

1,7

2

0

0

0

0

0

17

м/р-н «Жужелино», г. Кострома

12

4

4

4

0

0

0

0

18

п. Шувалово

15,2

0

0

5,2

5

5

0

0

19

д. Стрельниково

9,2

0

0

3

3

3,2

0

0

20

д. Петрилово

8

0

0

0

0

2

3

3

21

д. Пустошки

1,8

0

1,8

0

0

0

0

0

22

Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальная-Кинешемское шоссе и пос. Караваево

90,9

0

0

0

5,5

8

12

16

23

Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорная

17

0

3

4,2

4,2

5,6

0

0

24

м/р-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте

2,3

1

1,3

0

0

0

0

0

25

Квартал застройки м/р-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехта

4,5

0

0

1,5

1,5

1,5

0

0

26

Квартал застройки в р-не д. Осипово в г. Шарье

3,3

0

0,7

1,3

1,3

0

0

0

Итого

2810,4

94,4

142,4

198,4

259,2

316,6

311

356,4

В таблице № 86 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 ОЦП по развитию жилищного строительства, приведенным в таблице № 87.

По ряду представленных в таблице № 86 проектов выполнены  прогнозные оценки тепловых нагрузок, в составе которых кроме площади жилых зданий были учтены площади новой социальной инфраструктуры и предприятий бытового обслуживания.

В отсутствие методических рекомендаций по разработке схем теплоснабжения при расчете тепловых нагрузок основную трудность представляет определение удельного теплопотребления предполагаемых к строительству объектов. В качестве аналога для Костромской области могут быть использованы значения данных параметров, принимаемые для г. Москвы, что допустимо ввиду схожих климатических характеристик.

Однако, в отличие от г. Москвы, в рамках рассматриваемых проектов на территории Костромской области планируются значительные объемы индивидуального строительства, по которым уровень удельного теплопотребления может быть существенно выше, чем для многоэтажного жилья. Но, несмотря на это, можно предполагать, что процессы повышения энергоэффективности строительства в Костромской области будут иметь схожий со столицей характер, и если в Москве к 2014 году планируется снижение удельных тепловых характеристик более чем на 25% по сравнению с 2011 годом, то для Костромской области возможно, как минимум, достижение с учетом осреднения по всем типам возводимых объектов значений, принятых для г. Москвы на 2011 год. Таким образом, показатели удельного теплопотребления строящихся объектов могут быть оценены для Костромской области в размере 56 ккал/ч на кв.м для жилых зданий и 72,8 ккал/ч на квадратный метр для общественных зданий.

В таблице № 87 представлен альтернативный расчет тепловых нагрузок для рассматриваемых проектов, выполненный ЗАО «АПБЭ» с использованием приведенных выше оценок удельного теплопотребления.

1

Таблица № 87

Увеличение потребности Костромской области в тепловой энергии за счет ввода новых жилых зданий

№ п/п

Название проекта участка застройки

Объемы жилья, тыс. кв.м

Теплоснабжение, Гкал/час

Оценка необходимой тепловой мощности

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

На конец реализации проекта

1

«Агашкина гора-1» (ул.Магистральная)

194,8

0,000

0,000

0,716

1,670

3,757

7,336

11,618

11,618

55,733

2

пос. Волжский

113,5

1,223

2,177

3,429

4,920

6,769

6,769

6,769

6,769

22,764

3

д. Каримово

52,6

0,000

0,000

0,000

0,417

0,954

1,789

3,137

3,137

16,821

4

мкр-н «Солоница»

24,8

0,000

0,298

0,656

1,014

1,479

1,479

1,479

1,479

6,981

5

мкр-н «Новый город»

120

1,551

3,340

5,248

7,157

7,157

7,157

7,157

7,157

35,95

6

хутор Чернигино

85

0,775

1,968

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

0,000

0,000

0,716

6,399

12,244

18,208

18,208

91,213

8

мкр-н «Паново-2»

110

0,000

0,716

1,670

2,743

3,877

5,189

6,560

6,560

34,223

9

Караваево (между ТЦ «Коллаж» и п. Караваево

855,6

0,000

0,000

0,000

0,328

0,865

1,640

3,071

51,028

243,956

10

д. Подолец

41,5

0,298

0,716

1,491

2,475

2,475

2,475

2,475

2,475

11,373

11

д. Становщиково

160

0,000

0,000

0,239

0,895

1,730

2,863

4,175

9,542

43,818

12

д. Коряково («Агротехнопарк»)

223

0,000

0,000

0,328

0,805

1,700

2,893

4,324

13,300

61,05

13

д. Клюшниково

322,3

2,982

4,908

7,294

10,276

13,258

16,240

19,222

19,222

88,227

14

мкр-н № 11 в г. Волгореченске

29,5

0,549

0,829

1,109

1,390

1,759

1,759

1,759

1,759

-

15

п. Апраксино

4,6

0,119

0,274

0,274

0,274

0,274

0,274

0,274

0,274

-

16

с. Шунга

3,7

0,101

0,221

0,221

0,221

0,221

0,221

0,221

0,221

-

17

м/р-н «Жужелино», г. Кострома

12

0,239

0,477

0,716

0,716

0,716

0,716

0,716

0,716

-

18

п. Шувалово

15,2

0,000

0,000

0,310

0,608

0,907

0,907

0,907

0,907

-

19

д. Стрельниково

9,2

0,000

0,000

0,179

0,358

0,549

0,549

0,549

0,549

-

20

д. Петрилово

8

0,000

0,000

0,000

0,000

0,119

0,298

0,477

0,477

-

21

д. Пустошки

1,8

0,000

0,107

0,107

0,107

0,107

0,107

0,107

0,107

-

22

Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальная-Кинешемское шоссе и пос. Караваево

90,9

0,000

0,000

0,000

0,328

0,805

1,521

2,475

5,421

-

23

Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорная

17

0,000

0,179

0,429

0,680

1,014

1,014

1,014

1,014

-

24

м/р-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте

2,3

0,060

0,137

0,137

0,137

0,137

0,137

0,137

0,137

-

25

Квартал застройки м/р-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехта

4,5

0,000

0,000

0,089

0,179

0,268

0,268

0,268

0,268

-

26

Квартал застройки в р-не д. Осипово в г. Шарье

3,3

0,000

0,042

0,119

0,197

0,197

0,197

0,197

0,197

-

Итого

2810,4

7,896

16,389

28,222

43,680

62,562

81,110

102,366

167,612

735,804

1

Сравнение оценок ЗАО «АПБЭ» с оценками исполнительных органов государственной власти Костромской области выявляет существенно более высокие значения последних. 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 составил бы около 735,8 Гкал/ч. 

Следует также отметить, что удельные показатели согласно принятым для Костромской области территориальным строительным нормам носят целевой, а не практический характер, поскольку расчеты, проведенные с их использованием, показывали ещё более низкие оценки нагрузок, чем при использовании в качестве аналога значений по г. Москве.

Увеличение потребности в тепловой энергии промышленного сектора Костромской области определяется вводом в эксплуатацию в 2017-2018 годах Мантуровского ЦБК, поскольку реализация других крупных инвестиционных проектов в промышленности, принятых в основу прогноза электропотребления (в частности, инвестпроект ОАО «Газпромтрубинвест»), не приведёт к значительному росту тепловых нагрузок.

Расчет потребления тепловой энергии Мантуровского ЦБК осуществлялся по производству целлюлозы, бумаги, картона и ХТММ. Теплоемкость вычислялась по стране в целом и уточнялась показателями по Республике Коми и Архангельской области, где функционирующие предприятия по мощности, технологическим процессам и структуре продукции наиболее близки к заявленным параметрам Мантуровского ЦБК (таблицы № 88 - № 90).

Таблица № 88

Удельная теплоемкость производства целлюлозы, Гкал/т

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Российская Федерация

4,01

3,86

3,77

3,70

3,62

3,54

3,41

3,15

3,29

Коми

3,39

3,40

3,30

3,30

3,30

2,58

2,47

2,46

2,49

Архангельская

3,62

3,46

3,46

3,39

3,41

3,38

3,34

3,21

3,14

Таблица № 89

Удельная теплоемкость производства бумаги, Гкал/т

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Российская Федерация

2,11

2,12

2,09

2,00

1,90

1,87

1,86

1,75

1,63

Коми

2,20

2,21

2,15

2,05

1,92

1,62

1,59

1,58

1,55

Архангельская

2,64

2,61

2,58

2,58

2,57

2,55

2,55

2,39

2,06

Таблица № 90

Удельная теплоемкость производства картона, Гкал/т

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Российская Федерация

2,12

1,99

2,07

2,00

1,94

1,87

1,84

1,82

1,89

Коми

1,89

1,85

1,85

1,81

1,83

1,86

1,88

1,88

2,00

Архангельская

1,90

1,86

1,91

1,86

1,85

1,86

1,84

1,77

1,67

В итоге для производства целлюлозы был принят показатель 2,6 Гкал/т, бумаги – 1,65 Гкал/т, картона – 1,8 Гкал/т, ХТММ (оценка) – 2 Гкал/т. На основании указанных величин теплоемкости производства была выполнена оценка потребления тепловой энергии Мантуровского ЦБК, которая представлена в таблице № 91.

Таблица № 91

Оценка потребления тепловой энергии Мантуровского ЦБК

Параметры производства

Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал

Продукция

Объём, тыс.т

Беленая целлюлоза

517

1344,2

Картон мелованный полиграфический

100

720

Картон мелованный коробочный

300

Бумага мелованная этикеточная

150

660

Бумага мелованная книжно-журнальная

100

Бумага для к.м.техники

150

Прочее (в т.ч. ХТММ)

170

340

Всего

1487

3064,2

На последнем этапе производилась сверка результата с достигнутым теплопотреблением ведущих ЦБК России. Наиболее близка к Мантуровскому ЦБК специализация ОАО «Монди Бизнес Пейпа СЛПК» (г.Сыктывкар). В 2011 году предприятие потребило 3326,6 тысяч Гкал. Дополнительно использовались данные Архангельского ЦБК (производящего больше целлюлозы по варке и картона, но меньше бумаги) – 3915,6 тысяч Гкал. Показатели оказались близки, что обуславливает применимость оценки потребления тепловой энергии в 3064 тысячи Гкал для Мантуровского ЦБК.

Была оценена перспективная динамика потребления тепловой энергии в Костромской области на рассматриваемый период. При этом был проведён прогноз в двух вариантах: первый – так называемый «региональный» – отвечает оптимистическим параметрам развития жилищно-коммунального и производственного сектора Костромской области (таблица № 92 и рисунок № 50). Второй вариант – базовый – соответствует более умеренным темпам развития жилищно-коммунального комплекса (около 70% от учитываемого в региональном варианте ежегодно), а также в нём не рассматривается реализация крупных инвестиционных проектов в промышленности (таблица № 93 и рисунок № 51). Расчет выполнен для условий температурного режима, характеризующегося величиной градусо-суток отопительного периода (далее – ГСОП), равной 5306.

При этом максимальная величина потребления тепловой энергии, которая может быть произведена на источниках когенерации тепловой и электрической энергии, может быть оценена для базового варианта 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. Для регионального варианта также необходим учет возможности покрытия нужд Мантуровского ЦБК за счет строительства парогазовой установки (далее -  ПГУ) ТЭЦ.

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% для базового варианта и около 46% для регионального.

Таблица № 92

Динамика потребления тепловой энергии в Костромской области в период 2011-2018 годов (региональный вариант)

Костромская область

2011 (отчёт)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Конечное потребление тепловой энергии, Гкал

5010349

5458759

5497854

5544338

5599404

5659042

6598324

8852073

в том числе:

- сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

223077

223077

223077

223077

223077

223077

223077

223077

- обрабатывающая промышленность

1467133

1467133

1467133

1467133

1467133

1467133

2342293

4527133

- производство и распределение электроэнергии, газа и воды **

312587

312587

312587

312587

312587

312587

312587

312587

- строительство

15223,5

19393,0

20556,5

23562,4

27635,0

30673,2

33317,0

35928,7

- транспорт и связь

125874

125874

125874

125874

125874

125874

125874

125874

- прочие виды деятельности,  в т.ч. сфера услуг

924977

1128745

1131060

1133715

1136828

1140284

1144037

1148085

- население

1941478

2181950

2217566

2258390

2306270

2359414

2417139

2479388

Рисунок № 50

Динамика потребления тепловой энергии в Костромской области в период 2011-2018 годов (региональный вариант)

Таблица № 93

Динамика потребления тепловой энергии в Костромской области в период 2011-2018 годов (базовый вариант)

Костромская область

2011 (отчёт)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Конечное потребление тепловой энергии, Гкал

5010349

5447920

5479336

5516690

5560939

5608862

5660389

5715762

в том числе:

- сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

223076,9

223076,9

223076,9

223076,9

223076,9

223076,9

223076,9

223076,9

- обрабаты-вающая промыш-ленность

1467133

1467133

1467133

1467133

1467133

1467133

1467133

1467133

- произво-дство и распределе-ние электро-энергии, газа и воды **

312587,4

312587,4

312587,4

312587,4

312587,4

312587,4

312587,4

312587,4

- строи-тельство

15223,5

15583,6

16518,6

18934,1

22206,7

24648,1

26772,6

28871,3

- транспорт и связь

125874,1

125874,1

125874,1

125874,1

125874,1

125874,1

125874,1

125874,1

- прочие виды дея-тельности,  в т.ч. сфера услуг

924977

1128315

1130176

1132309

1134811

1137588

1140604

1143856

- население

1941478

2175350

2203970

2236775

2275250

2317955

2364341

2414363

Рисунок № 51

Динамика потребления тепловой энергии в Костромской области в период 2012-2018 годов (базовый вариант)

Глава 18. 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, энергию 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.

Так, например, 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.

Следует также отметить, что энергетический потенциал солнечной энергии для региона составляет примерно 3 кВт.ч/кв.м/день (рисунок № 52).

То есть, с 10 квадратных метров площади за год в максимальном варианте (при КПД фотоэлементов 13%) можно получить всего чуть более 1,3 тысячи кВтч, 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 № 52

Уровень инсоляции в регионах Российской Федерации

1

Также надо отметить, что исследования, проведенные Институтом высоких температур Российской академии наук (далее – ИВТ АН) 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. Так, для получения от них 0,1 кВт электрической мощности (с коэффициентом гарантированной выдачи 99,8) на территории Костромской области потребуется установка от 5 и более квадратных метров 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 долл.США/кВт (рисунки № 53 и № 54).

Рисунок № 53

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

Рисунок № 54

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)

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 и целлюлозно-бумажной промышленности и запасами торфа.

Одной из основных задач в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности Костромской области является увеличение доли производства электроэнергии с использованием местных и возобновляемых источников энергии. Согласно областной целевой программе «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области на 2011-2015 годы и целевые установки до 2020 года», утвержденной постановлением администрации Костромской области от 30 декабря 2010 года № 464-а «Об утверждении областной целевой программы «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области» на 2011-2015 годы и целевые установки до 2020 года» (далее – ОЦП по энергосбережению), рост объемов производства энергетических ресурсов с использованием возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов должен к 2018 году составить около 29% от уровня 2011 года (таблица № 94).

Таблица № 94

Показатели производства энергетических ресурсов

№
п/п

Общие сведения

Ед.
изм.

Разбивка по годам

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

1

Объем производства энергетических ресурсов с использованием возобновляемых источников энергии и/или вторичных энергетических ресурсов

тыс.
т у.т.

140,2

147,2

154,6

162,3

170,4

178,9

187,9

197,3

2

Прирост накопительным итогом

%

0

4,7

9,3

13,6

17,7

21,6

25,4

28,9

На рисунке № 55 представлена динамика полного потребления торфа и ГВЭР на территории Костромской области в период с 2007 по 2010 годы.

