Основная информация
| Дата опубликования: | 23 июня 2015г. |
| Номер документа: | RU44000201500660 |
| Текущая редакция: | 1 |
| Статус нормативности: | Нормативный |
| Субъект РФ: | Костромская область |
| Принявший орган: | Губернатор Костромской области |
| Раздел на сайте: | Нормативные правовые акты субъектов Российской Федерации |
| Тип документа: | Постановления |
Бесплатная консультация
У вас есть вопросы по содержанию или применению нормативно-правового акта, закона, решения суда? Наша команда юристов готова дать бесплатную консультацию. Звоните по телефонам:Федеральный номер (звонок бесплатный): 8 (800) 555-67-55 доб. 732Москва и Московская область: 8 (499) 350-55-06 доб. 192Санкт-Петербург и Ленинградская область: 8 (812) 309-06-71 доб. 749
Текущая редакция документа
1
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
ГУБЕРНАТОРА КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ
от «23» июня 2015 года № 108
г. Кострома
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2016 – 2020 ГОДЫ
Утратило силу постановлением губернатора Костромской области от 04.06.2016 № 108 (НГР RU44000201600573)
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»
ПОСТАНОВЛЯЮ:
1. Утвердить прилагаемые схему и программу развития электроэнергетики Костромской области на 2016 – 2020 годы.
2. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального опубликования.
Временно исполняющий обязанности
губернатора области
С. Ситников
Приложение
УТВЕРЖДЕНЫ
постановлением губернатора
Костромской области
от «23» июня 2015 г. № 108
СХЕМА И ПРОГРАММА
развития электроэнергетики костромской области
на 2016 – 2020 годы
Раздел I. Анализ существующего состояния электроэнергетики Костромской области
Глава 1. Общая характеристика Костромской области
Костромская область – один из регионов Центрального федерального округа (далее – ЦФО), занимающий площадь 60,2 тыс. кв. км, что составляет 0,4% от площади России. В 2014 году в Костромской области проживало 0,5 % населения Российской Федерации, производилось суммарного валового регионального продукта (далее – ВРП) 0,3%, промышленной продукции – 0,31%, продукции обрабатывающих производств – 0,34%, было сосредоточено 0,3% основных фондов, формировалось 0,29% розничного товарооборота и предоставлялось 0,3% платных услуг населению. Эти и некоторые другие показатели удельного веса Костромской области в основных социально-экономических показателях Российской Федерации приведены в таблице № 1.
Таблица № 1
Удельный вес Костромской области в основных социально- экономических показателях Российской Федерации, %
Показатели
2014 год
1
2
Площадь территории
0,4
Численность населения
0,5
Среднегодовая численность населения, занятого в экономике
0,5
Численность персонала, занятого исследованиями и разработками
0,16
Валовой региональный продукт (ВРП)
0,3
Основные фонды в экономике
0,3
Объем отгруженной промышленной продукции,
0,31
в том числе в обрабатывающих производствах
0,34
Продукция сельского хозяйства
0,5
Объем работ, выполненных по виду деятельности «строительство»
0,1
Поступление налогов, сборов и иных обязательных платежей в бюджетную систему Российской Федерации
0,17
Инвестиции в основной капитал
0,2
Ввод в действие общей площади жилых домов
0,4
Оборот розничной торговли
0,29
Платные услуги населению
0,3
Численность обучающихся по программам высшего профессионального образования
0,3
2. На 1 января 2014 года на территории Костромской области проживало 656,4 тыс. человек. Численность городского населения составила 464,9 тыс. человек (70,8%), сельского – 191,5 тыс. человек (29,2%). Плотность населения в Костромской области составила 10,9 человека на кв. км. По численности населения Костромская область занимала 67 место в Российской Федерации и 18 место среди регионов ЦФО.
В городе Костроме проживало 273,4 тыс. человек, что составило 41,7 % от населения региона и 58,8% – от городского населения. По сравнению с данными 2000 года численность населения Костромской области сократилась на 13,9%. При этом, по данным 2014 года, по коэффициенту рождаемости Костромская область лидировала в ЦФО, но общий коэффициент естественного прироста был отрицательным и составил 3,3 промилле. Для Костромской области также характерен миграционный отток населения в размере 0,8 – 1,5 тыс. человек в год.
Большая часть населения Костромской области сосредоточена на юго-западе региона, который отличается наибольшей освоенностью и инфраструктурной насыщенностью. Здесь же сконцентрирован основной промышленный и сельскохозяйственный потенциал. В городах Кострома, Волгореченск, Нерехтском, Красносельском, Костромском и Судиславском районах, на которые приходится 9,7% территории области, проживает 60,6 % ее населения, производится более 70% промышленной продукции, формируется более 73% розничного товарооборота. Восточные районы области отличаются значительными лесными ресурсами, малой плотностью инфраструктуры и редким расселением. Средняя плотность населения в Вохомском, Октябрьском, Павинском и Поназыревском районах Костромской области составляет 3,0 человека на кв. км. На востоке Костромской области основным социально-экономическим центром является г. Шарья.
3. Помимо областного центра г. Костромы в Костромской области крупные города отсутствуют. Поэтому он является безусловным лидером и основным центром территории области. Среди небольших городов выделяются города с преобладанием лесопромышленного комплекса (г. Шарья, г. Мантурово, г. Нея), города с более диверсифицированной экономикой (г. Буй и г. Галич), а также промышленный центр Волгореченск, известный, прежде всего, своей энергетикой. Численность населения в городах Костромской области на 1 января 2014 года представлена в таблице № 2.
Таблица № 2
Численность населения в городах Костромской области
на 1 января 2014 года, тыс. человек
Кострома
273,4
Мантурово
16,4
Шарья
23,8
Нея
9,2
Буй
24,5
Макарьев
6,9
Нерехта
21,9
Солигалич
6,1
Галич
16,9
Чухлома
5,1
Волгореченск
16,8
Кологрив
3,2
4. Костромская область относится к среднеразвитым регионам Центральной России. Экономически активное население составляло в 2013 году 345,5 тыс. человек (52,6% от общей численности населения региона). Динамика структуры занятости в экономике Костромской области приведена в таблице № 3. В структуре занятости преобладают обрабатывающие производства – 19,9% занятых, за которыми следует оптовая и розничная торговля (порядка 17% занятых), сельское и лесное хозяйство (порядка 10,9 % занятых).
Таблица № 3
Динамика структуры занятости в экономике Костромской области, тыс. человек
2000
2005
2010
2012
2013
1
2
3
4
5
6
Всего в экономике, в том числе:
332,6
324,5
321,5
310,5
305,6
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
52,2
39,4
36,6
35,8
33,4
рыболовство, рыбоводство
0,0
0,1
0,2
0,2
0,3
добыча полезных ископаемых
1,1
0,4
0,3
0,4
0,4
обрабатывающие производства
63,9
67,1
63,6
61,5
60,7
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
14,8
12,5
12,4
12,0
12,1
строительство
19,8
18,5
19,3
20,0
18,5
оптовая и розничная торговля, ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования
45,0
47,1
50,5
49,6
52,2
гостиницы и рестораны
3,7
5,2
4,2
4,7
4,9
транспорт и связь
24,1
24,0
21,1
20,3
21,4
финансовая деятельность
2,8
3,2
4,5
4,5
4,2
операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг
11,3
12,6
18,1
17,1
16,6
государственное управление и обеспечение военной безопасности, социальное страхование
20,6
23,7
23,8
21,8
21,4
образование
34,6
32,3
32,0
29,3
27,1
здравоохранение и предоставление социальных услуг
26,3
26,7
24,0
22,0
21,6
предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
12,4
11,5
10,7
10,9
10,7
деятельность домашних хозяйств
0,0
0,2
0,2
0,3
0,1
По сравнению с 2005 годом численность занятых увеличилась: по виду экономической деятельности «Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг» – на 4,0 тыс. человек, в финансовой деятельности – на 1,0 тыс. человек; сократилась: в обрабатывающих производствах – на 6,4 тыс. человек, в здравоохранении и предоставлении социальных услуг – на 5,1 тыс. человек, в сельском и лесном хозяйстве – на 6,0 тыс. человек, в образовании – на 5,2 тыс. человек, в предоставлении прочих коммунальных, социальных и персональных услуг – на 0,8 тыс. человек, в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды – на 0,4 тыс. человек.
По итогам 2014 года численность работающих в промышленных предприятиях, не относящихся к субъектам малого и среднего предпринимательства по Костромской области, составила 50,5 тыс. человек, по сравнению с 2005 годом данный показатель снизился на 15,4 %. Снижение числа работающих в отрасли можно объяснить, прежде всего, объективным уменьшением трудоспособного населения области, профессионально-квалификационным несоответствием спроса и предложения рабочей силы на рынке труда, а также низким уровнем трудовой мобильности.
5. По объему ВРП на душу населения Костромская область занимает 15 место в ЦФО. Доля Костромской области в российском ВРП составила в 2013 году 0,3%.
6. Структура ВРП, производимого в Костромской области, отражает ее специализацию в экономике Российской Федерации (таблица № 4).
Сельское и лесное хозяйство формирует более 8,7% 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 «Костромская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» (далее – Костромская ГРЭС), имеющего федеральное значение. Доля обрабатывающей промышленности в структуре ВРП Костромской области заметно выше, чем в среднем по стране в целом, и по ЦФО в частности. Вместе с тем, значительная часть ВРП приходится на сферу услуг, где преобладает торговля, операции с недвижимым имуществом, а также государственное управление и обеспечение военной безопасности.
Таблица № 4
Составляющие структуры ВРП Костромской области и
Российской Федерации в 2007 и 2013 годах, %
Вид экономической деятельности
Костромская
область
Российская Федерация
2007 год
2013 год
2007 год
2013 год
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
11,4
8,7
4,4
4,2
Рыболовство, рыбоводство
0,0
0,0
0,3
0,2
Добыча полезных ископаемых
0,1
0,1
10,6
10,8
Обрабатывающие производства
28,3
24,2
19,7
17,4
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
9,0
8,6
3,4
3,9
Строительство
4,9
4,7
6,3
6,8
Оптовая и розничная торговля, ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования
11,5
17,5
21,4
18,0
Гостиницы и рестораны
0,9
1,0
1,0
1,1
Транспорт и связь
10,2
7,1
10,1
10,0
Финансовая деятельность
0,0
0,3
0,8
0,5
Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг
4,9
7,3
9,9
12,0
Государственное управление и обеспечение военной безопасности, социальное страхование
8,7
9,6
4,3
5,8
Образование
4,4
4,6
2,7
3,4
Здравоохранение и предоставление социальных услуг
4,5
4,9
3,4
4,3
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
1,2
1,4
1,7
1,6
7. После трансформационного кризиса 90-х экономика Костромской области вступила в фазу активного восстановительного и инвестиционного роста, продолжавшегося вплоть до 2008 года. Динамика объема ВРП Костромской области повторяла аналогичную динамику показателя по Российской Федерации в целом и по ЦФО (таблица № 5). При этом темпы восстановления и развития экономики Костромской области значительно уступали темпам по ЦФО: среднегодовой рост ВРП в 1998 – 2008 годах по ЦФО составил 7,2%, по Костромской области – 3,7 %. В этот период суммарный ВРП регионов Российской Федерации увеличился в 1,88 раза, ВРП ЦФО – в 2,13 раза, ВРП Костромской области – в 1,48 раза.
Таблица № 5
Динамика объема ВРП Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 - 2013 годах в сопоставимых ценах,
в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Российская Федерация
107,6
108,3
108,3
105,7
92,4
104,6
105,4
103,1
101,8
Центральный федеральный округ
109,8
109,9
108,9
107,5
89,2
103,0
104,8
103,7
101,6
Костромская область
103,6
106,4
106,5
103,9
90,2
106,3
103,9
104,1
102,3
В кризис 2008 – 2009 годов рост экономики 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 России. В 2012 – 2013 годах ВРП Костромской области увеличивался более быстрыми темпами, чем в среднем по ЦФО и России.
Индекс промышленного производства в Костромской области по итогам 2014 года составил в среднем 99,6%, в частности:
по добыче полезных ископаемых – 110,0%,
по обрабатывающим производствам – 97,2%,
по производству и распределению электроэнергии, газа и воды – 106,2 %.
Индекс объема промышленного производства в Российской Федерации и Костромской области в 2005 – 2014 годах представлен на рисунке № 1.
В 2014 году предприятиями Костромской области отгружено товаров собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами по добыче полезных ископаемых, по обрабатывающим производствам, по производству и распределению электроэнергии, газа и воды (по чистым видам экономической деятельности), по организациям, не относящимся к субъектам малого предпринимательства, и малым предприятиям на сумму 134,4 млрд. рублей, что в фактически действующих ценах на 3,2% больше по сравнению с 2013 годом.
По состоянию на 1 января 2015 года в сфере обрабатывающих производств на территории Костромской области зарегистрировано 2 075 организаций.
Динамика объема промышленного производства Костромской области соответствует общим для Российской Федерации тенденциям (таблица № 6).
Рисунок № 1
Индекс объема промышленного производства в Российской Федерации и Костромской области в 2005 – 2014 годах, в % к предыдущему году
Таблица № 6
Динамика объема промышленного производства в Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах в сопоставимых ценах, в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Российская Федерация
105,1
106,3
106,8
100,6
89,3
107,3
105,0
103,4
100,4
101,7
Центральный федеральный округ
112,4
114,0
100,4
97,5
91,8
108,6
106,4
105,5
101,4
101,3
Костромская область
108,9
111,1
105,7
100,2
83,8
115,7
108,2
103,7
104,6
99,6
9. В 2014 году объем промышленного производства в Костромской области сократился на 0,4%. На снижение повлияла ситуация в отраслях по производству машин и оборудования (сокращение на 25,7%), транспортных средств (на 30,4%), в текстильном и швейном производстве (на 13,3%), в целлюлозно-бумажном производстве (на 7,0%), в металлургическом производстве (на 5,7%), в производстве пищевых продуктов (на 4,7%). Вместе с тем, положительную динамику продемонстрировали: производство электрооборудования (рост на 18,3%), производство прочих неметаллических минеральных продуктов (на 14%), производство резиновых и пластмассовых изделий (на 12,6%), прочие производства (на 5,7%), производство кожи, изделий из кожи и производство обуви (на 3,8%), обработка древесины (на 2,5%).
Наибольший удельный вес в структуре отгрузки товаров собственного производства обрабатывающих производств занимают: прочие производства (29,7%), обработка древесины (22,2%), металлургическое производство (10,6%), производство транспортных средств и оборудования (9,0%), производство пищевых продуктов (9,0%), производство прочих неметаллических минеральных продуктов (4,1%), производство электрооборудования (4,0%) (рисунок № 2).
Рисунок № 2
Структура обрабатывающих производств Костромской области
в 2014 году
10. Деревообрабатывающая промышленность формирует 16% промышленного производства региона. Деревообрабатывающие предприятия области производят фанеру (11% общероссийского объема производства), плиты ДВП (13%), ДСП (9,0%), пиломатериалы. В товарной структуре экспорта Костромской области продукция лесопромышленного комплекса составляет порядка 70%.
Лесопромышленный комплекс Костромской области включает в себя около 600 предприятий, на которых задействовано около 10,8% (порядка 5,5 тыс. человек) всего занятого в промышленном производстве населения Костромской области.
Основными производителями фанеры являются НАО «СВЕЗА Кострома» (г. Кострома) и НАО «СВЕЗА Мантурово» (г. Мантурово). Крупнейшим в России предприятием по производству ДСП и модифицированных ДВП, на основе которых производятся ламинированные полы, является ООО «Кроностар» (г. Шарья).
11. По виду экономической деятельности «Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий» наиболее перспективными направлениями являются расширение номенклатуры выпускаемых труб для нефтегазовой промышленности, производство упаковочной ленты разных типов намотки, сварочных электродов, проволоки и пр. Практически все предприятия, работающие в данном виде деятельности, провели техническое перевооружение в рамках инвестиционных проектов, имеют перспективы развития, выпускают конкурентоспособную продукцию (ОАО «Газпромтрубинвест», ООО «Волгастрап»).
Ведущие позиции занимает ОАО «Газпромтрубинвест», расположенное в г. Волгореченск. Предприятие производит продукцию с 2000 года и специализируется на выпуске широкого ассортимента трубной продукции, в котором главную роль играют трубы для нефтегазовой промышленности. В 2014 году предприятием было произведено 175 тыс. тонн продукции, по оценке к 2017 году планируется превысить показатель в 500 тыс. тонн трубной продукции.
12. Машиностроительную отрасль Костромской области представляют порядка 40 крупных и средних промышленных предприятий.
Лидерами машиностроительного комплекса являются: АО «Галичский автокрановый завод», ЗАО «Костромской завод автокомпонентов», ЗАО «Электромеханический завод «Пегас».
Отличительной особенностью машиностроительного комплекса Костромской области является широкая диверсификация выпускаемой продукции.
В строительно-дорожном машиностроении успешно функционирует АО «Галичский автокрановый завод». Доля продукции предприятия составляет около 20% в общем объеме выпущенных автокранов в России. Предприятие производит широкий модельный ряд кранов грузоподъемностью от 25 до 80 тонн на шасси КамАЗ и МАЗ, освоено производство автокранов грузоподъемностью 110 тонн.
В сфере производства электрооборудования, электронного и оптического оборудования работают предприятия, специализирующиеся на выпуске продукции для промышленного и гражданского строительства (ЗАО «Электромеханический завод «Пегас» – производство микропроцессорных систем управления двигателем, бортовой и кабельной сети для гражданских самолетов, ЗАО «КосмоЭлектро» – производство щитового оборудования для отрасли жилищно-коммунального хозяйства).
По виду экономической деятельности «Производство транспортных средств и оборудования» в регионе успешно реализуется инвестиционный проект по организации производства деталей цилиндро-поршневой группы ЗАО «Костромской завод автокомпонентов» с общим объемом инвестирования свыше 300 млн. рублей.
13. Вид экономической деятельности «Текстильное и швейное производство» объединяет более 80 предприятий и организаций различной формы собственности, индивидуальных предпринимателей.
Костромская область исторически является текстильным краем, где расположены старейшие льнокомбинаты России. На их долю приходится свыше 30% общероссийского производства готовых льняных тканей. Костромские льнокомбинаты являются основными экспортерами льняных тканей в страны дальнего и ближнего зарубежья, их доля составляет около 40% общероссийского экспорта.
В текстильном производстве функционируют такие крупные фабрики, как ООО «Фабрика трикотажа «Заречье», хлопкопрядильная фабрика ООО «Совместное предприятие «Кохлома», ООО «ППО «Орбита», ОАО «Московская шерстопрядильная фабрика».
По итогам 2014 года предприятиями отрасли было произведено 8,0 млн. кв. м готовых льняных тканей, а также 120 тыс. п. м готовых хлопчатобумажных тканей.
14. В Костромской области сосредоточены крупнейшие российские ювелирные производства. В регионе изготавливается около трети золотых и четверти серебряных ювелирных украшений, производимых в России.
В пос. Красное-на-Волге действует самая крупная в России по объему прохождения Верхне-Волжская государственная инспекция пробирного надзора, где каждое изделие проходит контроль и клеймение.
В настоящее время на территории региона функционируют около 1 300 ювелирных предприятий и индивидуальных предпринимателей, на которых задействовано около 18,0% (порядка 9,1 тыс. человек) всего занятого в промышленном производстве населения Костромской области.
Широкую известность в стране получили крупные предприятия ОАО «Красносельский ювелирпром» и ОАО «Костромской ювелирный завод». Отлично зарекомендовали себя на ювелирном рынке ООО «Костромской ювелирный завод «Топаз», ООО «Ювелирный завод «Аквамарин», ООО «Красносельский ювелирный завод «Диамант» и многие другие.
В регионе перерабатывается более 30% драгоценных металлов от общего количества перерабатываемого золота и серебра в России.
В 2014 году объем отгруженной продукции ювелирных предприятий составил 27 млрд. рублей. Индекс промышленного производства составил 106,6%. За период 2010 – 2014 годов объем отгруженных товаров организациями, осуществляющими деятельность в сфере ювелирного производства, увеличился на 67,2%, оборот предприятий – на 68,2%.
15. 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 46 организаций.
Запасы торфа в Костромской области превышают 573 млн. тонн, из них могут эксплуатироваться 193 торфяных массива с суммарными запасами в 515,6 млн. тонн. Костромская область является одним из лидеров Российской Федерации по производству торфа (в 2014 году было произведено 63,6 тыс. тонн торфа). В Костромской области торф используется в основном в региональной энергетике.
В Костромской области выявлены прогнозные ресурсы по углеводородному сырью, золоту, поваренной соли и титаноциркониевым россыпям.
16. Вид экономической деятельности «Производство и распределение электроэнергии, газа и воды» представлен по состоянию на 1 января 2015 года 154 организациями; объем отгруженной продукции в 2013 году составил 33,1 млрд. рублей, что составляет 25,4% промышленного производства области. В значительной степени работа предприятий данного вида деятельности 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.
Динамика производства электрической и тепловой энергии Костромской области представлена в таблице № 7.
Таблица № 7
Производство электрической и тепловой энергии Костромской области
Показатели
Годы
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Произведено электроэнергии, млн. кВт. ч
12 987,1
13 600,7
14 796,8
15 180,1
15 203,4
16 501,9
Произведено теплоэнергии, тыс. Гкал
5 130
5 585
5 250
5 550
5 370
5340
Предприятия вида экономической деятельности «Производство и распределение электроэнергии, газа и воды» представлены генерирующими и передающими энергию и воду инфраструктурными объектами. Основным сегментом является производство электроэнергии и тепла генерирующими установками.
Основу энергетики Костромской области составляют электростанции ОАО «ТГК-2» (Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2), МУП «Шарьинская ТЭЦ» (Шарьинская ТЭЦ) и ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» (Костромская ГРЭС). Общая установленная мощность электростанций Костромской области в 2014 году составила 3 824 МВт, из которых 3 600 МВт приходится на Костромскую ГРЭС.
В 2014 году суммарная выработка электроэнергии в Главном управлении ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома (далее ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома) составила 887,1 млн. кВт. ч, отпуск тепла составил 1 806 тыс. Гкал. Собственные нужды электростанций составили 5,29% от суммарной выработки электроэнергии, среднее число часов использования установленной мощности было на уровне 4 278 часов.
В 2014 году выработка электроэнергии в Костромской области составила 16 502 млн. кВт. ч. Электроэнергетика Костромской области имеет явную ориентацию на удовлетворение внешних потребителей. Доля потребления электроэнергии области от собственной генерации составила в 2013 году 23,6 %, в 2014 году – 22 %.
Средний износ основных фондов предприятий по производству и распределению электроэнергии, газа и воды ниже, чем в обрабатывающих производствах и в добыче полезных ископаемых. Средний возраст основных фондов предприятий по производству и распределению электроэнергии, газа и воды на 31.12.2014 года составил: зданий – 23,8 года, сооружений – 25,0 лет, машин и оборудования – 16,3 года, транспортных средств – 10,5 лет.
17. Электростанции с арендованными котельными в 2014 году потребили 5 202,5 тыс. тонн условного топлива (далее – тыс. т.у.т.). В структуре потребления топлива электростанциями Костромской области в 2014 году (таблица № 8) доминирует природный газ, на который в топливном балансе приходится 98,9 %. В качестве резервного топлива используется мазут, доля которого в потреблении составила около 0,4%. МУП «Шарьинская ТЭЦ» использует местный возобновляемый источник топлива - торф (32,2 тыс. т.у.т. – 0,6 %).
Таблица № 8
Потребление топлива электростанциями Костромской области
в 2014 году, тыс. т.у.т.
Газ
Мазут
Торф
Костромская ГРЭС
4 658,615
0,275
Костромская ТЭЦ-1
119,6
Костромская ТЭЦ-2
352,4
Шарьинская ТЭЦ
21,6
32,2
РК-2
17,8
18. В тепловой энергетике Костромской области, помимо электростанций, важную роль играют промышленно-производственные и районные котельные. В 2014 году они произвели 3 115 тыс. Гкал тепла, что составляет 58 % от всего производства тепла в области.
Количество котельных, обеспечивающих теплоснабжение объектов жизнеобеспечения населения, составляет 932 единицы с суммарной мощностью 1 679 Гкал/ч.
19. Важную роль в экономике Костромской области играет сельское хозяйство. Объем продукции сельского хозяйства в 2014 году составил 19,1 млрд. рублей, индекс физического объема к 2013 году – 99,3 % (в том числе по растениеводству – 106,6 %, животноводству – 93,1 %). Динамика объема сельскохозяйственного производства в Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах представлена в таблице № 9.
Таблица № 9
Динамика объема сельскохозяйственного производства в
Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах в сопоставимых ценах, в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Российская Федерация
101,6
103,0
103,3
110,8
101,4
88,7
123,0
95,2
106,2
103,7
ЦФО
102,9
102,1
106,8
114,2
104,0
84,5
134,7
104,3
106,6
104,4
Костромская область
98,6
101,7
99,0
98,4
101,7
89,1
115,2
100,3
95,4
99,3
Отрицательная динамика объема сельскохозяйственного производства в регионе в 2013 – 2014 годах связана с недостаточным инвестированием отрасли, неблагоприятными погодно-климатическими условиями.
20. Динамика основных показателей производственной деятельности в сельском хозяйстве представлена в таблице № 10.
Традиционное для Костромской области молочно-мясное скотоводство, несмотря на успехи отдельных хозяйств, в целом показывает отрицательную динамику: сокращается поголовье крупного рогатого скота, поголовье свиней и производство молока.
Вместе с тем, производство картофеля, овощей и яиц увеличивается.
Таблица № 10
Динамика основных показателей производственной деятельности в сельском хозяйстве
Показатели
Годы
2000
2005
2010
2012
2013
2014
1
2
3
4
5
6
7
Посевная площадь в хозяйствах всех категорий, тыс. га
458,6
328,8
207,1
190,0
191,5
192,0
Поголовье скота и птицы в хозяйствах всех категорий, тыс. голов:
крупного рогатого скота,
173,4
102,4
69,8
63,2
61,1
58,0
в том числе коров
84,2
47,5
33,1
29,7
27,4
25,5
свиней
58,0
39,6
46,4
50,8
33,2
26,1
овец и коз
43,5
24,9
21,8
19,6
19,6
18,4
птицы
2 810,5
3 164,7
3 492,5
3 710,1
3 507,1
3 657,9
Производство основных видов сельскохозяйственной продукции в хозяйствах всех категорий, тыс. тонн:
зерно
146,8
72,7
48,7
59,9
46,2
65,4
льноволокно
1,9
0,6
0,6
1,4
0,8
0,1
картофель
245,6
173,3
104,4
177,3
173,7
184,9
овощи
133,2
105,1
102,2
110,3
111,3
112,7
скот и птица на убой (в живом весе)
28,4
23,8
22,4
21,1
29,8
24,8
молоко
232,3
156,1
133,1
121,0
111,2
106,8
яйца, млн. шт.
410,1
525,1
611,9
645,6
672,6
702,7
21. Транспортный комплекс играет видную роль в экономике Костромской области. Основные показатели работы транспорта в Костромской области в 2010 – 2014 годах приведены в таблице № 11. Эксплуатационная длина железнодорожных путей Костромской области составляет 641 км, протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием превышает 7,8 тыс. км, внутренних водных судоходных путей – 894 км. 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).
Таблица № 11
Основные показатели работы транспорта в Костромской области в 2010 – 2014 годах
Показатели
Годы
2010
2012
2014
Протяженность путей сообщения общего пользования, км:
641
641
эксплуатационная длина железных дорог
641
протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием
5 541
6 718
7 813
протяженность внутренних водных судоходных путей
894
894
894
Грузооборот транспорта на коммерческой основе – всего, млн. тонно-км, в том числе:
28 574
29 205
железнодорожного транспорта
24 895
28 170
29 190
автомобильного транспорта
383
404
414,9
внутреннего водного транспорта
0,6
ДСП
ДСП
Пассажирооборот транспорта общего пользования – всего, млн. пассажиро-км, в том числе:
1 580
1 380
железнодорожного транспорта
714
685
681
автомобильного транспорта
829
873
619
внутреннего водного транспорта
1,3
ДСП
ДСП
В 2014 году железнодорожным транспортом перевезено 1,7 млн. тонн грузов, автомобильным транспортом – 0,2 млн. тонн.
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. Плотность автомобильных дорог с твердым покрытием в Костромской области в 1,8 раза выше, чем в среднем по Российской Федерации и в 2,9 раза меньше, чем в среднем по ЦФО.
Суммарное количество легковых, грузовых, специальных автомобилей и автобусов в Костромской области в 2014 году составило 194,1 тыс. шт., что в 1,6 раза больше чем в 2005 году.
Городской электрифицированный транспорт представлен МУП г. Костромы «Троллейбусное управление». Протяженность троллейбусных линий составляет 29,7 км. В г. Костроме есть аэропорт, обслуживающий местные и межрегиональные перелеты.
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.
22. В 2014 году объем работ, выполненных по виду деятельности «Строительство», составил 7,6 млрд. рублей, снизившись в сопоставимых ценах по сравнению с 2013 годом на 10,8 %. В целом до кризиса 2008 – 2009 годов строительство в регионе развивалось более быстрыми темпами, чем в среднем по Российской Федерации (таблица № 12), что связано во многом с эффектом низкой базы роста.
Таблица № 12
Динамика объема работ, выполненных по виду деятельности «Строительство», в Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах в сопоставимых ценах, в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Российская Федерация
113,2
118,1
118,2
112,8
86,8
105,0
105,1
102,4
98,5
95,5
Центральный федеральный округ
112,0
118,9
110,5
104,3
86,4
104,2
98,8
102,1
98,8
102,2
Костромская область
129,4
129,0
124,1
98,6
92,5
100,1
84,7
99,6
93,4
89,2
В 2014 году в Костромской области было введено 1 635 зданий общей площадью около 396,0 тыс. кв. м, в том числе 391,2 тыс. кв. м жилой недвижимости и 4,8 тыс. кв. м – нежилой (таблица № 13). По сравнению с 2005 годом величина построенных площадей в 2014 году увеличились в 2,8 раза.
Таблица № 13
Ввод зданий в Костромской области в 2011 – 2014 годах
Число зданий, единиц
Общая площадь
зданий1, тыс. кв. м
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
Введено в действие зданий всего,
553
615
1510
1635
220,5
247,3
292,4
396,0
в том числе:
542
608
258,4
391,2
жилого назначения
1501
1630
191,5
245,4
нежилого назначения2
11,0
7,0
9,0
5,0
29,0
1,9
34,0
4,8
____________________
1 – включая технические, мансардные и подвальные этажи
2 – без субъектов малого предпринимательства
23. В 2000 – 2014 годах объем инвестиций в основной капитал в Костромской области увеличился в 6 раз и в 2014 году составил 27,5 млрд. рублей. Темп роста в сопоставимых ценах составил 119,8 % к уровню 2013 года (1 место в ЦФО). Темп роста инвестиций в основной капитал в 2014 году в целом по России составил 97,3 %, в среднем по ЦФО 98,9 % (рисунок № 3).
Рисунок № 3
Темпы роста инвестиций в основной капитал в сопоставимых ценах в 2014 году, %
Распределение инвестиций по видам экономической деятельности определяется сложившейся структурой хозяйственного комплекса области.
Наибольшая доля инвестиционных вложений в 2014 году приходится на обрабатывающие производства – 55,3%, транспорт и связь – 11%, операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг – 9,2%, производство и распределение электроэнергии, газа и воды – 8,2% (рисунок № 4).
Рисунок № 4
Структура инвестиций в основной капитал Костромской области
в 2014 году
Если рассматривать инвестиции в основной капитал в разрезе направлений их вложения, то основной объем инвестиций направляется на техническое перевооружение и модернизацию производства, о чем свидетельствует наибольший объем финансирования по статье: машины и оборудование, транспортные средства (63,6% в 2014 году). Именно это направление обеспечивает максимальную эффективность вложенных средств, модернизацию экономики, рост производства.
Для экономики области в последние годы характерна высокая доля привлеченных средств в источниках финансирования инвестиций (до 67% в 2014 году). В структуре привлеченных средств наибольшая доля приходится на кредиты банков (38,2%) и бюджетные средства (12%).