Рисунок № 55

Динамика потребления торфа, ГВЭР и отходов в 2007-2010 годы

За указанный промежуток времени потребление данных энергоресурсов выросло с 241,3 тысяч т.у.т. до 360,3 тысяч 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 № 56).

Рисунок № 56

Структура баланса поставки и потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории Костромской области в 2010 году

В целом, в 2010 году на местные и возобновляемые источники энергии приходилось 9,3 % конечного потребления энергоресурсов в Костромской области (рисунок № 57). Данный показатель является достаточно высоким по сравнению с другими регионами Российской Федерации, где отсутствует добыча местных топливно-энергетических ресурсов.

Рисунок № 57

Структура конечного потребления энергоресурсов по их видам, 2010 г.

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 древесинных отходах, обеспечивают стопроцентное сгорание топлива, за счёт чего достигается высокий КПД котельной.

Представленный в настоящем разделе взгляд на развитие ВИЭ на территории Костромской области корреспондируется с перечнем мероприятий по переводу ряда источников теплоснабжения на местные виды топлива, представленных в ОЦП по энергосбережению, осуществление которых предлагается финансировать за счет субсидий из федерального бюджета на реализацию региональных программ в области энергосбережения (таблица № 95).

1

Таблица № 95

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

№ п/п

Наименование котельной

Адрес

Ориентировочная стоимость СМР (тыс.руб.)

Год реализации

Исполнитель

Вохомский район

1

Реконструкция котельной "ПУ-25" (замена котла "Универсал" на водогрейный котел КО-300)

пер.Советский в п.Вохма

800

2014

органы местного самоуправления

2

Реконструкция котельной школы - интерната (замена 2-х котлов «Универсал» на котлы КО-500)

в п.Вохма

1800

2014

органы местного самоуправления

3

Котельная «улица Нагорная» (перевод с угля на дрова)

п. Вохма, ул. Нагорная

370,00

2015

органы местного самоуправления

Итого:

2 970,00

Макарьевский район

4

Котельная № 21 кв. (перевод на отходы деревообработки)

г. Макарьев, м-н 21 квартала.

3500,00

2014

органы местного самоуправления

5

Котельная № 13 кв. (перевод на отходы деревообработки)

г. Макарьев, м-н пер. Спортивный

3500,00

2015

органы местного самоуправления

6

Котельная № 27 кв.  (перевод на отходы деревообработки)

г. Макарьев, м-н 27 квартала.

2000,00

2016

органы местного самоуправления

7

Котельная городской бани (перевод на отходы деревообработки)

г. Макарьев

3500,00

2016

органы местного самоуправления

8

Котельная № 23 кв. (перевод на отходы деревообработки)

г. Макарьев, м-н 23 квартала.

2000,00

2014

органы местного самоуправления

Итого:

14 500,00

Сусанинский район

9

Котельная Ченцовского с/п (перевод на дрова)

д. Кулеберево, ул. Речная

600,00

2016

органы местного самоуправления

10

Котельная Григоровского ДК и ФАПа (перевод на дрова)

д. Григорово

300,00

2015

органы местного самоуправления

Итого:

900,00

Октябрьский район

11

Котельная №1 (перевод на отходы деревообработки)

с. Боговарово, ул. Первомайская

2 800,00

2015

органы местного самоуправления

Итого:

2 800,00

г. Мантурово

12

Котельная №33, на мазуте (перевод на местные виды топлива — лигнин, щепа, торф)

ул. Гидролизная, дом 1

150000

2014

органы местного самоуправления

Итого:

150 000,00

Пыщугский район

13

Котельная № 1 Пыщугской средней общеобразовательной школы (перевод на отходы деревообработки)

Костромская область, с. Пыщуг, ул. Колхозная, 10б

1500,00

2016

органы местного самоуправления

14

Котельная № 2 детского сада «Солнышко» (перевод на отходы деревообработки)

Костромская область, с. Пыщуг, ул. Чкалова, 1

1500,00

2015

органы местного самоуправления

15

Костромская область, с. Пыщуг (перевод на отходы деревообработки)

ул. Чкалова 12, котельная № 3 молодежного центра "Юность"

1200,00

2015

органы местного самоуправления

16

Котельная № 4 социальной защиты населения (перевод на отходы деревообработки)

Костромская область, с. Пыщуг, ул. Первомайская

1200,00

2014

органы местного самоуправления

17

Котельная № 5 центральной районной больницы (перевод на отходы деревообработки)

Костромская область, с. Пыщуг, ул. Фокина 19г

1500,00

2014

органы местного самоуправления

18

Котельная методического кабинета (перевод на отходы деревообработки)

Костромская область, с. Пыщуг, ул. Чкалова 1

1300,00

2016

органы местного самоуправления

19

Котельная административного здания (перевод на отходы деревообработки)

Костромская область, с. Пыщуг, ул. Советская 4

1500,00

2015

органы местного самоуправления

Итого:

9 700,00

г. Галич

20

Реконструкция котельной №32 (перевод на дрова)

ул. Заводская Набережная

170

2015

органы местного самоуправления

21

Реконструкция котельной №25 (перевод на дрова)

ул. Молодежная

850

2016

органы местного самоуправления

22

Реконструкция котельной №36 (перевод на дрова)

ул. Красноармейская

850

2016

органы местного самоуправления

Итого:

1 870,00

Антроповский район

23

Центральная котельная

п.Антропово

2170,00

2015

органы местного самоуправления

24

Котельная ЦРБ

п.Антропово

2100,00

2016

органы местного самоуправления

Итого:

4270,00

Мантуровский муниципальный район

25

Реконструкция котельной Подвигалихинского СДК

д. Подвигалиха

2323,5

2014

органы местного самоуправления

Итого:

2323,50

Судиславский муниципальный район

26

Котельная административного здания Расловского сельского поселения (установка котла марки КО-35 на твердом топливе дрова)

д. Грудки

200,00

2014

органы местного самоуправления

Итого:

200,00

г.Галич

27

Реконструкция котельной (замена электрокотлов на котлы, работающие на твердом топливе) административного здания ГПКО «Галичское ДЭП-10»

г. Галич, ул. Горная, д. 3

1000,00

2016

органы местного самоуправления

Итого:

1000,00

Красносельский муниципальный район

28

Перевод электрокотельной ФАП  на МВТ

д. Сухара

300,00

2014

органы местного самоуправления

29

Перевод электрокотельной ФАП на МВТ

д. Синцово

600,00

2014

органы местного самоуправления

30

Котельная Дома культуры (перевод с угля на дрова)

д. Густомесово

200,00

2015

органы местного самоуправления

Итого:

1100,00

Всего:

191633,50

1

Анализ представленных в таблице № 95 мероприятий  с учетом  информации о текущих значениях выработки тепловой энергии и основных технико-экономических показателях функционирования источников теплоснабжения, на которых эти мероприятия планируется реализовать, позволили провести расчет объемов возможных изменений в структуре потребления первичных энергоресурсов при производстве тепловой энергии (таблица № 96).

Таблица № 96

Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива

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 произво-дство тепловой энергии, тут

Вид топлива

ГВЭР, т.у.т

Мазут, т.у.т.

Уголь, т.у.т.

ГВЭР, т.у.т.

Мазут, т.у.т.

Уголь, т.у.т

ГВЭР, т.у.т.

Мазут, т.у.т.

Уголь, т.у.т

1661

Количест-венное значение

3092

8961

3173

13565

0

0

+10473

-8961

-3173

Как можно видеть из таблицы № 96, в результате реализации 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 тысячи тонн условного топлива, что обуславливается прогнозируемым ростом КПД котлов после модернизации.

Глава 19. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на пятилетний период

Балансы мощности по Костромской энергосистеме рассчитаны на час прохождения собственного максимума и были разработаны с учетом следующих материалов:

1) Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2012–2018 годы;

2) Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года.

При построении перспективных балансов мощности и электроэнергии (как в базовом, так и в региональном вариантах) учтено, что в соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2012–2018 годы планируется вывод генерирующих мощностей на территории Костромской области в объемах и в сроки, указанные в таблице № 97.

Таблица № 97

Объем планируемого вывода генерирующих мощностей на электростанциях Костромской области

Электро-станция (станцион-ный номер, тип турбины)

Генери-рующая компа-ния 

Тип демон-тажа

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2012-2018

Костромская ТЭЦ-1

ТГК-2

4 П-6-35

Оконча-тельный

6,0

6,0

С учетом планируемого объема вывода генерирующих мощностей установленная мощность электростанций Костромской энергосистемы в период 2012-2015 годов составит 3824 МВт, а в период 2016-2018 годов – 3818 МВт.

Из вышеприведенных данных видно, что, несмотря на больший в сравнении с базовым вариантом прогнозируемый рост потребления электроэнергии и нагрузки, на перспективу до 2018 года в целом по территории Костромской области аналогично базовому варианту складывается избыточный баланс по мощности и электроэнергии.

При этом в рамках электрических расчетов и определении объема выработки станциями энергосистемы электроэнергии как в соответствии с базовым, так и в соответствии с региональным вариантом, 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 Единой энергетической системы России на 2012–2018 годы.

Вместе с тем 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 тепловых электростанциях (далее – 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.

В настоящее время существенные ограничения при работе на основном топливе имеет Костромская ГРЭС. Это обуславливается тем, что пропускная способность газопровода высокого давления на участке от магистрального газопровода Починки – Ярославль до ГРС г. Волгореченск не позволяет увеличить потребление газа Костромской ГРЭС выше 640 тысяч м3/час (соответствует нагрузке около 2400 МВт) из-за невозможности поддержания необходимого давления до ГРС. По требованию СО возможно включение в работу дополнительных блоков при работе на мазуте.

В отчетном 2011 году мощность участия Костромской ГРЭС составила 2395 МВт (контрольный замер зимнего максимума 21 декабря и 15 июня 2011 года). Согласно данным филиала ОАО «СО ЕЭС» - «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Костромской области» на шинах 220 кВ станции находится в работе три блока по 300 МВт, на шинах 500 кВ – два блока по 300 МВт. Мощность участия станции определяется  режимно-балансовой ситуацией  работы энергосистемы.

С учетом этого величина мощности, не участвующая в балансе на час прохождения собственного максимума нагрузки Костромской энергосистемы, может составить около 927 МВт, что составляет порядка 24% от установленной мощности электростанций энергосистемы. В результате, в обеспечении балансов мощности может участвовать мощность электростанций в размере 2897 МВт в период 2012-2015 годов и около 2891 МВт в период 2016-2018 годов.

При составлении балансов электроэнергии принят объем генерации электроэнергии согласно Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2012–2018 годы.

Ограничения, имеющие место в топливообеспечении Костромской ГРЭС, являются одним из наиболее важных «узких мест» Костромской энергосистемы. Естественно, при необходимости данное ограничение временно снимается переводом отдельных блоков станции на резервное топливо. Однако при этом следует отметить, что в условиях недостаточной пропускной способности газотранспортной сети на участке от магистрального газопровода Починки – Ярославль до ГРС г. Волгореченск сама ГРС «Волгореченск» и ГРП-1,2,3 Костромской ГРЭС имеют проектную пропускную способность 1000 тысячу м3/час, что соответствует максимально необходимому потреблению газа (нагрузка 3600 МВт).

Устранение данного «узкого места» энергосистемы заключается в увеличении пропускной способности и облегчении процесса транспортировки газа для Костромской ГРЭС и может быть достигнуто путем:

строительства газопровода-отвода с рабочим давлением 7.4 мПа, равным рабочему давлению магистрального газопровода «Починки-Грязовец»;

реконструкции (строительства) ГРС требуемой производительности и с рабочим давлением 7,4 мПа.

Для повышения надежности эксплуатации существующего газопровода, обеспечения проектной производительности ГРС Волгореченск и перспективного газопотребления Костромской ГРЭС ОАО «Газпром» планируется реализация инвестиционного проекта по реконструкции газопровода-отвода и ГРС Волгореченск с подключением к строящемуся магистральному газопроводу «Починки-Грязовец». Решение о начале работ по реконструкции указанного объекта будет принято после получения положительного заключения Главгосэкспертизы.

При этом увеличение потребления газа и отказ от сжигания мазута позволят снизить цену поставляемой на рынок электроэнергии за счет более низкой топливной составляющей.

Балансы мощности и электроэнергии для базового варианта.

В таблицах № 98 и 99 и на рисунках № 58 и 59 приведены перспективные балансы мощности и электрической энергии (базовый вариант) по Костромской энергосистеме на 2011-2018 годы.

Таблица № 98

Баланс мощности Костромской энергосистемы на 2012-2018 годы (базовый вариант)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Покрытие (установленная мощность станций), МВт

3824,0

3824,0

3824,0

3824,0

3818,0

3818,0

3818,0

Собственный максимум нагрузки, МВт

684,00

687,00

690,00

692,00

695,00

697,00

700,00

Сальдо, МВт

3140

3137

3134

3132

3123

3121

3118

Таблица № 99

Баланс электрической энергии Костромской энергосистемы на 2011-2018 годы (базовый вариант)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Генерация, млн.кВт.ч

13502

12807

11909

10912

10639

11780

12714

Потребление, млн.кВт.ч

3 658

3 693

3 710

3 723

3 737

3 751

3 765

Сальдо, млн.кВт.ч

9 844

9 114

8 199

7 189

6 902

8 029

8 949

Рисунок № 58

Баланс мощности Костромской энергосистемы на 2011-2018 годы (базовый вариант)

Рисунок № 59

Баланс электроэнергии Костромской энергосистемы на 2011-2018 годы (базовый вариант)

Как можно наблюдать на рисунках № 58 и 59, в базовом варианте Костромская энергосистема является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. Большая часть избытка мощности (до 60%) передается по сети 500 кВ в соседние энергосистемы (Вологодскую, Нижегородскую, Владимировскую). Около 33% избытка мощности передается по сети 220 кВ в Ивановскую и Ярославскую энергосистемы. Остальная мощность уходит по сети 110 кВ в Ярославскую, Ивановскую и Вологодскую энергосистемы.

Балансы мощности и электроэнергии для регионального варианта

В таблицах № 100 и  101 и на рисунках № 60 и  61 приведены перспективные балансы мощности и электрической энергии (региональный вариант) по Костромской энергосистеме на 2012-2018 годы.

Таблица № 100

Баланс мощности Костромской энергосистемы на 2011-2018 годы (региональный вариант)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Покрытие (установленная мощность станций), МВт

3824

3824

3824

3824

3818

3818

3818

Собственный максимум нагрузки, МВт

675,6

685,2

706,7

718,3

730,9

777,1

871,2

Сальдо, МВт

3 148,4

3 138,8

3 117,3

3 105,7

3 087,1

3 040,9

2 946,8

Таблица № 101

Баланс электрической энергии Костромской энергосистемы на 2011-2018 годы (региональный вариант)

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Генерация, млн.кВт.ч

13502

12807

11909

10912

10639

11780

12714

Потребление, млн.кВт.ч

3613

3672

3746

3825

3884

4174

4790

Сальдо, млн.кВт.ч

9 889

9 135

8 163

7 087

6 755

7 606

7 924

Рисунок № 60

Баланс мощности Костромской энергосистемы на 2011-2018 годы (региональный вариант)

Рисунок № 61

Баланс электроэнергии Костромской энергосистемы на 2011-2018 годы (региональный вариант)

Глава 20. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ и выше Костромской области на 2014-2018 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 «узких мест» электрических сетей 110 кВ и выше;

3) повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

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

Для устранения «узких мест» предлагаются мероприятия, представленные в таблице № 102.

Таблица № 102

Мероприятия по устранению «узких мест»

№

Наименование «узких мест»

Мероприятия по устранению «узких мест»

1

ПС с одним трансформатором:

Григорцево, Клементьево, Столбово, Елегино, Луковицино, Федоровское, Гусево, Дьяконово, Новинское, Н.Полома, Яковлево, Гудково, Шортюг, Якшанга, Никола, Шекшема, Октябрьская, Рождественское

На ПС 110 кВ Шекшема, Октябрьская и Рождественская предусмотрена установка вторых трансформаторов по материалам филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» (таблица № 103). На остальных ПС нет достаточных обоснований для рекомендаций установки вторых трансформаторов в связи с очень малыми нагрузками и отсутствием заявок на технологическое присоединение

2

ПС без  резервного питания со стороны 110 кВ:

Федоровское, Луковицино, Дьяконово, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Григорцево, Клементьево

Нет достаточных обоснований для рекомендаций реконструкции сети 110 кВ в связи с очень малыми нагрузками и отсутствием заявок на технологическое присоединение

3

ПС с трансформаторами без РПН:

Кострома-3, Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово(р), Павино, Шортюг, Якшанга.

В соответствии с ИП филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» предусмотрена замена трансформатора мощностью 10 МВА на ПС Кострома-3 (таблица № 103). Согласно «Программе комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского поселения. Нерехта на 2012-2014 г.» в период до 2015 г. планируется реконструкция ПС 110 кВ Нерехта-2 с заменой силового трансформатора 5,6 МВА.

Проведение реконструкции с заменой трансформаторов без РПН на ПС 110 кВ: Новая, Чухлома, Антропово(р), Павино, Шортюг, Якшанга рекомендуется при наличии заявок на присоединение мощности к данным подстанциям

4

ПС на ОД и КЗ:

Пыщуг, Новинское, Ильинское, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья(т.), Александрово, Судиславль, Калинки, Приволжская, КПД, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино(т.), Васильево, Южная, Красное, Дьяконово, Николо-Полома, Мантуровский БХЗ, Луковцино, Федоровское, Солигалич, Елегино,  Западная, Сусанино, Столбово

Рекомендована установка выключателей 110 кВ вместо ОД и КЗ (таблица №104)

5

При ремонте ВЛ 110 кВ Вохма - Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево - Никола потребители ПС 110 кВ: Вохма, Никола, Шортюг, Гудково остаются без питания

В Программе проведена оценка объема работ, капиталовложений и необходимости реконструкции транзитов 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино. В настоящее время отсутствуют заявки на подключение новых потребителей рассмотренных районов. Финансирование реконструкции сети 110 кВ нецелесообразно из-за неокупаемости данных решений

6

При ремонте ВЛ 110 кВ Борок - Елегино и отключении ВЛ 110 кВ Галич(р) - Чухлома потребители ПС 110 кВ: Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино остаются без питания

7

В режимах с выводом в ремонт ВЛ 110 кВ Заволжская-1 (2) цепь или при выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Мотордеталь - Кострома-1 (2) цепь и аварийных отключениях в сети 220 кВ перегруз оставшейся в работе ВЛ 110 кВ достигает 30% в летний период

В соответствии с Инвестиционной программой филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» в 2013 г. планируется замена провода и опор ВЛ 110 кВ Мотордеталь-Кострома -1 1(2) и Заволжская-1, 2 (таблица № 114)

8

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Заволжская-1 и 2 при отсутствии генерации Костромской ТЭЦ-1 приводит к погашению значительной части потребителей левобережной части города (в том числе социально-значимых)

9

Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская 1 и 2 цепь, имеющих низкую надежность электроснабжения и большое число отключений

Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Мотордеталь-КПД. Осуществляется для повышения надежности сети 110 кВ, обеспечения питания новых нагрузок г. Волгореченск, в том числе ОАО «Газтрубинвеста» (таблица № 105)

10

Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Шекшема

На ПС 110 кВ Шекшема, Октябрьская предусмотрена установка вторых трансформаторов по материалам филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» (таблица № 103)

11

Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Северная, Кострома-1, Кострома-3, КПД, Буй (р), Буй (с), Шарья (р).

В соответствии с Инвестиционной программой и данным филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» предусмотрено увеличение трансформаторной мощности на данных подстанциях (таблица № 103)

В Программе рассматриваются два варианта развития электроэнергетики Костромской области: базовый и региональный.

Развитие электрических сетей и вводы электрооборудования в базовом варианте спрогнозированы в соответствии со следующими документами:

1) Схема и программа развития Единой энергетической системы России 2012-2018 годов.

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

3) Перечень вводов электросетевых объектов, не вошедших в утвержденную инвестиционную программу филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго».

Карта-схема размещения объектов электроэнергетики в Костромской области и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2018 года для базового варианта представлены в приложениях № 3 и 5 к настоящей Программе.

В региональном варианте помимо данных, изложенных в вышеуказанных документах, учитывались заявки потребителей на присоединение к электрической сети.

Карта-схема размещения объектов электроэнергетики в Костромской области и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2018 года для регионального варианта представлены в приложениях № 4 и  6 к настоящей Программе.

Базовый вариант

В таблице № 103 приведены вводы трансформаторной мощности на подстанциях Костромской энергосистемы по материалам ОАО «СО ЕЭС» и филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго». Увеличение трансформаторной мощности обосновано, как правило, ростом существующих нагрузок и потребностью подключения перспективных потребителей.

Таблица № 103

Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше за период 2014 – 2018 годы Костромской энергосистемы по базовому варианту

№

Наименование ПС, Напряжение

Год ввода объекта

Характеристика  ПС, МВА

Перечень работ

Примечания

Сущест-вующее состоян-ие

Плани-руемое состоян-ие

1

Шарья (р)

110/35/6 кВ

2017

20+25

2х25

Замена существующего Т 20 МВА.

Замена осуществляется по ИП вследствие морального и физического старения оборудования

2

Шекшема

110/10 кВ

2017

6,3

6,3+2,5

Установка Т мощностью 2,5 МВА

Осуществляется из-за полного погашения потребителей пос. Шекшема и Варакинского Шарьинского р-нов при аварийных ситуациях и выводе в ремонт трансформатора

3

Октябрьская

110/10 кВ

2017

2,5

2х2,5

Установка второго Т мощностью 2,5 МВА

Осуществляется из-за полного погашения потребителей Октябрьской зоны Нейского р-на при аварийных ситуациях и выводе в ремонт трансформатора

4

Рождественское 110/35/10 кВ

2018

10+4

10+6,3

Замена существующего Т 4 МВА

Осуществляется для повышения надежности

энергосетевого района

5

КПД

110/35/10 кВ

2013

2х16

2х25

Замена существующего Т

Замена осуществляется по ИП вследствие ограниченной возможности подключения новых потребителей

6

Су ГРЭС

110/6 кВ

2014

10+16

2х16

Замена существующего Т 10 МВА

Замена осуществляется по ИП вследствие морального и физического старения оборудования

7

Центральная

110/10/6 кВ

2016

2х25

2х40

Замена существующего Т

Осуществляется из-за роста нагрузок и ограничения возможности подключения новых потребителей

8

Северная

110/6 кВ

2016

20+25

2х25

Замена существующего Т 20 МВА

Осуществляется по ИП из-за роста нагрузок и ограничения возможности подключения новых потребителей

9

Кострома-3

110/35/6 кВ

2015

10+16

2х16

Замена существующего Т 10 МВА.

Осуществляется по ИП из-за отсутствия возможности подключения новых потребителей

10

Кострома-1

110/6 кВ

2013

2х10

2х16

Замена существующего Т

Замена осуществляется по ИП вследствие морального и физического старения оборудования

11

Буй (р)

110/35/10 кВ

2017

10+4

10+16

Замена существующего Т 4 МВА.

Замена осуществляется из-за ограничения электроснабжения потребителей г.Буя и Буйского района в аварийных ситуациях

12

Буй (с/х)

110/10 кВ

2017

2х6,3

2х10

Замена существующего Т

Замена осуществляется по ИП вследствие ограничения возможности подключения новых потребителей и роста нагрузок

13

Мантурово 220/110/35/27,5/10 кВ

2016

1х125+2х40+1х15

1х200+2х40+1х25

Замена существующего Т 125 МВА и 15МВА

Замена осуществляется в связи с перезагрузкой при откл. (ремонте) АТ на ПС 500 кВ "Звезда"

14

Галич 220/110/35/10 кВ

2016

2х125+1х10

2х125+1х20

Замена существующего Т 10 МВА.

Замена осуществляется вследствие морального и физического старения оборудования

15

Кострома - 2 220/110/35/6 кВ

2015

1х125+1х90+2х20

2х125+4х40

Реконструкция ПС 220 кВ

Осуществляется по ИП вследствие морального и физического старения оборудования

Большинство схем РУ ПС 110 кВ Костромской энергосистемы  выполнено на отделителях и короткозамыкателях (ОД и КЗ). В работе рекомендуется произвести замену ОД и КЗ на элегазовые выключатели.

Рекомендации по реконструкции объектов 110 кВ и выше с переходом на типовые схемы приведены в таблице № 104.

В основных сетях Костромской энергосистемы согласно Схеме и программе развития Единой энергетической системы России 2012-2018 годы» в 2014 году для повышения надежности электроснабжения потребителей Нижегородского энергоузла намечается ко вводу ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Нижегородская.

Таблица № 104

Объемы установки выключателей на подстанциях напряжением 110 кВ и выше за период 2014 – 2018 годов Костромской энергосистемы по базовому варианту

№

Наименова-ние ПС, Напряжение

Напря-жение заменяе-мого обору-дования, кВ

Год ввода объек-та

Кол-во и тип выключателей, шт.

Перечень работ

Существу-ющее состояние

Планиру-емое состояние (указано кол-во новых выкл.)

1

Павино 110/35/10 кВ

110

2016

2хВЭ, 4хМВ

1хВЭ

Реконструкция ОРУ-110кВ с переходом на типовую схему № 110-9

2

Пыщуг 110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хВЭ

Реконструкция с заменой ОД, КЗ 110 кВ

3

Новинское 110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1х КЗ, 1хМВ

1хВЭ

Реконструкция с заменой ОД, КЗ 110 кВ

4

Яковлево 110/35/10 кВ

110

2013

1хОД, 1х КЗ

1хВЭ

Реконструкция с заменой ОД, КЗ 110 кВ

5

Шекшема

110/10 кВ

110

2017

1хОД, 1х КЗ

2хВЭ

Реконструкция с заменой ОД, КЗ 110 кВ и расширение РУ в связи с установкой второго трансформатора

6

Шарья(р.)

110/35/6 кВ

110

2012

13хМВ

13хЭВ

Техперевооружение с заменой МВ 110 кВ на ЭВ по ИП

7

Шарья(т.) 110/27/6 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хВЭ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

8

Якшанга

110/10 кВ

110

2015

1хОД, 1х КЗ

1хВЭ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

9

Гудково

110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1х КЗ

1хВЭ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

10

Шортюг

110/10 кВ

110

2013

1хОД, 1х КЗ

1хВЭ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

11

Никола 110/35/10 кВ

110

2017

1хОД, 1х КЗ, 1хМВ

1хВЭ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

12

Вохма

110/35/6 кВ

110

2013

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хВЭ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

13

Мантуровский БХЗ 110/6/6 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ

2хВЭ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

14

Октябрьская

110/10 кВ

110

2017

1хОД, 1хКЗ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ и расширение РУ в связи с установкой второго тр-ра

15

Кадый

110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

16

Дьяконово 110/10 кВ

110

2015

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

17

Николо-Полома 110/10 кВ

110

2015

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

18

Антропово(т) 110/27/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

19

Лопарево

110/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ

2хВЭ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

20

Луковцино 110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

21

Сусанино 110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

22

Столбово

110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1х КЗ, 1хМВ

1хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

23

Западная

110/10 кВ

110

2017

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

24

Федоровское 110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

25

Солигалич 110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

26

Елегино

110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1х КЗ, 1хМВ

1хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

27

Буй (р)

110/35/10 кВ

110

2017

1хМВ

1хЭВ

Расширение РУ в связи с установкой второго тр-ра

28

Южная

110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

29

Мотордеталь

220/110/10 кВ

110

2018

-

2хЭВ

Установка двух ячеек 110 кВ в связи со строительством ВЛ 110 кВ Мотордеталь-КПД по ИП

30

Красное 110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

31

Кострома – 2

220/110/35/6 кВ

110

2016

-

12хЭВ

Реконструкция ПС 220 кВ Кострома-2

32

Александрово

110/35/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

33

КПД

110/35/10 кВ

110

2013

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

34

СуГРЭС

110/35/6 кВ

110

2014

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

35

Клементьево

110/10 кВ

110

2015

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

36

Григорцево

110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

37

Василево

110/35/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

38

Нерехта-2

110/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

39

Космынино(т) 110/35/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД , КЗ 110 кВ

40

Нерехта-1

110/35/6 кВ; 110/10 кВ

110

2014

12хМВ

14хЭВ

Техперевооружение с заменой МВ 110 кВ на ЭВ и установкой секционных выключателей

41

Кострома - 2 220/110/35/6 кВ

220

2016

-

7хЭВ

Реконструкция ПС 220 кВ Кострома-2

42

Мантурово

220/110/35/27,5/10 кВ

220

2014

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

Реконструкция с заменой ОД, КЗ 220 кВ по ИП

43

Галич

220/110/35/10 кВ

220

2014

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД, КЗ 220 кВ по ИП

44

Борок

220/110/10 кВ

220

2014

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

Реконструкция с заменой ОД, КЗ 220 кВ по ИП

Объемы реконструкции и строительства ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в сетях Костромской энергосистемы приведены в таблице № 105.

Таблица № 105

Объемы реконструкции и строительства ЛЭП напряжением 110 кВ и выше за период 2014 – 2018 годов Костромской энергосистемы по базовому варианту

Наименование объекта

Напряж. заменя-емого обору-дования, кВ

Год ввода объек-та

Характеристика ВЛ, км

Перечень работ

Примечания

существующее состояние

Планиру-емое состояние

Костромская

ГРЭС – Нижегородская 500кВ

500

2013

-

282 км,

АС-400х3

Строительство ВЛ 500 кВ (II цепь) с заходами ВЛ 500 кВ, 220 кВ (282 км)(по территории области – 6,3 км)

Осуществляется по ИП для повышения надежности электроснабже-ния потребителей Нижегородского энергоузла и
г. Нижний Новгород

Мотордеталь-Кострома 1

110

2013

4,75 км АС-120, АС-95

АС-185

Замена провода 110 кВ и опор 2-цепной ЛЭП

Осуществляется по ИП вследствии перегрузки по току в ремонтных и аварийных режимах

Мотордеталь-Нерехта 1

110

2018

42,72 км АС-120, АС-95

АС-150

Замена провода 110 кВ и опор 2-цепной ЛЭП

Осуществляется из-за перегрузки по току в ремонтных и аварийных режимах

Заволжская-1,2

110

2013

15,2 км АС-120

( Заволжская -2)

АС-185

Замена провода 110 кВ и опор 2-цепной ЛЭП

Осуществляется по ИП из-за перегрузки по току в ремонтных и аварийных режимах

19,1 км АС-120

(Заволжская -1)

ТЭЦ-2 –

Кострома 2

110

2012

3,97 км АС-150

АС-240

Замена провода 110 кВ и опор 2-цепной ЛЭП

Осуществляется по ИП

отпайка на ПС «Центральная»

110

2018

2,06км АС-120

АС-185

Замена провода 110 кВ и опор 2-цепной ЛЭП

Замена осуществляется вследствие морального и физического старения (в эксплуатации более 50 лет)

отпайка на ПС «Северная»

110

2018

2,45км АС-120

АС-185

Замена провода 110 кВ и опор 2-цепной ЛЭП

Замена осуществляется вследствие морального и физического старения (в эксплуатации более 50 лет)

отпайка на ТЭЦ 1

110

2018

1,5км АС-120

АС-185

Замена провода 110 кВ и опор 2-цепной ЛЭП

Замена осуществляется вследствие морального и физического старения (в эксплуатации более 50 лет)

КПД – Мотордеталь

110

2018

-

50,8км

АС-185

Новое строительство

Осуществляется для повышения надежности сети 110 кВ, обеспечения питания новых нагрузок г.Волгореченск, в том числе ОАО «Газтрубинвест»

Региональный вариант предусматривает не только вводы и реконструкцию оборудования по базовому сценарию, но и развитие сетей 110 кВ и выше, связанное с подключением потребителей, указанных в таблице № 76.