На территории области реализуются несколько крупных инвестиционных проектов, среди которых выделяются следующие: организация производства труб среднего диаметра на ОАО «Газпромтрубинвест», строительство завода по производству буровых установок ООО «НОВ Кострома» в г. Волгореченск, реконструкция завода по производству цементно-стружечных плит и строительство новой линии ЦСП ЗАО «Межрегион Торг Инвест», жилого массива в микрорайоне «Новый город» в г. Костроме и другие.
24. Общая площадь жилищного фонда в Костромской области в 2014 году составила 16,9 млн. кв. м. Обеспеченность жильем на душу населения к 2014 году достигла 25,7 кв. м, что выше, чем среднем по Российской Федерации и ЦФО (соответственно 23,4 и 24,3 кв. м). Динамика общей площади жилых помещений, приходящихся в среднем на одного жителя в Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2013 годах приведена в таблице № 15.
Таблица № 15
Динамика общей площади жилых помещений, приходящейся в среднем на одного жителя в Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2013 годах в сопоставимых ценах, в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Российская Федерация
20,8
21,0
21,4
21,8
22,2
22,6
23,0
23,4
23,4
Центральный
федеральный округ
22,0
22,4
22,9
23,3
23,4
24,0
24,4
24,8
24,3
Костромская область
23,8
24,3
24,1
24,1
24,5
25,1
25,4
25,7
25,7
Рост жилищного фонда – важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Ввод жилых площадей по региону в 2014 году составил 391,2 тыс. кв. м, что в 1,5 раза больше, чем в 2013 году.
Суммарно в 2005 – 2014 годах в Костромской области было введено около 1,7 млн. кв. м жилых помещений. Рост жилищного строительства на фоне снижения численности населения региона обусловили увеличение средней обеспеченности жильем с 23,8 кв. м на душу населения в 2005 году до 25,7 кв. м в 2014 году (рост на 8%).
25. В 2014 году оборот розничной торговли в Костромской области составил 75,1 млрд. рублей, увеличившись по сравнению с 2013 годом на 1,6% (в сопоставимых ценах). За 2014 год розничный товарооборот в Костромской области увеличился в 4,0 раза по отношению к 2005 году в сопоставимых ценах. Показатель среднедушевого товарооборота в 2014 году составил 114,4 тыс. рублей. Динамика оборота розничной торговли в Костромской области и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах представлена в таблице № 16.
В 2014 году рост оборота розничной торговли обеспечен крупными организациями и индивидуальными предпринимателями, занимающими в структуре розничной торговли 30,9 % и 35,3 % соответственно.
Как и в других регионах Российской Федерации, в Костромской области активное развитие получают 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 торговая группа «Высшая Лига» (супермаркеты «Лига Гранд», универсамы «Высшая Лига»), торговой сети продовольственных магазинов «Дом еды» и «Десяточка», магазины «Аксон». Торговые сетевые структуры, формирующиеся в Костроме, активно работают также на рынках соседних регионов, в основном, в Ярославской и Ивановской областях.
Таблица № 16
Динамика оборота розничной торговли в Костромской области и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах в сопоставимых ценах,
в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Российская Федерация
112,8
113,9
116,1
113,6
94,9
106,5
107,1
106,3
103,9
102,5
Костромская область
107,3
117,6
116,9
114,8
94,9
113,8
108,3
104,9
102,3
101,6
26. В 2014 году объем платных услуг населению в Костромской области составил 21,6 млрд. рублей, увеличившись по отношению к 2013 году на 0,4% (в сопоставимых ценах). Динамика платных услуг в Костромской области и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах представлена в таблице № 17.
Таблица № 17
Динамика платных услуг в Костромской области и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах в сопоставимых ценах, в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Российская Федерация
106,3
107,6
107,7
104,3
97,5
101,5
103,2
103,5
102,1
101,3
Костромская область
114,6
109,6
113,9
102,5
98,5
121,7
102,8
103,4
105,3
100,4
В структуре платных услуг населению наибольший удельный вес в 2014 году занимают услуги связи (18,02%), транспортные услуги (13,2%), бытовые услуги (11,1%), жилищные услуги (7,8%).
Глава 2. Характеристика Костромской энергосистемы
Объекты электроэнергетики, расположенные на территории Костромской области, относятся к энергосистеме Костромской области, которая, в свою очередь, входит в состав объединенной энергетической системы Центра (далее – ОЭС Центра). В диспетчерском отношении Костромская область относится к сферам ответственности филиалов ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» «Региональное диспетчерское управление энергосистемами Костромской и Ивановской областей» (далее – Костромское РДУ) и «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Центра».
В Костромской области находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 3 824 МВт. Основным объектом генерации является Костромская ГРЭС. В электроэнергетический комплекс Костромской области входят также 111 линий электропередачи класса напряжения 110 – 500 кВ, 77 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 110 – 500 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 9 713,65 МВА.
Выработка электроэнергии в Костромской энергосистеме за 2014 год составила 16 501,9 млн. кВт. ч, потребление – 3 617 млн. кВт. ч.
К генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Костромской области, относятся:
1) Костромская ГРЭС;
2) ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома;
3) МУП «Шарьинская ТЭЦ».
К наиболее крупным компаниям, оказывающим услуги по передаче электрической энергии на территории Костромской области, относятся:
1) филиал ОАО «ФСК ЕЭС» «Волго-Окское ПМЭС»;
2) филиал ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»;
3) Северная дирекция инфраструктуры – структурное подразделение Центральной дирекции инфраструктуры – филиал ОАО «РЖД»;
4) ООО «Энергосервис»;
5) филиал «Верхневолжский» ОАО «Оборонэнерго».
На территории Костромской области осуществляют деятельность следующие сбытовые компании:
1) ОАО «Костромская сбытовая компания»;
2) ООО «Русэнергосбыт»;
3) ООО «Инициатива ЭСК»;
4) ООО «Гарант Энерго»;
5) ОАО «Оборонэнергосбыт»;
6) ОАО «Мосгорэнерго».
Глава 3. Отчетная динамика потребления электроэнергии
за последние пять лет
Полное потребление электроэнергии в Костромской области составило в 2014 году 3 617 млн. кВт. ч, увеличившись по сравнению с 2013 годом почти на 0,4% (таблица № 18).
Таблица № 18
Динамика полного потребления электроэнергии в Костромской области,
2010
2011
2012
2013
2014
Полное потребление, млн. кВт. ч
3 681
3 611
3 655
3602
3617
Изменение полного потребления, %
98,1
101,2
98,6
100,4
в т.ч. потери в сетях, млн. кВт. ч
572
542
536
520
510
Собственные нужды электростанций, млн. кВт. ч
598
612
610
603
614
Полезное (конечное) потребление, млн. кВт. ч
2 511
2 457
2 509
2 479
2 493
Изменение конечного потребления, %
97,9
102,1
98,8
100,6
Доля потерь в сетях от полезного отпуска, %
22,8
22,1
21,4
21,0
20,5
Основные причины увеличения полного электропотребления в 2014 году заключаются в росте конечного потребления.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций всех типов составляет в среднем 3,7% от выработки и демонстрирует тенденцию к снижению.
Структура электропотребления в Костромской области приведена в таблице № 19.
В отраслевой структуре, как и в целом по стране, преобладает промышленное электропотребление: на обрабатывающие производства раздела Е и добывающие производства приходится в совокупности 36,5%, в том числе на обрабатывающие производства – 27%.
Доля отраслей транспорта и связи (19,1% от полезного электропотребления) немногим уступает долям бытового сектора и сферы услуг. Столь значительная доля (в среднем по стране на этот вид деятельности приходится менее 9% от полного электропотребления) связана с большим расходом электроэнергии на работу железнодорожного транспорта – около 500 млн. кВт. ч (почти 99% из них – электротяга). В сфере связи израсходовано в 2014 году около 24 млн. кВт. ч.
Таблица № 19
Структура электропотребления в Костромской области
2013
2014
2014/ 2013
млн. кВт.ч
доля от конечного потребления, %
млн. кВт.ч
доля от конечного потребле-ния, %
%
млн. кВт.ч
1
2
3
4
5
6
7
Потреблено, всего в том числе:
3 602
3 617
0,4
15
потери в сетях
520,4
510,2
-2,0
-10,2
собственные нужды электростанций
603
614
1,8
11
Полезное/конечное потребление, в том числе:
2 478,6
100
2 492,8
100
0,6
14,2
добыча полезных ископаемых
1,1
0,04
1,0
0,04
-9,1
-0,1
обрабатывающие производства (сектор D)
609,4
24,6
612,0
24,6
0,4
2,6
сектор Е (без собственных нужд электростанций)
180,1
7,3
172,0
6,9
-4,5
-8,1
строительство
33,1
1,3
33,0
1,3
-0,3
-0,1
транспорт и связь
490,4
19,8
499,6
20,0
1,9
9,2
производственные нужды сельского хозяйства, лесного хозяйства
79,9
3,2
80,0
3,2
0,1
0,1
бытовой сектор (население)
551,7
22,3
568,0
22,8
3,0
16,3
прочие, включая сферу услуг
532,9
21,5
527,2
21,1
-1,1
-5,7
Как следует из анализа данных таблицы № 19 изменения за отчетный год невелики. Следует отметить, практически по всем направлениям динамика расхода электроэнергии положительна, отрицательная динамика в конечном потреблении наблюдалась лишь в секторе «прочее потребление», формируемое, как упоминалось выше, в основном, предприятиями и организациями сферы услуг, а также в сфере «добыча полезных ископаемых».
В структуре электропотребления обрабатывающих производств по крупным и средним предприятиям (рисунок № 5) основное место – более 80% суммарного объема – 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%) (г. 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 № 5
Структура электропотребления обрабатывающих производств по крупным и средним предприятиям, 2014 год
Динамика потребления электроэнергии транспортом и связью приведена ниже в таблице № 20.
Таблица № 20
Динамика структуры электропотребления по виду экономической деятельности «Транспорт и связь», млн. кВт. ч
2009
2010
2011
2012
2013
Транспорт и связь, из них:
495,5
492,8
489,8
490,1
490,4
транспорт, в том числе:
477,4
471,0
467,1
467,3
467,5
железнодорожный транспорт
460,5
454,1
451,7
451,8
451,9
прочий сухопутный транспорт,
16,2
16,1
14,8
15,0
15,2
в том числе трамвай, троллейбус
6,7
6,6
6,3
6,4
6,5
Транспортирование по трубо-проводам
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
Связь
18,1
21,8
22,7
22,8
22,9
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 в пределах 96 – 97 %.
Несмотря на падение численности населения в области, потребление электроэнергии населением за 2010 – 2014 годы, кроме 2011 года, растет: по сравнению с 2010 годом оно выросло на 8%. Электропотребление в 2011 году осталось практически на том же уровне, что и в 2010 году (разница в 1 млн. кВт. ч, т.е. в пределах статистической погрешности). Динамику потребления электроэнергии городским и сельским населением демонстрирует рисунок № 6.
Рисунок № 6
Динамика электропотребления населением Костромской области, млн. кВт. ч
Рост электропотребления в бытовом секторе вызван углублением его электрификации, прежде всего, за счет насыщения домашних хозяйств различными бытовыми электроприборами как базисной, так и селективной группы. Постепенно росло потребление электроэнергии на освещение и приготовление пищи 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 два-три года достиг ощутимых объемов расход электроэнергии для кондиционирования воздуха внутри жилых помещений.
Глава 4. Структура электропотребления
по основным группам потребителей
На территории Костромской области на основании данных местных энергоснабжающих компаний удалось выявить 25 крупных потребителей электроэнергии, которые совместно формируют потребление более 1,1 млрд. кВт. ч в 2014 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 № 7). Крупные организации сферы услуг и сельского хозяйства Костромской области характеризуются более низкими показателями электропотребления. Их вклад составляет соответственно 10% и 1%.
Рисунок № 7
Структура отпуска электроэнергии крупнейшим потребителям Костромской области по их основным группам в 2014 году, млн. кВт. ч
Глава 5. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии
Несмотря на наличие более двух десятков крупных потребителей электроэнергии в Костромской области основную роль в обеспечении спроса на электроэнергию играют ОАО «РЖД» и ООО «Кроностар». На 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% – 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 № 21 представлена динамика потребления электрической энергии крупными потребителями Костромской области в 2010 – 2014 годах.
Таблица № 21
Потребление электроэнергии крупными потребителями Костромской области в 2010 – 2014 годах, млн. кВт. ч
Наименование предприятия
2010
2011
2012
2013
2014
ОАО «РЖД»
447,8
445,4
487,5
466,8
477,7
ООО «Кроностар»
246,3
252,1
251,5
255,2
246,5
ОАО «Мотордеталь»
71,0
69,9
28,61
26,7
18,5
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал»
41,0
35,8
39,9
36,8
34,4
ОАО «Газпромтрубинвест»
31,8
34,1
34,0
36,7
34,9
ОАО «Фанплит»
35,2
34,8
ОАО «Фанплит»
27,9
27,9
87,9
84,0
80,8
ООО «СП «Кохлома»
26,2
23,6
ОАО «Мантуровский фанерный комбинат»
17,8
22,8
22,0
22,4
25,3
ОАО «Оборонэнергосбыт»
13,3
17,3
15,8
15,6
15,6
ООО «Резилюкс-Волга»
19,1
17,3
17,0
13,1
16,4
ООО «Стромнефтемаш»
15,4
16,9
13,4
9,5
5,5
АО «ГАКЗ»
13,1
15,6
16,1
10,7
11,7
ОАО «ТГК-2»
10,7
10,7
9,9
10,2
9,7
ООО «Костромаинвест»
9,9
10,6
10,7
11,3
11,1
МКУ «СМЗ по ЖКХ»
10,3
10,5
10,3
11,2
10,2
ООО «БКЛМ-Актив»
12,9
9,8
10,0
9,6
9,7
филиал ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго»
9,5
9,7
10,2
9,6
9,5
ОАО «Костромской силикатный завод»
8,6
8,8
7,9
7,9
8,0
АО «Шувалово»
9,0
8,6
9,6
8,3
5,7
МУП «Коммунсервис» Костромского района
8,2
8,1
7,5
8,1
7,3
ООО «КТЭК»
н.д.
7,9
7,7
4,3
5,7
ОАО «Ростелеком»
9,2
7,9
7,6
7,4
7,7
ЗАО «Экохиммаш»
8,4
7,4
7,3
6,5
6,8
ООО «Жилкомсервис»
12,5
6,2
0
0
0
ОАО «Мотордеталь» – крупнейшим в Российской Федерации и странах СНГ специализированным предприятием 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 год составил 22,823 МВт.
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал» – один из крупнейших природопользователей Костромской области. Ежегодно из р. Волга забираются, проходят очистку и подаются населению и предприятиям города около 54 млн. кубометров воды и 40 тыс. кубометров воды в год – из артезианских скважин.
ОАО «Фанплит» выпускает в год до 210 тыс. кубометров фанеры и до 100 тыс. кубометров древесностружечных плит. Продукция комбината пользуется большим спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынке. Ее покупают более 200 предприятий России и стран СНГ, до 70% общего объема продукции продается на экспорт.
ОАО «Газпромтрубинвест» – металлургическое предприятие в г. Волгореченске Костромской области, специализирующееся на выпуске труб. Завод является дочерней компанией ОАО «Газпром». Максимум нагрузки ОАО «Газпромтрубинвест» за 2011 год составил 4,5 МВт.
В последние годы структура потребления электроэнергии крупными потребителями Костромской области несколько изменилась. Повысилась роль обрабатывающей промышленности, снизилась роль транспорта и связи и прочих потребителей. В основе роста показателей промышленного электропотребления в 2010 – 2014 годы – развитие производства на ООО «Кроностар» и ОАО «Газпромтрубинвест». Вместе с тем, в данный период некоторые промышленные предприятия в машиностроении и легкой промышленности снизили объемы электропотребления. Падение роли транспорта и связи объясняется снижением потребностей в электроэнергии со стороны ОАО «РЖД».
Глава 6. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Костромской области
Объемы потребления тепловой энергии в Костромской области определены на основании данных Федеральной службы государственной статистики (далее – Росстата).
Объемы потребления тепловой энергии в Костромской области в 2000 – 2013 годах представлены в таблице № 22.
Таблица № 22
Динамика объемов потребления тепловой энергии в Костромской области в 2009 – 2013 годах
2009
2010
2011
2012
2013
1
2
3
4
5
6
Полное потребление, тыс. Гкал
5 512,6
5 663,6
5 261,0
5 550,0
5 368,8
темп прироста, % к предыдущему году
5,0
3,0
- 7,1
5,5
- 3,3
Потери при распределении, тыс. Гкал
488,1
537,8
521,6
587,0
540,0
Полезное/конечное потребление, тыс. Гкал
5 024,5
5 125,9
4 739,4
4 963,0
4 828,8
100,0%
темп прироста, % к предыдущему году,
2,7
2,0
- 7,5
4,7
- 2,7
в том числе, тыс. Гкал:
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
223,1
223,1
187,7
173,1
151,4
3,14%
обрабатывающая промышленность
1 191,6
1 467,1
1 538,2
1 449,2
1 342,2
27,8%
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
440,5
312,6
290,3
300,0
463,4
9,6%
строительство
18,9
14,7
11,9
9,7
9,2
0,2%
транспорт и связь
144,1
125,9
71,6
45,5
141,9
2,9%
прочие виды деятельности, в том числе сфера услуг
946,2
994,4
787,6
1 099,7
839,0
17,4%
население
2 060,1
1 988,1
1 852,1
1 885,8
1 881,7
38,9%
За указанный период потребление тепловой энергии уменьшилось на 143,8 тыс. Гкал или на 2,6% к уровню 2009 года. Конечное теплопотребление претерпело еще более существенное сокращение – на 195,7 тыс. Гкал или 3,9%. Указанные изменения обусловлены объективными факторами – погодными условиями, реализацией мероприятий по энергосбережению, перераспределением структуры экономики в пользу менее теплоемких секторов.
В структуре потребления тепловой энергии по основным отраслям экономики в Костромской области доминирует сектор «Население», который обеспечивает около 39% спроса на тепло. Еще 28% приходится на обрабатывающую промышленность. На непроизводственных потребителей, в том числе на сферу услуг, приходится 17%. Доля потерь при распределении – около 10% суммарного теплопотребления. Наименьшая доля в структуре теплопотребления приходится на строительную отрасль, теплопотребление которого составляет всего около 0,2% от его общего объема.
Основными тенденциями изменения структуры теплопотребления в последние годы является рост теплопотребления обрабатывающей промышленности (на 12% с 2009 года по 2013 год) при снижении потребления тепла остальными отраслями за те же годы: самое большое снижение произошло в отрасли строительства (на 51%), в сельском и лесном хозяйстве (на 32%).
Обеспечение потребителей тепловой энергией в 2013 году осуществлялось от 937 источников. В числе наиболее крупных источников тепловой энергии могут быть выделены источники, принадлежащие Костромской ГРЭС и ОАО «ТГК-2» (Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Шарьинская ТЭЦ, РК-2). В таблице № 23 приведены данные об установленной тепловой мощности источников, принадлежащих ОАО «Интер РАО – Электрогенерация», ОАО «ТГК-2» и МУП «Шарьинская ТЭЦ».
1
Таблица № 23
Установленная тепловая мощность источников, принадлежащих ОАО «Интер РАО - Электрогенерация», ОАО «ТГК-2» и МУП «Шарьинская ТЭЦ», в 2014 году
Компания
Станция
Тип оборудования
Станционный номер
Марка/модель
Вид топлива
Мощность, т/ч
Мощность, Гкал/ч
Дата ввода в эксплуатацию
1
2
3
4
5
6
7
8
9
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
950
1971
№ 6
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 7
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 8
ТГМП-314
газ/мазут
950
1973
№ 9
ТГМП-1202
газ/мазут
3 950
1980
Всего
11 550
450
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/мазут
75
1965
№ 4
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1965
№ 5
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1966
№ 6
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1967
№ 7
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1983
№ 8
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1988
Всего
450
450
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
№ 4
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1978
№ 3
КВГМ-100
газ/мазут
100
1989
№ 4
КВГМ-100
газ/мазут
100
1991
№ 5
КВГМ-100
газ/мазут
100
1994
Всего
840
611
МУП «Ша-рьинс-кая ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
Турбоагрегаты
№ 1
ПР-6-35 (5) 1,2
31
1965
№ 2
ПР-6-35 (15) 5
56
1966
№3
Р-12-35/5
74
1979
Котлоагрегаты
№1
ТП-35/39У
торф
35
1964
№ 2
ТП-35/39У
торф
35
1965
№ 3
ТП-35/39У
торф
35
1966
№ 4
Т-35/40
торф
35
1973
№ 5
БКЗ-75/39
мазут
75
1975
№ 6
БКЗ-75/39
мазут
75
1976
№ 1
КВГМ-100
мазут
100
1987
№ 2
КВГМ-100
мазут
100
1986
Всего
290
361
Всего
13 138
1 973
1
Данные об объемах отпуска тепловой энергии крупными источниками теплоснабжения по группам потребителей за 2014 год приведены в таблице № 24.
Таблица № 24
Объем отпуска тепловой энергии крупными источниками
теплоснабжения по группам потребителей за 2014 год
Станция
Показатель
Объем отпуска тепловой энергии, тыс. Гкал
Костромская ГРЭС
Отпуск, в том числе:
188,416
1) полезный отпуск, в том числе:
151,279
промышленность
22,500
жилищные организации
98,719
бюджетные организации
17,571
прочие
12,489
2) потери
37,137
Шарьинская ТЭЦ
Отпуск, в том числе:
230,0
1) полезный отпуск, в том числе:
148,2
промышленность
3,2
жилищные организации
117
бюджетные организации
18
прочие
12
2) потери
81,8
Костромская ТЭЦ-1
(ОАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
606,1
1) полезный отпуск, в том числе:
528,2
промышленность
90,2
жилищные организации
267,4
бюджетные организации
87,9
прочие
82,7
2) потери
77,3
Костромская ТЭЦ-2
(ОАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
967,9
1) полезный отпуск, в том числе:
773,5
промышленность
25,6
жилищные организации
467,7
бюджетные организации
118,7
прочие
161,5
2) потери
191,4
РК-2
(ОАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
107,0
1) полезный отпуск, в том числе:
98,4
промышленность
5,9
жилищные организации
72,4
бюджетные организации
9,0
прочие
11,1
2) потери
8,6
Также теплоснабжение потребителей осуществляет значительное количество менее крупных источников (как муниципальных и ведомственных, так и частных котельных), реестр котельных в разрезе муниципальных образований Костромской области представлен в таблице № 25.
При этом стоит отметить, что крупные источники тепловой энергии, приведенные в таблице № 24, покрывают около 40% от общего объема потребления тепловой энергии на территории Костромской области.
1
Таблица № 25
Реестр котельных в разрезе муниципальных образований Костромской области
№
п/п
Наименование муниципального образования Костромской области
Всего котельных
Используемый вид топлива
твердое топливо
жидкое топливо
природный
газ
электро-энергия
другие виды (опилки, щепа)
всего
в том числе
кол-во,
ед
мощ-ность, Гкал/ч.
кол-во,
ед
мощ-ность, Гкал/ч.
на угле, ед.
на дровах, ед.
кол-во,
ед
мощ-ность, Гкал/ч.
кол-во, ед
мощ-ность, Гкал/ч.
кол-во, ед
мощ-ность, Гкал/ч.
кол-во, ед
мощ-ность, Гкал/ч.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
13
14
15
16
17
1.
г. Буй
20
78,40
8
6,20
8
1
3,36
8
68,32
3
0,47
2.
г. Галич
40
87,06
33
26,89
25
8
1
59,80
6
0,37
3.
г. Кострома
50
736,21
50
736,21
4.
г. Мантурово
33
88,00
30
39,17
22
8
1
24,00
1
0,03
1
24,80
5.
г. Шарья
23
32,29
21
14,74
21
1
17,50
1
0,05
6.
г.Волгореченск
7.
Антроповский район
27
9,70
27
9,70
3
24
8.
Буйский район
37
35,80
9
5,60
6
3
28
30,20
9.
Вохомский район
51
20,04
50
19,74
4
46
1
0,30
10.
Галичский район
37
16,70
34
14,83
4
30
1
1,29
2
0,58
11.
Кадыйский район
33
12,01
31
11,67
31
2
0,34
12.
Кологривский район
18
8,99
18
8,99
18
13.
Костромской район
36
179,80
5
11,50
5
31
168,30
14.
Красносельский район
59
29,88
18
5,13
16
2
19
23,71
22
1,04
15.
Макарьевский район
34
24,53
33
21,63
3
30
1
2,89
16.
Мантуровский район
18
12,71
15
10,81
2
13
3
1,90
17.
Межевской район
18
5,81
17
5,78
1
16
1
0,02
18.
г. Нерехта и Нерехтский район
31
81,25
5
4,08
5
26
77,17
19.
г. Нея и Нейский район
30
42,30
29
36,50
21
8
1
5,80
20.
Октябрьский район
16
8,97
16
8,97
16
21.
Островский район
46
24,76
35
21,48
6
29
8
0,62
3
2,66
22.
Павинский район
27
7,45
27
7,45
27
23.
Парфеньевский район
20
14,00
20
14,00
2
18
24.
Поназыревский район
18
16,70
18
16,70
18
25.
Пыщугский район
18
10,29
15
7,08
15
3
3,21
26.
Солигаличский район
39
27,48
37
27,36
37
2
0,12
27.
Судиславский район
45
28,30
36
26,27
12
24
3
1,85
6
0,18
28.
Сусанинский район
42
15,49
36
7,89
33
3
1
1,9
4
5,32
1
0,38
29.
Чухломский район
34
12,00
34
12,00
34
30.
Шарьинский район
32
11,85
31
11,80
31
1
0,05
ИТОГО
932
1 678,76
688
413,96
194
494
4
46,76
171
1 172,16
59
6,15
10
39,66
1
Крупнейшей системой централизованного теплоснабжения в Костромской области является система теплоснабжения г. Костромы. Данные об объемах теплопотребления указанной системы теплоснабжения не приведены в статистической отчетности Росстата, однако, оценить последние возможно на основании данных о структуре полезного отпуска основных источников теплоснабжения города, принадлежащих ОАО «ТГК-2»: Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Районная котельная № 2 (далее – РК-2). Потребность г. Костромы в тепловой энергии по группам потребителей в 2010 – 2014 годах представлена в таблице № 26.
Таблица № 26
Потребность г. Костромы в тепловой энергии по группам потребителей в 2010 – 2014 годах, тыс. Гкал
г. Кострома
Объем отпуска тепловой энергии
2010
2011
2012
2013
2014
Всего, в т.ч.:
1 858,04
1 812,78
1 852,4
1 820,8
1805,7
1) полезный отпуск, в том числе:
1 645,01
1 593,58
1 590,7
1 595,4
1514,9
промышленность
220,51
204,23
215,5
203
123,5
жилищные организации
883,23
872,26
864,8
876,4
839,5
бюджетные организации
278,75
264,93
260,4
264
218,4
прочие
262,51
252,16
250
252
333,5
2) потери
213,03
219,19
257,6
221,5
287,2
Кроме г. Костромы других населенных пунктов с численностью населения свыше 100 тыс. человек на территории Костромской области нет.
Наибольшее число крупных потребителей тепловой энергии также сосредоточено в г. Костроме. Кроме того, значительное потребление имеет ЗАО «Управляющая компания «Костромской Дом» и ООО «Управление домами», расположенное в городе Шарье. Перечень крупных потребителей тепловой энергии Костромской области по данным ОАО «ТГК-2» приведен в таблице № 27. Теплоснабжение таких потребителей осуществляется от источников ОАО «ТГК-2».
Таблица № 27
Перечень крупных потребителей тепловой энергии Костромской области
№ п/п
Наименование потребителя
2013 год
2014 год
потреб-ление, тыс. Гкал
суммарная договорная нагрузка, Гкал/ч
потреб-ление, тыс. Гкал
суммарная договорная нагрузка, Гкал/ч
1
2
3
4
5
6
1.
ОАО «Фанплит»
52,6
46,0
53,0
46,0
2.
ФКУ «Исправительная колония № 1 Управления Федеральной службы исполнения наказаний по Костромской области»
11,6
5,3
10,2
5,3
3.
ООО «БКЛМ-Актив»
29,4
20,0
28,7
20,0
4.
ООО «Костромаинвест»
8,6
8,4
7,8
8,4
5.
ООО «Управляющая компания жилищно-коммунального хозяйства № 1»
33,8
19,9
31,6
18,9
6.
ООО «Заволжье»
35,6
18,9
26,6
12,7
7.
ООО «Управляющая компания Жилстрой»
25,1
16,2
23,2
16,0
8.
ООО «УК «Жилсервис»
28,4
14,2
23,1
9,9
9.
ООО «Жилищно-эксплуатационное ремонтно-строительное управление № 2»
20,2
10,4
17,2
8,7
10.
ООО «Управляющая компания Октябрьский»
31,6
16,0
24,6
11,8
11.
ООО «Юбилейный 2007»
7,8
10,5
0
0
12.
ООО «Управляющая Компания жилищно-коммунального хозяйства № 3»
11,3
7,2
11,0
7,2
13.
ООО «Управляющая компания «Давыдовский-2»
8,4
15,4
0
0
14.
ООО «Управляющая компания ЖКХ № 2»
31,9
17,3
33,5
17,3
15.
ООО «Управляющая компания «Возрождение жилищного фонда»
19,2
11,5
0
0
16.
ЗАО «Управляющая компания «Костромской Дом»
159,8
113,8
170,3
103,8
17.
ООО «УК Жилстрой-2»
11,7
8,3
13,6
9,3
18.
ООО «Управляющая компания «Ремжилстрой+»
18,3
13,4
20,7
13,4
19.
ООО «Центральная управляющая компания +»
10,8
9,5
0
0
20.
ООО «Управляющая компания «Костромской Дом+»
12,6
11,7
0
0
21.
ООО «Управление домами»
17,0
6,9
19,5
6,9
22.
ОГБУЗ «Окружная больница Костромского округа № 1»
8,4
5,3
0
0
23.
ГУСХП «Высоковский»
30,3
110,6
24,2
110,6
24.
МУП ЖКХ «Караваево» администрации Караваевского сельского поселения Костромского муниципаль-ного района Костромской области
38,2
28,3
35,5
28,3
25.
ОГБУЗ «Костромская областная клиническая больница»
11,1
4,1
11,3
5,6
26.
Комитет образования, культуры, спорта и работы с молодежью Администрации города Костромы
54,9
34,2
52,3
32,4
27.
ООО УК «ИнтехКострома»
0
0
19,0
12,4
28.
ООО «Управляющая компания «Юбилейный 2007»
153,3
98,8
152,0
94,5
29.
ООО «Костромская теплоэнергетическая компания»
37,1
1,7
0
0
30.
ОАО «Костромская областная энергетическая компания»
70,4
104,2
127,4
104,2
31.
Филиал ОАО «Ремонтно-эксплуатационное управление «Курский»
20,8
47,7
16,7
46,1
32.
МУП города Костромы «Городские сети»
0
0
15,5
6,7
33.
МУП города Костромы «Городская управляющая компания»
0
0
16,8
17,2
34.
МУП города Костромы «Благоустройство»
35,7
17,9
29,5
18,0
35.
ЗАО «Костромской завод автокомпонентов»
0
0
14,8
12,4
К числу крупных потребителей области также относятся АО «Галичский автокрановый завод» (потребление около 56 тыс. Гкал), ГНПП «Базальт» (потребление около 28 тыс. Гкал), ОАО «Газпромтрубинвест» (потребление около 25 тыс. Гкал), ОАО «Красносельский Ювелирпром» (потребление около 10 тыс. Гкал). При этом данные потребители обладают собственными котельными.
Источниками тепловой мощности АО «ГАКЗ» являются водогрейная и паровая котельные. Установленная мощность водогрейной котельной 70 Гкал/ч (2 водогрейных отопительных котла марки ПТВМ-30М с мощностью 35 Гкал/ч каждый). Установленная мощность паровой котельной – 12 Гкал/ч (2 паровых котла марки ДКВР 10/30 с мощностью 6 Гкал/ч каждый).