Сооружение ПС 110 кВ «Варко»

На предприятии «Varko» планируется производство буровых установок, установок для текущего ремонта скважин и другой буровой техники с прямым выходом на российский и европейский рынки нефтегазового оборудования. Для реализации проекта выбран земельный участок площадью 71,22 га в городе Волгореченске.

В ходе реализации первого этапа проекта будут построены: сварочный, механический покрасочный цеха, склад, цех скважинного оборудования, офисные помещения. Объем инвестиций с учетом оборудования составит 2,7 миллиарда рублей. Первая продукция по предварительным данным сойдет с конвейера уже в 2013 году.

Общий срок реализации проекта – 8 лет. К 2019 году предприятие планирует выйти на проектную мощность - 16 тысяч тонн в год в виде установок: буксируемые буровые агрегаты, мобильные агрегаты для подземного ремонта скважин, мобильные буровые агрегаты, геофизические вышки и вспомогательные конструкции.

Заявленная мощность предприятия «Varko» по данным инвесторов составляет порядка 15 МВт.

Для обеспечения питания данного объекта предусматривается строительство в 2013 году ПС 110 кВ «Варко» с установкой двух силовых трансформаторов мощностью по 25 МВА каждый.

РУ 110 кВ сооружается по схеме № 110-4Н, включающей два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. Проектируемую подстанцию рекомендуется присоединить отпаечной ВЛ протяженностью порядка 1 километра от ВЛ 110 кВ.

Следует отметить, что в случае реализации данного проекта в ближайшей перспективе в период 2013-2014 годов в региональном варианте развития рекомендуется ускорить планируемый ввод двухцепной ВЛ 110 кВ КПД-Мотордеталь для обеспечения надежного электроснабжения новых и существующих потребителей г. Волгореченск, которые в настоящее время получают питание от Ивановской энергосистемы.

Сооружение ПС 220 кВ ЦБК

По данным администрации, в Мантуровском районе Костромской области предусматривается строительство целлюлозно-бумажного комбината. По предварительным данным целлюлозно-бумажный комбинат после его возведения должен производить 800 тысяч тонн товарной целлюлозы, максимальная мощность будет составлять порядка 100 МВт.

Для крупных энергоемких предприятий с электрической нагрузкой порядка 100-150 МВт и выше в качестве приемных пунктов используются узловые распределительные подстанции с первичным напряжением 220-500 кВ.

Для обеспечения питания данного объекта рекомендуется строительство в 2017 году ПС 220 кВ ЦБК с установкой двух силовых трансформаторов 220/10 кВ мощностью по 80 МВА каждый. Нагрузку планируется вводить поэтапно: 30 МВт в 2017 году, 70 МВт в 2018 году.

РУ 220 кВ сооружается по схеме 220-4Н, включающей два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.

Для присоединения ПС 220 кВ ЦБК к основным сетям Костромской энергосистемы в региональном варианте в 2017 году рекомендуется реконструкция ПС 500 кВ Звезда со строительством РУ 220 кВ и установкой АТ 500/220 кВ мощностью 3х167 МВА, а также организацией захода ВЛ 220 кВ Мантурово-Рыжково на сооружаемое РУ 220 кВ.

Проектируемую подстанцию рекомендуется присоединить по блочной схеме к РУ 220 кВ ПС 500 кВ Звезда.

Следует отметить, что схема присоединения ПС 220 кВ ЦБК к энергосистеме Костромской области требует разработки отдельного проекта по схеме внешнего электроснабжения данного объекта.

В таблицах № 106 и 107 представлены объемы ввода трансформаторной мощности и выключателей на подстанциях напряжением 110 кВ и выше за период 2012-2014 годов. В таблице № 108 приведены объемы реконструкции и строительства ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в Костромской энергосистеме за аналогичный период.

Таблица № 106

Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше за период 2014 – 2018 годы Костромской энергосистемы по региональному варианту

№

Наименование ПС, напряжение

Год ввода объекта,

Характеристика ПС, МВА

Перечень работ

существующее состояние

планируемое состояние

1

Варко (ООО «НОВ Кострома»

2013

-

2х25

Строительство новой ПС 110 кВ

2

ЦБК 220/10 кВ

2018

-

2х80

Строительство новой ПС 220 кВ

3

Нерехта- 2

110/10 кВ

2014

10+5,6

2х10

Реконструкция ПС 110 кВ с заменой Т 5,6 МВА на 10 МВА

4

Звезда 500/220/110/10 кВ

2017

3х135

3х135+(3х167)+167

Реконструкция ПС 500 кВ с установкой АТ 500/220/10 кВ

Таблица № 107

Объемы установки выключателей на подстанциях напряжением  110 кВ и выше за период 2014 – 2018 годы Костромской энергосистемы по региональному варианту

№

Наименование  ПС, напряжение

Напряж. заменяе-мого оборуд-я, кВ

Год ввода объекта, г.

Кол-во и тип  выключателей,  шт.

Перечень работ

существующее состояние

планируемое состояние (кол-во новых выкл.)

1

Варко (ООО «НОВ Кострома»

110

2013

-

2хЭВ

Строительство новой ПС 110 кВ

2

ЦБК

220/10 кВ

220

2018

-

2хЭВ

Строительство новой ПС 220 кВ

3

Звезда

500/220/110/10 кВ

220

2017

-

6хЭВ

Реконструкция ПС 500 кВ с установкой второго тр-ра 500/220/10 кВ

Таблица № 108

Объемы реконструкции и строительства ЛЭП напряжением 110 кВ и выше за период 2014 – 2018 годы Костромской энергосистемы по региональному варианту

№

Наименование  объекта

Напряж. заменяемого оборуд-я, кВ

Год ввода объекта

Характеристика  ВЛ, км

Перечень работ

Примечания

существующее состояние

планируемое состояние

1

ЦБК - Звезда

220

2018

-

8 км,

2АС-240

Новое строительство

2

заход на ПС Звезда

220

2017

-

2,5 км,

2АС-300

Новое строительство

3

заход на ПС Варко (ООО «НОВ Кострома»)

110

2013

-

1 км

2АС-95

Новое строительство

Кроме предприятия «Varko» и целлюлозно-бумажного комбината на территории Костромской области планируется поэтапное увеличение нагрузки в сумме на 9,5 МВт к 2018 году на ОАО «Газтрубинвест», ввод 0,36 МВт на «Костромской бумажной фабрике», а также в период до 2015 года осуществление производства и реализации инновационного вида топлива – древесных пеллет в г.Мантурово (2,4 МВт).

Согласно плану развития городского поселения г. Нерехта в период 2012-2014 годов для повышения надежности   электроснабжения    г. Нерехта и обеспечения подключения перспективных жилищных нагрузок, в период до 2015 года планируется реконструкция ПС 110 кВ Нерехта-1 с установкой элегазовых выключателей, а также реконструкция ПС 110 кВ Нерехта-2 с заменой силового трансформатора 5,6 МВА на трансформатор 10 МВА.

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 № 109 представлены данные по прогнозу электропотребления крупными жилищными комплексами согласно данным, представленным администрацией Костромской области.

Таблица № 109

Основные данные строящихся крупных жилищных комплексов

Клюшниково

Новый город

Агашкина гора

Кол-во домов/квартир

2148

2180

3220

Общая площадь жилья, кв.м

322250

120000

195000

Кол-во жителей

6470

3500-4000

5000

Детсады

3 на 140 мест

2 на 280 мест

2 на 300 мест

Школа, учеников

1176

720

750

Общественно-деловой центр

да

Торговый центр

да

Предприятия общепита+Бытовое обслуживание

нет

да

да

Электропотребление, млн кВт.ч)

5-6 млн

4

5

жилье

4-5 млн.

(ближе к 5)

3,5

4,5

сфера услуг

0,5-0,6 млн

ок. 0,4

ок. 0,5

Максимальная нагрузка, МВт

2,3

1,3

1,6

По данным таблицы № 109 суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2018 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 № 62), позволяет подключить к шинам НН данных ПС новые нагрузки. Центром питания для вновь возводимого микрорайона Новый Город послужат шины НН ПС 110/10 кВ Кострома-1, а для микрорайонов Агашкина Гора и Клюшниково – шины НН ПС 110/35/10 кВ Южная.

Рисунок № 62

Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных к ним центров питания

В случае значительного роста нагрузок жилищных комплексов Волжская, Клюшниково, Новый Город, Агашкина Гора в перспективе, за пределами рассматриваемого периода, для их покрытия потребуется строительство новой ПС 110 кВ.

В Программе приведены предварительные мероприятия по реконструкции электрических сетей 110 кВ рассматриваемого района г.Костромы, предусматривающие сооружение новой ПС 110 кВ, а также электросетевое строительство для приведения схемы района в соответствие с требованиями нормативных документов.

Для электроснабжения микрорайона «Волжский» предусматривается сооружение ПС 110 кВ Волжская, подключаемой ответвлением к двухцепной линии с двусторонним питанием Заволжская-1,2, с выполнением РУ 110 кВ по схеме № 110-4Н, включающей два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий и установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 16 МВА.

Для приведения схемы электрических сетей рассматриваемого района в соответствие с требованиями нормативных документов рекомендуется изменить схему подключения ПС 110 кВ Северная с «ответвительной» на «мостиковую» с проведением реконструкции РУ 110 кВ и установкой выключателя в перемычке, создавая, таким образом, транзит по ВЛ 110 кВ Заволжская-1, а также для исключения «тройника» осуществить подключение ТЭЦ-1 по схеме «захода» к цепи ВЛ 110 кВ Заволжская-2.

Для электроснабжения жилищных комплексов Клюшниково, Новый Город, Агашкина Гора предусматривается строительство ПС 110/10 кВ Клюшниково с подключением к одной цепи двухцепной ВЛ 110 кВ Нерехта – Мотордеталь-1, сооружением ОРУ 110 кВ по схеме № 110-5АН «мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов» и установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 25 МВА (рисунок № 63).

Мощности предварительно рекомендуемых понижающих двухобмоточных трансформаторов ТДН-16000/110/10 и ТРДН-25000/110/10 ПС Клюшниково и Волжская в перспективе будут уточняться при конкретном проектировании и наличии более подробной исходной информации о жилищных комплексах, по ходу строительства и росту нагрузок в ходе заселения районов.

Рисунок № 63

Схемы присоединения, а также мощности трансформаторов ПС 110/10 кВ Клюшниково и Волжская за 2018 годом

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

В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем установлено:

1) присоединять не более трёх 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 и т.п. 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 надёжность электроснабжения потребителей.

Схемы реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино представлены на рисунках № 64 и № 65.

Характеристики отклонения транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино от нормативных документов представлены в таблице № 110.

Таблица № 110

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

№

Наименование  объектов

Протяженность транзита между ПС, км

Наименование ПС, присоединенных к транзиту

Кол-во присоединений к транзиту, шт.

1

Мантурово – Павино

167,71

Гусево, Яковлево, Ильинское, Новинское, Пыщуг

5

2

Борок – Галич(р)

201,02

Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино

5

3

Поназырево(т) – Павино

128,2

Вохма, Никола, Шортюг, Гудково

4

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

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

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

Капитальные вложения определены в ценах 2000 года (таблица № 111) по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены июня 2012 года с учетом коэффициента К=5,875 (с учетом НДС), принятом в соответствии с индексами цен в строительстве.

Таблица № 111

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

№

Наимено-

вание  объекта

Год ввода участков объекта

Характер-ка

Стои-мость в ценах 2000 г.(без НДС),

тыс. руб.

Стоимость в ценах 2000 г. (без НДС),

тыс. руб. с учетом терр. коэф.

Стоимость в ценах 2000 г.(без НДС),

тыс. руб. с учетом повыш. коэф.

Стоимость в ценах 2012 г.(без НДС),

тыс. руб.

1

Мантурово – Павино

Мантурово-Гусево(1982 г.); Гусево-Ильинское(1982 г.); Ильинское-Новинское(1987 г.); Новинское- Пыщуг(1991 г.); Пыщуг-Павино(1988 г.)

167,71 км

АС-120

268336

295169,6

354203,52

2080945,7

2

Борок – Галич(р)

Борок- Елегино(1986); Елегино- Солигалич(1987); Солигалич- Чухлома(1964); Чухлома-Галич(р) (1964);

201,02км

АС-120 + АС-95

321632

353795,2

424554,24

2494256,2

3

Поназырево

(т) – Павино

Поназырево(т)- Никола(1968);

Никола- Вохма(1968); Вохма- Павино(1972);

128,2км

АС-120 + АС-95

205120

225632

270758,4

1590705,6

Всего, тыс. руб.:

795088

874596,8

1049516

6165907

По приведенному расчету видно, что с учетом коэффициента пересчета К=5,875 (с НДС), ориентировочные капвложения составляют 6,2 млн. руб. в ценах 2012 года

1

Рисунок № 64

Схема реконструкции транзитов Мантурово – Павино – Поназырево(т)

Рисунок № 65

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 подстанций, 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) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены июня 2012 года с учетом коэффициента К=5,875 (с учетом НДС), принятого в соответствии с индексами цен в строительстве.

Сводные и суммарные показатели объемов нового строительства и технического перевооружения подстанций и ЛЭП напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период 2012 – 2018 годы представлены в таблицах № 112 - № 115.

1

Таблица № 112

Сводные показатели объемов вводов трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период 2012 – 2018 годы

№

Наименование ПС, Напряжение

Год ввода объекта, г.г.

Характеристика ПС, МВА

Источник финансирования

Перечень работ

Стоимость в ценах 2000 г.(без НДС), тыс. руб.

Стоимость в ценах 2000 г.(без НДС), тыс. руб. с учетом террит. коэф.

Стоимость в ценах 2000 г.(без НДС),   тыс. руб. с учетом повыш. коэф.

Стоимость в ценах 2012 г.(с учетом НДС), тыс. руб.

существующее состояние

планируемое состояние

1

Шарья (р)

110/35/6 кВ

2017

20+25

2х25

ИП

Замена сущ. Т 20 МВА.

7030

7733

11058,19

64966,9

2

Шекшема

110/10 кВ

2017

6,3

6,3+2,5

Не определен

установка Т мощностью 2,5 МВА

2939

3232,9

4623,047

27160,4

3

Октябрьская

110/10 кВ

2017

2,5

2х2,5

Не определен

установка второго Т мощностью 2,5 МВА

2939

3232,9

4623,047

27160,4

4

Рождественское

110/35/10 кВ

2018

10+4

10+6,3

Не определен

Замена сущ. Т 4 МВА.

4346

4780,6

6836,258

40163

5

КПД 110/35/10 кВ

2013

2х16

2х25

ИП

Замена сущ. Т

14060

15466

22116,38

129933,7

6

Су ГРЭС 110/6 кВ

2014

10+16

2х16

ИП

Замена сущ. Т 10 МВА.

5496

6045,6

8645,208

50790,6

7

Центральная

110/10/6 кВ

2016

2х25

2х40

Не определен

Замена сущ. Т

19800

21780

31145,4

182979,2

8

Северная

110/6 кВ

2016

20+25

2х25

ИП

Замена сущ. Т 20 МВА.

7030

7733

11058,19

64966,9

9

Кострома-3

110/35/6 кВ

2015

10+16

2х16

ИП

Замена сущ. Т 10 МВА.

5496

6045,6

8645,208

50790,6

10

Кострома-1

110/6 кВ

2013

2х10

2х16

ИП

Замена сущ. Т

10992

12091,2

17290,416

101581,2

11

Буй (р)

110/35/10 кВ

2017

10+4

10+16

Не определен

Замена сущ. Т 4 МВА.

5496

6045,6

8645,208

50790,6

12

Буй (с/х)

110/10 кВ

2017

2х6,3

2х10

ИП

Замена сущ. Т

9460

10406

14880,58

87423,4

13

Мантурово

220/110/35/27,5/10 кВ

2016

1х125+2х40+1х15

1х200+2х40+1х26

ОАО «ФСК ЕЭС»

Замена сущ. Т 125 МВА и 15МВА

46530

51183

73191,69

430001,2

14

Галич

220/110/35/10 кВ

2016

2х125+1х10

2х125+1х25

ОАО «ФСК ЕЭС»

Замена сущ. Т 10 МВА.

5210

5731

8195,33

48147,6

15

Кострома – 2

220/110/35/6 кВ

2015

1х125+1х90+2х20

2х125+4х40

ИП

Реконструкция ПС 220 кВ

91540

100694

143992,42

845955,5

Всего по базовому варианту:

238364

262200,4

374946,57

2202811,2

16

Варко (ООО «НОВ Кострома»

2013

-

2х25

"НОВ Кострома"

Строительство новой ПС 110 кВ

14060

15466

22116,38

129933,7

17

ЦБК 220/10 кВ

2018

-

2х80

Не определен

Строительство новой ПС 220 кВ

38040

41844

59836,92

351541,9

18

Нерехта- 2

110/10 кВ

2014

10+5,6

2х10

Не определен

Реконструкция ПС 110 кВ с заменой Т 5,6 МВА на 10 МВА

9460

10406

14880,58

87423,4

19

Звезда

500/220/110/10 кВ

2018

3х135

3х135+(3х167)+167

Не определен

Реконструкция ПС 500 кВ с установкой еще одного АТ 500/220/10 кВ

127200

139920

200085,60

1175502,9

Всего по региональному варианту:

188760

207636

296919,48

1744401,9

Итого:

427124

469836,4

671866,05

3947213,1

Таблица № 113

Сводные показатели по объемам установки выключателей на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период 2012 – 2018 годы

№

Наименование ПС, Напряжение

Напряж. заменяемого оборудования, кВ

Год ввода объекта, г.г.

Кол-во и тип выключателей, шт.

Стоимость в ценах 2000 г.(без НДС), тыс. руб.

Стоимость в ценах 2000 г.(без НДС), тыс. руб. с учетом террит. коэф.

Стоимость в ценах 2000 г.(без НДС), тыс. руб. с учетом повыш. коэф.

Стоимость в ценах 2012 г.(с учетом НДС)., тыс. руб.

существующее состояние

планируемое сост. (кол-во новых выкл.)

1

Павино

110/35/10 кВ

110

2016

2хВЭ, 4хМВ

1хВЭ

6300

6930

9909,9

58220,6625

2

Пыщуг

110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хВЭ

12600

13860

19819,8

116441,325

3

Новинское

110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1х КЗ, 1хМВ

1хВЭ

6300

6930

9909,9

58220,6625

4

Яковлево

110/35/10 кВ

110

2013

1хОД, 1х КЗ

1хВЭ

6300

6930

9909,9

58220,6625

5

Шекшема 110/10 кВ

110

2017

1хОД, 1х КЗ

2хВЭ

12600

13860

19819,8

116441,325

6

Шарья(р.)

110/35/6 кВ

110

2012

13хМВ

13хЭВ

81900

90090

128828,7

756868,613

7

Шарья(т.)

110/27/6 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хВЭ

12600

13860

19819,8

116441,325

8

Якшанга 110/10 кВ

110

2015

1хОД, 1х КЗ

1хВЭ

6300

6930

9909,9

58220,6625

9

Гудково 110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1х КЗ

1хВЭ

6300

6930

9909,9

58220,6625

10

Шортюг 110/10 кВ

110

2013

1хОД, 1х КЗ

1хВЭ

6300

6930

9909,9

58220,6625

11

Никола

110/35/10 кВ

110

2017

1хОД, 1х КЗ, 1хМВ

1хВЭ

6300

6930

9909,9

58220,6625

12

Вохма 110/35/6 кВ

110

2013

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хВЭ

12600

13860

19819,8

116441,325

13

Мантуровский БХЗ

110/6/6 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ

2хВЭ

12600

13860

19819,8

116441,325

14

Октябрьская

110/10 кВ

110

2017

1хОД, 1хКЗ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

15

Кадый 110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

16

Дьяконово 110/10 кВ

110

2015

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

6300

6930

9909,9

58220,6625

17

Николо-Полома

110/10 кВ

110

2015

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

6300

6930

9909,9

58220,6625

18

Антропово(т)

110/27/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

19

Лопарево 110/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ

2хВЭ

12600

13860

19819,8

116441,325

20

Луковцино 110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

6300

6930

9909,9

58220,6625

21

Сусанино

110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

22

Столбово 110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1х КЗ, 1хМВ

1хЭВ

6300

6930

9909,9

58220,6625

23

Западная 110/10 кВ

110

2017

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

24

Федоровское

110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

6300

6930

9909,9

58220,6625

25

Солигалич

110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

26

Елегино 110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1х КЗ, 1хМВ

1хЭВ

6300

6930

9909,9

58220,6625

27

Буй (р) 110/35/10 кВ

110

2017

1хМВ

1хЭВ

6300

6930

9909,9

58220,6625

28

Южная 110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

29

Мотордеталь

220/110/10 кВ

110

2018

-

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

30

Красное 110/35/10 кВ

110

2016

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

31

Кострома – 2

220/110/35/6 кВ

110

2016

-

12хЭВ

75600

83160

118918,8

698647,95

32

Александрово

110/35/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ, 1хМВ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

33

КПД 110/35/10 кВ

110

2013

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

34

СуГРЭС 110/35/6 кВ

110

2014

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

35

Клементьево

110/10 кВ

110

2015

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

6300

6930

9909,9

58220,6625

36

Григорцево 110/10 кВ

110

2016

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

6300

6930

9909,9

58220,6625

37

Василево

110/35/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

38

Нерехта-2 110/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

39

Космынино(т)

110/35/10 кВ

110

2015

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

40

Нерехта-1 110/35/6 кВ; 110/10 кВ

110

2014

12хМВ

14хЭВ

88200

97020

138738,6

815089,275

41

Кострома – 2

220/110/35/6 кВ

220

2016

-

7хЭВ

89600

98560

140940,8

828027,2

42

Мантурово

220/110/35/27,5/10 кВ

220

2014

1хОД, 1хКЗ

1хЭВ

12800

14080

20134,4

118289,6

43

Галич

220/110/35/10 кВ

220

2014

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

25600

28160

40268,8

236579,2

44

Борок 220/110/10 кВ

220

2014

2хОД, 2х КЗ

2хЭВ

25600

28160

40268,8

236579,2

Всего по базовому варианту:

789900

868890

1242512,7

7066879,46

45

Варко (ООО «НОВ Кострома»)

110

2013

-

2хЭВ

12600

13860

19819,8

116441,325

46

ЦБК 220/10 кВ

220

2018

-

2хЭВ

25600

28160

40268,8

236579,2

47

Звезда

500/220/110/10 кВ

220

2017

-

6хЭВ

76800

84480

120806,40

709737,6

Всего по региональному варианту:

115000

126500

180895,00

1062758,13

ИТОГО:

879700

967670

1383768,10

8129637,59

Таблица № 114

Сводные показатели объемов реконструкции и строительства ЛЭП 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период 2012 – 2018 годы

№

Наименование  объекта

Напряж. заменяемого оборуд-я, кВ

Год ввода объекта, годы

Характеристика  ВЛ, км

Источник финансирования

Перечень работ

Стоимость в ценах 2000 г.(без НДС),

тыс. руб.

Стоимость в ценах 2000 г.(без НДС),   тыс. руб. с учетом террит. коэф.

Стоимость в ценах 2000 г.(без НДС),   тыс. руб. с учетом повыш. коэф.

Стоимость в ценах 2012 г.(с учетом НДС), тыс. руб

существующее состояние

планируемое состояние

1

Костромская ГРЭС – Нижегородская 500кВ

500

2013

-

282 км,

АС-400х3

ИП

Строительство ВЛ 500 кВ  (II цепь) с заходами ВЛ 500 кВ (282 км)(по территории области – 6,3 км)

1128000

1240800

1488960

8747640

2

Мотордеталь-Кострома 1

110

2013

4,75 км

АС-120,

АС-95

АС-185

ИП

Замена провода 110 кВ и опор 2цепной ЛЭП

7600

8360

10032

58938

3

Мотордеталь-Нерехта 1

110

2018

42,72 км

АС-120,

АС-95

АС-150

Не определен

Замена провода 110 кВ и опор 2цепной ЛЭП

68352

75187,2

90224,64

530069,8

4

Заволжская-1,2

110

2013

15,2 км

АС-120

(Заволжская-2)

АС-185

ИП

Замена провода 110 кВ и опор 2цепной ЛЭП

28610

31471

37765,2

221870,6

19,1 км

АС-120

(Заволжская -1)

5

ТЭЦ-2 - Кострома 2

110

2012

3,97 км

АС-150

АС-240

ИП

Замена провода 110 кВ и опор 2цепной ЛЭП

6352

6987,2

8384,64

49259,8

6

отпайка на ПС «Центральная»

110

2018

2,06км

АС-120

АС-185

Не определен

Замена провода 110 кВ и опор 2цепной ЛЭП

3296

3625,6

4350,72

25560,5

7

отпайка на ПС «Северная»

110

2018

2,45км

АС-120

АС-185

Не определен

Замена провода 110 кВ и опор 2цепной ЛЭП

3920

4312

5174,4

30399,6

8

отпайка на ТЭЦ 1

110

2018

1,5км

АС-120

АС-185

Не определен

Замена провода 110 кВ и опор 2цепной ЛЭП

2400

2640

3168

18612

9

КПД - Мотордеталь

110

2018

-

50,8км

АС-185

Не определен

Новое строительство

2400

2640

3168

18612

Всего по базовому варианту:

1250930

1376023

1651227,6

9700962,3

10

ЦБК - Звезда

220

2018

-

8 км,

АС-240

Не определен

Новое строительство

22400

24640

29568

173712

11

заход на ПС Звезда

220

2017

-

2,5 км,

АС-300

Не определен

Новое строительство

7000

7700

9240

54285

12

заход на ПС Варко (ООО «НОВ Кострома»)

110

2013

-

1 км,

АС-95

ООО "НОВ Кострома"

Новое строительство

1600

1760

2112

12408

Всего по региональному варианту:

31000

34100

40920

240405

Итого:

1281930

1410123

1692147,60

9941367,3

Таблица № 115

Суммарные капиталовложения  на реконструкцию, новое строительство и техническое перевооружение подстанций и ЛЭП 110 кВ и выше Костромской энергосистемы  за период 2012 – 2018 годы

Оборудование

Напряжение, кВ

Кол-во

Стоимость в ценах 2000 г. (без НДС),

Стоимость в ценах 2012 г. (с НДС),

(МВА / шт./ км.*)

тыс. руб.

тыс. руб.

Трансформаторы

базовый вариант

ТПВиР

110

291,3

95084

878706,9

220-500

405

157608

1324104,3

НС

110

-

-

-

220-500

-

-

-

максимальный вариант

ТПВиР

110

10

9460

87423,4

220-500

668

127200

1175502,9

НС

110

50

14060

129933,7

220-500

160

38040

351541,9

Всего по базовому варианту:

696,3

252692

2202811,2

Всего по региональному варианту:

1584,3

441452

3947213,1

Выключатели

базовый вариант

ТПВиР

110

97

611100

5647404,26

220-500

12

153600

1419475,2

НС

110

-

-

-

220-500

-

-

-

максимальный вариант

ТПВиР

110

-

-

-

220-500

6

76800

709737,6

НС

110

2

12600

116441,325

220-500

2

25600

236579,2

Всего по базовому варианту:

109

764700

7066879,46

Всего по региональному варианту:

119

879700

8129637,585

ЛЭП

базовый вариант

ТПВиР

110

76,55

120530

934710,3

220-500

-

-

-

НС

110

332,8

1130400

8766252

220-500

-

-

-

максимальный вариант

ТПВиР

110

-

-

-

220-500

-

-

-

НС

110

1

1600

12408

220-500

10,5

29400

227997

Всего по базовому варианту:

409,35

1250930

9700962,3

Всего по региональному варианту:

420,85

1281930

9941367,3

Итого по базовому варианту:

2268322

18970652,96

Всего по региональному варианту:

2603082

22018217,99

Примечание: * ─ общая протяженность ЛЭП в одноцепном исполнении.

1

Глава 21. Электрические расчеты

Для анализа работы электрической сети 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в период рассматриваемой перспективы с 2012 года по 2018 год на основании представленных выше балансов мощности с учетом перспективного развития электрических сетей соседних энергосистем проведены следующие расчеты с 2012 года по 2018 год:

1) режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня;

2) режим зимних минимальных нагрузок выходного дня;

3) режим летних максимальных нагрузок рабочего дня;

4) режим летних минимальных нагрузок выходного дня.

Данные режимы рассчитаны для двух вариантов прогноза максимума нагрузки: базового и регионального.

Электрические расчеты в сети выполнялись в целях:

1) выбора схемы сети и параметров ее элементов;

2) выбора оптимального потокораспределения;

3) определения необходимой мощности и места размещения компенсирующих устройств;

4) разработки мероприятий по снижению расходов электроэнергии на ее транспорт.

Расчетные реактивные нагрузки на шинах 110 кВ ПС  принимались на основании отчетных данных. Уровни напряжения, поддерживаемые в центрах питания, соответствуют Методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем.

Результаты выполненных расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения послужили основанием для разработки рекомендаций, позволяющих ликвидировать «узкие места» в сетях 110 кВ и выше энергосистемы на период до 2018 года.

Анализ результатов расчетов нормальных режимов показывает, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ и выше находятся в переделах допустимых значений.

Загрузка сети 110 кВ и выше оценивалась согласно п.1.3.22 ПУЭ при температуре в летний период +25˚С, в зимний ─ -5˚С.

В таблицах № 117 и № 118 приведена загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы на 2012-2018 годы для двух вариантов развития.

В обоих вариантах наблюдается снижение загрузки автотрансформаторов на Костромской ГРЭС, ПС 220 кВ Мантурово и Кострома-2, что объясняется вводом генерирующих мощностей в соседних энергосистемах: Ивановской, Ярославской и Нижегородской.

В соответствии с Методическими рекомендаций по проектированию развития энергосистем для проверки соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов. Исходными данными в послеаварийных режимах следует считать:

1) для основной сети ОЭС – совпадение отключения одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы с плановым ремонтом другого;

2) для сети региональной энергосистемы или участка сети – отключение одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы (энергоблок, автотрансформатор связи шин на электростанции или элемент сети) в период максимальных нагрузок.

В таблице № 116 приведен перечень рассмотренных послеаварийных режимов.