Заводская котельная НПП «НМЗ» - филиал ФГУП «ГНПП «Базальт» с установленной тепловой мощностью 42,5 Гкал/ч. На объекте установлены паровые котлы типа ДКВР 25/13 и ДКВР 10/13.
Глава 7. Структура установленной электрогенерирующей мощности на территории Костромской области
По состоянию на 31.12.2014 года установленная мощность электростанций Костромской области составила 3 824 МВт.
На территории Костромской области деятельность по производству и поставке на оптовый рынок электроэнергии и мощности осуществляют следующие генерирующие компании:
1) Костромская ГРЭС;
2) ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома;
3) МУП «Шарьинская ТЭЦ».
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по состоянию на 31.12.2014 года приведена в таблице № 28 и на рисунке № 8.
Таблица № 28
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по состоянию на 31.12.2014 года, МВт
Тип электростанций
Генерирующие компании
Установленная мощность
ГРЭС
Костромская ГРЭС
3 600
ТЭЦ
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
203
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
21
Всего
3 824
Рисунок № 8
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по типам электростанций по состоянию
на 31.12.2014 года
По сравнению с 2013 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 № 29.
Таблица № 29
Состав электростанций Костромской области
по состоянию на 31.12.2014 года
Генерирующая компания
Электростанция
Установленная мощность, МВт
Доля в общей установленной мощности области, %
Филиал «Костромская ГРЭС» ОАО «Интер РАО - Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
3 600
94,1
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
Костромская ТЭЦ-1
33
0,9
Костромская ТЭЦ-2
170
4,4
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
21
0,6
Всего
3 824
100
По состоянию на 31.12.2014 года основная доля в установленной мощности электростанций Костромской области (94,1%) приходилась на Костромскую ГРЭС.
Костромская ГРЭС является основным питающим центром Костромской энергосистемы, обеспечивающим электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
В таблице № 30 представлена характеристика основного производственного оборудования Костромской ГРЭС.
Таблица № 30
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ГРЭС
Станци- онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощ-ность, т/ч
Мощ-ность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1
2
3
5
6
7
9
Турбоагрегаты
№ 1
К-300-240
300
50
1969
№ 2
К-300-240
300
50
1969
№ 3
К-300-240
300
50
1970
№ 4
К-300-240
300
50
1970
№ 5
К-300-240
300
50
1971
№ 6
К-300-240
300
50
1972
№ 7
К-300-240
300
50
1972
№ 8
К-300-240
300
50
1973
№ 9
К-1200-240-3
1 200
50
1980
Котлоагрегаты
№ 1
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 2
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 3
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 4
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 5
ТГМП-314
газ/мазут
950
1971
№ 6
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 7
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 8
ТГМП-314
газ/мазут
950
1973
№ 9
ТГМП-1202
газ/мазут
3 950
1980
Генераторы
№ 1
ТВВ-320-2УЗ
300
1969
№ 2
ТВВ-350-2УЗ
350
1969/1995
№ 3
ТВВ-320-2УЗ
300
1970
№ 4
ТВВ-350-2УЗ
350
1970/2006
№ 5
ТВВ-320-2УЗ
300
1971/2007
№ 6
ТВВ-320-2УЗ
300
1972
№ 7
ТВВ-320-2УЗ
300
1972
№ 8
ТВВ-320-2УЗ
300
1973
№ 9
ТВВ-1200-2УЗ
1 200
1980/1991
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома входит в состав ОАО «Территориальная генерирующая компания № 2». Выработку электроэнергии в регионе осуществляют Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2. Информация об установленной электрической и тепловой мощности электростанций ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома приведена в таблице № 31.
Таблица № 31
Установленная электрическая и тепловая мощность электростанций
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
Электростанции
Установленная электрическая мощность, МВт
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Костромская ТЭЦ-1
33
450
1930
Костромская ТЭЦ-2
170
611
1974
Итого:
203
1 061
-
Структура установленной электрической мощности объектов ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома по состоянию на 31.12.2014 года приведена на рисунке № 9.
Рисунок № 9
Структура установленной электрической мощности объектов ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
по состоянию на 31.12.2014 года
Наибольшая доля в установленной мощности объектов ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома приходится на Костромскую ТЭЦ-2 – 83,7%.
Костромская ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1974 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 170 МВт, тепловая – 611 Гкал/ч. Характеристика основного производственного оборудования Костромской ТЭЦ-2 приведена в таблице № 32.
Таблица № 32
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ТЭЦ-2
Станци-онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, тн/ч
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
1974
№ 2
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1975
№ 3
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1976
№ 3
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1978
№ 3
КВГМ-100
газ/мазут
100
1989
№ 4
КВГМ-100
газ/мазут
100
1991
№ 5
КВГМ-100
газ/мазут
100
1994
Генераторы
№ 1
ТВФ-63-2
60
1974
№ 2
ТВФ-120-2
110
1976
На Костромскую ТЭЦ-1 приходится 16,3% от установленной мощности всех электростанций ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома.
Костромская ТЭЦ-1 введена в эксплуатацию в 1930 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 33 МВт, тепловая – 450 Гкал/ч. В таблице № 33 приведена характеристика основного производственного оборудования Костромской ТЭЦ-1.
Таблица № 33
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ТЭЦ-1
Станци-онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, тн/ч
Мощ-ность, Гкал/ч
Дата ввода в эксплуата-цию
Турбоагрегаты
№ 2
Р-12-35/5
9
74
1976
№ 4
АП-6
6
28
1958
№ 5
Р-12-35/5
9
74
1965
№ 6
Р-12-35/5
9
74
1966
Котлоагрегаты
№ 1
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1968
№ 2
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1973
№ 3
ПТВМ-100
газ/мазут
100
1976
№ 3
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1965
№ 4
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1965
№ 5
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1966
№ 6
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1967
№ 7
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1983
№ 8
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1988
Генераторы
№ 2
Т2-12-2
9
1976
№ 4
Т2-6-2
6
1958
№ 5
Т2-12-2
9
1965
№ 6
Т2-12-2
9
1966
Шарьинская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1965 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 21 МВт, тепловая – 388 Гкал/ч. Характеристика основного производственного оборудования Шарьинской ТЭЦ приведена в таблице № 34.
Таблица № 34
Характеристика основного производственного оборудования
Шарьинской ТЭЦ
Станци-онный номер
Марка/модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, тн/ч
Мощность, Гкал/ч
Дата ввода в эксплуатацию
Турбоагрегаты
№ 1
ПР-6-35 (5) 1,2
3
31
1965
№ 2
ПР-6-35 (15) 5
6
56
1966
№ 3
Р-12-35/5
12
74
1979
Котлоагрегаты
№ 1
ТП-35/39У
торф
35
1964
№ 2
ТП-35/39У
торф
35
1965
№ 3
ТП-35/39У
торф
35
1966
№ 4
Т-35/40
торф
35
1973
№ 5
БКЗ-75/39
мазут
75
1975
№ 6
БКЗ-75/39
мазут
75
1976
№ 1
КВГМ-100
мазут
100
1987
№ 2
КВГМ-100
мазут
100
1986
Генераторы
№ 1
Т2-6-2
3
1965
№ 2
Т2-6-2
6
1966
№ 3
Т12-2
12
1979
Важнейшей проблемой энергетической отрасли в настоящее время является старение основного оборудования электростанций. В таблице № 35 приведена возрастная структура оборудования электростанций Костромской области в разрезе генерирующих компаний.
На электростанциях Костромской области более 30 лет не осуществлялся ввод нового оборудования. Основная часть установленной мощности электростанций (2 591 МВт или 67,8% от суммарной установленной мощности электростанций) была введена в период 1971 – 1980 годы (рисунок № 10). Доля установленной электрической мощности оборудования, введенного в эксплуатацию более 50 лет назад, невелика и составляет всего 0,2%.
Таблица № 35
Возрастная структура оборудования электростанций Костромской области в разрезе генерирующих компаний, МВт
Годы ввода установленной мощности
1951 – 1960
1961 – 1970
1971 – 1980
Всего
Костромская ГРЭС
0
1 200
2 400
3 600
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
ТЭЦ-1
6
18
9
33
ТЭЦ-2
0
0
170
170
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
0
9
12
21
Всего
6
1 227
2 591
3 824
Рисунок № 10
Возрастная структура электрогенерирующих мощностей
в Костромской области, МВт
Глава 9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности
В 2014 году в Костромской области было произведено 16,5 млрд. кВт. ч электроэнергии. По сравнению с 2013 годом выработка электроэнергии выросла на 1,3 млрд. кВт. ч или на 8,5%.
В таблице № 36 приведена выработка электроэнергии по типам электростанций в Костромской области в 2013 – 2014 годах.
Увеличение выработки электроэнергии в 2014 году произошло за счет роста выработки электроэнергии на Костромской ГРЭС (на 9,4%). Выработка электроэнергии на теплоэлектроцентралях (далее – ТЭЦ) уменьшилась по сравнению с 2013 годом на 3,9%, однако это практически не повлияло на общий рост выработки, поскольку доля ТЭЦ в общей структуре производства электроэнергии города составляет всего 5,6%.
Таблица № 36
Выработка электроэнергии по типам электростанций в Костромской области в 2013 – 2014 годах
Тип электростан-ции
2013
2014
выработка, млн. кВт. ч
прирост, %
выработка, млн. кВт. ч
прирост, %
доля в выработке, %
Всего,
в том числе
15 203,5
0,2
16 501,9
8,5
100
ГРЭС
14 245,5
0,5
15 581,3
9,4
94,4
ТЭЦ
958,0
-4,3
920,6
-3,9
5,6
Сведения о динамике и структуре производства электроэнергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций приведены в таблице № 37.
Таблица № 37
Динамика и структура производства электроэнергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций
Генерирующая компания
Электростанция
Выработка электроэнергии в 2014 году,
млн. кВтч
Прирост по отношению к 2013 году, %
Филиал «Костромская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
15 581,3
9,4
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г.Кострома
Костромская
ТЭЦ-1
85,1
3,3
Костромская
ТЭЦ-2
802,0
-4,7
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
33,5
-0,6
Всего
16 501,9
+8,5
Самым крупным производителем электроэнергии в Костромской области является Костромская ГРЭС. Выработка электроэнергии на Костромской ГРЭС в 2014 году увеличилась по сравнению с 2013 годом на 9,4% и составила 15,58 млрд. кВт. ч (или 94,4% от суммарной выработки электрической энергии в области).
Выработка электроэнергии объектами ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома в 2014 году составила 887,1 млн. кВт. ч (5,4% от суммарной выработки в регионе), причем основная доля электроэнергии (около 90%) была выработана на Костромской ТЭЦ-2 .
Глава 10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Костромской области
Собственный максимум нагрузки энергосистемы в 2014 году составил 645 МВт, что составило снижение на 1,5% по отношению к 2013 году.
На рисунке № 11 представлены годовые графики месячных максимумов нагрузки Костромской энергосистемы. Снижение максимальных нагрузок в летний период составляет 30 – 33% от годового максимума. В период мирового экономического кризиса, который в нашей стране сказался на уменьшении абсолютных значений электропотребления, начиная с 4 квартала 2008 года, неравномерность месячных нагрузок увеличилась до 39%.
В таблице № 38 представлены значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годах.
Коэффициент неравномерности графиков по потреблению Костромской энергосистемы – отношение минимальной и максимальной нагрузки энергосистемы за рассматриваемый период времени.
Рисунок № 11
Годовые графики месячных максимумов нагрузки
Костромской энергосистемы
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 увеличилась, что, очевидно, связано со снижением промышленного потребления в ночные часы, а также увеличением доли быта в общей структуре электропотребления области.
1
Таблица № 38
Значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годах
Коэффициенты неравномерности суточных графиков нагрузки Костромской энергосистемы
Год
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
2011
0,695
0,729
0,725
0,709
0,657
0,642
0,678
0,67
0,668
0,691
0,69
0,685
2010
0,714
0,719
0,736
0,699
0,669
0,663
0,677
0,694
0,684
0,691
0,711
0,711
2009
0,687
0,706
0,719
0,72
0,669
0,641
0,658
0,684
0,675
0,677
0,704
0,711
2008
0,763
0,769
0,754
0,717
0,667
0,665
0,667
0,678
0,68
0,684
0,714
0,703
2007
0,807
0,791
0,829
0,781
0,754
0,709
0,714
0,716
0,744
0,721
0,781
0,783
Коэффициенты заполнения суточных графиков нагрузки потребителей Костромской энергосистемы
Год
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
2011
0,877
0,884
0,884
0,867
0,849
0,845
0,857
0,854
0,857
0,864
0,87
0,869
2010
0,879
0,876
0,885
0,862
0,86
0,857
0,863
0,866
0,858
0,874
0,889
0,881
2009
0,869
0,881
0,871
0,857
0,843
0,844
0,849
0,858
0,86
0,857
0,877
0,881
2008
0,913
0,911
0,891
0,864
0,849
0,854
0,849
0,853
0,854
0,86
0,885
0,881
2007
0,926
0,9
0,908
0,889
0,883
0,844
0,861
0,874
0,881
0,88
0,912
0,91
1
Фактические балансы электрической энергии и мощности в
2010 – 2014 годах Костромской области приведены в таблице № 39.
Таблица № 39
Балансы электрической энергии и мощности в 2010 – 2014 годах
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
Выработка, млн. кВт.ч
13 601
14 797
15 180
15 203
16 502
Потребление, млн. кВт.ч
3 681
3 611
3 655
3 602
3 617
Сальдо, млн. кВт.ч
- 9 919
- 11 185
- 11 525
- 11 601
- 12 885
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
Генерация, МВт
2 294
2 589
2 871
2 850
2 970
Потребление, МВт
678
654
684
655
645
Сальдо, МВт
- 1 616
- 1 935
- 2 187
- 2 195
- 2 325
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 Костромской области являются следующие районы электрических сетей (далее – РЭС): Городской, Костромской, Красносельский, Нерехтский, Галичский, Буйский, Мантуровский и Шарьинский. В таблице № 40 представлена характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы в 2010 – 2014 годах.
Таблица № 40
Характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы в 2010 – 2014 годах
№ п/п
Наименование энергоузла
2010
2011
2012
2013
2014
1
2
3
4
5
6
7
1.
Городской РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
736,71
723,25
750,29
750,67
747,81
годовой объем электропотребления, млн. кВт. ч
632,11
627,21
646,41
639,88
649,59
сальдо, млн. кВт.ч
104,60
96,04
103,88
110,79
98,22
покрытие, МВт
131,80
125,71
129,2
129,4
129,4
максимум нагрузки, МВт
113,08
109,02
110,13
109,02
109,02
сальдо, МВт
18,71
16,69
19,1
20,4
20,4
2.
Костромской РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
137,55
136,75
144,67
144,15
145,29
годовой объем электропотребления, млн. кВт. ч
108,92
102,98
111,12
111,54
113,64
сальдо, млн. кВт.ч
28,63
33,77
33,55
32,61
31,65
покрытие, МВт
25,18
27,59
26,3
28,83
28,83
максимум нагрузки, МВт
19,94
20,78
22,10
22,18
22,18
сальдо, МВт
5,24
6,81
4,2
6,65
6,65
3.
Красносельский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
60,19
60,46
61,35
62,86
63,19
годовой объем электропотребления, млн. кВт. ч
45,44
44,70
47,94
47,73
48,98
сальдо, млн. кВт.ч
14,75
15,76
13,41
15,13
14,20
покрытие, МВт
13,88
14,25
16,72
18,34
18,34
максимум нагрузки, МВт
10,48
10,53
11,11
11,06
11,06
сальдо, МВт
3,40
3,72
5,61
7,28
7,28
4.
Нерехтский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
73,46
78,05
81,79
77,64
79,05
годовой объем электропотребления, млн.к Втч
55,07
54,19
58,26
58,45
59,15
сальдо, млн. кВт.ч
18,39
23,87
23,53
19,19
19,90
покрытие, МВт
17,77
20,01
18,44
18,77
18,77
максимум нагрузки, МВт
13,82
13,03
14,50
14,55
14,55
сальдо, МВт
4,93
4,99
4,62
5,74
5,74
5.
Галичский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
67,44
65,63
66,86
65,17
63,42
годовой объем электропотребления, млн. кВтч
51,59
49,90
52,11
50,43
49,38
сальдо, млн. кВт.ч
15,86
15,73
14,75
14,74
14,04
покрытие, МВт
15,54
14,93
15,20
14,81
14,81
максимум нагрузки, МВт
11,88
11,35
12,57
12,16
12,16
сальдо, МВт
3,65
3,58
2,63
2,65
2,65
6.
Буйский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
80,67
81,94
78,56
75,22
73,44
годовой объем электропотребления, млн. кВтч
64,52
62,67
63,17
60,85
60,60
сальдо, млн. кВт.ч
16,16
19,27
15,39
14,36
12,84
покрытие, МВт
15,22
16,54
16,03
15,35
15,35
максимум нагрузки, МВт
12,18
12,65
14,17
13,65
13,65
сальдо, МВт
3,05
3,89
1,86
1,7
1,7
7.
Мантуровский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
52,35
50,43
50,85
48,90
48,29
годовой объем электропотребления, млн.кВтч
38,50
37,85
38,28
37,97
37,87
сальдо, млн. кВт.ч
13,84
12,58
12,57
10,92
10,42
покрытие, МВт
11,39
11,08
11,18
10,75
10,75
максимум нагрузки, МВт
8,38
8,32
8,84
8,77
8,77
сальдо, МВт
3,01
2,76
2,34
1,98
1,98
8.
Шарьинский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
96,01
90,71
91,40
94,67
92,24
годовой объем электропотребления, млн. кВт. ч
70,66
67,28
69,04
71,47
71,39
сальдо, млн. кВт.ч
25,35
23,43
22,36
23,20
20,85
покрытие, МВт
19,44
18,12
18,28
18,93
18,93
максимум нагрузки, МВт
14,31
13,44
14,88
15,40
15,40
сальдо, МВт
5,13
4,68
3,4
3,53
3,53
Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов Костромской области за 2010 – 2014 годы представлена в таблице № 41.
Таблица № 41
Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов Костромской области за 2010 – 2014 годы
№
п/п
Наименование энергоузла
Профицит ЦП, МВА
2010
2011
2012
2013
2014
1
2
3
4
5
6
7
Городской РЭС
1.
ПС 110/35/6 кВ «Аэропорт»
14,29
13,77
11,71
11,71
11,71
2.
ПС 110/35/10 кВ «Восточная-2"»
3,23
3,23
3,23
19,38
19,38
3.
ПС 110/35/6 кВ «Кострома-3»
-0,99
-0,99
-0,99
-0,24
-0,24
4.
ПС 110/35/10 кВ «Южная»
12,27
12,27
12,27
9,32
9,32
5.
ПС 110/10 кВ «Давыдовская»
17,36
17,36
17,36
20,51
20,51
6.
ПС 110/6 кВ «Кострома-1»
0,12
0,12
0,12
-0,23
-0,23
7.
ПС 110/6 кВ «Северная»
1,76
1,76
1,76
1,61
1,61
8.
ПС 110/6 кВ «Строммашина»
28,17
28,17
28,17
30,71
30,71
9.
ПС 110/10/6 кВ «Центральная»
9,81
9,81
9,81
7,56
7,56
10.
ПС 110/6 кВ «Восточная-1»
-5,25
3,89
3,89
8,51
8,52
11.
ПС 35/6 кВ «Байдарка»
5,83
5,83
5,80
5,58
5,58
12.
ПС 35/6 кВ «Волжская»
3,67
3,67
3,67
3,77
3,77
13.
ПС 35/10 кВ «Караваево»
3,16
3,16
3,16
3,25
3,26
14.
ПС 35/10 кВ «Коркино»
1,75
1,75
1,75
1,47
1,47
Волгореченский РЭС
15.
ПС 110/35/10 кВ «КПД»
10,70
10,70
10,70
11,38
20,83
16.
ПС 110/35/6 кВ «СУ ГРЭС»
4,02
3,81
3,81
4,07
4,07
17.
ПС 35/6 кВ «Сидоровское»
2,75
2,75
2,75
3,05
3,05
Красносельский РЭС
18.
ПС 35/10 кВ «Гридино»
0,47
0,47
0,47
0,60
0,60
19.
ПС 35/10 кВ «Новинки»
1,31
1,29
1,29
1,27
1,25
20.
ПС 35/10 кВ «Прискоково»
0,00
0,00
0,00
0,10
0,10
21.
ПС 110/35/10 кВ «Красное»
4,39
4,39
4,39
3,42
3,42
22.
ПС 35/10 кВ «Исаево»
3,58
3,58
3,58
3,41
3,41
23.
ПС 35/10 кВ «Чапаево»
1,79
1,79
1,79
1,99
1,99
24.
ПС 35/10 кВ «Чернево»
1,95
1,95
1,95
1,77
1,78
Нерехтский РЭС
25.
ПС 110/35/6 кВ«Нерехта-1»
10,49
10,49
10,49
17,00
17,00
26.
ПС 110/10 кВ «Нерехта-1»
13,21
13,21
13,21
15,74
15,74
27.
ПС 110/10/6 кВ«Нерехта-2»
6,50
6,28
5,11
4,74
4,74
28.
ПС 35/10 кВ «Татарское»
1,53
1,53
1,38
1,45
1,45
29.
ПС 110/10 кВ«Григорцево»
1,25
1,21
1,21
1,04
1,04
30.
ПС 110/10 кВ «Клементьево»
3,32
3,02
3,02
2,96
2,96
31.
ПС 35/10 кВ «Рудино»
1,25
0,98
0,91
1,08
1,08
32.
ПС 35/10 кВ «Стоянково»
0,58
0,44
0,44
0,42
0,40
33.
ПС 35/10 кВ «Владычное»
1,39
1,31
1,31
1,43
1,44
Судиславский РЭС
34.
ПС 110/10 кВ «Столбово»
4,33
4,16
4,16
4,01
4,014
35.
ПС 35/10 кВ «Раслово»
0,76
0,65
0,65
0,85
0,85
36.
ПС 110/10 кВ «Судиславль»
4,16
4,16
4,16
4,94
4,94
37.
ПС 35/10 кВ «Воронье»
1,80
1,80
1,80
1,66
1,66
Сусанинский РЭС
38.
ПС 35/10 кВ «Андреевское»
0,75
0,75
0,68
0,69
0,69
39.
ПС 110/35/10 кВ «Сусанино»
8,46
7,66
7,66
7,80
8,60
40.
ПС 35/10 кВ «Калининская»
2,48
2,45
2,45
2,51
2,64
41.
ПС 35/10 кВ «Попадьино»
0,66
0,66
0,66
0,68
0,68
Буйский РЭС
42.
ПС 110/35/10 кВ «Буй (р)»
2,33
2,33
2,33
1,70
1,62
43.
ПС 110/10 кВ «Буй (с/х)»
1,57
1,57
1,57
1,57
2,03
44.
ПС 110/10 кВ «Западная»
7,29
7,29
7,29
7,58
7,96
45.
ПС 110/10 кВ «Елегино»
0,77
0,77
0,77
0,80
0,80
46.
ПС 35/10 кВ «Дор»
1,28
1,28
1,28
1,31
1,31
47.
ПС 35/10 кВ «Дьяконово»
1,08
1,08
1,02
1,08
1,08
48.
ПС 35/10 кВ «Кренёво»
2,03
2,03
2,03
2,31
2,30
49.
ПС 35/10 кВ «Ликурга»
1,60
1,40
1,40
1,67
1,67
50.
ПС 35/10 кВ «Семеновское»
1,40
1,40
1,26
1,26
1,26
51.
ПС 35/10 кВ «Химик»
1,25
1,09
1,09
1,26
1,26
52.
ПС 35/10 кВ «Шушкодом»
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
Солигаличский РЭС
53.
ПС 110/35/10 кВ «Солигалич»
6,47
6,47
6,47
6,76
6,76
54.
ПС 35/10 кВ «Починок»
1,49
1,49
1,49
1,52
1,52
55.
ПС 35/10 кВ «Горбачево»
1,55
1,55
1,55
1,57
1,57
56.
ПС 35/10 кВ «Калинино»
0,43
0,43
0,43
0,47
0,47
57.
ПС 35/10 кВ «Куземино»
1,32
1,28
1,28
1,34
1,34
58.
ПС 35/10 кВ «Совега»
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
Островский РЭС
59.
ПС 110/35/10 кВ «Александрово»
3,38
3,38
3,38
3,60
3,60
60.
ПС 110/35/10 кВ «Красная Поляна»
7,87
7,48
7,07
7,07
7,07
61.
ПС 35/10 кВ «Адищево»
1,21
1,21
1,21
1,21
1,21
62.
ПС 35/10 кВ «Игодово»
1,56
1,53
1,53
0,93
0,93
63.
ПС 35/10 кВ «Клеванцово»
1,54
1,44
1,44
1,48
1,48
64.
ПС 35/10 кВ «Островское»
1,83
1,83
1,83
2,05
2,05
Галичский РЭС
65.
ПС 110/35/10 кВ «Новая»
4,33
4,33
4,33
5,14
5,14
66.
ПС 110/35/10 кВ «Орехово»
5,26
5,26
4,95
4,94
4,94
67.
ПС 110/10 кВ «Лопарево»
2,57
2,57
2,57
2,96
2,74
68.
ПС 35/10 кВ «ПТФ»
3,75
3,75
3,75
4,71
4,47
69.
ПС 35/10 кВ «Кабаново»
2,52
2,52
2,52
2,45
2,45
70.
ПС 35/10 кВ «Левково»
2,20
2,20
0,52
0,61
0,61
71.
ПС 35/10 кВ «Н.Берёзовец»
0,10
0,10
0,10
0,12
0,12
72.
ПС 35/10 кВ «Пронино»
2,45
2,45
2,45
2,45
2,45
73.
ПС 35/10 кВ «Толтуново»
2,51
2,51
2,51
2,54
2,51
74.
ПС 35/10 кВ «Степаново»
2,00
2,00
2,00
1,91
1,91
Чухломский РЭС
75.
ПС 110/35/10 кВ «Чухлома»
4,71
4,71
4,61
4,31
4,29
76.
ПС 110/10 кВ «Луковцино»
1,19
1,19
1,19
0,85
0,85
77.
ПС 110/10 кВ «Фёдоровское»
1,35
1,35
1,35
1,42
1,40
78.
ПС 35/10 кВ «Панкратово»
0,33
0,33
0,33
0,36
0,36
79.
ПС 35/10 кВ «Петровское»
0,45
0,45
0,44
0,44
0,44
80.
ПС 35/10 кВ «Судай»
1,16
1,16
1,16
1,27
1,25
Антроповский РЭС
81.
ПС 110/35/10 кВ «Антропово (р)»
0,52
0,52
0,52
1,22
1,22
82.
ПС 35/10 кВ «Палкино»
2,38
2,38
2,38
2,44
2,44
83.
ПС 35/10 кВ «Словинка»
1,63
1,63
1,63
1,65
1,65
84.
ПС 35/10 кВ «Котельниково»
0,13
0,13
0,13
0,13
0,13
85.
ПС 35/10 кВ «Легитово»
0,73
0,72
0,72
0,84
0,84
86.
ПС 35/10 кВ «Слобода»
0,65
0,65
0,65
0,63
0,63
Кадыйский РЭС
87.
ПС 110/35/10 кВ «Кадый»
7,32
7,32
6,47
6,45
6,45
88.
ПС 35/10 кВ «Екатеринкино»
1,69
1,69
1,69
1,67
1,67
89.
ПС 35/10 кВ «Завражье»
0,45
0,45
0,45
0,51
0,51
90.
ПС 35/10 кВ «Окулово»
0,72
0,72
0,63
0,63
0,63
91.
ПС 35/10 кВ «Чернышево»
1,23
1,11
0,88
0,88
0,88
Кологривский РЭС
92.
ПС 110/35/10 кВ «Ильинское»
5,18
5,18
5,18
5,24
5,24
93.
ПС 110/35/10 кВ «Яковлево»
5,24
5,21
5,18
5,19
5,04
94.
ПС 35/10 кВ «Кологрив»
3,50
3,50
3,50
3,54
3,54
95.
ПС 35/10 кВ «Овсянниково»
1,36
1,36
1,36
1,56
1,56
96.
ПС 35/10 кВ «Черменино»
0,79
0,79
0,79
0,67
0,67
Мантуровский РЭС
97.
ПС 110/6/10 кВ «БХЗ»
23,67
23,67
23,67
24,67
24,66
98.
ПС 110/10 кВ «Гусево»
1,34
1,34
1,34
1,26
1,26
99.
ПС 35/10 кВ «Медведица»
0,77
0,77
0,77
0,92
0,92
100.
ПС 35/10 кВ «Сосновка»
1,39
1,39
1,39
1,51
1,51
Макарьевский РЭС
101.
ПС 110/35/10 кВ «Макарьев-1»
2,76
3,76
3,76
3,08
3,08
102.
ПС 35/10 кВ «Горчуха»
1,44
1,44
1,44
1,98
1,98
103.
ПС 35/10 кВ «Макарьев-2»
2,78
2,78
2,78
4,11
4,11
104.
ПС 35/10 кВ «Тимошино»
0,87
0,87
0,85
0,92
0,92
105.
ПС 35/10 кВ «Унжа»
0,34
0,34
0,34
0,96
0,96
106.
ПС 35/10 кВ «Якимово»
1,87
1,61
1,61
1,63
1,64
107.
ПС 35/10 кВ «Нежитино»
0,30
0,30
0,25
0,25
0,25
108.
ПС 35/10 кВ «Николо-Макарово»
0,52
0,50
0,50
0,50
0,50
Межевской РЭС
109.
ПС 110/10 кВ «Новинское»
1,19
1,18
1,10
1,12
1,12
110.
ПС 35/10 кВ «Георгиевское»
1,71
1,71
1,71
1,83
1,83
111.
ПС 35/10 кВ «Филино»
0,56
0,56
0,56
0,66
0,66
Нейский РЭС
112.
ПС 110/35/27,5/10 кВ «Нея»
36,17
36,17
34,36
34,36
34,36
113.
ПС 110/10 кВ «Дьяконово»
0,85
0,85
0,76
0,76
0,76
114.
ПС 110/10 кВ «Октябрьская»
1,59
1,59
1,59
1,80
1,80
115.
ПС 35/10 кВ «Вожерово»
1,65
1,65
1,65
1,64
1,64
116.
ПС 35/10 кВ «Кужбал»
1,08
1,08
1,08
0,96
0,96
Парфеньевский РЭС
117.
ПС 110/10 кВ «Николо-Полома»
0,09
0,09
0,09
0,21
0,21
118.
ПС 35/10 кВ «Матвеево»
1,80
1,80
1,80
1,84
1,84
119.
ПС 35/10 кВ «Парфеньево»
3,04
3,04
3,04
3,98
3,98
Вохомский РЭС
120.
ПС 110/35/10 кВ «Вохма»
0,99
0,99
0,99
2,32
2,32
121.
ПС 110/35/10 кВ «Никола»
3,16
2,98
2,98
3,31
2,78
122.
ПС 35/10 кВ «Лапшино»
2,32
2,32
2,32
2,65
2,65
123.
ПС 35/10 кВ «Спас»
1,68
1,68
1,68
1,81
1,81
124.
ПС 35/10 кВ «Заветлужье»
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
125.
ПС 35/10 кВ «Талица»
1,34
1,34
1,34
1,49
1,49
126.
ПС 35/10 кВ «Хорошая»
1,89
1,89
1,89
1,93
1,93
Павинский РЭС
127.
ПС 110/35/10 кВ «Павино»
4,06
4,06
4,06
4,18
4,18
128.
ПС 35/10 кВ «Леденгская»
1,67
1,53
1,53
1,55
1,45
Поназыревский РЭС
129.
ПС 110/10 кВ «Гудково»
1,32
1,32
1,32
1,32
1,19
130.
ПС 110/10 кВ «Шортюг»
2,95
2,95
2,95
3,14
2,94
131.
ПС 110/10 кВ «Якшанга»
2,06
2,06
2,06
2,14
2,14
Пыщугский РЭС
132.
ПС 110/35/10 кВ «Пыщуг»
4,20
4,20
4,20
4,12
4,12
Рождественский РЭС
133.
ПС 110/35/10 кВ «Рождественское»
3,18
3,18
3,18
3,24
3,24
134.