Послеаварийные режимы рассмотрены для наиболее тяжелого года и периода: зимнего и летнего максимума рабочего дня 2018 года.

Таблица № 116

Перечень послеаварийных режимов

№

Наименование

Базовый вариант

1

Зимний максимум рабочего дня 2018 г.

Отключение АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда

2

Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово

3

Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС Мотордеталь

4

Отключение ВЛ 110 кВ Заволжская-1

5

Отключение ВЛ 110 кВ Борок-Елегино

6

Отключение ВЛ 110 кВ Мантурово-Гусево

7

Летний максимум рабочего дня 2018 г.

Совпадение отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда с ремонтом АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово

8

Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь с ремонтом второй

9

Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС‑Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома‑Галич

Региональный вариант

10

Зимний максимум рабочего дня 2018 г.

Отключение АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда

11

Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово

12

Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС Мотордеталь

13

Отключение ВЛ 110 кВ Заволжская-1

14

Отключение ВЛ 110 кВ Приволжская-1

15

Отключение АТ 500/220 кВ на ПС Звезда

16

Летний максимум рабочего дня 2018 г.

Совпадение отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда с ремонтом АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово

17

Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь с ремонтом второй

18

Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС‑Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома‑Галич

19

Совпадение отключения АТ 500/110/10 кВ с ремонтом АТ 500/220 кВ на ПС Звезда

1

Таблица № 117

Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы на 2012-2018 годы (базовый вариант)

№

Наименование

Мощность, МВА

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

МВА

%

МВА

%

МВА

%

МВА

%

МВА

%

МВА

%

МВА

%

1

Костромская ГРЭС

АТ-2 3х267

311,8

38,9

195,9

24,5

300,0

37,4

234,3

29,2

233,3

29,1

225,1

28,1

224,5

28,0

АТ-4 3х267

отключен

2

ПС 500/110/10 кВ Звезда

АТ-1 3х135

216,9

53,6

213,8

52,8

181,2

44,7

181,7

44,9

194,5

48,0

197,8

48,8

201,1

49,6

3

ПС 220/110/10 кВ Мантурово

АТ-1 125/200

60,5

48,4

62,8

50,3

31,5

25,2

31,6

25,3

46,9

23,5

47,8

23,9

50,1

25,1

4

ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь

АТ-1 125

67,9

54,3

61,3

49,1

59,5

47,6

60,7

48,5

61,1

48,9

62,2

49,8

67,1

53,7

АТ-2 125

67,9

54,3

61,3

49,1

59,5

47,6

60,7

48,5

61,1

48,9

62,2

49,8

67,1

53,7

5

ПС 220/110/10 кВ Борок

АТ-1 125

39,7

31,7

40,1

32,1

37,2

29,7

37,3

29,8

38,0

30,4

38,1

30,5

38,5

30,8

АТ-2 125

39,7

31,7

40,1

32,1

37,2

29,7

37,3

29,8

38,0

30,4

38,1

30,5

38,5

30,8

6

ПС 220/110/10 кВ Галич

АТ-1 125

34,1

27,3

36,1

28,9

35,7

28,5

35,9

28,7

36,8

29,5

36,3

29,1

36,4

29,1

АТ-2 125

34,1

27,3

36,1

28,9

35,7

28,5

35,9

28,7

36,8

29,5

36,3

29,1

36,4

29,1

7

ПС 220/110/6 кВ Кострома-2

АТ-1 125

43,1

34,5

41,6

33,3

37,0

29,6

33,9

27,2

34,1

27,3

34,5

27,6

36,4

29,1

АТ-2 90/125

40,5

45,0

39,0

43,3

34,6

38,5

33,9

27,2

34,1

27,3

34,5

27,6

36,4

29,1

Примечание: после дроби указана мощность автотрансформатора после его замены

Таблица № 118

Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы на 2012-2018 годы (региональный вариант)

№

Наименование

Мощность, МВА

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

МВА

%

МВА

%

МВА

%

МВА

%

МВА

%

МВА

%

МВА

%

1

Костромская ГРЭС

АТ-2 3х267

308,3

38,5

199,4

24,9

297,8

37,2

230,4

28,8

228,6

28,5

224,5

28,0

225,8

28,2

АТ-4 3х267

отключен

2

ПС 500/110/10 кВ Звезда

АТ-1 3х135

215,0

53,1

214,1

52,9

183,6

45,3

185,2

45,7

199,2

49,2

121,7

30,0

131,0

32,3

АТ-1 3х167

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

169,3

33,8

224,3

44,8

3

ПС 220/110/10 кВ Мантурово

АТ-1 125

61,2

48,9

62,7

50,2

30,7

24,6

30,6

24,4

45,2

22,6

49,3

24,7

37,8

18,9

АТ-1 200*

-

-

-

-

-

-

-

-

45,2

23

49,33

25

37,9

19,1

4

ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь

АТ-1 125

67,0

53,6

66,4

53,1

65,5

52,4

68,6

54,9

71,4

57,1

75,2

60,1

78,5

62,8

АТ-2 125

67,0

53,6

66,4

53,1

65,5

52,4

68,6

54,9

71,4

57,1

75,2

60,1

78,5

62,8

5

ПС 220/110/10 кВ Борок

АТ-1 125

39,3

31,5

39,9

31,9

37,3

29,9

37,8

30,2

38,6

30,9

38,1

30,5

39,9

31,9

АТ-2 125

39,3

31,5

39,9

31,9

37,3

29,9

37,8

30,2

38,6

30,9

38,1

30,5

39,9

31,9

6

ПС 220/110/10 кВ Галич

АТ-1 125

33,8

27,0

36,0

28,8

35,8

28,6

36,1

28,9

37,0

29,6

34,4

27,5

36,6

29,3

АТ-2 125

33,8

27,0

36,0

28,8

35,8

28,6

36,1

28,9

37,0

29,6

34,4

27,5

36,6

29,3

7

ПС 220/110/6 кВ Кострома-2

АТ-1 125

42,6

34,1

42,6

34,1

39,8

31,8

37,6

30,1

38,9

31,1

41,4

33,1

43,5

34,8

АТ-2 90

39,9

44,3

39,9

44,4

37,4

41,5

37,6

30,1

38,9

31,1

41,4

33,1

43,5

34,8

АТ-2 125*

-

-

-

-

-

-

-

-

38,9

31

41,3

33

43,6

35

Примечание: звездочкой указана мощность автотрансформатора после его замены

1

Анализ послеаварийных режимов для базового варианта показывает:

1) в послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении ВЛ 110 кВ Мантурово-Гусево напряжение в сети 110 кВ прилегающего района снижается до 101,3 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ Шарья(р) и ПС 110 кВ Поназырево;

2) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 года при совпадении отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда с ремонтом АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово напряжение в сети 110 кВ прилегающего района снижается до 57,8 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ Шарья(р) и ПС 110 кВ Поназырево;

3) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 г. при совпадении отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС ‑ Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома ‑ Галич загрузка каждого АТ 220/110/10 кВ на ПС Мотордеталь увеличивается до 80% от номинальной мощности.

Анализ послеаварийных режимов для регионального варианта показывает:

1) в послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда загрузка АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово увеличивается до 70,6% от номинальной мощности;

2) в послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении одного АТ 220/110/10 кВ на ПС Мотордеталь загрузка второго АТ составляет 92,5% от номинальной мощности;

3) в послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении АТ 500/220 кВ на ПС Звезда питание ПС 220 кВ ЦБК будет осуществляться по ВЛ 110 кВ Звезда-Мантурово-1,2 через АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово;

4) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 года при совпадении отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда с ремонтом АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово происходит недопустимое снижение напряжения в сети 110 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ Шарья(р), ПС 220 кВ Мантурово и ПС 110 кВ Поназырево;

5) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 года при совпадении отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС ‑ Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома‑Галич загрузка каждого АТ 220/110/10 кВ на ПС Мотордеталь увеличивается до 87,7% от номинальной мощности;

6) в послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 года при совпадении отключения АТ 500/110/10 кВ с ремонтом АТ 500/220 кВ на ПС Звезда питание ПС 220 кВ ЦБК будет осуществляться от Нижегородской энергосистемы по межсистемной ВЛ 220 кВ Рыжково-Звезда.

Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов показывает, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ и выше находятся в переделах допустимых значений.

При рассмотрении в летний период на уровне 2018 года режимов наложения аварийного отключения ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома на плановый ремонт одной цепи ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь, загрузка второй цепи ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь превышает предельно-допустимую (249 МВт, 690 А для провода АС-300) и составляет в базовом варианте – 300 МВт (737 А), в региональном варианте – порядка 314 МВт (776 А). Таким образом, для снятия токовой перегрузки в данных режимах необходимо противоаварийное управление (деление сети или ограничение нагрузки потребителей района).

В таблице № 119 представлен баланс реактивной мощности в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы.

Таблица № 119

Баланс реактивной мощности по Костромской энергосистеме, Мвар

2012 г.

2014 г.

2018 г.

1. Потребление в т.ч.:

1076

790

870

Нагрузка (с учетом собственных нужд электростанций)

374

380

384

Потери

80

65

68

Передача в другие энергосистемы

516

267

332

Необходимый резерв

106

78

86

2. Покрытие в т.ч.:

3584,5

3731,5

3620,5

Генераторы станций (с учетом недоиспользования мощности)

3100

3100

3100

Генерация ЛЭП

77

78

81

Получение из других энергосистем

274

420

306

БСК (с учетом недоиспользования мощности)

133,5

133,5

133,5

Избыток (+)

2508,5

2941,5

2750,5

Баланс реактивной мощности составлен исходя из режима зимних максимальных нагрузок энергосистемы 2012, 2014 и 2018 годы.

Потребление реактивной мощности учитывает следующие составляющие:

1) реактивная нагрузка потребителей (с учетом нагрузки собственных нужд электростанций и потерь мощности в трансформаторах собственных нужд);

2) постоянные и нагрузочные потери реактивной мощности;

3) необходимый резерв реактивной мощности по системе в целом, определенный условиями обеспечения плановых  и аварийных ремонтов источников реактивной мощности, поддержания уровней напряжения в нормальных режимах и при отключении отдельных линий, компенсации непредвиденных увеличений относительного потребления реактивной мощности (величина резерва составляет 11% от суммы потребления);

4) выдача реактивной мощности в соседние энергосистемы по сетям 110-500 кВ.

Данные потребления реактивной мощности взяты непосредственно из расчетов установившегося режима.

Для покрытия реактивной мощности выделились следующие составляющие:

1) располагаемая реактивная мощность электростанций;

2) располагаемая мощность компенсирующих устройств;

3) зарядная мощность линий 110-500 кВ;

4) мощность, поступающая в сеть по межсистемным связям 110-500 кВ.

В результате расчета баланс реактивной мощности сводится с избытком на весь рассматриваемый период развития Костромской энергосистемы. Установка дополнительных источников реактивной мощности не требуется.

Расчеты токов трехфазных и однофазных коротких замыканий в Программе выполнены для определения перспективных уровней токов короткого замыкания в сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в целях:

1) проверки соответствия коммутационного оборудования, установленного в РУ действующих электросетевых объектов, расчетным значениям токов короткого замыкания;

2) выявления требований к оборудованию, рекомендуемому к применению при конкретном проектировании;

3) разработки мероприятий по ограничению токов короткого замыкания.

Как показывают электрические расчеты на уровне расчетной перспективы до 2018 года максимальные токи трехфазного короткого замыкания и однофазного короткого замыкания в сети 110 кВ и выше составят: в сети 500 кВ – 33,2 кА и 36,8 кА соответственно на ш. 500 кВ Костромской ГРЭС; в сети 220 кВ – 45,5 кА и 50,5 кА соответственно на ш. 220 кВ Костромской ГРЭС; в сети 110 кВ – 14,7 кА и 15,9 кА соответственно на ш. 110 кВ ПС Звезда.

В таблице № 120 приведен перечень РУ 110 кВ и выше с выключателями с указанием уровней токов короткого замыкания и мероприятий по приведению в соответствие отключающей способности выключателей перспективным уровням токов короткого замыкания.

1

Таблица № 120

Перечень РУ 110 кВ и выше с выключателями, с указанием уровней токов короткого замыкания

Наименование ПС и электро­станций 110кВ

кол-во выкл

Установленные выклю­чатели

Ток к.з. на шинах, кА на 2012год

Мероприятия по ограниче­нию токов к.з.

Ток к.з. на шинах, кА на 2018 год (базовый вариант)

Мероприятия по ограниче­нию токов к.з.

Ток к.з. на ши­нах, кА на 2018 год (региональный вариант)

Мероприятия по ограниче­нию токов к.з.