ПС 35/10 кВ «Одоевское»
1,58
1,58
1,58
1,58
1,58
135.
ПС 35/10 кВ «Катунино»
1,16
1,16
1,16
1,19
1,19
136.
ПС 35/10 кВ «Конёво»
0,55
2,67
2,67
2,58
0,46
Октябрьский РЭС
137.
ПС 35/10 кВ «Боговарово»
2,04
1,97
1,97
1,72
1,71
138.
ПС 35/10 кВ «Забегаево»
0,77
0,77
0,77
0,74
0,74
139.
ПС 35/10 кВ «Ильинское»
0,86
0,86
0,86
0,87
0,87
140.
ПС 35/10 кВ «Луптюг»
1,17
1,16
1,13
1,13
1,13
141.
ПС 35/10 кВ «Соловецкое»
0,63
0,63
0,63
0,63
0,63
Шарьинский РЭС
142.
ПС 110/35/6 кВ «Шарья (р)»
3,98
3,98
3,98
5,76
3,89
143.
ПС 110/6/6 кВ «Промузел»
23,04
23,04
23,04
24,49
24,49
144.
ПС 110/10 кВ «Шекшема»
1,92
1,92
1,92
2,06
2,06
145.
ПС 35/10 кВ «Головино»
0,06
0,06
0,06
0,04
0,04
146.
ПС 35/10 кВ «Кривячка»
0,80
0,80
0,80
1,04
1,04
147.
ПС 35/10 кВ «Николо-Шанга»
0,79
1,36
1,36
1,14
0,56
148.
ПС 35/10 кВ «Пищёвка»
0,26
0,26
0,26
0,22
0,22
149.
ПС 35/6 кВ «Центральная»
4,54
4,54
4,54
3,67
3,67
Костромской РЭС
150.
ПС 110/35/10 кВ «Василёво»
9,23
9,23
9,09
8,95
8,95
151.
ПС 110/35/10/6 кВ «Калинки»
7,21
7,21
7,15
7,02
7,02
152.
ПС 35/6 кВ «ЭМЗ»
0,18
0,18
0,43
0,67
0,72
153.
ПС 35/6 кВ «Сандогора»
0,08
0,08
0,08
0,08
0,12
154.
ПС 35/10 кВ «Апраксино»
1,32
1,32
1,32
1,34
1,34
155.
ПС 35/10 кВ «Кузьмищи»
1,23
1,23
1,23
0,94
0,94
156.
ПС 35/10 кВ «Минское»
0,76
0,76
0,76
1,83
1,83
157.
ПС 35/6 кВ «Мисково»
1,73
1,65
1,65
1,65
1,70
158.
ПС 35/6 кВ «Никольское»
2,62
2,62
2,62
2,82
2,82
159.
ПС 35/10 кВ «Сущево»
1,28
1,28
1,28
1,99
1,99
160.
ПС 35/10 кВ «Борщино»
4,26
4,16
4,16
4,06
4,06
161.
ПС 35/10 кВ «Горьковская»
1,59
0,38
0,38
0,77
0,78
162.
ПС 35/10 кВ «Ильинское»
0,85
0,85
0,85
0,81
0,80
163.
ПС 35/10 кВ «Кузнецово»
1,85
1,85
1,85
1,79
1,78
164.
ПС 35/6 кВ «Саметь»
0,25
0,25
0,25
0,25
0,65
165.
ПС 35/10 кВ «Сухоногово»
0,65
0,65
0,65
0,79
0,80
Анализ приведенных данных показывает, что наблюдался незначительный дефицит по отдельным центрам питания, но в основном центры питания мощностью 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 в государственной статистической отчетности Росстата.
Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения в Костромской области составил в 2013 году 5 729,1 тыс. т.у.т. органического топлива, в том числе газа – 5 203 тыс. т.у.т., нефтетоплива – 100,3 тыс. т.у.т., твердого топлива – 425,8 тыс. т.у.т. (таблица № 42).
Таблица № 42
Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения в Костромской области в 2009 – 2013 годах
Вид топлива
2009
2010
2011
2012
2013
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
тыс. т.у.т.
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
Всего,
в том числе:
4 815,4
100
5 085,6
100
5 669,2
100
5 775
100
5 729,1
100
газ
4 448,2
92
4 668
92
5 133,4
91
5 247,4
91
5 203,0
90,8
нефтетопливо
100,5
2
108,1
2
100,9
2
98,3
1,5
100,3
1,8
твердое топливо,
в том числе:
266,7
6
309,5
6
434,9
7
438,7
7,5
425,8
7,4
уголь
93,2
35
99,2
33
101,5
23
98,3
22
80,5
18,9
торф
50,5
20
56,4
18
51,8
12
39,3
9
35,4
8,3
горючие возобновляемые энергоресурсы и отходы
122,6
45
153,9
49
281,6
65
301,1
69
309,9
72,8
В общем объеме расходуемого на территории области всеми источниками генерации топлива доля природного газа в 2013 году составила 90,8%, доля нефтепродуктов (прежде всего мазута) – 1,8%, твердого топлива – 7,4%. При этом из приведенных в таблице № 42 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 № 12).
Рисунок № 12
Динамика потребления твердого топлива источниками электро- и теплоснабжения в Костромской области в 2009 – 2013 годах, тыс. т.у.т
Расход топлива на выработку электрической энергии составил в 2013 году 4 830,9 тыс. т.у.т. (84,3% от общего расхода топлива), на выработку тепловой энергии – 898,2 тыс. т.у.т. (15,7% от общего расхода топлива).
Значительный объем потребления топлива на производство электроэнергии объясняется наличием в составе генерирующих мощностей Костромской энергосистемы Костромской ГРЭС, обеспечивающей удовлетворение потребности в электроэнергии не только потребителей Костромской области, но и потребителей других региональных энергосистем, относящихся к ОЭС Центра.
Природный газ является основным топливом, сжигаемым источниками электроснабжения с целью производства электроэнергии. Остальные виды топлива занимают при производстве электроэнергии долю менее 2% (рисунок № 13).
Рисунок № 13
Потребление энергоресурсов на производство электроэнергии
за 2013 год, тыс. т.у.т.
При производстве тепловой энергии природный газ занимает заметно меньшую долю (рисунок № 14). В структуре расхода топлива на производство тепловой энергии доля газа составляет около 64% общего расхода, в то время как доля прочих видов топлива (в первую очередь, горючих возобновляемых энергоресурсов (далее – ГВЭР) и отходов) – около 36 %.
Рисунок № 14
Структура потребления энергоресурсов на производство теплоэнергии
за 2013 год
Данный факт объясняется тем, что на крупных источниках теплоснабжения вырабатывается около 40 % тепловой энергии, а остальная часть производится на небольших котельных, подключение которых к системам газоснабжения слишком затратно, а значит, основными видами топлива на них являются отличные от газа энергоресурсы.
В таблице № 43 показан удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших производителей в Костромской области за 2010 – 2014 годы.
Основная доля в расходе топлива на производство электрической и тепловой энергии тепловых электростанций (далее – ТЭС) приходится на Костромскую ГРЭС и составляет около 88%. Среди прочих электростанций наибольшая доля (7,5% от общего расхода) топлива потребляется на Костромской ТЭЦ-2.
Удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии являются важнейшими характеристиками работы тепловых электростанций. Снижение удельных расходов обеспечивает экономию затрат на производство энергии и повышает конкурентоспособность источников электроэнергии и тепла на соответствующих рынках энергетических ресурсов.
В таблице № 44 приведены данные о нормативных и фактических показателях удельного расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе электростанций Костромской области.
В 2013 году удельный расход топлива на отпуск электроэнергии в Костромской области составил 305 грамм условного топлива на 1 кВт. ч (далее – г.у.т./кВт. ч), что на 0,9 г.у.т./кВт. ч меньше чем в 2012 году. При этом следует отметить, что фактический расход топлива на отпуск электроэнергии в 2013 году был на 0,8 г.у.т./кВт. ч меньше чем норматив.
В целом в Костромской области расход топлива на производство электроэнергии ниже чем в среднем по стране (примерно на 20 г.у.т./кВт. ч от средних по стране значений). Во многом это объясняется использованием природного газа в качестве основного вида топлива.
Российские электростанции, в которых основным видом топлива является газ, в среднем имеют удельный расход топлива на отпуск электрической энергии на уровне 312,3 г.у.т./кВт. ч, что на 5 г.у.т./кВт. ч больше аналогичного показателя для электростанций области.
Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС в 2013 году составил 153,1 кг условного топлива на 1 Гкал (далее – кг у.т./Гкал), меньше на 1 кг у.т./Гкал по сравнению с 2012 годом.
Если сравнивать данные за 2011 год по Костромской области и Российской Федерации, то удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС на 6,6 кг у.т./Гкал больше аналогичного показателя в целом по стране.
Вместе с тем следует отметить, что удельный расход топлива на производство тепловой энергии по всем типам источников, определенный на основе единого топливно-энергетического баланса Костромской области за 2013 год, составляет 168,4 кг у.т./Гкал.
1
Таблица № 43
Расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших производителей в Костромской области в 2010 - 2014 годах, тыс. т.у.т.
Организация
Наименование станции
Марка топлива
2010
2011
2012
2013
2014
ОАО «Интер РАО - Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
Всего, в том числе:
3 766,63
4 154,66
4 244,69
4 249,03
4658,89
мазут топочный
37,78
15,96
10,34
6,68
0,275
газ природный
3 728,85
4 138,7
4 234,35
4 242,35
4658,615
ОАО «ТГК-2»
Костромская ТЭЦ-1
Всего, в том числе:
158,27
144,1
126,6
123,5
119,61
мазут топочный
0
0
0
0
0
газ природный
147,91
133,83
118,8
123,5
119,61
торф условной влажности
10,36
10,26
7,8
0
0
Костромская ТЭЦ-2
Всего, в том числе:
393,98
376,24
390,7
363,7
352,4
мазут топочный
0,89
3,08
2,2
0
0
газ природный
393,09
373,16
388,5
363,7
352,4
РК-2
Всего, в том числе:
4,19
2,43
18,4
17,6
17,79
газ природный
4,19
2,43
18,4
17,6
17,79
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
Всего, в том числе:
57,82
53,68
52,1
55
53,8
мазут топочный
18,93
19,94
23,1
21,9
21,6
торф условной влажности
38,89
33,74
29,0
33,1
32,2
1
Таблица № 44
Удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе
электростанций Костромской области
Компания
Станция
Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию - норматив, г.у.т./кВт.ч
Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции - норматив, кг у.т./Гкал
Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию - факт, г.у.т./кВт.ч
Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции - факт,
кг у.т./Гкал
2010
2011
2012
2013
2014
2010
2011
2012
2013
2014
2010
2011
2012
2013
2014
2010
2011
2012
2013
2014
ОАО «Интер РАО – Электро-генера-ция»
Костромская ГРЭС
306,9
308
306,1
305,1
306,1
169,6
169,5
169,6
169,2
169,2
306
307
305,2
304,3
305,2
169,6
169,5
169,6
169,2
169,2
ОАО
«ТГК-2»
Костромская ТЭЦ-1
450,8
446,6
434,8
444,1
442,8
157,6
154,6
152,7
157,2
153,1
448,2
444,7
434,1
441,5
442,3
157
154
152,5
156,9
152,9
Костромская ТЭЦ-2
302,5
306,6
309,4
304,4
304,5
141,4
140,4
139,8
137,4
136,7
301,9
306
309
304,2
304,2
140,9
140,1
139
136,7
136,3
МУП «Шарь-инская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
511,9
511,3
530,1
507,2
507,2
190,1
192,7
204,7
190,9
194,2
506,8
508,2
528,6
505,2
505,2
189,3
192
204,2
190,6
193,7
1
Глава 13. Единый топливно-энергетический баланс Костромской области за 2009 – 2013 годы
Единый топливно-энергетический баланс (далее – ЕТЭБ) региона – это таблица, которая содержит представленные в едином топливном эквиваленте взаимосвязанные показатели количественного соответствия поставок энергетических ресурсов, их распределения и использования потребителями всех ВЭД на территории данного субъекта Российской Федерации за определенный период времени.
Основным источником информации для составления ЕТЭБ за прошедшие годы является официальная статистическая отчетность, выпускаемая Росстатом и его территориальными подразделениями на основе форм федерального статистического наблюдения. В таблице № 45 представлены ЕТЭБ Костромской области за 2009 – 2013 годы.
Таблица № 45
Единый топливно-энергетический баланс Костромской области
за 2009 – 2013 годы
№ п/п
Наименование топливно-энергетических ресурсов
Коэф-фи-циент пере-вода
Единица измерения
2009
2010
2011
2012
2013
1.
Газ природный
1,14
млн. м3
4 063,00
4 208,00
4 503,00
4 603,00
4 564,00
тыс. т.у.т.
4 631,82
4 797,12
5 133,42
5 247,42
5 202,96
2.
Газ сжиженный
1,57
тыс. т
16,48
13,02
10,39
7,94
5,09
тыс. т.у.т.
25,87
20,44
16,31
12,47
7,99
3.
Нефтепродукты, в том числе:
тыс. т
260,77
271,93
245,21
240,47
228,42
тыс. т.у.т.
383,81
399,93
360,28
353,39
335,83
3.1.
бензины
1,49
тыс. т
142,18
140,61
117,92
117,45
115,24
тыс. т.у.т.
211,85
209,51
175,70
175,00
171,71
3.2.
дизельное топливо
1,45
тыс. т
118,04
130,89
126,99
122,72
112,77
тыс. т.у.т.
171,16
189,79
184,14
177,94
163,52
3.3.
керосин
1,47
тыс. т
0,52
0,41
0,28
0,28
0,39
тыс. т.у.т.
0,77
0,60
0,41
0,41
0,57
3.4.
бензин авиационный
1,49
тыс. т
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
тыс. т.у.т.
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
4.
Печное топливо
1,45
тыс. т
0,30
0,30
0,19
0,26
0,21
тыс. т.у.т.
0,44
0,26
0,28
0,38
0,30
5.
Мазут
1,37
тыс. т
88,94
94,24
73,49
71,78
72,97
тыс. т.у.т.
121,85
129,11
100,68
98,34
99,97
6.
Уголь каменный
0,769
тыс. т
136,80
127,44
110,70
121,43
104,72
тыс. т.у.т.
105,20
98,00
85,13
93,38
80,53
7.
Дрова (плотные)
0,266
тыс. м3
406,79
415,17
381,39
369,69
314,02
тыс. т.у.т.
108,21
110,44
101,45
98,34
83,53
8.
Торф
0,34
тыс. т
139,20
155,80
152,45
115,71
104,08
тыс. т.у.т.
47,33
52,97
51,83
39,34
35,39
9.
Прочие (отходы лесозаготовки)
тыс. т.у.т.
158,90
185,10
180,14
185,38
226,37
Итого
тыс. т.у.т.
5 583,42
5 793,37
6 029,52
6 128,43
6 072,87
10.
Электроэнергия
0,123
млн. кВт.ч
3 648,70
3 570,80
3 537,40
3 569,90
3 453,20
тыс. т.у.т.
448,79
439,21
435,10
439,10
424,74
Всего
тыс. т.у.т.
6 032,21
6 232,58
6 464,62
6 567,53
6 497,61
Полное потребление энергии в Костромской области в 2013 году по имеющимся статистическим данным составило 6 497,61 тыс. т.у.т. За 2009 – 2013 годы полное потребление энергии выросло на 7,7 %.
В топливной структуре энергопотребления ключевую роль играет импортируемый природный газ, девять десятых которого поступает на электростанции. Таким образом, несмотря на значительные объемы экспорта электроэнергии, в целом, Костромская область является энергодефицитной. Одна из особенностей ЕТЭБ региона – относительно крупные масштабы использования ГВЭР и отходов (это, прежде всего, дровяная древесина и отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности) в качестве топлива. Так, в 2013 году этого топлива было израсходовано 309,9 тыс. т.у.т., что составило около 5% валового энергопотребления. Из них немногим более половины было сожжено в промышленных котельных, незначительное количество – на электростанциях, остальное поступило конечным потребителям. Кроме того, было использовано 35,39 тыс. т.у.т. 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 потребителями энергоресурсов преобладает тепловая энергия (почти 45,5 %), около 69 % которой расходуется на отопление и горячее водоснабжение жилищной сферы, общественных зданий. На втором месте по объему потребления находится электроэнергия (6,5 %), используемая во всех отраслях экономики (рисунок № 15).
Потребители также относительно широко используют ГВЭР. В 2013 году их потребление составило 4,9 % энергопотребления.
Рисунок № 15
Структура полезного (конечного) потребления энергии по отраслям экономики за 2013 год
Рисунок № 16
Структура потребления по видам энергоресурсов за 2013 год
1
Глава 14. Динамика основных показателей энергоэффективности
за 2009 – 2013 годы
К основным показателям энергоэффективности относятся:
1) энергоемкость ВРП (т.у.т./млн. руб.) – отношение величины потребления энергоресурсов на территории региона к ВРП. Энергоемкость ВРП может быть определена по первичному или конечному потреблению энергоресурсов;
2) электроемкость ВРП (тыс. кВт. ч/млн. руб.) – отношение величины потребления электрической энергии к ВРП в определенном году;
3) электровооруженность труда (тыс. кВт. ч/чел.) – показатель, характеризующий уровень потребленной в производстве электроэнергии или электрической мощности в единицу рабочего времени или одним рабочим. В настоящем отчете электровооруженность труда определяется делением общей величины потребленной в производстве электрической энергии за определенный период на среднесписочное число рабочих.
Приведены данные об отчетных значениях показателей энергоэффективности Костромской области за 2009 – 2013 годы.
Данные по динамике значений показателей энергоемкости ВРП, электроемкости ВРП, потреблению электрической энергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике представлены в таблице № 46.
В 2013 году отмечается снижение значений показателей по отношению к 2012 году: энергоемкость ВРП – -8,7%, электроемкость ВРП – -12,4%, потребление электроэнергии на душу населения – -1,5%.
Таблица № 46
Динамика основных показателей энергоэффективности
Костромской области за 2009 – 2013 годы
Показатели
2009
2010
2011
2012
2013
Энергоемкость ВРП, т.у.т. / млн. руб.
76,4
63,5
58,0
52,8
48,2
Электроемкость ВРП, тыс. кВт. ч / млн. руб.
56,9
44,8
39,0
28,2
24,7
Потребление электрической энергии на душу населения, тыс. кВт. ч / чел.
5,5
5,4
5,4
5,3
5,2
Электровооруженность труда в экономике,
тыс. кВт. ч / чел.
7,0
6,6
6,6
6,6
6,5
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 воздушные ЛЭП (далее – ВЛ) 110 кВ и выше общей протяженностью (в одноцепном исчислении) 2 994,9 км, в том числе: ВЛ 500 кВ – 530,31 км, ВЛ 220 кВ – 621 км, ВЛ 110 кВ – 1 843,6 км (по паспортным данным электросетевых предприятий).
Костромская область граничит с Вологодской, Ивановской, Нижегородской, Ярославской и Кировской областями. Основные внешние связи энергосистемы Костромской области представлены в таблице № 47 и на рисунке № 17.
Таблица № 47
Основные внешние связи энергосистемы Костромской области
№ п/п
Наименование ВЛ, по которой осуществляется связь со смежной энергосистемой
Год ввода в эксплуатацию
Техническое состояние
1
2
3
4
1. Энергосистема Московской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская ГАЭС
1973
Рабочее
2. Энергосистема Владимирской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская
1971
Рабочее
3. Энергосистема Нижегородской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч
1970
Рабочее
2)
ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово
1972
Рабочее
4. Энергосистема Вологодской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Вологодская
1981
Рабочее
2)
ВЛ 110 кВ Никольск – Павино
1972
Удовлетворительное
3)
ВЛ 110 кВ Буй (тяговая) – Вохтога (тяговая)
5. Энергосистема Кировской области
1)
ВЛ 500 кВ Звезда – Вятка
2006
Рабочее
2)
ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево
1968
Удовлетворительное
3)
ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево
1968
Удовлетворительное
6. Энергосистема Ивановской области
1)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга I цепь
1969
Рабочее
2)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга II цепь
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 Писцово - Нерехта
1991
Хорошее
7. 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-1
1986 (1993)
Хорошее
5)
ВЛ 110 кВ Ярцево – Нерехта-1
1986 (1993)
Хорошее
Рисунок № 17
Схема внешних электрических связей области
Важнейшей характеристикой сети является срок службы оборудования. Из года в год усиливается тенденция старения электрических сетей, ухудшается их техническое состояние, что снижает надежность электроснабжения потребителей и качество отпускаемой им электроэнергии.
Перечень ВЛ 110 кВ и выше, ВЛ 35 кВ и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные, сроки службы и техническое состояние представлены в таблицах № 48 – 50.
Таблица № 48
Перечень ВЛ 220 – 500 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные, сроки службы
Наименование
Год
ввода
Протяженность, км
Марка провода
Срок службы, лет
всего
по
области
на
2012
на
2016
на
2020
ВЛ 500 кВ
КГРЭС – Загорская ГАЭС
1973
224
14,96
АС-400х3
39
43
47
КГРЭС – Владимирская
1971
177,3
16,08
АСО-400х3
41
45
49
КГРЭС – Луч
1970
207
6,77
АСО-400х3
42
46
50
КГРЭС – Костромская АЭС
1981
140
140
АСО-400х3
31
35
39
Костромская АЭС – Вологда
1981
165
53,5
АСО-400х3
31
35
39
Костромская АЭС – Звезда
1985,
2006
196,1
196,1
АС-330х3
27
31
35
Звезда-Вятка
2006
327
102,9
АС-330х3
6
10
14
Итого:
1 435,9
530,31
ВЛ 220 кВ
КГРЭС – Иваново-1
1975
71,3
15,63
АСО-400
37
41
45
КГРЭС – Иваново-2
1983
71,3
15,63
АСО-400
29
33
37
КГРЭС – Вичуга-1
1969
60,2
7,13
АСО-400
43
47
51
КГРЭС – Вичуга-2
1980
60,4
7,08
АС-400
32
36
40
Мотордеталь – Тверицкая
1991
109,48
16,7
АС-300
21
25
29
КГРЭС – Кострома-2
1976
51,66
51,66
АС-300
36
40
44
КГРЭС – Мотордеталь-1
1969
39,9
39,9
АСО-300
43
47
51
КГРЭС – Мотордеталь-2
1976
39,9
39,9
АС-300
36
40
44
КГРЭС – Ярославль
1969
110,16
32,8
АС-500
43
47
51
Рыжково - Мантурово
1972
136,74
72,5
АСО-300
40
44
48
Мотордеталь - Борок
1987
102,7
102,7
АС-300
25
29
33
Кострома-2 - Галич
1976
123,155
123,15
АСО-300
36
40
44
Борок – Галич
1987
57,72
57,72
АС-300
25
29
33
Галич – Антропово
1998
38,5
38,5
АСУ-300
14
18
22
Итого:
1 073,115
621,05
Таблица № 49
Перечень ВЛ 110 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние
№ п/п
Наименование
Год ввода
Кол-во
це-пей
Протя-жен-ность, км*
Марка
провода
Техничес-кое состояние
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Центральный РЭС
1.
Нерехта-1 - Клементьево
1950
1
22,4
АС-120
удовл.
62
66
70
2.
Мотордеталь-Кострома-1(2)
2013
2
4,76
АС-185
хорошее
-
3
7
3.
отп. на Строммашина
1970
2
0,67
АС-150
удовл.
42
46
50
4.
Нерехта-Мотордеталь
1959
2
49
АС-120
АС-95
удовл.
53
57
61
5.
отп. на Космынино
1959
2
5,3
АС-120
удовл.
53
57
61
6.
отп. на Нерехта-2
1959
2
1,64
АС-70
удовл.
53
57
61
7.
Южная-1(2)
1986
2
5,05
АС-120
удовл.
26
30
34
8.
Василево-1(2)
1979
2
10,5
АС-70
удовл.
33
37
41
9.
Кострома-1-Северная
2013
2
12,08
АС-185
хорошее
-
3
7
10.
Кострома-1-Центральная
2013
2
15,26
АС-185
хорошее
-
3
7
11.
Кострома-2-Северная
2013
2
8,2
АС-185
хорошее
-
3
7
12.
ТЭЦ-2 - Центральная
2013
2
8,08
АС-185
хорошее
-
3
7
13.
отп. на ТЭЦ-1
1960
2
1,82
АС-70
удовл.
52
56
60
14.
отп. на Кострома-3
1960
2
0,1
АС-70
удовл.
52
56
60
15.
ТЭЦ-2-Кострома-2
1974
2
3,9
АС-150
удовл.
38
42
46
16.
Красное -1 (2)
2009
2
5,7
АС-150
АС-70
удовл.
3
7
11
17.
отп. на Восточная-1
2009
2
6,6
АС-150
АС-95
удовл.
3
7
11
18.
Восточная-1(2)
2009
2
2,2
АС-120
удовл.
3
7
11
19.
Давыдовская-1(2)
2009
2
1,35
АС-150
АС-240
удовл.
3
7
11
20.
Клементьево-Фурманов
1980
1
5,1
АС-120
удовл.
32
36
40
21.
Аэропорт-1(2)
1994
2
5,7
АС-120
удовл.
18
22
26
22.
Калинки-Судиславль
1973
1
37,8
АС-120
удовл.
39
43
47
23.
Судиславль-Кр.Поляна
1973
1
37,5
АС-120
удовл.
39
43
47
24.
ТЭЦ-2-Калинки
1961
1
21,8
АС-120
удовл.
51
55
59
25.
Приволжская-1(2)
1974
2
11,4
АС-95
удовл.
38
42
46
26.
Александрово-Заволжск
1972
1
14,42
АС-120
удовл.
40
44
48
27.
Борок-Сусанино
1971
1
14,2
АС-150
удовл.
41
45
49
28.
Сусанино-Столбово
1997
1
43,8
АС-120
удовл.
15
19
23
29.
Кр.Поляна-Александрово
1982
1
25,43
АС-120
удовл.
30
34
38
30.
Кр.Поляна-Кадый
1983
1
64,5
АС-150
удовл.
29
33
37
31.
Кр.Поляна-Столбово
1989
1
21,55
АС-120
удовл.
23
27
31
32.
Hерехта-Писцово
1991
1
23,7
АС-120
удовл.
21
25
29
Галичский РЭС
33.
Борок - Буй (т)
1985
1
25,5
АС-120
удовл.
27
31
35
34.
Борок - Буй (с)
1985
1
22,9
АС-120
удовл.
27
31
35
35.
Борок - Галич(т)
1985
1
58,4
АС-120
удовл.
27
31
35
36.
Борок – Новая
1992
1
54,6
АС-120
удовл.
20
24
28
37.
отп. на Орехово
1970
2
2,28
АС-120
удовл.
42
46
50
38.
Галич(р)-Галич(т)
1964
1
3,3
АС-120
удовл.
48
52
56
39.
Галич(p)-Антропово
1964
2
32,9
АС-185
удовл.
48
52
56
40.
Галич(р)-Чухлома
1964
1
61,9
АС-95
удовл.
48
52
56
41.
отп. на Луковцино
1988
1
0,2
АС-120
удовл.
24
28
32
42.
Елегино-Солигалич
1987
1
51,5
АС-120
удовл.
25
29
33
43.
Чухлома-Солигалич
1964
1
43,7
АС-120
удовл.
48
52
56
44.
отп. на Федоровское
1983
1
2,1
АС-120
удовл.
29
33
37
45.
Борок-Западная
1971
1
11,2
АС-150
удовл.
41
45
49
46.
Борок-Елегино
1986
1
50,2
АС-120
удовл.
26
30
34
47.
Буй(с)-Буй(т)
1980
1
6,1
АС-120
удовл.
32
36
40
48.
Западная-Буй(т)
1971
1
4,3
АС-150
удовл.
41
45
49
49.
Галич(р)-Новая
1992
1
7,8
АС-120
удовл.
20
24
28
50.
Буй(т)-Халдеево
1975
1
24,3
АС-120
удовл.
37
41
45
51.
отп. на Лопарево
1979
2
4,7
АС-185
удовл.
33
37
41
Нейский РЭС
52.
Нея – Антропово(т)
1965
1
55,8
АС-185
удовл.
47
51
55
53.
отп. на Николо-Полома
1977
2
4,3
АС-70
удовл.
35
39
43
54.
Нея–Антропово(p)
1965
1
54,5
АС-185
удовл.
47
51
55
55.
Hея-Мантурово
1965
2
53,6
АС-150
удовл.
47
51
55
56.
отп. на Октябрьская
1965
2
2,6
АС-70
удовл.
47
51
55
57.
Hея-Макарьев
1967
1
58,5
АС-70
удовл.
45
49
53
58.
отп. на Дьяконово
1967
1
1,1
АС-70
удовл.
45
49
53
59.
Мантурово-Шарья
1966
2
20,2
АС-150
удовл.
46
50
54
60.
Гусево-Ильинское
1982
1
35,68
АС-120
удовл.
30
34
38
61.
Мантурово-Гусево
1982
1
28
АС-120
удовл.
30
34
38
62.
Мантурово-БХЗ
1973
2
4,3
АС-95
удовл.
39
43
47
63.
Кадый-Макарьев
1984
1
58,5
АС-120
удовл.
28
32
36
64.
Ильинское-Hовинское
1987
1
46,1
АС-120
удовл.
25
29
33
65.
отп. на Яковлево
1966
1
0,7
АС-120
удовл.
46
50
54
Шарьинский РЭС
66.
Звезда – Заря – 1(2)
2006
1
58,347
АС-150
удовл.
6
10
14
67.
Звезда – Мантурово-1(2)
2006
2
4,1
АС-400
удовл.
6
10
14
68.
Шарья(р) - Заря
2006
2
3,5
АС-150
удовл.
6
10
14
69.
Заря – Кроностар – 1(2)
2006
2
0,65
АС-150
удовл.
6
10
14
70.
Заря – Промузел – 1(2)
2006
2
0,68
АС-150
удовл.
6
10
14
71.
Мантурово-Шарья – 1(2)
1966
2
26,1
АС-150
удовл.
46
50
54
72.
отп. на Шекшема
1966
2
0,34
АС-120
удовл.
46
50
54
73.
Шарья (р) – Шарья (т)
1967
1
12,05
АС-150
удовл.
45
49
53
74.
Шарья (р) – Поназырево(т)
1967
1
54,8
АС-150
удовл.
45
49
53
75.
Шарья (т) – Поназырево (т)
1967
1
48,45
АС-150
удовл.
45
49
53
76.
Hикола-Вохма
1968
1
15
АС-120
удовл.
44
48
52
77.
Поназырево-Ацвеж
1968
1
7,5
АС-120
удовл.
44
48
52
78.
Поназырево-Гостовская
1968
1
15
АС-120
удовл.
44
48
52
79.
Поназырево – Hикола
1968
1
61
АС-120
удовл.
44
48
52
80.
отп. на Шортюг
1968
1
1,33
АС-120
удовл.
44
48
52
81.
отп. на Гудково
1968
1
1,31
АС-95
удовл.
44
48
52
82.
Вохма - Павино
1972
1
48,4
АС-95
удовл.
40
44
48
83.
Павино-Пыщуг
1988
1
38,2
АС-120
удовл.
24
28
32
84.
Hовинское-Пыщуг
1991
1
39,1
АС-120
удовл.
21
25
29
85.
Шарья(р)-Рождественское
1976
2
44
АС-120
удовл.
36
40
44
Итого:
1 863,1
_____________
* – протяженность (км) указана в зоне обслуживания Костромской области
Таблица № 50
Перечень ВЛ 35 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние
№ п/п
Наименование
Год ввода
Кол-во
цепей
Про-тяжен-ность, км*
Марка
провода
Техни-ческое состоя-ние
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Костромской РЭС
1.
КПД-Сидоровское
1997
2
11,8
АС-70, АС-50
хорошее
15
19
23
2.
Фармация
1982
1
12,2
АС-120
хорошее
30
34
38
3.
Кузнецово -1
1981
1
11,1
АС-70, АС-120
хорошее
31
35
39
4.
Кузнецово -2
1981
1
11,1
АС-70, АС-120
хорошее
31
35
39
5.
Коркино-1
1970
1
6,1
АС-70
хорошее
42
46
50
6.
Коркино-2
1970
1
6,1
АС-70
хорошее
42
46
50
7.
Сухоногово-Рудино
1973
1
22
АС-50
хорошее
39
43
47
8.
Борщино-1
1979
1
10,4
АС-50, АС-120
хорошее
33
37
41
9.
Борщино-2
1979
1
10,4
АС-50, АС-120
хорошее
33
37
41
10.
Красное-Прискоково
1984
1
16
АС-120, АС-70
хорошее
28
32
36
11.
Чернево-Прискоково
1984
1
13,7
АС-120, АС-95
хорошее
28
32
36
12.
Красная Поляна-Игодово
1983
1
19,22
АС-70
хорошее
29
33
37
13.
Сусанино-Попадьино
1990
1
20,2
АС-70
хорошее
22
26
30
14.
Мисково-Сандогора
1977
1
14,2
АС-70
хорошее
35
39
43
15.
Калинки - Раслово
1983
1
10
АС-50
хорошее
29
33
37
16.
Саметь-2
1973
1
16,7
АС-70
хорошее
39
43
47
17.
Чернево-1
1969
1
46,38
АС-120, АС-95
хорошее
43
47
51
18.
Сусанино-Головинская-1
1969
2
11,2
АС-150
хорошее
43
47
51
19.
Сусанино-Головинская-2
1969
1
11,2
АС-150
хорошее
43
47
51
20.
Сусанино-Андреевская
1977
1
21,5
АС-50
хорошее
35
39
43
21.
Александрово-Островское
1970
1
29,3
АС-50
хорошее
42
46
50
22.
Воронье-1
1969
1
22,46
АС-95
хорошее
43
47
51
23.
Воронье-2
1969
1
22,46
АС-95
хорошее
43
47
51
24.
Игодово-Легитово
1982
1
27,7
АС-70
хорошее
30
34
38
25.
Александрово-Адищево
1982
1
10,7
АС-50
хорошее
30
34
38
26.
Нерехта-Рождественно
1975
1
11,8
АС-50
удовл.
37
41
45
27.
Красная Поляна-Островское
1970
1
13,2
АС-50
хорошее
42
46
50
28.
Чернево-2
1969
1
46,38
АС-120, АС-95
хорошее
43
47
51
29.
Караваево-1
1981
1
11,56
АС-70
хорошее
31
35
39
30.
Караваево-2
1981
1
11,56
АС-70
хорошее
31
35
39
31.
Байдарка -1
1971
1
5,8
АС-150, АС-95
хорошее
41
45
49
32.
Байдарка-2
1971
1
5,8
АС-150, АС-95
хорошее
41
45
49
33.
Саметь-1
1972
1
16,7
АС-70
хорошее
40
44
48
34.
Кузнецово-ЭМЗ
1984
1
21,3
АС-70
хорошее
28
32
36
35.
Никольское-Кузьмищи
1988
1
12,4
АС-70
хорошее
24
28
32
36.
Никольское- Птицефабрика
1973
1
2
АС-50
хорошее
39
43
47
37.
Кострома-2 - Птицефабрика
1972
2
8,8
АС-50
хорошее
40
44
48
38.
Кострома-2-Никольское
1973
2
10,5
АС-95
хорошее
39
43
47
39.
Сущево-Мисково
1976
1
20,8
АС-70
хорошее
36
40
44
40.
Апраксино-Сущево
1962
1
21,4
АС-70
удовл.
50
54
58
41.
Кострома-2-Апраксино
1962
1
15,7
АС-70
хорошее
50
54
58
42.
Мисково-ЭМЗ
1976
1
10,6
АС-70
хорошее
36
40
44
43.
Кузнецово-Сусанино
1982
1
31,5
АС-120
хорошее
30
34
38
44.
Сусанино-Калининская
1982
1
15,6
АС-120
хорошее
30
34
38
45.
Космынино-Рудино
1971
1
25
АС-50
хорошее
41
45
49
46.
ГРЭС-Сидоровское
1983
1
5
АС-70
хорошее
29
33
37
47.
КПД- Владычное
1982
1
9,1
АС-50
хорошее
30
34
38
48.
Ильинское-Сухоногово
1972
1
17,5
АС-70
хорошее
40
44
48
49.
Коркино-Ильинское
1972
1
10,4
АС-70
хорошее
40
44
48
Галичский РЭС
50.
Новая-ПТФ
1993
2
2,8
АС-70
хорошее
19
23
27
51.
Орехово-Левково
1992
1
19,4
АС-70
хорошее
20
24
28
52.
Левково-Березовец
1992
1
10,9
АС-70
хорошее
20
24
28
53.
Галич (р)-Толтуново
1992
1
25,2
АС-50
хорошее
20
24
28
54.
Пронино-Кабаново
1983
1
16,3
АС-70
хорошее
29
33
37
55.
Воронье-Пронино
1980
1
26,8
АС-70
хорошее
32
36
40
56.
Галич (р)-ПТФ
1972
1
9,6
АС-70
хорошее
40
44
48
57.
Толтуново-Березовец
1982
1
24,4
АС-50
хорошее
30
34
38
58.
ПТФ-Пронино
1972
1
27,4
АС-70
удовл.
40
44
48
59.
Черменино-Панкратово
1972
1
10,7
АС-35
хорошее
40
44
48
60.
Судай-Панкратово
1966
1
26,2
АС-35
удовл.
46
50
54
61.
Горбачево-Куземино
1986
1
19,2
АС-50
хорошее
26
30
34
62.
Солигалич-Совега
1985
1
32,9
АС-50
хорошее
27
31
35
63.
Солигалич-Калинино
1976
2
28,1
АС-50
хорошее
36
40
44
64.
Солигалич-Горбачево
1977
1
27,3
АС-50
хорошее
35
39
43
65.
Солигалич-Починок
1964
2
18,5
АС-50
удовл.
48
52
56
66.
Чухлома-Петровское
1978
2
19,7
АС-50
хорошее
34
38
42
67.
Чухлома-Судай
1977
2
19,7
АС-35
удовл.
35
39
43
68.
Дор-Семеновское
1991
1
12,7
АС-35, АС-70
хорошее
21
25
29
69.
Буй(р)-Шушкодом
1962
1
21,6
АС-50
удовл.
50
54
58
70.
Буй (р)-Химик
1972
1
1,7
АС-35, АС-70
удовл.
40
44
48
71.
Химик-Ликурга
1964
1
18,7
АС-35
удовл.
48
52
56
72.
Шушкодом-Дьяконово
1974
1
25,1
АС-50
удовл.
38
42
46
73.
Буй (р)-Дор
1975
1
26,4
АС-50
удовл.
37
41
45
74.
Калинино-Дьяконово
1978
1
41
АС-50
хорошее
34
38
42
Нейский РЭС
75.
Макарьев-1-Тимошино
1992
1
48,9
АС-70
хорошее
20
24
28
76.
Унжа-Сосновка
1985
1
26,1
АС-50
хорошее
27
31
35
77.
Макарьев-2-Унжа
1979
1
19,4
АС-50
хорошее
33
37
41
78.
Макарьев-1-Макарьев-2
1978
1
11,56
АПС-50
хорошее
34
38
42
79.
Макарьев1-Н.Макарово
1970
1
25,4
АС-50
хорошее
42
46
50
80.
Кадый-Якимово
1969
1
27,2
АС-50
хорошее
43
47
51
81.
Макарьев-1-Якимово
1969
1
9,3
АС-50
хорошее
43
47
51
82.
Чернышево-Нежитино
1988
1
27,4
АС-70
хорошее
24
28
32
83.
Н.Макарово-Нежитино
1987
1
27,9
АС-70
хорошее
25
29
33
84.
Кадый-Екатеринкино
1971
1
16,7
АС-50
хорошее
41
45
49
85.
Чернышево-Завражье
1989
1
16,2
АС-70
хорошее
23
27
31
86.
Чернышево-Окулово
1977
1
24,5
АС-50
удовл.
35
39
43
87.
Кадый-Чернышево
1973
1
38,2
АС-50
удовл.
39
43
47
88.
Екатеринкино-Словинка
1971
1
13,3
АС-50
хорошее
41
45
49
89.
Антропово-Слобода
1971
1
9
АС-70
хорошее
41
45
49
90.
Антропово-Палкино
1964
1
17,5
АС-50
удовл.
48
52
56
91.
Палкино-Словинка
1964
1
26,5
АС-50
хорошее
48
52
56
92.
Палкино-Котельниково
1973
1
19
АС-70
хорошее
39
43
47
93.
Котельниково-Легитово
1973
1
9,4
АС-70
хорошее
39
43
47
94.
Парфеньево-Матвеево-1 ц.
1990
1
21,2
АС-70
хорошее
39
43
47
95.
Антропово-Парфеньево-2 ц.
1989
1
40,6
АС-70
хорошее
22
26
30
96.
Антропово-Парфеньево-1 ц.
1965
1
26,7
АС-50
хорошее
23
27
31
97.
Парфеньево-Матвеево-2 ц.
1966
1
21
АС-35
хорошее
47
51
55
98.
Ильинское-Георгиевское
1967
1
30,7
АС-50
хорошее
46
50
54
99.
Георгиевское-Филино
1968
1
18,2
АС-50
удовл.
45
49
53
100.
Овсянниково-Черменино
1968
1
27
АС-50, АС-70
хорошее
44
48
52
101.
Черменино-Панкратово
1971
1
26,6
АС-50
хорошее
44
48
52
102.
Кологрив-Овсянниково
1968
1
27
АС-70
хорошее
41
45
49
103.
Ильинское-Кологрив
1967
1
19,54
АС-95
хорошее
44
48
52
104.
Мантурово-Медведица
1973
1
32,8
АС-35
хорошее
45
49
53
105.
Мантурово-Сосновка
1965
1
32,9
АС-35
хорошее
39
43
47
106.
Мантурово-Фанерный з-д 2ц.
1968
1
5
АС-150
хорошее
47
51
55
107.
Мантурово-Фанерный з-д 1ц.
1968
1
5
АС-150
хорошее
44
48
52
108.
Нея-Кужбал
1967
1
23
АС-50
хорошее
44
48
52
109.
Вожерово-Кологрив
1982
1
27,9
АС-50, АС-70
хорошее
45
49
53
110.
Кужбал-Вожерово
1976
1
25,3
АС-50
хорошее
30
34
38
Шарьинский РЭС
111.
Забегаево-Луптюг
1975
1
12,6
АС-50
хорошее
37
41
45
112.
Вохма-Забегаево
1975
1
13,8
АС-50
хорошее
37
41
45
113.
Рождественское-Одоевское
1989
1
20
АС-50
хорошее
23
27
31
114.
Конево-Одоевское
1989
1
10
АС-50
хорошее
23
27
31
115.
Павино-Леденгск
1965
1
19,2
АС-70
хорошее
47
51
55
116.
Пыщуг-Леденгск
1965
1
19
АС-70
хорошее
47
51
55
117.
Лапшино-Спасс
1970
1
12,4
АС-50
хорошее
42
46
50
118.
Вохма-Лапшино
1970
1
17
АС-70
хорошее
42
46
50
119.
Катунино-Ветлуга
1987
1
22
АС-70
хорошее
25
29
33
120.
Павино-Хорошая
1973
1
27,5
АС-50
хорошее
39
43
47
121.
Хорошая-Заветлужье
1973
1
11,9
АС-50
хорошее
39
43
47
122.
Шарья-Кривячка
1963
1
39,3
АС-70
хорошее
49
53
57
123.
Боговарово-Соловецкое
1973
1
19,8
АС-50
хорошее
39
43
47
124.
Вохма-Боговорово 1
1968
1
17
АС-50
хорошее
44
48
52
125.
Спасс-Талица
1972
1
27,5
АС-35
хорошее
40
44
48
126.
Шарья-Н-Шанга
1977
1
9,7
АС-50
хорошее
35
39
43
127.
Н-Шанга-Головино
1979
1
23,3
АС-50
хорошее
33
37
41
128.
Рождественское-Катунино
1980
1
17,9
АС-70
хорошее
32
36
40
129.
Пыщуг-Кривячка
1963
1
31,5
АС-70
хорошее
49
53
57
130.
Рождественское-Конево
1970
1
22,6
АС-50
хорошее
42
46
50
131.
Шарья-Рождественское
1969
1
30
АС-50
хорошее
43
47
51
132.
Заветлужье-Головино
1984
1
35,6
АС-70
хорошее
28
32
36
133.
Боговарово-Ильинское
1983
1
24,3
АС-50
хорошее
29
33
37
134.
Шарья-Центральная 1
1984
1
2,6
АС-95
хорошее
28
32
36
135.
Шарья-Центральная 2
1984
1
2,6
АС-95
хорошее
28
32
36
136.
Вохма-Боговорово 2
1986
1
17
АС-50
хорошее
26
30
34
Итого:
2 628,5
По техническому состоянию каждой ВЛ проводится комплексная качественная оценка ЛЭП. 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 (далее – ПС) напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах № 51 – 54.
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 февраля 2002 года № 16-00-14/75 рассматриваемый показатель определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 1 января 2002 года № 1 «О классификации основных средств, включаемых в амортизированные группы», в соответствии с которым для начисления амортизации установлен максимальный срок службы ЛЭП на металлических и ж/б опорах – 15 лет, ПС – 20 лет.
Таблица № 51
Перечень ПС напряжением 220 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные
Наименование
Класс напряжения, кВ
Год ввода
Количество и мощность трансформаторов (шунтирующих реакторов)
Мощность ПС
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
ПС 500 кВ
«Звезда»
500/110/10
2006
3х135; 6х60
405 МВА
360 Мвар
6
10
14
«Костромская АЭС»
500
1986
3х60
180 Мвар
26
30
34
«Костромская ГРЭС»
500
1972
4х400
4801 МВА
40
44
48
1972
3х267
40
44
48
1977
3х533
35
39
43
1993
3х267
19
23
27
ПС 220 кВ
«Мотордеталь»
220/110/10
1972
2х125; 1х25; 1х40
315 МВА
40
44
48
«Мантурово»
220/110/35/27,5/10
1965
1х125; 2х40; 1х15
220 МВА
47
51
55
«Кострома-2»
220/110/35/6
1961
1х125; 1х90; 2х20
255 МВА
51
55
59
«Галич»
220/110/35/10
1965
2х125; 1х10
260 МВА
47
51
55
«Борок»
220/110/10
1987
2х125
250 МВА
25
29
33
«Костромская ГРЭС»
220
1970
4х400; 2х32; 1х63
1 727 МВА
42
46
50
Таблица № 52
Перечень ПС напряжением 110 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние
№
п/п
Наименование
Класс
напряжения,
кВ
Год вво-да
Коли-чество трансфор-маторов и мощность, ед.хМВА
Мощ-ность ПС, МВА
Заг-руз-ка, %
Техничес-кое состояние
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Центральный РЭС
1.
Александрово
110/35/10
1981
2х6,3
12,6
31,7
удовл.
31
35
39
2.
Аэропорт
110/35/6
1993
2х16
32
18,5
удовл.
19
23
27
3.
Василево
110/35/10
1979
2х10
20
10,7
удовл.
33
37
41
4.
Восточная-2
110/35/10
1977
2х25
50
46,1
удовл.
35
39
43
5.
Давыдовская
110/10
2009
2х25
50
17,8
удовл.
3
7
11
6.
СУ ГРЭС
110/35/6
1978
1х16; 1х10
26
25,7
удовл.
34
38
42
7.
Григорцево
110/10
1987
1х2,5
2,5
11,6
удовл.
25
29
33
8.
Калинки
110/35/10/6
1962
2х10; 1х1,6
21,6
28,3
удовл.
50
54
58
9.
Клементьево
110/10
1980
1х6,3
6,3
10,8
удовл.
32
36
40
10.
Кострома-1
110/6
1951
2х10
20
51,9
удовл.
61
65
69
11.
Кострома-3
110/35/6
1963
1х16; 1х10
26
44,2
удовл.
49
53
57
12.
КПД
110/35/10
2013
2х25
50
23,6
хорошее
3
7
13.
Кр. Поляна
110/35/10
1972
2х10
20
21,5
удовл.
40
44
48
14.
Красное
110/35/10
1982
2х16
32
38,8
удовл.
30
34
38
15.
Нерехта-1
110/35/10/6
1940
2х25; 2х16
82
29,6
удовл.
72
76
80
16.
Нерехта-2
110/10/6
1973
1х10;1х16
26
4,9
удовл.
39
43
47
17.
Строммашина
110/6
1974
2х40
80
17,3
удовл.
38
42
46
18.
Северная
110/6
1970
1х25; 1х20
45
42,8
удовл.
42
46
50
19.
Столбово
110/10
1990
1х10
10
4,4
удовл.
22
26
30
20.
Судиславль
110/10
1972
2х10
20
40,7
удовл.
40
44
48
21.
Сусанино
110/35/10
1987
2х10
20
19,7
удовл.
25
29
33
22.
Центральная
110/10/6
1989
2х25
50
32,9
удовл.
23
27
31
23.
Южная
110/35/10
1986
2х25
50
28,0
удовл.
26
30
34
24.
Восточная-1
110/6
2011
2х25
50
44,7
хорошее
1
5
9
Галичский РЭС
25.
Буй районная
110/35/10
1963
1х10; 1х4
14
13,4
удовл.
49
53
57
26.
Буй сельская
110/10
1980
2х6,3
12,6
49,6
удовл.
32
36
40
27.
Елегино
110/10
1985
1х2,5
2,5
8,4
удовл.
27
31
35
28.
Западная
110/10
1992
2х10
20
29,2
удовл.
20
24
28
29.
Лопарево
110/10
1979
2х2,5
5
12,2
удовл.
33
37
41
30.
Луковцино
110/10
1988
1х2,5
2,5
7,6
удовл.
24
28
32
31.
Новая
110/35/10
1993
2х6,3
12,6
23,3
хорошее
19
23
27
32.
Орехово
110/35/10
1965
2х6,3
12,6
10,8
удовл.
47
51
55
33.
Солигалич
110/35/10
1986
2х10
20
28,7
удовл.
26
30
34
34.
Федоровское
110/10
1983
1х2,5
2,5
6,0
удовл.
29
33
37
35.
Чухлома
110/35/10
1965
2х6,3
12,6
31,5
удовл.
47
51
55
Нейский РЭС
36.
Антропово
110/35/10
1965
1х16;1х6,3
22,3
29,1
удовл.
47
51
55
37.
БХЗ
110/6/10
1971
2х25
50
5,2
удовл.
41
45
49
38.
Гусево
110/10
1981
1х2,5
2,5
11,6
удовл.
31
35
39
39.
Дьяконово
110/10
1977
1х2,5
2,5
11,2
удовл.
35
39
43
40.
Ильинское
110/35/10
1990
2х10
20
26,8
удовл.
22
26
30
41.
Кадый
110/35/10
1983
2х10
20
19,4
удовл.
29
33
37
42.
Макарьев-1
110/35/10
1967
2х10
20
37,7
удовл.
45
49
53
43.
Нея
110/35/27,5/10
1966
2х40;1х6,3
86,3
18,6
удовл.
46
50
54
44.
Новинское
110/10
1988
1х2,5
2,5
2,0
удовл.
24
28
32
45.
Н-Полома
110/10
1976
1х2,5
2,5
41,6
удовл.
36
40
44
46.
Октябрьская
110/10
1978
1х2,5
2,5
36,4
удовл.
34
38
42
47.
Яковлево
110/35/10
1965
1х10
10
0,9
удовл.
47
51
55
Шарьинский РЭС
48.
Вохма
110/35/10
1968
1х16;1х6,3
22,3
25,2
удовл.
44
48
52
49.
Гудково
110/10
1987
1х2,5
2,5
2,4
удовл.
25
29
33
50.
Никола
110/35/10
1991
1х6,3
6,3
8,3
удовл.
21
25
29
51.
Павино
110/35/10
1975
1х10;1х6,3
16,3
15,7
удовл.
37
41
45
52.
Промузел
110/6/6
1976
2х25
50
11,4
удовл.
36
40
44
53.
Пыщуг
110/35/10
1989
2х6,3
12,6
19,2
удовл.
23
27
31
54.
Рождественс-кое
110/35/10
1986
1х10; 1х4
14
12,6
хорошее
26
30
34
55.
Шарья (р)
110/35/6
1966
1х25; 1х20
45
42,3
удовл.
46
50
54
56.
Шекшема
110/10
1976
1х6,3
6,3
9,2
удовл.
36
40
44
57.
Шортюг
110/10
1968
1х6,3
6,3
8,3
удовл.
44
48
52
58.
Якшанга
110/10
1974
1х6,3
6,3
22,4
удовл.
38
42
46
Итого
1 347,9
Таблица № 53
Перечень ПС напряжением 35 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние
№
п/п
Наименование
Класс
напря-жения,
кВ
Год ввода
Количество трансформа-торов и мощность, ед.хМВА
Мощ-ность ПС, МВА
Техни-ческое состоя-ние
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Галичский РЭС
1.
ПС Степаново
35/10
1989
1х4
4
удовл.
23
27
31
2.
ПС Пронино
35/10
1973
1х2,5; 1х4
6,5
удовл.
39
43
47
3.
ПС Горбачево
35/10
1977
1х1
1
удовл.
35
39
43
4.
ПС Калинино
35/10
1976
1х1
1
удовл.
36
40
44
5.
ПС Судай
35/10
1965
2х1,6
3,2
удовл.
47
51
55
6.
ПС Совега
35/10
1984
1х1
1
удовл.
28
32
36
7.
ПС Починок
35/10
1965
1х4
4
удовл.
47
51
55
8.
ПС Петровское
35/10
1978
1х1,6
1,6
удовл.
34
38
42
9.
ПС Панкратово
35/10
1965
1х1
1
удовл.
47
51
55
10.
ПС Куземино
35/10
1986
1х1,6
1,6
удовл.
26
30
34
11.
ПС Толтуново
35/10
1982
2х2,5
5
удовл.
30
34
38
12.
ПС Кабаново
35/10
1983
2х2,5
5
удовл.
29
33
37
13.
ПС Березовец
35/10
1975
1х2,5
2,5
удовл.
37
41
45
14.
ПС Дьяконово
35/10
1974
2х1
2
удовл.
38
42
46
15.
ПС Дор
35/10
1975
2х1,6
3,2
удовл.
37
41
45
16.
ПС Шушкодом
35/10
1964
2х1
2
удовл.
48
52
56
17.
ПС Галичская ПТФ
35/10
1977
2х4
8
удовл.
35
39
43
18.
ПС Левково
35/10
1992
1х1,6
1,6
удовл.
20
24
28
19.
ПС Кренево
35/10
1989
1х2,5
2,5
удовл.
23
27
31
20.
ПС Семеновское
35/10
1991
1х1,6
1,6
удовл.
21
25
29
21.
ПС Химик
35/10
2003
1х3,2
3,2
удовл.
9
13
17
22.
ПС Ликурга
35/10
1963
1х1,8; 1х1,6
3,4
удовл.
49
53
57
Костромской РЭС
23.
ПС Андреевское
35/10
1979
1х1,6
1,6
удовл.
33
37
41
24.
ПС Попадьино
35/10
1990
1х1,6
1,6
удовл.
22
26
30
25.
ПС Стоянково
35/10
1977
1х1,6
1,6
удовл.
35
39
43
26.
ПС Раслово
35/10
1983
1х2,5
2,5
удовл.
29
33
37
27.
ПС Новинки
35/10
1957
1х1,8
1,8
удовл.
55
59
63
28.
ПС Адищево
35/10
1967
1х4
4
удовл.
45
49
53
29.
ПС Сандогора
35/6
1977
1х1
1
удовл.
35
39
43
30.
ПС Гридино
35/10
1995
1х1,8
1,8
удовл.
17
21
25
31.
ПС Прискоково
35/10
1964
1х2,5
2,5
удовл.
48
52
56
32.
ПС Рудино
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
43
47
33.
ПС Чапаево
35/10
1976
2х2,5
5
удовл.
36
40
44
34.
ПС Калининская
35/10
1982
2х2,5
5
удовл.
30
34
38
35.
ПС Сущево
35/10
1972
2х4
8
удовл.
40
44
48
36.
ПС Минское
35/10
1981
2х2,5
5
удовл.
31
35
39
37.
ПС Борщино
35/10
1979
2х4
8
удовл.
33
37
41
38.
ПС Исаево
35/10
1973
2х4
8
удовл.
39
43
47
39.
ПС Островское
35/10
2008
2х2,5
5
удовл.
4
8
12
40.
ПС Игодово
35/10
1989
2х1,6
3,2
удовл.
23
27
31
41.
ПС Апраксино
35/10
1985
2х2,5
5
удовл.
27
31
35
42.
ПС Ильинское ЦСП
35/10
1985
2х2,5
5
удовл.
27
31
35
43.
ПС Сухоногово
35/10
1971
1х4; 1х3,2
7,2
удовл.
41
45
49
44.
ПС Владычное
35/10
1982
2х1,6
3,2
удовл.
30
34
38
45.
ПС Клеванцово
35/10
1974
2х1,6
3,2
удовл.
38
42
46
46.
ПС Саметь
35/6
1973
1х4; 1х1,6
5,6
удовл.
39
43
47
47.
ПС Байдарка
35/6
1970
2х6,3
12,6
удовл.
42
46
50
48.
ПС Коркино
35/10
1972
2х2,5
5
удовл.
40
44
48
49.
ПС Мисково
35/6
2008
2х1,8
3,6
удовл.
4
8
12
50.
ПС Кузьмищи
35/10
1988
2х1,6
3,2
удовл.
24
28
32
51.
ПС Кузнецово
35/10
1961
2х2,5
5
удовл.
51
55
59
52.
ПС Горьковская
35/10
1986
2х1,6
3,2
удовл.
26
30
34
53.
ПС Никольское
35/6
1972
2х4
8
удовл.
40
44
48
54.
ПС ЭМЗ
35/6
1964
1х1,6; 1х1
2,6
удовл.
48
52
56
55.
ПС Караваево
35/10
1962
2х6,3
12,6
удовл.
50
54
58
56.
ПС Волжская
35/6
1981
2х4
8
удовл.
31
35
39
57.
ПС Сидоровская
35/6
1982
1х4; 1х2,5
6,5
удовл.
30
34
38
58.
ПС Воронье
35/10
1969
2х1,8
3,6
удовл.
43
47
51
59.
ПС Татарское
35/10
1985
2х1,6
3,2
удовл.
27
31
35
60.
ПС Чернево
35/10
1968
2х1,8
3,6
удовл.
44
48
52
Нейский РЭС
61.
ПС Горчуха
35/10
1972
2х2,5
5
удовл.
40
44
48
62.
ПС Окулово
35/10
1977
1х1,6
1,6
удовл.
35
39
43
63.
ПС Завражье
35/10
1989
1х1,6
1,6
удовл.
23
27
31
64.
ПС Чернышево
35/10
1973
1х4
4
удовл.
39
43
47
65.
ПС Екатеринкино
35/10
1991
2х1,6
3,2
удовл.
21
25
29
66.
ПС Унжа
35/10
1978
1х1; 1х1,6
2,6
удовл.
34
38
42
67.
ПС Нежитино
35/10
1987
1х1
1
удовл.
25
29
33
68.
ПС Николо-Макарово
35/10
1969
1х1,6
1,6
удовл.
43
47
51
69.
ПС Тимошино
35/10
1967
2х1
2
удовл.
45
49
53
70.
ПС Якимово
35/10
1987
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
25
29
33
71.
ПС Макарьев-2
35/10
1978
2х4
8
удовл.
34
38
42
72.
ПС Филино
35/10
1968
1х1,6
1,6
удовл.
44
48
52
73.
ПС Георгиевское
35/10
2008
2х2,5
5
удовл.
4
8
12
74.
ПС Овсянниково
35/10
1990
2х1,6
3,2
удовл.
22
26
30
75.
ПС Черменино
35/10
1967
1х1,6
1,6
удовл.
45
49
53
76.
ПС Кологрив
35/10
1965
2х4
8
удовл.
47
51
55
77.
ПС Медведица
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
43
47
78.
ПС Сосновка
35/10
1966
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
46
50
54
79.
ПС Слобода
35/10
1976
1х2,5
2,5
удовл.
36
40
44
80.
ПС Кужбал
35/10
1967
1х2,5
2,5
удовл.
45
49
53
81.
ПС Вожерово
35/10
1992
2х1,6
3,2
удовл.
20
24
28
82.
ПС Парфеньево
35/10
1991
2х4
8
удовл.
21
25
29
83.
ПС Матвеево
35/10
1967
1х1,8; 1х4
5,8
удовл.
45
49
53
84.
ПС Легитово
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
43
47
85.
ПС Котельниково
35/10
2008
1х1
1
удовл.
4
8
12
86.
ПС Палкино
35/10
1966
1х2,5; 1х4
6,5
удовл.
46
50
54
87.
ПС Словинка
35/10
2008
2х1,6
3,2
удовл.
4
8
12
Шарьинский РЭС
88.
ПС Пищевка
35/10
1989
1х1
1
удовл.
23
27
31
89.
ПС Хорошая
35/10
1974
1х2,5
2,5
удовл.
38
42
46
90.
ПС Головино
35/10
1980
1х1
1
удовл.
32
36
40
91.
ПС Одоевское
35/10
1989
2х1,6
3,2
удовл.
23
27
31
92.
ПС Леденгск
35/10
1979
1х4; 1х1,6
5,6
удовл.
33
37
41
93.
ПС Лапшино
35/10
1986
2х2,5
5
удовл.
26
30
34
94.
ПС Спасс
35/10
1970
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
42
46
50
95.
ПС Талица
35/10
1973
1х1,6
1,6
удовл.
39
43
47
96.
ПС Центральная
35/6
1984
2х10
20
удовл.
28
32
36
97..
ПС Соловецкое
35/10
1974
1х1,6
1,6
удовл.
38
42
46
98.
ПС Ильинское ШСП
35/10
1983
1х1,6
1,6
удовл.
29
33
37
99.
ПС Заветлужье
35/10
1974
1х1,6
1,6
удовл.
38
42
46
100.
ПС Забегаево
35/10
1988
1х1,6
1,6
удовл.
24
28
32
101.
ПС Луптюг
35/10
1975
1х2,5
2,5
удовл.
37
41
45
102.
ПС Боговарово
35/10
1981
1х4; 1х2,5
6,5
удовл.
31
35
39
103.
ПС Конево
35/10
1965
1х1,6
1,6
удовл.
47
51
55
104.
ПС Катунино
35/10
1981
1х2,5
2,5
удовл.
31
35
39
105.
ПС Кривячка
35/10
1963
1х1; 1х1,6
2,6
удовл.
49
53
57
106.
ПС Николо-Шанга
35/10
1977
2х1,6
3,2
удовл.
35
39
43
Таблица № 54
Перечень тяговых подстанций напряжением 110 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние
№
п/п
Наименование
Класс напряжения, кВ
Год ввода
Количество трансфор-маторов и их мощность, ед.хМВА
Мощ-ность ПС, МВА
Техничес-кое состояние
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
1.
Космынино
110/35/10
1983
2х16
32
удовл.
29
33
37
2.
Буй
110/27,5/10
1968
2х40
80
удовл.
44
48
52
3.
Галич
110/27,5/10
1969
2х40
80
удовл.
43
47
51
4.
Антропово
110/27,5/10
1965
2х40
80
удовл.
47
51
55
5.
Шарья
110/27,5/6
1969
2х40
80
удовл.
43
47
51
6.
Поназырево
110/27,5/10
1969
2х40
80
удовл.
43
47
51
Итого
432
В таблицах № 55 – 58 представлены возрастные характеристики ЛЭП и оборудования ПС.
Как видно из таблицы № 55 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 2020 году протяженность таких линий составит порядка 40%.