тип

Iоткл., кА

I3

I1

I3

I1

I3

I1

ФСК

ПС 220 кВ

Борок

1

СМВ-220кВ

25

4,9

4,4

4,9

4,4

4,9

4,4

11

МКП-110Б

20

7,6

8,1

7,7

8,2

7,7

8,2

Галич

1

СМВ-220

25

4,5

4

4,5

4

4,5

4

5

МКП-110М

25

7,4

7,6

7,3

7,6

7,4

7,6

5

МКП-110Б

20

7,4

7,6

7,3

7,6

7,4

7,6

Кострома-2

3

У-220Б

26,3

8,2

6,9

8,2

6,9

8,2

6,9

2

У-220Б

25

8,2

6,9

8,2

6,9

8,2

6,9

1

МКП-220М

25

8,2

6,9

8,2

6,9

8,2

6,9

1

У-110Б

50

14,7

15,8

14,4

15,6

14,4

15,6

6

МКП-110М

25

14,7

15,8

14,4

15,6

14,4

15,6

1

У-110Б

40

14,7

15,8

14,4

15,6

14,4

15,6

Мантурово

1

отд. и кз

2,8

2,6

3,5

3,3

7,6

8,3

2

МКП-110М

20

13,3

13,2

13,5

14,1

14,6

15,9

9

МКП-110М

18,4

13,3

13,2

13,5

14,1

14,6

15,9

3

LTB-145D1/B

31,5

13,3

13,2

13,5

14,1

14,6

15,9

2

GL312

40

13,3

13,2

13,5

14,1

14,6

15,9

Мотордеталь

7

ВВБ-220Б

31,5

15,8

10,8

16,2

11

16,2

11

12

ВВШ-110

20

16,3

15,1

16

14,8

16,2

14,9

2

ВВН-110

20

16,3

15,1

16

14,8

16,2

15,0

ЦБК

220кВ

6,5

5,8

ПС 500 кВ

Звезда

5

GL-317-500

50

5,8

4,7

5,9

4,9

6,1

5,8

220кВ

7,9

9

6

3AP1FG-145/EK

40

13,6

13,6

14,7

15,9

14,7

15,9

Костромская АЭС

4

ВНВ-500Б

40

10,1

7,4

10,4

7,5

10,4

7,7

ИНТЕР РАО -Электрогенерация

Костромская ГРЭС

12

ВНВ-500

63

27,7

31,1

33,1

36,8

33,2

36,8

4

ВНВ-500

40

27,7

31,1

33,1

36,8

33,2

36,8

3

ВВБ-220Б

31,5

42

47,5

Подлежат замене

45,3

50,4

Подлежат замене

45,3

50,5

Подлежат замене

9

Siemens3АР1DT

63

42

47,5

45,3

50,4

45,3

50,5

1

ВВД-220

40

42

47,5

Подлежат замене

45,3

50,4

Подлежат замене

45,3

50,5

Подлежат замене

4

ВВН-220

39,4

42

47,5

Подлежат замене

45,3

50,4

Подлежат замене

45,3

50,5

Подлежат замене

ТГК-2

КостромскаяТЭЦ-1

2

МКП-110М

18,4

11,6

9,1

11,8

9,6

11,9

9,6

1

МКП-110М

20

11,6

9,1

11,8

9,6

11,9

9,6

КостромскаяТЭЦ-2

11

У-110

40

14,7

17,3

14,3

16,9

14,3

16,9

2

ВМТ-110

40

14,7

17,3

14,3

16,9

14,3

16,9

МРСК

Центральный регион

Александрово

1

МКП-110М

20

3,9

3

3,9

3

3,9

3

Аэропорт

2

ВМТ-110

25

9,7

7,4

9,6

7,3

9,6

7,3

Варко

2,5

1,9

Василево

отд. и кз

7,6

4,5

7,5

4,4

7,5

4,4

Восточная-1

2

ВГ-110

40

7,6

5,1

7,4

5

7,4

5

Восточная-2

2

ВГ-110

40

11,4

10

11,2

9,8

11,2

9,8

Григорцево

отд. и кз

6,5

4,2

6,5

4,2

6,5

4,2

Давыдовская

9

LTB145D1/B

31,5

13,7

14,6

13,4

14,4

13,4

14,4

Калинки

2

МКП-110М

20

5,8

4,4

5,7

4,4

5,7

4,4

2

ВМТ-110Б

25

5,8

4,4

5,7

4,4

5,7

4,4

Клементьево

отд. и кз

7,9

5

7,9

5

7,9

5

Кострома-1

6

МКП-110

20

15,4

13,4

15,1

12,8

15,2

12,9

1

МКП-160У

20

15,4

13,4

15,1

12,8

15,2

12,9

Кострома-3

2

ВГ-110

40

12,7

10,3

12

9,5

12

9,5

КПД

отд. и кз

4,9

3,2

2,5

1,9

2,5

1,9

КраснаяПоляна

5

МКП-110М

20

4,7

3,8

4,7

3,8

4,7

3,8

1

ВМТ-110Б

20

4,7

3,8

4,7

3,8

4,7

3,8

Красное

отд. и кз

3,7

2,7

3,7

2,7

3,7

2,7

Нерехта-1

5

У-110

40

14,4

9,7

14,8

9,7

14,9

9,8

6

МКП-110М

20

14,4

9,7

14,8

9,7

14,9

9,8

1

ВМТ-110Б

25

14,4

9,7

14,8

9,7

14,9

9,8

Нерехта-2

отд. и кз

10,1

5,8

10,2

5,8

10,3

5,8

Северная

2

ВГ-110

40

10,7

8,2

10

7

10

7

1

ВЭБ-110

40

10,7

8,2

10

7

10

7

Столбово

1

ВМТ-110Б

25

3,8

3

3,8

3

3,6

3

Строммашина

2

ММО-110

20

14,8

12,3

14,6

12

14,7

12,1

СУГРЭС

отд. и кз

5,3

3,5

5,3

3,4

2,5

1,8

Судиславль

3

МКП-110М

20

3,9

3

3,9

3

3,9

3

Сусанино

1

ВМТ-110Б

25

4,1

3,2

4,1

3,3

4,1

3,3

Центральная

2

ВГ-110

40

10,9

8,8

10,5

7,7

10,5

7,7

Южная

отд. и кз

10,6

7,1

10,5

7

10,5

7

Галичский регион

Буй(р)

отд. и кз

6,5

6,2

6,5

6,2

6,5

6,2

Буй(с)

3

ЗАР1FG-145

40

6,5

6

6,5

6

6,5

6

Елегино

1

ВМТ-110Б

25

2,7

2,1

2,7

2,1

2,7

2,1

Западная

1

ВМТ-110Б

25

6,20

5,8

6,2

5,8

6,2

5,8

Лопарево

отд. и кз

4,4

2,9

4,4

2,9

4,4

2,9

Луковцино

отд. и кз

3,1

2,3

3,1

2,3

3,1

2,3

Новая

3

ВМТ-110Б

25

5,4

4,7

5,4

4,7

5,4

4,7

Орехово

2

ЗАР1FG-145

40

4,4

3,2

4,4

3,2

4,4

4,2

Солигалич

1

ВМТ-110Б

25

2,2

1,8

2,2

1,8

2,2

1,8

Федоровское

отд. и кз

2,2

1,7

2,2

1,7

2,2

1,7

Чухлома

3

ЗАР1FG-145

40

2,4

1,9

2,4

1,9

2,4

1,9

Нейский регион

Антропово(р)

2

ЗАР1FG-145

40

4

2,3

4

2,3

4

2,3

1

МКП-110М

20

4

2,3

4

2,3

4

2,3

Мантуровский БХЗ

отд. и кз

9,5

7,1

9,6

7,3

10,1

7,8

Гусево

1

ЗАР1FG-145

40

4,4

3,2

4,5

3,2

4,5

3,3

1

МКП-110М

20

4,4

3,2

4,5

3,2

4,5

3,3

Дьяконово

отд. и кз

3,4

2,4

3,4

2,4

3,4

2,4

Ильинское

1

ВМТ-110

25

2,8

2,1

2,8

2,1

2,8

2,1

2

ЗАР1FG-145

40

2,8

2,1

2,8

2,1

2,8

2,1

Кадый

1

МКП-110М

20

2,6

2

2,6

2

2,6

2

Макарьев-1

2

ЗАР1FG-145

40

2,8

2,1

2,8

2,1

2,8

2,1

1

МКП-110М

20

2,8

2,1

2,8

2,1

2,8

2,1

Новинское

1

ВМТ-110

25

2,5

1,8

2,5

1,8

2,5

1,8

Н.Полома

отд. и кз

3,7

2,1

3,7

2,1

3,7

2,1

Нея

8

МКП-110М

20

6,5

4,9

6,5

4,9

6,6

5

2

МКП-110М

18,4

6,5

4,9

6,5

4,9

6,6

5

Октябрьская

отд. и кз

5,3

3,1

5,3

3,1

5,4

3,1

Яковлево

отд. и кз

2,8

2,1

2,8

2,1

2,9

2,1

Шарьинский регион

Вохма

1

МКП-110М

20

2,7

1,8

2,7

1,8

2,7

1,8

Гудково

отд. и кз

2,8

2,1

2,8

2,1

2,2

2,1

Кроностар

4

н.д.

4,1

3,7

4,1

3,7

4,2

3,7

Никола

1

ВМТ-110

25

2,6

1,8

2,6

1,8

2,6

1,8

Павино

4

ММО-110

20

4,7

3,4

4,7

3,4

4,7

3,4

2

ЗАР1FG-145

40

4,7

3,4

4,7

3,4

4,7

3,4

Промузел

2

LTB145D1/B

31,5

4,1

3,8

4,1

3,8

4,2

3,8

Пыщуг

1

ММО-110

20

2,8

2,1

2,8

2,1

2,8

2,1

РП Заря

9

LTB145D1/B

31,5

4,2

3,8

4,2

3,8

4,3

3,9

Рождественское

2

ВМТ-110

25

2

1,4

2

1,4

2

1,4

Шарья(р)

8

МКП-110Б

20

5

3,9

5

3,9

5,1

4

1

МКП-110

18,4

5

3,9

5

3,9

5,1

4

2

ВМТ-110Б

25

5

3,9

5

3,9

5,1

4

2

У-110А

40

5

3,9

5

3,9

5,1

4

Шекшема

отд. и кз

5,2

3,4

5,2

3,4

5,3

3,4

Шортюг

отд. и кз

2,5

1,8

2,5

1,8

2,6

1,8

Якшанга

отд. и кз

3,1

2,2

3,2

2,2

3,2

2,2

РЖД

Тяговые подстанции

Антропово(т)

н.д.

4

2,4

4,1

2,4

4,1

2,4

Буй(т)

6,5

6,2

6,5

6,2

6,5

6,2

Галич(т)

6,6

6,2

6,6

6,2

6,6

6,2

Космынино(т)

6,6

3,5

6,6

3,5

6,6

3,5

Поназырево(т)

3,2

2,8

3,2

2,8

3,2

2,8

Шарья(т)

3,8

2,7

3,9

2,7

3,9

2,7

1

Расчеты потерь мощности и электроэнергии при транспортировке по электрическим сетям 110 кВ и выше на перспективу до 2018 года выполнялись с целью:

1) определения уровня потерь электроэнергии;

2) выявления тенденции и причин изменения их относительных величин по сравнению с отчетными данными;

3) разработки мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии.

В таблицах № 121 и № 122 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в отчетный период  до 2018 года.

Таблица № 121

Потери мощности в сетях 110 кВ и выше

Год

Напряжение, кВ

Нагрузка энергосистемы, МВт

Потери, МВт/отношение потерь к нагрузке энергосистемы,%

в сетях 110кВ/220кВ

%

Всего, 110 кВ и выше

%

2011

110

654

18,84

2,88

49,63

7,59

220 и выше

30,79

4,71

2018

(базовый вариант)

110

700

19,38

2,77

38,17

5,45

220 и выше

18,79

2,68

2018

(региональный вариант)

110

871,2

20,14

2,31

41,7

4,79

220 и выше

21,56

2,47

Таблица № 122

Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше

Год

Электропотребление энергсистемы, млн.кВт.час

Потери, млн.кВт*час /отношение потерь к электропотреблению энергосистемы,%

в сети 110 кВ

%

в сети 220 кВ

%

Всего, 110 кВ и выше

%

2011

3611,475

68,77

1,9

112,38

3,11

181,15

5,02

2018

(базовый вариант)

3765

72,68

1,93

70,46

1,87

143,14

3,8

2018

(региональный вариант)

4790

78,55

1,63

84,08

1,76

162,63

3,4

В таблице № 123 представлена структура технических потерь мощности электрической сети по участкам за 2018 год для базового и регионального вариантов.

Таблица № 123

Структура технических потерь мощности электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам за 2018 год для базового и регионального вариантов

Составляющие технических потерь

Потери мощности, МВт

Базовый вариант

Региональный вариант

Галичский участок

Нагрузочные потери:

в трансформаторах 110 кВ

в ВЛ 110 кВ

1,18

1,19

0,31

0,32

Потери ХХ в трансформаторах

0,51

0,51

Всего

2

2,02

Костромской участок

Нагрузочные потери:

в трансформаторах 110 кВ

в ВЛ 110 кВ

4,06

4,1

3,14

3,55

Потери ХХ в трансформаторах

1,43

1,43

Всего

8,63

9,08

Нейский участок

Нагрузочные потери:

в трансформаторах 110 кВ

в ВЛ 110 кВ

1,63

1,66

1,61

1,65

Потери ХХ в трансформаторах

0,61

0,61

Всего

3,85

3,92

Шарьинский участок

Нагрузочные потери:

в трансформаторах 110 кВ

в ВЛ 110 кВ

1,44

1,44

2,97

3,19

Потери ХХ в трансформаторах

0,49

0,49

Всего

4,9

5,12

Всего по сети 110 кВ

19,38

20,14

В 2018 году потери оцениваются в 143,14 миллиона кВт.ч или 3,8 %  от электропотребления энергосистемы в базовом варианте и 162,63 миллиона кВт.ч. или 3,4 %  от электропотребления энергосистемы - в региональном  варианте.

Перспективная схема сетей 110 кВ и выше Костромской энергосистемы характеризуется более низким расходом электроэнергии на ее транспорт относительно электропотребления энергосистемы по сравнению с отчетным периодом.

Глава 22. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2018 года

Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2018 года осуществлялось 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 ОЦП 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 для базового варианта на уровне последнего зафиксированного статистикой значения за 2010 год в размере 9,5% от полного потребления тепловой энергии, а для регионального варианта – на уровне среднемноголетней величины 8,42% ввиду того, что сценарные условия регионального варианта предполагают более благоприятную экономическую ситуацию в области (а значит и лучшие возможности для модернизации инженерной инфраструктуры).

Удельные расходы топлива также приняты на основе последних зафиксированных статистикой значений: для электроэнергии – на основе значения за 2011 год по данным формы 6-ТП, для тепловой энергии – на основе значения за 2010 год, определенного на основе единого топливно-энергетического баланса области, поскольку отраслевая статистика не охватывает весь круг источников генерации, а государственная статистика еще не дает данные за 2011 год.

Для учета потенциального снижения расходов топлива на производство тепловой энергии в результате проведения мероприятий ОЦП по энергосбережению, реализация которых предполагается за счет средств федеральной субсидии, расчеты, произведенные с использованием отчетных удельных расходов топлива, скорректированы на величину:

6) определенного изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива;

7) изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ (таблица № 124).

1

Таблица № 124

Модернизация котельного оборудования с переводом на использование газа в качестве основного топлива

№ п/п

Наименование котельной

Адрес

Ориентировочная стоимость СМР (тыс.руб.)

Год реализации

Исполнитель

г.Кострома

1)

Онкологический центр

ул.Лесная ,27

39 499,00

2013

органы местного самоуправления

Итого:

39 499,00

г.Нерехта

1)

котельная по адресу ул.Нерехтская

ул.Нерехтская

23 514,00

2013

органы местного самоуправления

2)

котельная ул.1-ая Рабочая

ул.1-ая Рабочая

48 001,00

2013

органы местного самоуправления

Итого:

71 515,00

г.Галич

1)

котельная  по адресу ул.Фестивальная

ул.Фестивальная

85 366,00

2013

органы местного самоуправления

2)

котельная  по адресу ул.Лермонтова

ул.Лермонтова

90 102,00

2013

органы местного самоуправления

3)

котельная по адресу ул.Школьная

ул.Школьная

27 696,00

2013

органы местного самоуправления

4)

котельная по адресу ул.Гладышева, 71

ул.Гладышева,71

20 915,00

2013

органы местного самоуправления

5)

котельная  по адресу ул.Леднева

ул.Леднева

11 831,00

2013

органы местного самоуправления

6)

котельная по адресу ул.Гладышева, 85

ул.Гладышева,85

2 197,00

2013

органы местного самоуправления

Итого:

238 107,00

п.г.т. Судиславль

1)

котельная по адресу ул.Невского,18

ул.Невского,18

25 436,00

2013

органы местного самоуправления

2)

котельная по адресу п.Западный

п.Западный

14 125,00

2013

органы местного самоуправления

3)

котельная по адресу п.Дружба

п.Дружба

23 280,00

2013

органы местного самоуправления

4)

котельная по адресу ул.Мичурина

ул.Мичурина

26 185,00

2013

органы местного самоуправления

5)

котельная по адресу п.Раслово

п.Раслово

15 069,00

2013

органы местного самоуправления

Итого:

104 095,00

Всего:

453 216,00

1

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 № 125.

Таблица № 125

Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ

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, т.у.т

Уголь, т.у.т

Природный газ, т.у.т

Уголь, т.у.т

2241,4

Количественное значение

0

7601,9

5360,5

0

Результаты проведенной оценки потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основе описанных выше исходных данных представлены в таблице № 126.

Таблица № 126

Расчет структуры топливного баланса электростанций и котельных Костромской области в 2018 году

Базовый вариант

Региональный вариант

Выработка  электроэнергии, тыс. кВт.ч

12 714 000

12 714 000

Конечное потребление тепловой энергии (без учёта потерь), Гкал

5 715 762

8 852 073

Потери в тепловых сетях, %

9,5

8,42

Конечное потребление тепловой энергии (с учётом потерь), Гкал

6 315 759

9 384 218

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

3 912 098

Расход топлива на производство тепловой энергии, т.у.т.