Таблица № 55
Срок эксплуатации существующих ВЛ напряжением 110 кВ
по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы
Срок
эксплуатации
На 2012 год
На 2016 год
На 2020 год
длина,
км
в % к общей длине
длина,
км
в % к общей длине
длина,
км
в % к общей длине
1
2
3
4
5
6
7
до 30 лет
702,5
38,1
463,8
24,9
306,2
16,4
30 лет и выше
1141,0
61,8
1399,3
75,1
1556,9
83,6
в том числе:
30 – 40 лет
283,0
15,3
409,9
22,0
533,8
28,7
40 – 50 лет
732,6
39,7
534,7
28,6
286,4
15,4
50 – 60 лет
103,0
5,5
435,3
23,3
656,4
35,2
60 лет и выше
22,4
1,2
22,4
1,2
80,3
4,3
Таблица № 56
Срок эксплуатации существующих напряжением ВЛ 220 кВ и выше
по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы
Срок
эксплуатации
На 2012 год
На 2016 год
На 2020 год
длина,
км
в % к общей длине
длина,
км
в % к общей длине
длина,
км
в % к общей длине
до 30 лет
530,3
46,1
318,5
27,7
158,1
13,7
30 лет и выше
621,1
53,9
832,9
72,3
993,3
86,3
в том числе:
30 – 40 лет
445,9
38,7
412,4
35,8
565,7
49,1
40 – 50 лет
175,2
15,2
420,5
36,5
341,0
29,6
50 – 60 лет
0
0
86,6
7,6
Таблица № 57
Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ
по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы
Срок службы трансформаторов
На 2012 год
На 2016 год
На 2020 год
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
Менее 16 лет
100,0
5,7
150,0
8,5
150,0
8,5
16 – 25 лет
168,5
9,6
64,6
3,6
0
-
Более 25 лет
1 483,0
84,7
1 554,9
87,9
1 619,5
91,5
Как видно из таблицы № 57 на 2012 год порядка 85% установленной трансформаторной мощности на ПС c напряжением 110 кВ имеют срок службы 25 и более лет, а уже на 2020 год порядка 92%.
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.
Таблица № 58
Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ и выше по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы
Срок службы трансформаторов
На 2012 год
На 2016 год
На 2020 год
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
Менее 16 лет
765,0
8,7
765,0
8,7
765,0
8,7
16 – 25 лет
801,0
9,1
801,0
9,1
0
-
Более 25 лет
7 207,0
82,2
7 207,0
82,2
8 008,0
91,3
Для решения обозначенных проблем с целью определения необходимых объемов техперевооружения и реконструкции рекомендуется проведение комплексного технического аудита и диагностики технического состояния распределительных сетевых объектов.
Техническое состояние сети 110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80% подстанций и около 7% линий отработали нормативный срок службы.
Основные сведения о генерирующих компаниях, действующих на территории Костромской области, приведены в главе 8.
Характеристика генераторов, установленных на Костромской ГРЭС, представлена в таблице № 59.
В таблице № 60 приведены параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома.
Таблица № 59
Параметры генераторов Костромской ГРЭС
Ст. №
Тип генератора
Год ввода
Sном, МВА
Рном, МВт
cos
Uном, кВ
Qmax**, МВар
Qmin **,
МВар
ТГ-1
ТВВ-320-2
1969
353
300
0,85
20
180
-80
ТГ-2
ТВВ-350-2У3
1969/1995*
411,77
350
0,85
20
220
-120
ТГ-3
ТВВ-320-2
1970
353
300
0,85
20
180
-80
ТГ-4
ТВВ-350-2У3
1970/2006*
411,77
350
0,85
20
235
-100
ТГ-5
ТВВ-320-2У3
1971/2007*
353
300
0,85
20
180
-80
ТГ-6
ТВВ-320-2
1972
353
300
0,85
20
180
0
ТГ-7
ТВВ-320-2
1972
353
300
0,85
20
180
0
ТГ-8
ТВВ-320-2
1973
353
300
0,85
20
180
0
ТГ-9
ТВВ-1200-2УЗ
1980/1991*
1330
1200
0,9
24
580
100
___________________
* Дата ввода генератора в эксплуатацию после реконструкции.
** Значения Qmax и Qmin при номинальной активной мощности генератора (300 МВт для ТГ-1-8 и 1200 МВт для ТГ-9) в соответствии с утвержденным 31.10.2014 филиалом ОАО «СО ЕЭС» Костромское РДУ «Положением по управлению режимами работы энергосистем в операционной зоне филиала ОАО «СО ЕЭС» Костромское РДУ».
Таблица № 60
Параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома и МУП «Шарьинская ТЭЦ»
№ п/п
Станция
Ст. №
Тип генера-тора
Год вво-да
n,
об/мин
Sном,
МВА
Рном,
МВт
Qмин,
МВАр
Qмакс,
МВАр
Uном,
кВ
Cosφ
1.
Костромская ТЭЦ-1
2
Т2-12-2
1976
3 000
15
12 (9)
0
9,64
6,3
0,8
2.
Костромская ТЭЦ-1
4
Т2-6-2
1958
3 000
7,5
6
0
4,5
6,3
0,8
3.
Костромская ТЭЦ-1
5
Т2-12-2
1965
3 000
15
12 (9)
0
9,64
6,3
0,8
4.
Костромская ТЭЦ-1
6
Т2-12-2
1966
3 000
15
12 (9)
0
9,64
6,3
0,8
5.
Костромская ТЭЦ-2
ТГ-1
ТВФ-63-2
1974
3 000
78,75
63 (60)
-13
48
6,3
0,8
6.
Костромская ТЭЦ-2
ТГ-2
ТВФ-120-2
1976
3 000
125
100 (110)
-25
74
10,5
0,8
7.
Шарьинская ТЭЦ
ТГ №1
Т2-6-2
1965
3 000
7,5
6 (3)
0
5,35
6,3
0,8
8.
Шарьинская ТЭЦ
ТГ №2
Т2-6-2
1966
3 000
7,5
6
0
4,5
6,3
0,8
9.
Шарьинская ТЭЦ
ТГ №3
Т-12-2
1979
3 000
15
12
0
9
6,3
0,8
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 учета электроэнергии.
В таблицах № 61 и 62 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годы.
Таблица № 61
Потери мощности в сетях 110 кВ и выше
Год
Напряжение, кВ
Нагрузка энергосис-темы, 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
Электропотреб-ление 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
3 782,12
71,780
1,89
113,22
2,99
185
4,89
2008
3 790,514
65,96
1,74
105,23
2,78
171,19
4,51
2009
3 558,905
59,06
1,66
92,61
2,6
151,67
4,26
2010
3 681,486
69,55
1,89
107,64
2,92
177,19
4,81
2011
3 611,475
68,77
1,9
112,38
3,11
181,15
5,02
В таблице № 63 представлена структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам.
Таблица № 63
Структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам
Составляющие технических потерь
Потери мощности, МВт
Галичский участок
Нагрузочные потери:
в трансформаторах 110 кВ
в ВЛ 110 кВ
1,18
0,43
Потери ХХ в трансформаторах
0,51
Всего
2,12
Костромской участок
Нагрузочные потери:
в трансформаторах 110 кВ
в ВЛ 110 кВ
4,06
4,45
Потери ХХ в трансформаторах
1,43
Всего
9,94
Нейский участок
Нагрузочные потери:
в трансформаторах 110 кВ
в ВЛ 110 кВ
1,63
0,9
Потери ХХ в трансформаторах
0,61
Всего
3,14
Шарьинский участок
Нагрузочные потери:
в трансформаторах 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
Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше составили порядка 181 млн. Вт. 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 регулирования под нагрузкой (далее – РПН) и т.п. Есть в энергосистеме также ЛЭП 110 кВ, которые по своему техническому состоянию малопригодны для дальнейшей эксплуатации. Характеристика «узких мест» схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Костромской области приведена в таблице № 64.
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 2020 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.
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
Шекшема, Октябрьская
2
ПС с трансформаторами без РПН
Кострома-3, Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово (р.), Павино, Шортюг, Якшанга
8
ПС на ОД и КЗ
Новинское, Шекшема, Ильинское, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья (т.), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т.), Василёво, Южная, Красное, Дьяконово, Николо-Полома, Мантуровский БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная, Сусанино, Столбово, Октябрьская, Антропов (т), Лопарево
34
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 трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной – не более пяти;
2) применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций.
Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.
Так, например, при ремонте ВЛ 110 кВ Вохма – Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево – Никола потребители ПС 110 кВ (ПС 110 кВ Вохма, ПС 110 кВ Никола, ПС 110 кВ Шортюг, ПС 110 кВ Гудково) остаются без питания.
Аналогично при ремонте ВЛ 110 кВ Борок – Елегино и отключении ВЛ 110 кВ Галич (р) – Чухлома потребители ПС 110 кВ Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино остаются без питания.
Основным питающим центром Костромской энергосистемы является Костромская ГРЭС, обеспечивающая электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
Передача мощности в район города Костромы осуществляется по трем ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи и по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Кострома. Собственная генерация района составляет приблизительно 200 МВт в зимний период и 65 МВт в летний период и обеспечивается за счет генерации Костромской ТЭЦ-1 и Костромской ТЭЦ-2. Приблизительно 50% мощности, передаваемой по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи, является транзитной в Ярославскую энергосистему и играет существенную роль в балансе.
Электроснабжение потребителей северо-западной части Костромской энергосистемы осуществляется от Костромской ГРЭС по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи, Костромская ГРЭС – Кострома, Мотордеталь – Борок, Кострома-2 – Галич (р).
Электроснабжение потребителей северо-восточной части осуществляется от ПС 500 кВ Звезда по ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Звезда и Звезда – Вятка и в ремонтных режимах в сети 500 кВ от ПС 220 кВ Мантурово по ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово.
В нормальном режиме пропускной способности сетей 110 кВ и выше достаточно для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах.
Костромская энергосистема является транзитной. Транзитные перетоки оказывают влияние на режимы работы оборудования энергосистемы.
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.
Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская I и II цепь, имеющим 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 кампании. Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в подобных режимах применяются схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в делении сети в определенных точках (что приводит к снижению надежности схемы в целом), устройства противоаварийной автоматики, а в отдельных случаях 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 110 кВ КПД и СУ ГРЭС, питание которых осуществляется от Ивановской энергосистемы;
4) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Шарья (т), Поназырево (т), РП Заря, Промузел, Кроностар.
Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Северная, Кострома-1, Кострома-3, 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, Костромской ТЭЦ-2 и Шарьинской ТЭЦ;
2) регулирования РПН автотрансформаторов ПС 220 кВ Мотордеталь, Кострома-2, Борок, Галич, Мантурово, ПС 500 кВ Звезда;
3) батарей статических конденсаторов 110 кВ (БСК) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Шарья (р) и Поназырево (т);
4) работы устройств автоматического ограничения снижения напряжения на ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Промузел, Кроностар.
На текущий момент источников реактивной мощности Костромской энергосистемы достаточно для качественного регулирования напряжения во всех режимах работы энергосистемы.
С целью анализа режимной ситуации, которая сложилась в дни контрольных замеров 17 декабря и 18 июня 2014 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
17.12.2014 г.
18-00
17.12.2014 г.
04-00
18.06.2014 г.
22-00
18.06.2014 г.
04-00
Потребление, МВт
556
398
403
271
Генерация, МВт
3 161
1 680
2 122
923
Как уже отмечалось выше, Костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2600 МВт в зимний период и 1700 МВт в летний период. 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 86% от выработки Костромской ГРЭС, а летом – 80%.
1
Таблица № 66
Мощность, передаваемая в смежные энергосистемы
Смежная энергосистема
Наименование ЛЭП
Сечение
Длительно-допустимая мощность, МВт
Дата и время замера
17.12.2014 г. 18-00
17.12.2014 г. 04-00
18.06.2014 г. 22-00
18.06.2014 г. 04-00
МВт
%
МВт
%
МВт
%
МВт
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кировская энергосистема
ВЛ 500 кВ Звезда-Вятка
3хАС-330
1788 при t=+25°C 2307 при t=-5°C
-297
-13
-504
-22
-38
-2
-144
-8
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
216
8
-97
-4
-45
-2
-126
-6
Владимирская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская
3хАС-400
2055 при t=+25°C 2652 при t=-5°C
-408
-15
217
8
-63
-3
407
20
Вологодская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Вологодская
3хАС-400
2055 при t=+25°C 2652 при t=-5°C
69
3
443
17
-221
-11
-14
-1
ВЛ 110 кВ Никольск – Павино
АС-95
59,3 при t=+25°C 76,5 при t=-5°C
отключена
-5
-8
12
20
ВЛ 110 кВ Буй(т) – Вохтога(т)
АС-150
80,9 при t=+25°C 104,4 при t=-5°C
-7
-7
13
12
отключена
Нижегородская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч
3хАСО-400
2055 при t=+25°C 2652 при t=-5°C
-1065
-40
-886
-33
-561
-27
436
21
ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
-60
-19
-38
-12
-29
-12
-21
-8
Ивановская энергосистема
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-1
АС-400
301 при t=+25°C 388 при t=-5°C
-149
-38
-69
-18
-115
-38
-48
-16
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-2
АС-400
301 при t=+25°C 388 при t=-5°C
-166
-43
-78
-20
-114
-38
-48
-16
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-1
АС-400
301 при t=+25°C 388 при t=-5°C
-173
-45
-70
-18
-180
-60
-66
-22
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-2
АС-400
301 при t=+25°C 388 при t=-5°C
-189
-49
-78
-20
отключена
ВЛ 110 кВ Заволжск – Александрово
АС-120
68,7 при t=+25°C 88,6 при t=-5°C
-3
-3
2
2
4
6
4
6
ВЛ 110 кВ Фурманов – Клементьево
АС-120
68,7 при t=+25°C 88,6 при t=-5°C
-7
-8
-5
-6
отключена
ВЛ 110 кВ Писцово – Нерехта-1
АС-120
68,7 при t=+25°C 88,6 при t=-5°C
5
6
5
6
14
20
14
20
Ярославская
энергосистема
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославская
АС-500
342 при t=+25°C 441 при t=-5°C
-178
-40
-69
-16
-186
-54
-90
-26
ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
-126
-39
-49
-15
-132
-53
-70
-28
ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй(т)
АС-120
68,7 при t=+25°C 88,6 при t=-5°C
-14
-16
1
1
-11
-16
-5
-7
ВЛ 110 кВ Нерехта-1
АС-120
68,7 при t=+25°C 88,6 при t=-5°C
-33
-37
-15
-17
-23
-33
-14
-20
ВЛ 110 кВ Нерехта-2
АС-150
80,9 при t=+25°C 104,4 при t=-5°C
-32
-31
-13
-12
-24
-30
-14
-17
Итого получение/передача мощности в соседние энергосистемы
285/ -2902
681/
-1971
18/ -1747
873/ -660
_______________
Знак «минус» означает передачу активной мощности в смежную энергосистему.
1
Анализ режимной ситуации, сложившейся на день контрольного замера в 2014 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
№ п/п
Наименование
Установ-ленная мощность, МВА
Дата и время замера
17.12.2014 г. 18-00
17.12.2014 г. 04-00
18.06.2014 г. 22-00
18.06.2014 г. 04-00
МВА
%
МВА
%
МВА
%
МВА
%
1.
Костромская ГРЭС
АТ-2 3х267
150
18
132
16
110
14
127
16
АТ-4 3х267
274
33
173
21
154
19
175
21
2.
ПС 500/110/10 кВ Звезда
АТ-1 3х135
156
42
90
24
135
36
71
19
3.
ПС 220/110/10 кВ Мантурово
АТ-1 125
63
52
38
31
30
24
22
18
4.
ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь
АТ-1 125
51
40
25
20
70
55
37
29
АТ-2 125
49
38
25
20
отключен
5.
ПС 220/110/10 кВ Борок
АТ-1 125
26
21
15
12
26
20
17
13
АТ-2 125
25
20
15
12
25
20
17
13
6.
ПС 220/110/10 кВ Галич
АТ-1 125
44
34
35
27
отключен
АТ-2 125
21
16
55
17
27
11
19
15
7.
ПС 220/110/6 кВ Кострома-2
АТ-1 125
30
23
15
11
66
51
28
22
АТ-2 90
30
35
16
18
отключен
1
Таблица № 68
Загрузка ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы
№ п/п
Наименование ЛЭП
Сечение
Длительно-допустимая мощность, МВт
Дата и время замера
17.12.2014 г. 18-00
17.12.2014 г. 04-00
18.06.2014 г. 22-00
18.06.2014 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
390
15
159
6
397
19
230
11
2.
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Звезда
3хАС-330
1788 при t=+25°C 2307 при t=-5°C
456
20
601
26
173
10
215
12
3.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-1
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
132
41
67
21
141
57
79
32
4.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-2
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
163
51
83
26
143
57
81
33
5.
ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Борок
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
73
23
53
17
80
32
53
21
6.
ВЛ 220 кВ Борок – Галич
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
21
7
22
7
27
11
19
8
7.
ВЛ 220 кВ Кострома – Галич
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
43
13
34
11
отключена
8.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Кострома
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
91
28
55
17
65
26
27
11
1
Раздел III. Основные направления развития электроэнергетики Костромской области
Глава 16. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на пятилетний период по Костромской области по данным ОАО «СО ЕЭС»
Прогноз спроса на электрическую энергию Костромской области соответствует прогнозу, представленному в схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2014 – 2020 годы, утвержденным приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 1 августа 2014 года № 495 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 – 2020 годы» (далее – Схема и программа развития ЕЭС России), и имеющимся данным по их актуализации. Первым годом построения прогноза является 2015 год. В соответствии с базовым прогнозом, разработанным в начале текущего года системным оператором единой энергетической системы (далее, соответственно, – СО, ЕЭС), полное электропотребление в области составит 3 620 млн. кВт. ч.
Для целей построения прогноза данные Росстата адаптированы к уровням потребления электрической энергии, которые фиксирует СО.
Таблица № 69
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области по данным ОАО «Системный оператор единой энергетической системы»
Показатель
Годы
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Электропотребление, млн. кВт.ч
3 620
3 627
3 638
3 650
3 655
3657
Среднегодовые темпы прироста, %
0,08
0,19
0,3
0,33
0,14
0,05
Максимум нагрузки, МВт
645
646
649
650
650
650
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0,16
0,46
0,15
0
0
Число часов использования максимума нагрузки, ч
5 380
5 377
5 382
5 379
5 380
5380
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на период до 2020 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.
В таблицах № 71 и 72 представлены данные по максимуму нагрузки и электропотреблению крупных потребителей Костромской энергосистемы за отчетный период и с перспективой до 2020 года.
Анализ таблицы № 71 показывает, что большое развитие имеет ОАО «Газпромтрубинвест», деятельность которого связана с производством стальных труб. Данный завод получает питание от ПС 110/35/10 кВ КПД.
Таблица № 70
Перечень заявок потребителей на присоединение к электрической сети
№ п/п
Наименование потребителя
Мощность по выданным ТУ со сроком исполнения в 2015 году, МВт
Перспективная нагрузка
Примечание
1.
Реконструкция ПС 110 кВ Кострома-1 с увеличением присоединенной мощности на 12 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 3,5 МВт
0,726
1,3 МВт – ОАО «Русский хлеб»;
1,5 МВт – ОАО «Кострома-мебель»
Реконструкция ПС включена в инвестпрограм-му
2.
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 – ОГБУЗ «Костромс-кая областная клиническая больница»
Реконструкция ПС включена в инвестпрог-рамму
3.
Реконструкция ПС 110 кВ Буй(с) с увеличением присоединенной мощности на 7,4 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 2,15 МВт
1,1
1,3 МВт – химический завод;
0,6 МВт – цех по производству сульфата алюминия;
2 МВт – квартал жилой застройки
Реконструкция ПС включена в инвестпрог-рамму
4.
Реконструкция ПС 110 кВ Кострома-3 с увеличением присоединенной мощности на 6 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 5,5 МВт
1,0
4,0 МВт – индивидуальное жилищное строительство в п. Волжский
Реконструкция ПС включена в инвестпрог-рамму
5.
Реконструкция ПС 110 кВ СУ ГРЭС с увеличением присоединенной мощности на 6 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 4,4 МВт
2,7
мощность уточняется – тепличное хозяйство в г. Волгореченск
Реконструкция ПС включена в инвестпрог-рамму
1
Таблица № 71
Прогноз максимума нагрузки крупных потребителей Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Место расположения (адрес)
Вид экономической деятельности
Максимум нагрузки, МВт
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО «Российские железные дороги»
Костромская обл.
Транспорт
71,89
71,95
72,01
72,07
72,13
72,17
ООО «Кроностар»
г. Шарья,
пгт. Ветлужский,
ул. Центральная, 4
Деревообработка
34,61
34,63
34,66
34,69
34,72
34,76
ОАО «Костромской завод Мотордеталь»
г. Кострома,
ул. Московская, 105
Производство машин и оборудования
5,41
5,40
5,40
5,39
5,39
5,39
НАО «СВЕЗА Мантурово»
г. Мантурово,
ул. Матросова, 26
Деревообработка
3,40
3,40
3,41
3,41
3,41
3,42
АО «Галичский автокрановый завод»
г. Галич,
ул. Гладышева, 27
Производство машин и оборудования
4,38
4,41
4,43
4,45
4,47
4,47
ООО «Совместное предприятие «Кохлома»
г. Кострома,
ул. Борьбы, 75
Текстильное производство
3,20
3,20
3,21
3,21
3,21
3,21
ОАО «Газпромтрубинвест»
г. Волгореченск,
ул. Магистральная, 1
Производство стальных труб
10,56
10,57
10,58
10,59
10,60
10,63
ООО «НОВ-Кострома»
Костромская обл.,
г. Волгореченск
Завод по производству буровых установок
4,83
5,10
5,38
5,38
5,38
5,38
Таблица № 72
Прогноз электропотребления крупных потребителей Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Место расположения (адрес)
Вид экономической деятельности
Электропотребление, млн. кВт.ч
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО «Российские железные дороги»
Костромская обл.
Транспорт
404,95
405,35
405,76
406,17
406,57
406,63
ООО « Кроностар»
г. Шарья,
пгт. Ветлужский,
ул. Центральная, 4
Деревообработка
252,17
252,37
252,57
252,77
252,97
253,01
ОАО «Костромской завод Мотордеталь»
г. Кострома,
ул. Московская, 105
Производство машин и оборудования
25,89
25,87
25,84
25,82
25,79
25,79
НАО «СВЕЗА Мантурово»
г. Мантурово,
ул. Матросова, 26
Деревообработка
22,44
22,46
22,48
22,50
22,52
22,54
АО «Галичский автокрановый завод»
г. Галич,
ул. Гладышева, 27
Производство машин и оборудования
15,09
15,17
15,24
15,32
15,40
15,40
ООО «Совместное предприятие «Кохлома»
г. Кострома,
ул. Борьбы, 75
Текстильное производство
24,13
24,16
24,18
24,21
24,23
24,23
ОАО «Газпромтрубинвест»
г. Волгореченск,
ул. Магистральная, 1
Производство стальных труб
69,10
69,17
69,23
69,30
69,37
69,43
ООО «НОВ-Кострома»
Костромская обл.,
г. Волгореченск
Завод по производству буровых установок
10,00
15,00
20,00
20,00
20,00
20,00
Таблица № 73
Максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% от общего объема электропотребления Костромской области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Место расположения (адрес)
Вид экономической деятельности
Максимум нагрузки, МВт
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
9
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал»
г. Kострома, ул. 1 Мая, д. 2
Производство и распределение воды
7,86
7,86
7,86
7,86
7,86
7,86
НАО «СВЕЗА Кострома»
г. Kострома, ул. Kомсомольская, д. 2
Промышленное производство
5,31
5,31
5,31
5,31
5,31
5,31
ООО «Резилюкс-Волга»
г. Кострома, ул. Базовая, д. 12
Промышленное производство
3,06
3,06
3,06
3,06
3,06
3,06
ООО «Костромаинвест»
Костромской район, Красносельское шоссе, д. 1
Сфера услуг
5,83
5,83
5,83
5,83
5,83
5,83
ООО «БКЛМ-Актив»
г. Кострома, ул.Ерохова, д. 3
Промышленное производство
2,39
2,39
2,39
2,39
2,39
2,39
ОАО «ТГК-2»
г. Кострома, ул. Индустриальная,
д. 38
Производство и распределение электрической и тепловой энергии
1,81
1,81
1,81
1,81
1,81
1,81
МКУ «СМЗ по ЖКХ»
г. Кострома, пер. Кадыевский, д. 4
Жилищно-коммунальная отрасль
7,99
7,99
7,99
7,99
7,99
7,99
ООО «КТЭК»
г. Кострома, ул. Лагерная, д.15а
Производство и распределение теплоэнергии
1,93
1,93
1,93
1,93
1,93
1,93
ОАО «Оборонэнергосбыт»
г. Кострома, ул. Сенная, д. 24
Другие виды экономической деятельности
2,92
2,92
2,92
2,92
2,92
2,92
ОАО «Ростелеком»
г. Кострома, ул. Подлипаева, д. 1
Связь
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
4,63
4,63
4,63
4,63
4,63
4,63
ЗАО «Экохиммаш»
Костромская область, г. Буй,
ул. Чапаева, д. 1
Промышленное производство
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
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
1,97
1,97
1,97
1,97
1,97
1,97
АО «Шувалово»
Костромской район, п. Шувалово, ул. Рабочая, д. 1
Промышленное производство
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
ОАО «Костромской силикатный завод»
г. Кострома, ул. Ярославская, д. 43
Промышленное производство
1,38
1,38
1,38
1,38
1,38
1,38
1
В таблице № 73 приведен максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1 % от общего объема электропотребления Костромской области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы.
На основании данных ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» и Росстат по полному электропотреблению региона разработан прогноз уровней электропотребления по отдельным отраслям экономики и бытовому сектору до 2020 года.
В таблице № 74 и на рисунке № 18 приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на 2015 – 2020 годы.
Таблица № 74
Структура потребления электрической энергии в Костромской области на 2015 - 2020 годы, млн. кВт. ч
Наименование
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Всего потребления
3 620
3 627
3 638
3 650
3 655
3657
Потери в электросетях общего пользования
504
503
502
501
500
500
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
83
83
84
85
86
86
Добыча полезных ископаемых
1
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
Обрабатывающее производство
626
627
628
632
634
638
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды, всего, в том числе:
735
733
734
704
709
713
на собственные нужды электростанции
546
543
541
508
509
508
прочее
187
190
192
196
200
205
Строительство
36
37
39
40
42
44
Транспорт и связь
506
508
509
510
512
513
Прочие виды деятельности
557
560,8
564,8
598,8
590,7
579,7
Население
572
574
576
578
580
582
В соответствии с приведенными данными полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2020 году возрастет до 3 657 млн. кВт.; в 2016 – 2020 годах – почти 0,8%. Конечное потребление электроэнергии достигнет 2 649 млн. кВт. ч, увеличившись по сравнению с 2016 годом на 68 млн. кВт. ч.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций останется на прежнем уровне порядка 500 млн. кВт. ч в связи с отсутствием ввода новых крупных генерирующих мощностей. Потери в электрических сетях к концу рассматриваемого периода изменятся незначительно.
Рисунок № 18
Изменение структуры электропотребления Костромской области
(2016 и 2020 годы)
Глава 17. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на пятилетний период по Костромской области по региональному варианту
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области на период до 2020 года по региональному варианту представлен в таблице № 75. Данный прогноз составлен с учетом социально-экономического развития региона, поступивших заявок на технологическое присоединение, а также перспективных инвестиционных проектов, по которым не имеется заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям, представленных в таблице № 76.
Таблица № 75
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области по региональному варианту»
Показатель
Годы
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Электропотребление, млн. кВт.ч
3 620
3 654
3 696
3 740
3 786
4 572
Среднегодовые темпы прироста, %
0,08
0,94
1,15
1,19
1,23
20,76
Максимум нагрузки, МВт
645
651
660
667
674
820
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0,93
1,38
1,06
1,05
21,66
Число часов использования максимума нагрузки, ч
5 380
5 377
5 382
5 379
5 380
5 380
Для электроснабжения индустриального парка в городе Волгореченск с планируемой к присоединению мощностью 125 МВА в 2018 – 2019 годах планируется строительство ПС 220/10/10 кВ с установкой трансформаторов 3х62 МВА и строительством отпаек от ВЛ-220 кВ «Костромская ГРЭС – Вичуга-1,2». Окончательный вариант присоединения объектов для реализации проекта будет уточняться после подачи официальной заявки на технологическое присоединение в филиал ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго».
1
Таблица 76
Перечень перспективных инвестиционных проектов, по которым не имеется заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям
№ п/п
Наименование проекта, вид деятельности
Объем производства
Месторасположение (МО, населенный пункт)
Инвестор
Срок реализации проекта
Необходимая мощность, МВт
1.
Выращивание и переработка мяса индейки
До 16,8 тыс. тонн мяса в год
Парфеньевский район, в районе д. Антушево
ООО «Два берега»
2015 - 2017
6
2.
Строительство цементного завода
1 млн.тонн цемента
Солигаличский район
ОАО «АКБ Московский индустриальный банк»
Уточняет-ся
15
3.
Строительство кирпичного завода пластического формирования
Уточняется
Шарьинский муниципальный район
ООО «Николо-Шангский завод строительных материалов»
2017
1,2
4.
Строительство силикатного завода
Уточняется
г. Кострома
ООО «ЗАВОД СИЛИКАТНЫЙ КАМЕНЬ»
2017-2018
2,24
5.
Завод по производству кирпича
Уточняется
Городской округ город Волгореченск
Уточняется
2017
2,5
6.
Индустриальный парк в г. Волгореченск
Уточняется
Городской округ город Волгореченск
Уточняется
2016 - 2019
125
7.
Строительство кролиководческой фермы
4,8 тыс.тонн мяса в год
Костромской муниципальный район
ООО «Русский кролик»
2015 - 2016
уточняется
8.
Индивидуальное жилищное строительство
Уточняется
Городской округ город Кострома, п.Волжский
Частный инвестор
2015 - 2020
4,15
9.
Строительство фанерного завода
Уточняется
Буйский муниципальный район
Частный инвестор
уточняется
3 - 5
10.
Завод по производству кирпича
Уточняется
Буйский муниципальный район
Частный инвестор
уточняется
2,5
11.
Индивидуальное жилищное строительство
Уточняется
Костромской район, Бакшеевское с/п, в районе п. Зарубино
Частный инвестор
2016 - 2030
12,8
1
Глава 18. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период
Оценка перспективного теплопотребления Костромской области осуществлялась на основе рассмотрения объема перспективного прироста нагрузок за счет развития жилищного сектора и реализации крупных инвестиционных проектов в промышленности. Основой для прогноза служили:
1) данные об освоении свободных площадок для жилищного строительства и областная целевая программа (далее – ОЦП) по развитию жилищного строительства;
2) данные Росстата по регионам Российской Федерации по удельной теплоемкости производства целлюлозы, бумаги, картона и химико-термомеханической массы (далее – ХТММ).
За основу при составлении прогноза по жилищному сектору принята перспективная динамика объемов жилищного фонда, приведенная в ОЦП по развитию жилищного строительства. Объем жилищного фонда – важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Принятые для прогноза значения объема изменения величины жилищного фонда Костромской области приведены в таблице № 77.
Таблица № 77
Общая площадь жилищного фонда и ввод в действие жилья в Костромской области в 2009 – 2020 годах
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Площадь жилищного фонда,
млн. кв. м
16,5
16,7
16,8
16,9
16,9
17,0
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м
180
151
152,9
200,0
212,0
243,0
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Площадь жилищного фонда,
млн. кв. м
17,2
17,3
17,4
17,7
17,8
17,9
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м
285,0
316
344
371
380
390
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 2019 году. Также известно, что строительство и ввод ряда проектов будет находиться за пределами 2019 года.
С учетом этого принято, что к концу рассматриваемого периода будет введено около 1 716,2 тыс. кв. м жилья, что составляет 61,1% от общего объема. Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов представлена в таблице № 78.
В таблице № 78 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 № 79.
По ряду представленных в таблице № 78 проектов выполнены прогнозные оценки тепловых нагрузок, в составе которых кроме площади жилых зданий были учтены площади новой социальной инфраструктуры и предприятий бытового обслуживания.
Показатели удельного теплопотребления строящихся объектов оценены для Костромской области в размере 56 ккал/ч на кв. м для жилых зданий и 72,8 ккал/ч на кв. м для общественных зданий.
Таблица № 78
Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов в Костромской области
№ п/п
Название проекта участка застройки
Объемы жилья, тыс.кв. м
Объем ввода жилья по годам, тыс.кв. м
2015
2016
2017
2018
2019
1
2
3
4
5
6
7
8
1.
«Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
194,8
12
16
35
60
71,8
2.
пос. Волжский
113,5
21
25
31
0
0
3.
д. Каримово
52,6
0
7
9
14
22,6
4.
мкр-н «Солоница»
24,8
6
6
7,8
0
0
5.
мкр-н «Новый город»
120
32
32
0
0
0
6.
хут. Чернигино
85
25
27
0
0
0
7.
«Агашкина гора-2» (ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
305,3
0
12
95,3
98
100
8.
мкр-н «Паново-2»
110
16
18
19
22
23
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и п. Караваево)
855,6
0
5,5
9
13
24
10.
д. Подолец
41,5
13
16,5
0
0
0
11.
д. Становщиково
160
4
11
14
19
22
12.
д. Коряково («Агротехнопарк»)
223
5,5
8
15
20
24
13.
д. Клюшниково
322,3
40
50
50
50
50
14.
мкр-н № 11 в г. Волгореченске
29,5
4,7
4,7
6,2
0
0
15.
пос. Апраксино
4,6
0
0
0
0
0
16.
с. Шунга
3,7
0
0
0
0
0
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
12
4
0
0
0
0
18.
пос. Шувалово
15,2
5,2
5
5
0
0
19.
д. Стрельниково
9,2
3
3
3,2
0
0
20.
д. Петрилово
8
0
0
2
3
3
21.
д. Пустошки
1,8
0
0
0
0
0
22.
Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной – Кинешемским шоссе и пос. Караваево
90,9
0
5,5
8
12
16
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорной
17
4,2
4,2
5,6
0
0
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
2,3
0
0
0
0
0
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехта
4,5
1,5
1,5
1,5
0
0
26.
Квартал застройки в р-не д. Осипово в г. Шарье
3,3
1,3
1,3
0
0
0
Итого
2 810,4
198,4
259,2
316,6
311
356,4
В таблице № 79 представлен альтернативный расчет тепловых нагрузок для рассматриваемых проектов, выполненный с использованием приведенных выше оценок удельного теплопотребления.
1
Таблица № 79
Увеличение потребности Костромской области в тепловой энергии за счет ввода новых жилых зданий
в 2015 – 2019 годах
№ п/п
Название проекта участка застройки
Объемы жилья, тыс. кв. м
Теплоснабжение, Гкал/час
Оценка необходимой тепловой мощности
2015
2016
2017
2018
2019
На конец реализации проекта
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1.
«Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
194,8
0,716
1,670
3,757
7,336
11,618
11,618
55,733
2.
пос. Волжский
113,5
3,429
4,920
6,769
6,769
6,769
6,769
22,764
3.
д. Каримово
52,6
0,000
0,417
0,954
1,789
3,137
3,137
16,821
4.
мкр-н «Солоница»
24,8
0,656
1,014
1,479
1,479
1,479
1,479
6,981
5.
мкр-н «Новый город»
120
5,248
7,157
7,157
7,157
7,157
7,157
35,95
6.
хут. Чернигино
85
3,459
5,069
5,069
5,069
5,069
5,069
23,695
7.
«Агашкина гора-2» (ул. Магистральная - Волгореченское шоссе)
305,3
0,000
0,716
6,399
12,244
18,208
18,208
91,213
8.
мкр-н «Паново-2»
110
1,670
2,743
3,877
5,189
6,560
6,560
34,223
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево
855,6
0,000
0,328
0,865
1,640
3,071
51,028
243,956
10.
д. Подолец
41,5
1,491
2,475
2,475
2,475
2,475
2,475
11,373
11.
д. Становщиково
160
0,239
0,895
1,730
2,863
4,175
9,542
43,818
12.
д. Коряково («Агротехнопарк»)
223
0,328
0,805
1,700
2,893
4,324
13,300
61,05
13.
д. Клюшниково
322,3
7,294
10,276
13,258
16,240
19,222
19,222
88,227
14.
мкр-н № 11 в г. Волгореченске
29,5
1,109
1,390
1,759
1,759
1,759
1,759
-
15.
пос. Апраксино
4,6
0,274
0,274
0,274
0,274
0,274
0,274
-
16.
с. Шунга
3,7
0,221
0,221
0,221
0,221
0,221
0,221
-
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
12
0,716
0,716
0,716
0,716
0,716
0,716
-
18.
пос. Шувалово
15,2
0,310
0,608
0,907
0,907
0,907
0,907
-
19.
д. Стрельниково
9,2
0,179
0,358
0,549
0,549
0,549
0,549
-
20.
д. Петрилово
8
0,000
0,000
0,119
0,298
0,477
0,477
-
21.
д. Пустошки
1,8
0,107
0,107
0,107
0,107
0,107
0,107
-
22.
Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной - Кинешемским шоссе и пос. Караваево
90,9
0,000
0,328
0,805
1,521
2,475
5,421
-
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорная
17
0,429
0,680
1,014
1,014
1,014
1,014
-
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
2,3
0,137
0,137
0,137
0,137
0,137
0,137
-
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехта
4,5
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
0,119
0,197
0,197
0,197
0,197
0,197
-
Итого
2 810,4
28,222
43,680
62,562
81,110
102,366
167,612
735,804
1
Согласно проведенному прогнозу тепловая нагрузка жилищно-коммунального комплекса Костромской области по завершению всех рассматриваемых проектов вырастет на 167,61 Гкал/ч, в то время как по оценкам исполнительных органов государственной власти Костромской области этот рост составил бы около 735,8 Гкал/ч.
Оценка перспективной динамики потребления тепловой энергии в Костромской области на 2015 – 2019 годы соответствует умеренным темпам развития жилищно-коммунального комплекса (таблица № 80). Расчет выполнен для условий температурного режима, характеризующегося величиной градусо-суток отопительного периода, равной 5 306.
При этом максимальная величина потребления тепловой энергии, которая может быть произведена на источниках когенерации тепловой и электрической энергии, может быть оценена на основе величины установленной тепловой мощности существующих электростанций, скорректированной на величину тепловой мощности пиковых водогрейных котлов и планируемых объемов демонтажа оборудования, а также на основе отчетных значений тепловых потерь и среднего числа часов использования тепловой мощности ТЭС.
С учетом этого доля суммарного потребления тепловой энергии, которая может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии по территории Костромской области, составляет около 17 %.
Таблица № 80
Динамика потребления тепловой энергии в Костромской области
на 2015 – 2019 годы
Костромская область
2015
2016
2017
2018
2019
Конечное потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
5 516,69
5 560,94
5 608,86
5 660,39
5 715,76
в том числе:
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
223,08
223,08
223,08
223,08
223,08
обрабатывающая промышленность
1 467,13
1 467,13
1 467,13
1 467,13
1 467,13
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
312,59
312,59
312,59
312,59
312,59
строительство
18,93
22,21
24,65
26,77
28,87
транспорт и связь
125,87
125,87
125,87
125,87
125,87
прочие виды деятельности,
в том числе: сфера услуг
1 132,31
1 134,81
1 137,59
1 140,60
1 143,86
население
2 236,78
2 275,25
2 317,96
2 364,34
2 414,36
Глава 19. Возможные масштабы применения местных и возобновляемых источников энергии в Костромской области
Согласно Федеральному закону от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ«Об электроэнергетике» к возобновляемым источникам энергии (далее – ВИЭ) относят энергию солнца, ветра, воды (в том числе энергию сточных вод), за исключением случаев использования такой энергии на гидроаккумулирующих электроэнергетических станциях, энергию приливов волн водных объектов, в том числе водоемов, рек, морей, океанов, геотермальную энергию с использованием природных подземных теплоносителей, низкопотенциальную тепловую энергию земли, воздуха, воды с использованием специальных теплоносителей, биомассу, включающую в себя специально выращенные для получения энергии растения, в том числе деревья, а также отходы производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива, биогаз, газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов, газ, образующийся на угольных разработках.
Основным местным видом топлива, добываемым и потребляемым на территории Костромской области, является торф.
При этом применение на территории Костромской области таких ВИЭ, как энергия солнца и энергия ветра, маловероятно в силу географического положения и гидрометеорологических характеристик региона.
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 № 19).
То есть с 10 кв. м площади за год в максимальном варианте (при КПД фотоэлементов 13 %) можно получить всего чуть более 1,3 тыс. кВт. ч, что примерно соответствует годовому потреблению электроэнергии одной семьи. При этом по самым оптимистичным оценкам срок окупаемости такой установки составит не менее 11 лет (при стоимости установки примерно 750 евро за 1 кВт). Учитывая вышесказанное и то, что в российском законодательстве отсутствуют стимулирующие внедрение ВИЭ меры, развитие солнечной энергетики на территории Костромской области в ближайшей перспективе является маловероятным. Срок окупаемости проектов по использованию солнечных тепловых электростанций достаточно большой мощности (1 МВт) также оценивается в размере 10 – 14 лет.
1
Рисунок № 19
Уровень инсоляции в регионах Российской Федерации
1
Также надо отметить, что исследования, проведенные Институтом высоких температур Российской академии наук совместно с Московским государственным университетом им. М.В. Ломоносова, свидетельствуют о проблемах достижения приемлемых экономических показателей для снабжения изолированных потребителей электроэнергией от солнечных фотоэлектрических энергоустановок и ветрогенераторов. 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 кв. м солнечных панелей или от 1 до 3 кВт ветрогенераторов. Помимо капиталовложений в генерирующие мощности для обеспечения указанного коэффициента гарантированной выдачи потребуются дополнительные весьма высокие затраты на аккумуляторные батареи, доходящие до 500 долларов США/кВт (рисунки № 20 и 21).
Рисунок № 20
Расчетная установленная мощность ветроустановки (Н = 50 м, скорость ветра 10 км/ч) для выдачи гарантированной (Кгот = 99,8 %) электрической мощности 0,1 кВт потребителю
На основе представленной информации об эффективности использования энергии ветра и энергии солнца можно заключить, что развитие ВИЭ на территории Костромской области в рассматриваемой перспективе возможно только в направлении освоения биоэнергетического потенциала, характеризуемого, прежде всего, возможностью использования отходов лесной, деревообрабатывающей, целлюлозно-бумажной промышленности и запасами торфа.
Одной из основных задач в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности Костромской области является увеличение доли производства тепловой энергии с использованием местных и возобновляемых источников энергии. Согласно государственной программе Костромской области «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области», утвержденной постановлением администрации Костромской области от 28 апреля 2014 года № 175-а «Об утверждении государственной программы Костромской области «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области» (далее – Программа по энергосбережению), рост объемов производства энергетических ресурсов с использованием ВИЭ и вторичных энергетических ресурсов должен к 2020 году составить около 29% от уровня 2014 года (таблица № 81).
Рисунок № 21
Расчетная установленная площадь фотоэлектрических элементов для выдачи гарантированной (99,8%) электрической мощности 0,1 кВт потребителю (при оптимальном наклоне поверхности к Солнцу – для Костромской области – (-150) к широте местности)
Таблица № 81
Показатели производства энергетических ресурсов
№
п/п
Общие сведения
Ед.
изм.
Разбивка по годам
2013
2014
2014
2016
2017
2018
2019
2020
1.
Объем производства энергетических ресур-сов с использованием возобновляемых источ-ников энергии и/или вторичных энерге-тических ресурсов
Тыс.
т.у.т.
140,2
147,2
154,6
162,3
170,4
178,9
187,9
197,3
2.
Прирост накопитель-ным итогом
%
0
4,7
9,3
13,6
17,7
21,6
25,4
28,9
На рисунке № 22 представлена динамика полного потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории Костромской области в 2007 – 2010 годах.
Рисунок № 22
Динамика полного потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории
Костромской области в 2007 – 2010 годах
В период 2007 – 2010 годов потребление данных энергоресурсов выросло с 241,3 тыс. т.у.т. до 360,3 тыс. т.у.т., продемонстрировав рост в размере 33% за 4 года. При этом конечное потребление торфа и ГВЭР составило 41,6% от общего потребления данных энергоресурсов на территории Костромской области (рисунок № 23).
Рисунок № 23
Структура баланса поставки и потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории Костромской области
В целом на местные и возобновляемые источники энергии приходится 9,4% конечного потребления энергоресурсов в Костромской области (рисунок № 24). Данный показатель является достаточно высоким по сравнению с другими регионами Российской Федерации, где отсутствует добыча местных топливно-энергетических ресурсов.
Рисунок № 24
Структура конечного потребления энергоресурсов по их видам
Отходы деревообработки используются в производстве древесных топливных гранул и брикетов. Они относятся к CO2-нейтральным с низким содержанием серы. Часть этих отходов используется непосредственно самими деревообрабатывающими предприятиями в качестве топлива для сушки пиломатериалов и отопления производственных цехов. Перевод котельных с газа, мазута и угля на древесные отходы требует меньше финансовых и временных затрат по сравнению с переходом на торфяное топливо. Современные котельные, работающие на древесных отходах, обеспечивают стопроцентное сгорание топлива, за счет чего достигается высокий КПД котельной.
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 Программе по энергосбережению, осуществление которых предлагается финансировать с привлечением внебюджетных источников на реализацию региональных программ в области энергосбережения (таблица № 82).
1
Таблица № 82
Планируемые мероприятия по модернизации котельного оборудования с переводом его на местные виды топлива
№ п/п
Наименование котельной
Адрес
Ориентировочная стоимость СМР (тыс. руб.)
Год реализа-ции
Исполнитель
1
2
3
4
5
6
Вохомский муниципальный район Костромской области
1.
Оптимизация 3-х котельных (РСУ, МАТП, ЦРБ), строительство котельной с установкой 2-х котлов мощностью по 1,5 МВт, работающих на отходах деревообработки, с заменой теплотрассы протяженностью 200 п. м. в двухтрубном исполнении на трубы с пенополиуретановой теплоизоляцией с оцинкованным покрытием
п. Вохма
5 000,00
2015
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
5 000,00
Сусанинский муниципальный район Костромской области
2.
Реконструкция котельной МОУ «Медведковская СОШ» с заменой 2-х котлов и насосов
1 300,00
2016
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
3.
Котельная Григоровского ДК и ФАПа (перевод на дрова)
д. Григорово
300,00
2015
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
1 600,00
Октябрьский муниципальный район Костромской области
4.
Модернизация котельной ОГБУЗ «Боговаровская районная больница» с переводом на энергоэффективный котел мощностью 1,5 МВт (топливо – дрова, отходы деревообработки)
с. Боговарово
2 300,00
2015
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
5.
Модернизация котельной МБДОУ детский сад «Солнышко» с установкой котла мощностью 0,5 МВт (топливо – дрова, отходы деревообработки), с заменой теплотрассы протяженностью 120 м в двухтрубном измерении
с. Боговарово
3 200,00
2015
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
5 500,00
Городской округ город Мантурово Костромской области
6.
Котельная № 33, на мазуте (перевод на местные виды топлива — торф, отходы деревообработки)
ул. Гидролизная, д. 1
230 000,00
2016 – 2017
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
230 000,00
Пыщугский муниципальный район Костромской области
7.
Котельная № 1 МОУ «Пыщугская средняя общеобразовательная школа» (перевод на отходы деревообработки)
Костромская область,
с. Пыщуг, ул. Колхозная, д. 10б
3 100,00
2016
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
8.
Котельная № 2 МБДОУ детский сад «Солнышко» (перевод на отходы деревообработки)
Костромская область,
с. Пыщуг, ул. Чкалова, д. 1
1 500,00
2016
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
4 600,00
Парфеньевский муниципальный район Костромской области
9.
Реконструкция котельной школы пос. Николо-Полома (перевод на местные виды топлива)
пос. Николо-Полома
2 500,00
2015
органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого:
2 500,00
Антроповский муниципальный район Костромской области
10.
Центральная котельная
пос. Антропово
2 170,00
2015
органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
11.
Котельная ОГБУЗ «Антроповская районная больница»
пос. Антропово
2 100,00
2016
органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
4 270,00
Всего
253 470,00
1
Анализ представленных в таблице № 82 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 № 83).
Таблица № 83
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива, т.у.т.
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 произ-водство тепловой энергии
Вид топлива
ГВЭР
мазут
уголь
ГВЭР
мазут
уголь
ГВЭР
мазут.
уголь.
1 661
Количест-венное значение
3 092
8 961
3 173
13 565
0
0
+10 473
-8 961
-3 173
Как можно видеть из таблицы № 83, в результате реализации проведения запланированных мероприятий по переводу существующих котельных на местные виды топлива, помимо изменений в структуре топливного баланса, прогнозируется получение годовой экономии топлива в размере около 1,6 тыс. т.у.т., что обуславливается прогнозируемым ростом КПД котлов после модернизации.
Глава 20. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на 2016 – 2020 годы
Балансы мощности по Костромской энергосистеме рассчитаны на час прохождения собственного максимума и разработаны с учетом:
1) Схемы и программы развития ЕЭС России;
2) Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 года № 215-р (далее - Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики).
При построении перспективных балансов мощности и электроэнергии учтено, что в соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России вывод генерирующих мощностей на территории Костромской области не планируется, установленная мощность электростанций в период до 2020 года составит 3 824 МВт.
При этом при определении объема выработки станциями энергосистемы электроэнергии следует учитывать, что приведенные в настоящем разделе балансы электроэнергии и мощности отвечают задаче оценки возможности покрытия собственных максимумов нагрузки энергосистемы Костромской области за счет размещенных на территории области генерирующих источников, аналогично тому, как это представлено в Схеме и программе развития ЕЭС России.
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 ТЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования (сооружений) установленной мощности, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном, на турбинах с противодавлением), сложностями в топливообеспечении, экологическими ограничениями по условиям охраны воздушного и водного бассейнов и др.
При составлении балансов электроэнергии принят объем генерации электроэнергии согласно Схеме и программе развития ЕЭС России.
Перспективные балансы электрической энергии и мощности Костромской энергосистемы на 2015 – 2020 годы приведены в таблицах № 84 и 85.
Таблица № 84
Баланс мощности Костромской энергосистемы на 2015 – 2020 годы
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1
2
4
5
6
7
8
Покрытие (установленная мощность станций), МВт
3 824
3 824
3 824
3 824
3 824
3 824
Собственный максимум нагрузки, МВт
645
646
649
650
650
650
Сальдо, МВт
- 3 179
- 3 178
- 3 175
- 3 174
- 3 174
- 3 174
Таблица № 85
Баланс электрической энергии Костромской энергосистемы
на 2015 – 2020 годы, млн. кВт. ч
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Генерация
13 996
13 911
13 877
13 023
13 041
13 022
Потребление
3 620
3 627
3 638
3 650
3 655
3657
Сальдо
- 10 376
- 10 284
- 10 239
- 9 373
- 9 386
- 9 365
Костромская энергосистема является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. Большая часть избытка мощности (до 60%) передается по сети 500 кВ в соседние энергосистемы (Вологодскую, Нижегородскую, Владимировскую). Около 33% избытка мощности передается по сети 220 кВ в Ивановскую и Ярославскую энергосистемы. Остальная мощность уходит по сети 110 кВ в Ярославскую, Ивановскую и Вологодскую энергосистемы.
Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ и выше Костромской области на 2016 – 2020 годы
Формирование перспективной схемы электрических сетей 110 кВ и выше Костромской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:
1) повышение пропускной способности сети;
2) ликвидацию «узких мест» электрических сетей 110 кВ и выше;
3) повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;
4) создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.
Для устранения «узких мест» предлагаются мероприятия, представленные в таблице № 86.
Таблица № 86
Мероприятия по устранению «узких мест»
№ п/п
Наименование «узких мест»
Мероприятия по устранению «узких мест»
1
2
3
1.
ПС с одним трансформатором:
Шекшема, Октябрьская
На ПС 110 кВ Шекшема и Октябрьская рекомендуется предусмотреть установку вторых трансформаторов при увеличении нагрузок или подаче заявок на технологическое присоединение
2.
ПС с трансформаторами без РПН:
Кострома-3, Новая, Чухлома, Антропово (р), Павино, Шортюг, Якшанга
В соответствии с инвестиционной программой филиала ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго» по развитию электросетевого хозяйства Костромской области на 2015 – 2020 годы (далее – ИП) предусмотрена замена трансформатора мощностью 10 МВА на ПС Кострома-3 (таблица № 87). Проведение реконструкции с заменой трансформаторов без РПН на ПС 110 кВ: Новая, Чухлома, Антропово (р), Павино, Шортюг, Якшанга рекомендуется при наличии заявок на присоединение мощности к данным подстанциям
4.
ПС на ОД и КЗ:
Новинское, Шекшема, Ильинское, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья(т.), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т), Васильево, Южная, Красное, Дьяконово, Николо-Полома, Мантуровский БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная, Сусанино, Столбово, Октябрьская, Антропово (т), Лопарево
Рекомендуется установка выключателей 110 кВ вместо ОД и КЗ (таблица № 88)
5.
При ремонте ВЛ 110 кВ Вохма – Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево – Никола потребители ПС 110 кВ: Вохма, Никола, Шортюг, Гудково остаются без питания
Проведена оценка объема работ, капиталовложений и необходимости реконструкции транзитов 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино. В настоящее время отсутствуют заявки на подключение новых потребителей рассмотренных районов. Финансирование реконструкции сети 110 кВ нецелесообразно из-за неокупаемости данных решений
6.
При ремонте ВЛ 110 кВ Борок - Елегино и отключении ВЛ 110 кВ Галич(р) - Чухлома потребители ПС 110 кВ: Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино остаются без питания
7.
Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская I и II цепь, имеющих большое число отключений и низкую надежность электроснабжения
Строительство дополнительных объектов энергоснабжения за счет средств технологического присоединения крупных потребителей
8.
Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Шекшема
На ПС 110 кВ Шекшема, Октябрьская рекомендуется установка вторых трансформаторов при условии увеличения нагрузок и подаче заявок на технологическое присоединение
9.
Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Северная, Кострома-1, Кострома-3, СУ ГРЭС, Буй (с)
В соответствии с ИП и данным филиала ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго» предусмотрено увеличение трансформаторной мощности на данных подстанциях (таблица № 87)
В программе по энергосбережению рассматривается базовый вариант развития электроэнергетики Костромской области – развитие электрических сетей и вводы электрооборудования спрогнозированы в соответствии со следующими документами:
1) Схема и программа развития ЕЭС России;
2) исходные данные по перспективному развитию объектов электросетевого хозяйства, предоставленные филиалом ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго», в том числе перечень инвестиционных проектов на период реализации ИП ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»;
3) перечень вводов электросетевых объектов, не вошедших в ИП филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» на 2015 – 2020 годы.
Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2016 – 2020 годы и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2020 года представлены в приложениях № 3 и 4 к настоящей Программе.
В таблице № 87 приведены объемы ввода трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2015 – 2020 годах по материалам ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» и филиала ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго». Увеличение трансформаторной мощности обосновано, как правило, ростом существующих нагрузок и потребностью подключения перспективных потребителей.
Таблица № 87
Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2015 – 2020 годах
№ п/п
Наимено-вание ПС,
класс напряжения
Количество и мощность трансформа-торов,
МВА
Перечень работ
Примечание
Дата
ввода объек-та
су-ществ.
планир.
1.
Кострома-1
110/6 кВ
2х10
2х16
Замена сущест-вующих силовых трансформаторов на 2х16 МВА
Осуществляется по ИП вследствие неудовлетворительно-го технического состояния
2015
2.
СУ ГРЭС
110/35/6 кВ
10+16
2х16
Замена сущест-вующего силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА
Осуществляется по ИП вследствие роста нагрузок
2016
3.
Кострома-3
110/35/6 кВ
10+16
2х16
Замена существующего силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА
Осуществляется по ИП из-за отсутствия возможности подключения новых потребителей
2016
4.
Буй (с/х)
110/10 кВ
2х6,3
2х10
Замена сущест-вующих силовых трансформаторов на 2х10 МВА
Осуществляется по ИП из-за роста нагрузок и ограни-чения возможности подключения новых потребителей
2018
5.
Северная
110/6 кВ
20+25
2х25
Замена сущест-вующего силового трансформатора 20 МВА на 25 МВА
Осуществляется по ИП из-за роста нагрузок и ограниче-ния возможности подключения новых потребителей
2019
6.
Костро-
ма - 2 220/110/35/6 кВ
1х125+1х90+2х20
2х125+4х40
Реконструкция
ПС 220 кВ
Осуществляется по ИП вследствие мо-рального и физи-ческого старения оборудования
2021
Значительное количество схем распределительных устройств (далее – РУ) ПС 110 кВ Костромской энергосистемы выполнено на отделителях и короткозамыкателях (далее – ОД и КЗ). В работе рекомендуется произвести замену ОД и КЗ на элегазовые выключатели.
Рекомендации по реконструкции объектов 110 кВ и выше с переходом на типовые схемы приведены в таблице № 88.
Таблица № 88
Объемы установки выключателей на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2016 – 2020 годах
№ п/п
Наименование ПС, напряжение
Напря-жение заменяе-мого обору-дования, кВ
Год ввода объек-та
Количество и тип выключателей, шт.
Перечень работ
сущест-вующее состояние
планируе-мое состояние (указано количество новых выключате-лей)
1.
Сусанино 110/35/10 кВ
110
2016
2хОД, 2х КЗ, 1хМВ
2хЭВ
Реконструкция с заменой ОД, КЗ 110 кВ
2.
Красное 110/35/10 кВ
110
2016
2хОД, 2х КЗ
2хЭВ
Реконструкция с заменой ОД, КЗ 110 кВ
3.
Кострома - 2 220/110/35/6 кВ
220
2021
-
7хЭВ
Реконструкция ПС 220 кВ Кострома-2
В основных сетях Костромской энергосистемы согласно Схеме и программе развития ЕЭС России в 2016 году для покрытия дефицита мощности и повышения надежности электроснабжения потребителей, расположенных в Центральной части энергосистемы Нижегородской области, намечается ко вводу ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижний Новгород.
Строительство иных ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в 2016 – 2020 годах не планируется. В период до 2017 года планируется некомплексная реконструкция (частичная замена опор) ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-1, Костромская ГРЭС – Иваново-2, Костромская ГРЭС – Кострома-2, Костромская ГРЭС – Вичуга-2 с объемом инвестиций 35 млн. руб.
Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ представлены в таблице № 89.
Таблица № 89
Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ на 2016 – 2020 годы
Объемы работ
Год ввода
Ориентировочная стоимость объекта в текущих ценах без учета НДС, тыс. руб.
Реконструкция ВЛ 35 кВ с заменой опор
2018
228 336,67
Реконструкция ВЛ 35 кВ с заменой опор
2018
264 838,76
Реконструкция ПС 35 кВ «Ликурга» с обеспечением АВР 35 и 10 кВ
2020
16 294,75
В связи с неизбежным ростом нагрузок во вновь строящихся микрорайонах и жилищных комплексах, таких как «Клюшниково», «Агашкина гора» и «Новый город», рассмотрен вопрос об их электроснабжении.
В таблице № 90 представлены основные данные строящихся крупных жилищных комплексов.
Таблица № 90
Основные данные строящихся крупных жилищных комплексов
«Клюшниково»
«Новый город»
«Агашкина гора»
Количество домов/квартир, ед.
2 148
2 180
3 220
Общая площадь жилья, кв. м
322 250
120 000
195 000
Количество жителей, чел.
6 470
3 500 – 4 000
5 000
Детсады, шт.
3 на 140 мест
2 на 280 мест
2 на 300 мест
Школа, учеников, чел.
1 176
720
750
Общественно-деловой центр
да
Торговый центр
да
Предприятия общепита, бытовое обслуживание
нет
да
да
Электропотребление, млн. кВт.ч:
5 - 6
4
5
жилье
4 - 5
3,5
4,5
сфера услуг
0,5 - 0,6
0,4
0,5
Максимальная нагрузка, МВт
2,3
1,3
1,6
По данным таблицы № 90, суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2020 году, составит 5,2 МВт. Для нагрузки такого уровня является экономически нецелесообразным строительство ПС 110/10 кВ, тем более что запас мощности, которым обладают ближайшие ПС 110/10 кВ и 110/35/10 кВ (Кострома-1 и Южная на рисунке № 25) позволяет подключить к шинам НН данных ПС новые нагрузки. Центром питания для вновь возводимых микрорайонов «Новый город», «Агашкина гора» и «Клюшниково» является ПС 110/35/10 кВ Южная.
В случае значительного роста нагрузок жилищных комплексов «Волжский», «Клюшниково», «Новый город», «Агашкина гора» а также в районе п. Зарубино Бакшеевского сельского поселения Костромского района, в перспективе, за пределами рассматриваемого периода, для их покрытия потребуется строительство новых ПС 110 кВ.
Рисунок № 25
Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных к ним центров питания
По результатам определения «узких мест», не соответствующих требованиям нормативных документов и не обеспечивающих надежность сети 110 кВ, необходимо оценить объемы работ, капиталовложения и необходимость реконструкции транзитов 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино.
В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем установлено:
1) присоединять не более трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной – не более пяти;
2) выполнять длину одноцепной ВЛ 110 кВ, обеспечивающей двухстороннее питание подстанций, не больше 120 км;
3) применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций.
Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.
Схемы реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино представлены на рисунках № 26 и 27.
Характеристики отклонения транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино от нормативных документов представлены в таблице № 91.
Таблица № 91
Характеристики отклонения транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино от нормативных документов
№ п/п
Наименование объектов
Протяженность транзита между ПС, км
Наименование ПС, присоединенных к транзиту
Количество присоедине-ний к транзиту, шт.
1.
Мантурово – Павино
167,71
Гусево, Яковлево, Ильинское, Новинское, Пыщуг
5
2.
Борок – Галич(р)
201,02
Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино
5
3.
Поназырево (т) – Павино
128,2
Вохма, Никола, Шортюг, Гудково
4
Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002 года, определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденных постановлением Совета Министров СССР от 22 октября 1990 года №1072 «О единых нормах амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР» и, в основном, соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 110 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах срок службы составляет 50 лет, для ВЛ на деревянных опорах – 30 лет.
Техническое состояние транзита между ПС Мантурово и Павино, Борок и Галич (р), Поназырево (т) и Павино, в целом, на данный период удовлетворительное, но некоторые участки линий нуждаются в дальнейшей реконструкции. Так, максимальный срок службы участков ВЛ Мантурово-Гусево (1982 г.), Гусево-Ильинское (1982 г.) достигает30 лет; для ВЛ Солигалич-Чухлома (1964 год), Чухлома-Галич (р) (1964 г.) срок службы – 48 лет; для ВЛ Поназырево (т) - Никола (1968 г.), Никола- Вохма (1968 г.) срок службы – 44 года.
Также электрические сети должны обеспечивать минимальные затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание. Определим капиталовложения для реконструкции транзита Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево(т) – Павино.
Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино определены в ценах 2000 года (таблица № 92) по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены 2012 года с учетом коэффициента К=5,875 (с учетом НДС), принятого в соответствии с индексами цен в строительстве, и далее с учетом коэффициентов инфляции в цены 2014 года.
Таблица № 92
Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино
№ п/п
Наимено-
вание объекта
Год ввода участков объекта
Характе-ристика
Стои-мость в ценах 2000 г. (без НДС),
тыс. руб.
Стоимость в ценах 2000 г. (без НДС),
тыс. руб. с учетом террито-риального коэфици-ента
Стоимость в ценах 2000 г. (без НДС),
тыс. руб. с учетом повышающего коэфи-циента
Стоимость в ценах 2014 г. (с НДС),
тыс. руб.
1.
Мантурово – Павино
Мантурово -Гусево (1982 г.); Гусево-Ильинское (1982 г.); Ильинское -Новинское (1987 г.); Новинское - Пыщуг (1991 г.); Пыщуг-Павино (1988 г.)
167,71 км
АС-120
268 336
295 169,6
354 203,52
2 278 972,6
2.
Борок – Галич (р)
Борок - Елегино (1986 г.); Елегино - Солигалич (1987 г.); Солигалич - Чухлома (1964 г.); Чухлома -Галич(р) (1964 г.);
201,02 км
АС-120 + АС-95
321 632
353 795,2
424 554,24
2 731 614,6
3.