1 099 574

1 633 792

Расход топлива на производство электрической энергии

Всего, т.у.т

3 912 098

3 912 098

Газ, т.у.т

3 854 981

3 854 981

Нефтепродукты, т.у.т

41 468

41 468

ТоРоссийской Федерации, т.у.т

14 084

14 084

ГВЭР и отходы, т.ут

1 565

1 565

Уголь, т.у.т

0

0

Расход топлива на производство тепловой энергии (без учёта мероприятий ОЦП по энергосбережению)

Всего, т.у.т

1 099 574

1 633 792

Газ, тут

700 648

1 234 598

Нефтепродукты, т.у.т

46 622

46 653

ТоРоссийской Федерации, т.у.т

169 774

169 889

ГВЭР и отходы, т.у.т

71 912

71 961

Уголь, т.у.т

110 617

110 692

Расход топлива на производство тепловой энергии (с учётом мероприятий ОЦП по энергосбережению)

Всего, т.у.т

1 098 844

1 633 063

Газ, т.у.т

706 009

1 239 959

Нефтепродукты, т.у.т

37 661

37 692

ТоРоссийской Федерации, т.у.т

169 774

169 889

ГВЭР и отходы, т.у.т

82 385

82 434

Уголь, т.у.т

103 015

103 090

Общий расход топлива на производство тепловой и электрической энергии

Всего, тут

5 010 942

5 545 161

Газ, тут

4 560 990

5 094 940

Нефтепродукты, тут

79 129

79 161

ТоРоссийской Федерации, тут

183 858

183 972

ГВЭР и отходы, тут

83 950

83 998

Уголь, тут

103 015

103 090

Для регионального варианта расход топлива может быть ниже, поскольку в случае строительства современной ПГУ-ТЭЦ для обеспечения потребностей Мантуровского ЦБК удельные расходы условного топлива такого источника когенерации будут существенно ниже принятых для расчета. Однако поскольку характер решаемой задачи предполагает выполнение оценки перспективной потребности в топливе для предупреждения появления «узких мест» в обеспечении потребителей области энергоресурсами, в принятии органами государственной власти региона управленческих решений предлагается руководствоваться приведенной в таблице № 126 максимальной оценкой для регионального варианта.

Глава 23. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Костромской области

Большинство муниципальных образований на сегодняшний день не имеют утверждённой схемы теплоснабжения. Схемы теплоснабжения разработаны для г. Макарьева, Нежитинского с/п, Тимошинского с/п, Шемятинского с/п, Горчухинского с/п, Николо-Макаровского с/п, Унженского с/п, Усть-Нейского с/п Макарьевского района; Никольского с/п, Родинского с/п, Советского с/п, Георгиевского с/п Межевского района; Еленского с/п, Кужбальского с/п, Коткишевского с/п, Тотомицкого с/п Нейского района; Верхнеспасского с/п Головинского с/п, Носковского с/п, Пыщугского с/п Пыщугского района; поселка Сусанино Сусанинского района Костромской области.

При этом в имеющихся схемах не предусматривается ввод новых ТЭЦ и крупных котельных.

Глава 24. 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 ОАО «ТГК-2» в конце 2011 года с передачей её 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. При этом нужно отметить, что схемы теплоснабжения крупных городов Костромской области в настоящий момент отсутствуют, что обуславливает невозможность окончательной оценки вероятности реализации рассмотренных выше переключений нагрузок.

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 № 127 приведены результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области.

Таблица № 127

Результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных потребителей.

№ п/п

Наименование проекта развития жилищно-коммунального комплекса

Возможность подключения к существующему источнику теплоснабжения

Необходимость строительства нового источника теплоснабжения

Примечание

Теплоснабжение, Гкал/час

На 2018

На конец реализации проекта

1

«Агашкина гора-1» (ул.Магистральная)

+

11,618

11,618

2

пос. Волжский

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

6,769

6,769

3

д. Каримово

+

Расстояние до источника – 2200 м

3,137

3,137

4

мкр-н «Солоница»

+

1,479

1,479

5

мкр-н «Новый город»

+

Расстояние до источника – 1100 м

7,157

7,157

6

хутор Чернигино

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

5,069

5,069

7

«Агашкина гора-2» (ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)

+

Расстояние до источника – 2200 м

18,208

18,208

8

мкр-н «Паново-2»

+

6,560

6,560

9

Караваево (между ТЦ «Коллаж» и п. Караваево

+

3,071

51,028

10

д. Подолец

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

2,475

2,475

11

д. Становщиково

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

4,175

9,542

12

д. Коряково («Агротехнопарк»)

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

4,324

13,300

13

д. Клюшниково

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

19,222

19,222

14

мкр-н № 11 в г. Волгореченске

+

1,759

1,759

15

п. Апраксино

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

0,274

0,274

16

с. Шунга

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

0,221

0,221

17

м/р-н «Жужелино», г. Кострома

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

0,716

0,716

18

п. Шувалово

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

0,907

0,907

19

д. Стрельниково

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

0,549

0,549

20

д. Петрилово

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

0,477

0,477

21

д. Пустошки

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

0,107

0,107

22

Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальная-Кинешемское шоссе и пос. Караваево

+

2,475

5,421

23

Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорная

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

1,014

1,014

24

м/р-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

0,137

0,137

25

Квартал застройки м/р-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехта

Требуется проработка в схеме теплоснабжения

0,268

0,268

26

Квартал застройки в р-не д. 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 микрорайон «Солоница». Для обеспечения покрытия потребности в тепловой энергии микрорайона «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 ОАО «Мотордеталь» 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.

При рассмотрении новых объектов промышленности стоит отметить проект строительства целлюлозно-бумажного комбината в городе Мантурово, планируемого к вводу в эксплуатацию в 2017-2018 годы. Потребление тепловой энергии данным объектом в 2017 году ожидается на уровне 875160 Гкал, в 2018 году - 3060000 Гкал. При этом максимальная нагрузка данного ЦБК составит около 450 Гкал/ч. Учитывая высокое электропотребление  данного объекта наряду с потребностью для технических нужд в остром паре, можно констатировать, что для удовлетворения его потребности в энергии целесообразно строительство собственного источника когенерации на базе ПГУ.  Этот вывод продиктован следующими соображениями. Во-первых, частный характер инвестирования данного проекта обуславливает потенциал экономической выгоды такого источника энергии для самого инвестора. Во-вторых, именно технологическая схема станции на базе ПГУ обеспечивает оптимальное соотношение производства электрической и тепловой энергии для данной задачи.

Строительство источника когенерации  может быть слишком затратным и рискованным для инвестора: для такого источника необходимы большие лимиты газа, чем в случае строительства котельной, кроме того, в случае снижения нагрузки ЦБК поставка электрической энергии такой станцией на оптовый рынок электроэнергии и мощности будет возможна только по низким ценам в связи с необходимостью конкурировать с Костромской ГРЭС в условиях избытка мощностей в Костромской энергосистеме. Таким образом, имеются обоснованные предпосылки и по строительству котельной как более надежного с рисковой точки зрения варианта.

Вышеперечисленные  обстоятельства позволяют сделать следующий вывод относительно энергетических нагрузок:

1) при очередной актуализации Программы следует принять окончательное решение о целесообразности включения Мантуровского ЦБК  в инвестиционную программу региона и, соответственно, планируемых показателей его энергопотребления -  в региональный сценарий перспективных энергетических нагрузок;

2) в случае решения о принятии данного проекта внести в Программу соответствующие предложения о вариантах строительства источника собственной генерации электрической и тепловой энергии (пара) для  данного предприятия;

3) руководствоваться допущением, что для обеспечения нужд ЦБК отдельного источника когенерации построено не будет.

Глава 25. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Костромской области

Согласно форме 1-ТЕП доля тепловых сетей, нуждающихся в замене, демонстрирует стабильную динамику роста с 2007 по 2010 год, составляющей к концу рассматриваемого периода уже составляла более трети в общей протяженности всех тепловых сетей (таблица № 128).

Таблица № 128

Динамика износа тепловых и паровых сетей в период 2007 – 2010 годы

Год

2007

2008

2009

2010

Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене в двухтрубном исчислении, км

315,3

314,7

320,2

316,9

Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %

32,61

33,83

34,3

34,7

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 наблюдаемых в отчётный период среднегодовых темпов износа и реконструкции (2,8% и 2,3% соответственно) к 2018 году протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, будет составит около 349 километров в двухтрубном исчислении или 38,2% от их общей протяженности (таблица № 129).

Таблица № 129

Динамика износа тепловых и паровых сетей в период 2013 – 2018 годы

Год

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене в двухтрубном исчислении, км

330,60

335,17

335,17

339,73

344,30

348,87

Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %

36,2%

36,7%

36,7%

37,2%

37,7%

38,2%

В таблице № 130 приведены расчеты, выполненные ЗАО «АПБЭ» на основе данных формы 1-ТЕП, демонстрирующие, что для сохранения к 2018 году уровня износа сетей на текущем уровне, необходимо ежегодно заменять 28,16 километров в двухтрубном исчислении или 3,1% от общей протяженности. Для того, чтобы к 2018 году полностью отказаться от эксплуатации сетей, выработавших свой ресурс, необходимо ежегодно заменять 79,91 километров в двухтрубном исчислении или 8,7% от общей протяженности. Данные расчеты выполнены исходя из предположения, что общая протяженность сетей в двухтрубном исчислении в течение заданного периода является неизменной и составляет 913,3 километров в двухтрубном исчислении.

Предотвращение подобной ситуации требует снижения степени износа основных фондов в системах теплоснабжения Костромской области путем существенного увеличения среднегодовых объёмов реконструкции и замены тепловых сетей.

Таблица № 130

Оценка необходимости замены тепловых сетей

№ сценария

Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей в 2018 г., %

Замена тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении сетей в год

Величина капиталовложений в год, тыс. руб.

Величина капиталовложений с 2013 - 2018 годов накопительным итогом, тыс. руб.

%

км

1

34

3,1

28,16

240 458

1 442 750

2

20

5,4

49,47

512 405

3 074 431

3

10

7,1

64,69

658 856

3 953 135

4

0

8,7

79,91

805 306

4 831 838

Приложение № 1

к Схеме и программе развития

электроэнергетики Костромской

области на 2014-2018 годы

Анализ сценариев социально-экономического развития  Костромской области, определяющих потребление электроэнергии в период 2012-2018 годы

Динамика производства и потребления энергетических ресурсов определяется социально-экономическим развитием страны и её регионов. Поэтому для оценки уровней регионального варианта электропотребления на перспективу и расчетов его внутренней структуры, также как и внутренней структуры электропотребления базового варианта, 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 (далее – ЦМАКП), 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 трёхлетнего периода определялись 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 в 2013-2015 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 годы (фактические данные) и данных за период 2011-2015 годы. 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 следующей формуле:

,                                                        

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 (2016-2018 годы) рассчитанный в формуле 1 корректирующий коэффициент умножался на страновой индекс:

,

где j соответствует каждому году интервала прогноза, начиная с 2016г.

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 2020 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 2020 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.

Инерционный сценарий характеризуется:

1) инерционным сценарием протекания 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 (далее – ВВП) 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, некоторое 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 этом 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 расчётах обеспеченности населения жильём и потребности в электроэнергии на перспективу приняты два последних сценария Росстата с поправками на данные последней переписи населения.

Высокий сценарий рождаемости не рассматривался, т.к. 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 по данным переписи составила 667,5 тысяч человек вместо ожидаемых 686 тысяч человек, т.е. оказалась меньше почти на 20 тысяч человек.

В результате предполагается, что численность населения Костромской области снизится в 2018 году в рамках среднего варианта до 644 тысяч человек, а в рамках низкого варианта – до 626 тысяч человек

Предполагается, что за рассматриваемый период количество и площадь жилья и учреждений сферы услуг существенно возрастёт. 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 квадратных метра 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 2014-2018 годы

Перечень земельных участков для жилищного строительства в Костромской области

№ п/п

Наименование квартала застройки

Площадь участка, га

Объемы жилья,

тыс. кв.м.

Количество жителей, тыс.чел.

Объекты социальной инфраструктуры

Необходимая мощность потребления объектов инженерной инфраструктуры

Наименование объекта

Мощность

(число мест в школах и д/с, тыс.кв.м. площади предприятий бытового обслуживания)

Водоснаб-жение и водоотведе-ние, м3/сут.

Электроснаб-жение, кВт

Теплоснаб-жение,

Гкал/час

Газоснаб-жение, нм/куб.год

1

Агашкина гора-1

(ул.Магистральная)

23,6

194,8

5,0

Школа

Детсад

Предприятие питания, торговли, быт. обслуживания

750

300

3,2

1392,9

6678,5

55,733

7802,62

2

пос. Волжский

48,2

113,5

1,6

Школа

Детсад

Предприятие питания, торговли, быт. обслуживания

240

95

2,5

464

3905,7

22,764

3186,96

3

д. Каримово

22,5

52,6

2,9

Школа

Детсад

Предприятие питания, торговли, быт. обслуживания

440

180

3,1

824,5

2263,8

16,821

2354,94

4

мкр-н Солоница

10,6

24,8

1,4

Детсад

Предприятие общ. питания

90

1,4

376

1007,9

6,981

977,34

5

мкр-н Новый город

22,3

120,0

4,8

Школа

Детсад

Предприятие питания, торговли, быт. обслуживания

720

280

3,0

1335,5

4388,8

35,95

5033

6

хутор Чернигино

36,5

85,0

1,2

Школа

Детсад

Предприятие

общ.питания, быт.обслуживания, торговли

180

72

1,9

348,75

2933,6

23,695

3317,3

7

Агашкина гора-2

(ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)

64,5

305,3

11,6

Школа

Детсад

Предприятие

общ.питания, быт.обслуживания, торговли

1741

700

8,6

3246,7

11290,75

91,213

12769,83

8

мкр-н Паново-2

27,0

110,0

6,2

Школа

Детсад

Предприятие

общ.питания, быт.обслуживания, торговли

930

372

1,8

1700,1

3990,12

34,223

4791,176

9

Караваево (между ТЦ «Коллаж» и

п. Караваево

159,0

855,6

34,2

Школа

Детсад

Предприятие

общ.питания, быт.обслуживания, торговли

3078

1700

10,3

9144,65

29794,5

243,956

34153,792

10

д. Подолец

31,3

41,5

0,8

Школа

Детсад

Предприятие

общ.питания, быт.обслуживания, торговли

72

45

0,3

215,14

1360,2

11,373

1592,26

11

д.Становщиково

120,0

160,0

3,2

Школа

Детсад

Предприятие

общ.питания, быт.обслуживания, торговли

300

160

0,9

856,13

5175,1

43,818

6134,5

12

д. Коряково («Агротехнопарк»)

168,5

223,0

4,5

Школа

Детсад

Предприятие

общ.питания, быт.обслуживания, торговли

400

250

1,3

1204,5

7231,5

61,05

8547

13

д. Клюшниково

243,4

322,3

6,5

Школа

Детсад

Предприятие

общ.питания, быт.обслуживания, торговли

600

330

1,9

1739,44

10442,8

88,227

12351,75

14

мкр-н № 11 в

г.Волгореченске

15,1

29,5

0,7

Не предусматри

вается

175

886,5

Газовые котлы

1083,34

ИТОГО:

992,5

2638,2

84,6

23023,31

91349,77

735,804

104095,8

1

Приложение № 3

к Схеме и программе развития

электроэнергетики Костромской

области на 2014-2018 годы

Схема размещения объектов электроэнергетики в Костромской области (базовый вариант)

Приложение № 4

к Схеме и программе развития

электроэнергетики Костромской

области на 2014-2018 годы

Схема размещения объектов электроэнергетики в Костромской области (региональный вариант)

Приложение № 5

к Схеме и программе развития

электроэнергетики Костромской

области на 2014-2018 годы

Схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2018 года (базовый вариант)

1

Приложение № 6

к Схеме и программе развития

электроэнергетики Костромской

области на 2014-2018 годы

Схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2018 года (региональный вариант)

1