Поназырево (т) – Павино
Поназырево (т)- Никола (1968 г.);
Никола - Вохма (1968 г.); Вохма - Павино (1972 г.);
128,2 км
АС-120 + АС-95
205 120
225 632
270 758,4
1 742 080,3
Всего, тыс. руб.:
795 088
874 596,8
1 049 516
6 752 667,5
По приведенному расчету видно, что ориентировочные капитальные вложения составляют 6,8 млрд. руб. в ценах 2014 года.
1
Рисунок № 26
Схема реконструкции транзитов Мантурово – Павино – Поназырево (т)
Рисунок № 27
Схема реконструкции транзитов Борок – Галич (р)
1
Существующая схема электрических сетей позволяет обеспечить надежное питание потребителей, имеющих 3 категорию надежности электроснабжения, от ПС Федоровское, Луковцино, Яковлево, Гудково, Шортюг, подключенных к рассматриваемым транзитным ВЛ.
Техническое состояние рассматриваемых транзитных ВЛ удовлетворительное.
В настоящее время в районе размещения транзитов отсутствуют заявки на подключение новых потребителей и, соответственно, отсутствует перспектива увеличения нагрузок ПС, подключенных к данным транзитным ВЛ.
Таким образом, в период рассматриваемой перспективы отсутствует необходимость проведения реконструкции транзитных ВЛ 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино, финансирование данного проекта нецелесообразно из-за неокупаемости.
Капитальные вложения по строительству сетевых объектов определены в ценах 2000 года по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35-750 кВ и ЛЭП напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены 2014 года с учетом коэффициента, принятого в соответствии с индексами цен в строительстве.
Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность в инвестициях в сетевые объекты на 2016 – 2020 годы представлены в таблице № 93.
1
Таблица № 93
Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность
в инвестициях в сетевые объекты на 2016 – 2020 годы
№ п/п
Наименование
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
Всего
ввод км
ввод МВА
инвестиции, млн. руб.
ввод км
ввод МВА
.инвестиции, млн. руб.
ввод км
ввод МВА
инвестиции, млн. руб.
ввод км
ввод МВА
инвестиции, млн. руб.
ввод км
ввод МВА
инвестиции, млн. руб.
ввод км
ввод МВА
инвестиции, млн. руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
1.
Новые вводы (новое строительство и расширение), в том числе:
165,08
18,00
401,10
148,75
16,00
376,20
138,39
14,76
373,20
174,77
13,96
417,63
146,70
18,49
467,37
773,69
81,21
2 035,50
1)
вводы ВЛ 220 кВ и выше
2)
вводы ВЛ 110 кВ
3)
вводы ВЛ 35 - 0,4 кВ (суммарные вводы)
165,08
301,32
148,75
301,65
138,39
299,90
174,77
321,53
146,70
340,06
773,69
1 564,46
4)
всего вводы ВЛ
165,08
301,32
148,75
301,65
138,39
299,90
174,77
321,53
146,70
340,06
773,69
1 564,46
5)
вводы ПС 220 кВ и выше
6)
вводы ПС 110 кВ
7)
вводы ПС 0,4-35 кВ (суммарные вводы)
18,00
99,78
16,00
74,55
14,76
73,30
13,96
96,10
18,49
127,31
81,21
471,04
8)
всего вводы ПС
18,00
99,78
16,00
74,55
14,76
73,30
13,96
96,10
18,49
127,31
81,21
471,04
2.
Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение), в том числе:
265,24
34,07
505,02
332,15
2,07
669,86
285,63
21,89
722,79
190,59
26,71
707,22
290,37
1,70
767,57
1363,98
86,44
3 372,46
1)
замена ВЛ 220 кВ всего, в т.ч.
35,00
35,00
некомплексная реконструкция (частичная замена опор) ВЛ Костромская ГРЭС-Иваново-1, Костромская ГРЭС-Иваново-2, Костромская ГРЭС-Кострома-2, Костромская ГРЭС-Вичуга-2
35,00
35,00
2)
замена ВЛ 110 кВ
3)
замена ВЛ 35 - 0,4 кВ (суммарно по всем ВЛ)
265,24
394,78
332,15
591,15
285,63
519,52
190,59
371,05
290,37
693,28
1363,98
2 569,78
4)
всего замена ВЛ
265,24
394,78
332,15
626,15
285,63
519,52
190,59
371,05
290,37
693,28
1363,98
2 604,78
5)
замена ПС 220 кВ и выше всего, в т.ч.
5,49
30,00
73,60
109,09
реконструкция ПС Кострома-2
0,09
0,09
ПС Мотордеталь. Перевод присоединений из ЗРУ №1 в ЗРУ 10 кВ № 3
5,40
30,00
73,60
109,00
6)
замена ПС 110 кВ всего, в том числе:
32,00
92,95
1,91
20,00
117,87
25,00
324,44
62,56
77,00
599,73
реконструкция ПС 110 кВ Кострома-3 с заменой трансформатора 10 МВА на 16 МВА, ячеек с МВ на ВВ, реконструкцией РЗА
16,00
47,18
16
47,18
ПС 110 кВ «Северная». Техническое перевооружение с заменой трансформатора 20 МВА на 25 МВА
0,83
25,00
55,55
25,00
56,38
ПС 110 кВ Буй (с/х). Реконструкция с заменой 2-х трансформаторов 6,3 МВА на 10 МВА с заменой ТСН, заменой МВ на ВВ
1,91
20,00
95,78
20,00
97,69
ПС 110 кВ СУ ГРЭС. Замена существующего силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА
16,00
45,77
16,00
45,77
ПС 110 кВ Нерехта-1. Реконструкция с заменой силового оборудования
21,26
268,89
62,56
352,71
7)
замена ПС 0,4 -35 кВ (суммарные вводы)
2,07
11,80
2,07
11,80
1,89
11,80
1,71
11,73
1,70
11,73
9,44
58,86
8)
всего замена ПС
34,07
110,24
2,07
43,71
21,89
203,27
26,71
336,17
1,70
74,29
86,44
767,68
3.
Суммарные капитальные вложения на новое строительство и замену сетей, всего
430,32
52,07
906,12
480,90
18,07
1046,06
424,02
36,65
1095,99
365,36
40,67
1124,85
437,07
20,19
1234,94
2137,67
167,65
5 407,96
1
Глава 22. Электрические расчеты
Расчеты электрических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Костромской области выполнялись специализированной организацией при разработке «Схемы и программы развития электроэнергетики Костромской области на 2014 – 2018 годы» при прогнозном уровне максимума мощности на 2014 – 2018 годы в диапазоне от 690 до 700 МВт.
Анализ результатов расчетов нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов показал, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ и выше находятся в переделах допустимых значений.
В результате расчетов баланс реактивной мощности получен с избытком. Установка дополнительных источников реактивной мощности не требуется.
В связи с тем, что в период на 2016 – 2020 годы максимум нагрузки в базовом варианте прогнозируется на уровне от 645 до 650 МВт, что ниже данных, использованных при выполнении расчетов, а также отсутствует неучтенное ранее строительство электросетевых объектов и ввод/вывод генерирующего оборудования, расчеты электрических режимов в текущем году не проводились.
Глава 23. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2020 года
Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2020 года определялась на основе:
1) перспективных балансов электрической энергии Костромской энергосистемы;
2) прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области;
3) данных о фактических удельных расходах топлива на производство электрической и тепловой энергии;
4) данных о планируемых мероприятиях по развитию на территории Костромской области применения возобновляемых и местных видов топлива;
5) данных о планируемых в рамках программы по энергосбережению мероприятиях по переводу котельных на природный газ с других видов топлива.
Оценка потребности в топливе основана на перспективных объемах производства электрической и тепловой энергии на территории Костромской области.
При этом объем производимой тепловой энергии определялся на основе прогноза потребления тепловой энергии и прогнозируемой величины потерь тепловой энергии в тепловых сетях. Величина потерь тепловой энергии в тепловых сетях принята на уровне последнего зафиксированного статистикой значения в размере 9,5% от полного потребления тепловой энергии.
Удельные расходы топлива также приняты на основе последних зафиксированных статистикой значений.
Для учета потенциального снижения расходов топлива на производство тепловой энергии в результате проведения мероприятий программы по энергосбережению, реализацию которых предполагается финансировать с привлечением внебюджетных источников, расчеты, произведенные с использованием отчетных удельных расходов топлива, скорректированы на величину:
1) определенного изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива;
2) изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ (таблица № 94).
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 № 95.
Таблица № 95
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ, т.у.т.
Общий расход топлива до модернизации оборудования с переводом на ГВЭР
Общий расход топлива после модернизации оборудования с переводом на ГВЭР
Экономия общего расхода топлива на производство тепловой энергии, т.у.т.
Вид топлива
природный газ
уголь
природный газ
уголь
2 241,4
Количествен-ное значение
0
7 601,9
5 360,5
0
Результаты проведенной оценки потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основе описанных выше исходных данных представлены в таблице № 96.
1
Таблица № 94
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. Галич
1)
котельная
ул. Фестивальная
7 016,00
2015
Органы местного самоуправления Костромской области
2)
котельная
пл. Революции
9,048
2015
3)
котельная
ул. Школьная
25 612,00
2015
4)
котельная
ул. Гладышева, д. 71
17 696,00
2015
5)
котельная
ул. Леднева
7 400,00
2015
6)
котельная
ул. Гладышева, д. 85
900,00
2015
7)
котельная
ул. Ленина
39 264,00
2015
8)
котельная
ул. Гагарина
37 994,00
2015
9)
Котельная
ул. Советская
24,6016
2015
10)
котельная
ул. Клары Цеткен
19,292
2015
Итого:
188 820,00
п. г. т. Судиславль
1)
котельная
ул. Невского,д. 18
14 400,00
2015
Органы местного самоуправления Костромской области
2)
котельная
ул. Мичурина
23 500,00
2015
5)
котельная МПМК № 1
п. Судиславль
7 200,00
2015
Итого:
45 100,00
Всего:
233 920,00
1
Таблица № 96
Расчет структуры топливного баланса электростанций и котельных Костромской области в 2020 году
Базовый вариант
Выработка электроэнергии, тыс. кВт.ч
13 022 000
Конечное потребление тепловой энергии (без учета потерь), Гкал
5 715 762
Потери в тепловых сетях, %
9,5
Конечное потребление тепловой энергии (с учетом потерь), Гкал
6 315 759
Удельный расход топлива на производство электроэнергии, г.у.т./кВт.ч
307,7
Удельный расход топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал
174,1
Расход топлива на производство электроэнергии, т.у.т.
3 912 098
Расход топлива на производство тепловой энергии, т.у.т.
1 099 574
Расход топлива на производство электрической энергии, т.у.т.
всего, том числе:
3 912 098
газ
3 854 981
нефтепродукты
41 468
торф
14 084
ГВЭР и отходы
1 565
уголь
0
Расход топлива на производство тепловой энергии (без учёта мероприятий ОЦП по энергосбережению), т.у.т.
всего, том числе:
1 099 574
газ
700 648
нефтепродукты
46 622
торф
169 774
ГВЭР и отходы
71 912
уголь
110 617
Расход топлива на производство тепловой энергии (с учётом мероприятий ОЦП по энергосбережению) , т.у.т.
всего, том числе:
1 098 844
газ
706 009
нефтепродукты
37 661
торф
169 774
ГВЭР и отходы
82 385
уголь
103 015
Общий расход топлива на производство тепловой и электрической энергии, т.у.т.
всего, том числе:
5 010 942
газ
4 560 990
нефтепродукты
79 129
торф
183 858
ГВЭР и отходы
83 950
уголь
103 015
Глава 24. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Костромской области
Муниципальными образованиями Костромской области проведены мероприятия по разработке схем теплоснабжения поселений и городских округов в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении». Из 155 муниципальных образований Костромской области системы централизованного теплоснабжения имеются в 147 муниципальных образованиях. Информация о разработке схем теплоснабжения в Костромской области представлена в таблице № 97.
Таблица № 97
Состояние разработки схем теплоснабжения в Костромской области
Численность поселений
Количество муниципальных образований с централизованным теплоснабжением
Количество утвержденных схем теплоснабжения
500 и выше тыс. жителей
0
0
От 100 до 500 тыс. жителей
1
1
От 10 до 100 тыс. жителей
6
6
Менее 10 тыс. жителей
140
140
Итого
147
147
Таким образом, схемы теплоснабжения муниципальных образований Костромской области разработаны в полном объеме.
Глава 25. Модернизация систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Костромской области
Сложившаяся парадигма развития топливно-энергетического хозяйства Костромской области, характеризующаяся избытком электрической мощности станций Костромской энергосистемы, обуславливает нецелесообразность строительства дополнительных источников когенерации вместо отопительных котельных. При этом наиболее значительная часть потребителей расположена на локальных территориях, потребность в тепловой энергии которых покрывается уже существующими ТЭЦ.
Исключения могут составлять:
1) города Кострома, Волгореченск, Шарья, поскольку теплоснабжение потребителей данных территорий обеспечивают существующие источники когенерации.
В этом случае имеется принципиальная возможность передать нагрузки котельных на данные источники когенерации (примером может служить закрытие районной отопительной котельной № 1 с передачей ее нагрузок на Костромскую ТЭЦ-2). При этом перспектива реализации данных мероприятий должна быть определена при разработке схемы теплоснабжения данных городов и определяется соотношением величины свободной тепловой мощности источников когенерации и договорной нагрузки котельных, а главное, технической и экономической реализуемостью и целесообразностью связанного с этим изменения схемы теплоснабжения. 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 № 98 приведены результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области.
Таблица № 98
Результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области
№ п/п
Наименование проекта развития жилищно-коммунального комплекса
Возмож-ность подключе-ния к существу-ющему источнику теплоснаб-жения
Необходи-мость строитель-ства нового источника теплоснаб-жения
Примечание
Теплоснабжение, Гкал/час
на 2019 год
на конец реализа-ции проекта
1
2
3
4
5
6
7
1.
мкр-н «Агашкина гора-1» (ул.Магистральная)
+
11,618
11,618
2.
пос. Волжский
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
6,769
6,769
3.
д. Каримово
+
Расстояние до источника – 2 200 м
3,137
3,137
4.
мкр-н «Солоница»
+
1,479
1,479
5.
мкр-н «Новый город»
+
Расстояние до источника – 1 100 м
7,157
7,157
6.
хут. Чернигино
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
5,069
5,069
7.
мкр-н «Агашкина гора-2»
(ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
+
Расстояние до источника – 2 200 м
18,208
18,208
8.
мкр-н «Паново-2»
+
6,560
6,560
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево
+
3,071
51,028
10.
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.
пос. Апраксино
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,274
0,274
16.
с. Шунга
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,221
0,221
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,716
0,716
18.
пос. Шувалово
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,907
0,907
19.
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. Индустриальной-Кинешемским шоссе и пос. Караваево
+
2,475
5,421
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорной
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
1,014
1,014
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,137
0,137
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в
г. Нерехте
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,268
0,268
26.
Квартал застройки в р-не 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 мкр-н «Солоница». Для обеспечения покрытия потребности в тепловой энергии мкр-на «Солоница» необходимо строительство нового источника теплоснабжения взамен нерентабельной котельной по адресу: г. Кострома, ул. Водяная, 95. Для участка застройки «Агашкина гора-1» также требуется строительство нового источника теплоснабжения, так как существующая котельная ОАО «Костромской завод «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.
Глава 26. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Костромской области
Согласно статистическим данным доля тепловых сетей, нуждающихся в замене, демонстрирует небольшую динамику снижения в 2010 – 2014 годах, но все равно до сих пор составляет треть в общей протяженности всех тепловых сетей (таблица № 99).
Таблица № 99
Динамика износа тепловых и паровых сетей в 2010 – 2014 годах
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, в двухтрубном исчислении, км
316,9
301,3
304,9
306,9
310,0
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %
34,7
33,0
32,9
33,2
34,3
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 отчетный период среднегодовых темпов износа и реконструкции (2,5 % и 2,1 % соответственно) к 2020 году протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, составит около 333 км в двухтрубном исчислении или 36,8 % от их общей протяженности (таблица № 100).
Таблица № 100
Динамика износа тепловых и паровых сетей в 2015 – 2020 годах
Год
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, в двухтрубном исчислении, км
314,5
318,2
321,9
325,6
329,3
332,5
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %
34,0%
34,4%
34,8%
35,2%
35,6%
36,8
В таблице № 101 приведены расчеты, демонстрирующие, что для сохранения к 2020 году уровня износа сетей на текущем уровне необходимо ежегодно заменять 23,1 км в двухтрубном исчислении (2,5% от общей протяженности). Для того чтобы к 2020 году полностью отказаться от эксплуатации сетей, выработавших свой ресурс, необходимо ежегодно заменять 84,2 км в двухтрубном исчислении (9,1 % от общей протяженности). Данные расчеты выполнены исходя из предположения, что общая протяженность сетей в двухтрубном исчислении в течение заданного периода является неизменной и составляет 925 км в двухтрубном исчислении.
Предотвращение подобной ситуации требует снижения степени износа основных фондов в системах теплоснабжения Костромской области путем существенного увеличения среднегодовых объемов реконструкции и замены тепловых сетей.
Таблица № 101
Оценка необходимости замены тепловых сетей
№ сценария
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей в 2020 г., %
Замена тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении сетей в год
Величина капиталовло-жений в год, тыс. руб.
%
км
1.
33,2
2,5
23,1
225 225
2.
20
5,1
47,2
448 400
3.
10
7,1
65,7
624 150
4.
0
9,1
84,2
799 900
Приложение № 1
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2016 – 2020 годы
Анализ сценариев социально-экономического развития Костромской области, определяющих потребление электроэнергии
в 2016 - 2020 годах
Динамика производства и потребления энергетических ресурсов определяется социально-экономическим развитием страны и ее регионов. Поэтому для оценки уровней электропотребления на перспективу необходимо оценить и проанализировать ряд прогнозных параметров экономического развития Костромской области, в том числе и в привязке к развитию Российской Федерации.
В Российской Федерации с началом кризиса формирование макроэкономических сценариев, как и самих прогнозов, осложнилось. Тем не менее, как считают представители Центра макроэкономического анализа и прогнозирования, мировой кризис скорректировал, но не отменил все основные факторы и драйверы, а также базовые технологические тренды и направления, на которых строились прогнозы до начала спада. Это находит свое подтверждение в скорректированных по времени, но сохранивших основные характеристики макроэкономических прогнозах Министерства экономического развития Российской Федерации.
В качестве информационной базы для построения прогнозов электропотребления в сегментах экономики и бытовом секторе Костромской области использовался целый ряд источников информации на региональном и окружном уровнях. Эти источники информации касались ретроспективной и прогнозной динамики основных макроэкономических переменных, которая дополнялась анализом связи макроэкономических переменных с динамикой изменения электропотребления.
Макроэкономические параметры области на ближайшую трехлетку задают материалы областного прогноза при планировании бюджетов регионами.
Динамика изменения промышленного производства и прочих макроэкономических показателей области за пределами ближайшего трехлетнего периода определялась дополнительно. Основой для таких оценок послужило содержание двух основных документов Российской Федерации по средне- и долгосрочному развитию страны:
1) сценарные условия долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года;
2) сценарные условия для формирования вариантов прогноза социально-экономического развития 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 2011 – 2015 годов. В данном случае исключались значения посткризисного 2009 года и 2010 года, как года восстановления экономики.
Корректирующий коэффициент kI для индексов роста регионального ВРП вычислялся по 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 – 2020 годы) рассчитанный в формуле 1 корректирующий коэффициент умножался на страновой индекс:
,
где j соответствует каждому году интервала прогноза, начиная с 2016 года.
Предлагаемый подход носит «компромиссный» характер, однако в условиях отсутствия необходимой информации является приемлемым, сочетая простоту и возможность учета сложившейся региональной специфики.
Долгосрочное социально-экономическое развитие Костромской области определяется несколькими ключевыми факторами, характеризующими внутренние экономические условия:
1) степенью развития и реализации сравнительных преимуществ и возможностей Костромской области по приоритетным направлениям развития экономики;
2) минимизацией существующих рисков и учетом слабых сторон экономики области;
3) решением проблем в области демографических процессов в области.
В зависимости от реализации этих факторов можно выделить два качественных сценария социально-экономического развития Костромской области до 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.
Данный сценарий характеризуется:
1) инерционным протеканием демографических процессов в области;
2) отказом от развития новых долгосрочных приоритетных направлений, имеющих в области потенциальные сравнительные преимущества;
3) преобладанием внешних по отношению к области центров принятия решений по развитию ее экономики (в области электроэнергетики, транспорта, туризма, текстильной промышленности, машиностроения).
В инерционном сценарии возможности экономического роста будут определяться в основном следующими факторами:
1) увеличением производства и экспорта в другие регионы Российской Федерации электроэнергии;
2) наличием на территории области возобновляемых природных ресурсов при ограниченных возможностях их переработки с повышением добавленной стоимости;
3) транзитной пропускной способностью проходящих через область транспортных коридоров;
4) использованием ценовых преимуществ товаров и услуг, производимых на территории области, при слабой конкуренции с точки зрения качества;
5) снижением качества человеческого капитала;
6) усилением социальной нагрузки на бюджет и экономику области.
В инерционном сценарии Костромской области не удается преодолеть в полной мере существующие ограничения экономического роста, темпы роста экономики, в среднем, за период отстают от среднероссийских, что означает снижение доли области в валовом внутреннем продукте Российской Федерации и усиление отставания в уровне жизни населения от среднероссийского уровня.
Сценарий интенсивного развития (целевой сценарий) отражает использование сильных сторон и существующих возможностей экономики Костромской области за счет развития внутренних приоритетных направлений, а также максимального использования благоприятных внешних условий и межрегиональных связей. Сценарий предусматривает:
1) проведение активной демографической политики;
2) активное развитие новых долгосрочных приоритетных направлений, имеющих в области потенциальные сравнительные преимущества;
3) эффективное использование принимаемых вне области решений по развитию ее экономики (в области электроэнергетики, транспорта);
4) принятие мер по минимизации существующих рисков развития области и компенсации ее слабых сторон;
5) разработку и реализацию совместных программ с соседними регионами, координацию стратегий социально-экономического развития;
6) повышение места области по основным экономическим и социальным показателям среди субъектов ЦФО.
В интенсивном сценарии экономический рост будет определяться в основном следующими факторами:
1) увеличением объема производимых на территории области товаров и услуг, направленных на удовлетворение спроса как внутри области, так и в других регионах Российской Федерации, и на экспорт;
2) глубокой переработкой имеющихся на территории области возобновляемых природных ресурсов;
3) использованием уникальных конкурентных преимуществ области, позволяющих предложить качественные товары и услуги;
4) улучшением качества человеческого капитала;
5) снижением уровня дотационности регионального бюджета.
Реализация сценария интенсивного развития позволит Костромской области преодолеть существующие ограничения экономического роста и сократить свое отставание от среднероссийского уровня.
Рассмотрение и оценка изменений в экономике Костромской области были дополнены анализом численности населения области. Он базируется на долгосрочном прогнозе Росстата по стране и субъектам Российской Федерации. В основу прогноза Росстата до 2030 года положен анализ долговременных тенденций динамики уровня рождаемости в России и других европейских странах, который дает основания для оценки возможных тенденций рождаемости в России. Статистическими индикаторами последнего выступают повышение возраста вступления в брак и рождения ребенка, увеличение рождаемости вне официально зарегистрированного брака, увеличение добровольной бездетности.
Вместе с тем, определенное влияние на параметры рождаемости, в первую очередь, календаря рождений, может оказать ряд введенных в последние 3 – 4 года мер семейной политики (в первую очередь, материнский капитал). Однако очевидно, что без существенных изменений в темпах экономического развития и повышения уровня благосостояния российских граждан введенные меры не дадут устойчивого демографического эффекта.
Росстат рассматривает три сценария численности населения на перспективу:
1) высокий сценарий рождаемости исходит из предположения о том, что обществу удастся выработать социальные механизмы, ведущие к тому, что будет поддерживаться рождаемость, близкая уровню, который обеспечивал бы простое воспроизводство населения, в результате чего каждое новое поколение будет численно не меньше предыдущего. В конечном итоге, такой уровень рождаемости (1,8 – 2 детей в расчете на одну женщину репродуктивного возраста) отвечал бы и господствующему сегодня идеальному размеру потомства (социологические опросы мнений продолжают фиксировать идеальное число детей в семье именно на двухдетном уровне). Определенную часть прироста даст и миграционный прирост;
2) средний вариант рождаемости исходит из того, что улучшение социально-экономического положения в России и меры демографической политики позволят достаточно полно реализовать семьям свои репродуктивные планы и рождаемость установится на уровне, чуть превосходящем средний по Европе. Но в отличие от высокого сценария рождаемости в данном случае ожидаются более низкие темпы развития страны;
3) низкий сценарий предполагает, что сохранение или ухудшение сложившейся экономической ситуации в стране, скорее всего, сделает маловероятным повышение рождаемости. Она будет на уровне, наблюдаемом ныне у стран с наиболее низкой рождаемостью (1,2 – 1,3 ребенка на семью).
В расчетах обеспеченности населения жильем и потребности в электроэнергии на перспективу приняты два последних сценария Росстата с поправками на данные последней переписи населения.
Высокий сценарий рождаемости не рассматривался, так как он исходит из таких благоприятных предположений, которые в ближайшей перспективе, учитывая последние тренды и прогнозы социально-экономического развития страны, не просматриваются.
Дополнительным основанием к выбору более низких сценариев является также и то, что последняя перепись населения зафиксировала существенно более низкую численность населения области, чем указанную Росстатом в своих статистических ежегодниках за последние годы. Так, численность населения по данным переписи составила 667,5 тыс. человек вместо ожидаемых 686 тыс. человек, т.е. оказалась меньше почти на 20 тыс. человек.
В результате предполагается, что численность населения Костромской области снизится в 2020 году в рамках среднего варианта до 644 тыс. человек, а в рамках низкого варианта – до 626 тыс. человек.
Предполагается, что за рассматриваемый период количество и площадь жилья и учреждений сферы услуг существенно возрастет. В интенсивном варианте полностью будут достигнуты параметры целевой программы строительства жилья в Костромской области. Коэффициент ввода жилья на душу населения достигнет к концу рассматриваемого периода 0,6 кв. м на душу населения. В инерционном сценарии эти показатели будут отставать от интенсивного варианта ориентировочно на 20 – 30%. В интенсивном варианте прирост площадей предприятий и учреждений сферы услуг будет примерно на 30 – 50% выше, чем в инерционном сценарии, примерно на четверть будет выше их оснащенность электропотребляющим оборудованием.
1
Приложение № 2
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2016 – 2020 годы
Перечень земельных участков для жилищного строительства в Костромской области
№ п/п
Наименование квартала застройки
Площадь участка, га
Объе-мы жилья,
тыс. кв. м
Коли-чество жителей, тыс. человек
Объекты социальной инфраструктуры
Необходимая мощность потребления объектов инженерной инфраструктуры
наименование объекта
мощность
(число мест в школах и д/с,
тыс. кв. м площади прдприя-тий бытового обслужива-ния)
водоснаб-жение и водоотведе-ние, м3/сут.
электро-снабжение, кВт
тепло-снаб-жение,
Гкал/час
газоснаб-жение, нм/куб.
год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1.
мкр-н «Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
23,6
194,8
5,0
Школа
Детсад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
750
300
3,2
1392,9
6 678,5
55,733
7 802,62
2.
пос. Волжский
48,2
113,5
1,6
Школа
Детсад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
240
95
2,5
464
3 905,7
22,764
3 186,96
3.
д. Каримово
22,5
52,6
2,9
Школа
Детсад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
440
180
3,1
824,5
22 63,8
16,821
2 354,94
4.
мкр-н «Солоница»
10,6
24,8
1,4
Детсад
Предприятие общественного питания
90
1,4
376
1 007,9
6,981
977,34
5.
мкр-н «Новый город»
22,3
120,0
4,8
Школа
Детсад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
720
280
3,0
1 335,5
4 388,8
35,95
5 033
6.
хут. Чернигино
36,5
85,0
1,2
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
180
72
1,9
348,75
2 933,6
23,695
3 317,3
7.
мкр-н «Агашкина гора-2 «
(ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
64,5
305,3
11,6
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
1 741
700
8,6
3 246,7
11 290,75
91,213
12 769,83
8.
мкр-н «Паново-2»
27,0
110,0
6,2
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
930
372
1,8
1700,1
3 990,12
34,223
4 791,176
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и п. Караваево)
159,0
855,6
34,2
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
3 078
1 700
10,3
9 144,65
29 794,5
243,956
34 153,792
10.
д. Подолец
31,3
41,5
0,8
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
72
45
0,3
215,14
1 360,2
11,373
1 592,26
11.
д. Становщиково
120,0
160,0
3,2
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
300
160
0,9
856,13
5 175,1
43,818
6 134,5
12.
д. Коряково («Агротехнопарк»)
168,5
223,0
4,5
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
400
250
1,3
1 204,5
7 231,5
61,05
8 547
13.
д. Клюшниково
243,4
322,3
6,5
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
600
330
1,9
1 739,44
10 442,8
88,227
12 351,75
14.
мкр-н № 11 в
г. Волгореченске
15,1
29,5
0,7
Не предусматривается
175
886,5
Газовые котлы
1 083,34
15.
Бакшеевское сельское поселение, в районе п.Зарубино
631
600
10
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
600
330
1,9
3 500
12 800
150
30 000
1
Приложение № 3
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2016 – 2020 годы
Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2016 – 2020 годы
Приложение № 4
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2016 – 2020 годы
Схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2020 года
___________________
С
1
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
ГУБЕРНАТОРА КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ
от «23» июня 2015 года № 108
г. Кострома
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КОСТРОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2016 – 2020 ГОДЫ
Утратило силу постановлением губернатора Костромской области от 04.06.2016 № 108 (НГР RU44000201600573)
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»
ПОСТАНОВЛЯЮ:
1. Утвердить прилагаемые схему и программу развития электроэнергетики Костромской области на 2016 – 2020 годы.
2. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального опубликования.
Временно исполняющий обязанности
губернатора области
С. Ситников
Приложение
УТВЕРЖДЕНЫ
постановлением губернатора
Костромской области
от «23» июня 2015 г. № 108
СХЕМА И ПРОГРАММА
развития электроэнергетики костромской области
на 2016 – 2020 годы
Раздел I. Анализ существующего состояния электроэнергетики Костромской области
Глава 1. Общая характеристика Костромской области
Костромская область – один из регионов Центрального федерального округа (далее – ЦФО), занимающий площадь 60,2 тыс. кв. км, что составляет 0,4% от площади России. В 2014 году в Костромской области проживало 0,5 % населения Российской Федерации, производилось суммарного валового регионального продукта (далее – ВРП) 0,3%, промышленной продукции – 0,31%, продукции обрабатывающих производств – 0,34%, было сосредоточено 0,3% основных фондов, формировалось 0,29% розничного товарооборота и предоставлялось 0,3% платных услуг населению. Эти и некоторые другие показатели удельного веса Костромской области в основных социально-экономических показателях Российской Федерации приведены в таблице № 1.
Таблица № 1
Удельный вес Костромской области в основных социально- экономических показателях Российской Федерации, %
Показатели
2014 год
1
2
Площадь территории
0,4
Численность населения
0,5
Среднегодовая численность населения, занятого в экономике
0,5
Численность персонала, занятого исследованиями и разработками
0,16
Валовой региональный продукт (ВРП)
0,3
Основные фонды в экономике
0,3
Объем отгруженной промышленной продукции,
0,31
в том числе в обрабатывающих производствах
0,34
Продукция сельского хозяйства
0,5
Объем работ, выполненных по виду деятельности «строительство»
0,1
Поступление налогов, сборов и иных обязательных платежей в бюджетную систему Российской Федерации
0,17
Инвестиции в основной капитал
0,2
Ввод в действие общей площади жилых домов
0,4
Оборот розничной торговли
0,29
Платные услуги населению
0,3
Численность обучающихся по программам высшего профессионального образования
0,3
2. На 1 января 2014 года на территории Костромской области проживало 656,4 тыс. человек. Численность городского населения составила 464,9 тыс. человек (70,8%), сельского – 191,5 тыс. человек (29,2%). Плотность населения в Костромской области составила 10,9 человека на кв. км. По численности населения Костромская область занимала 67 место в Российской Федерации и 18 место среди регионов ЦФО.
В городе Костроме проживало 273,4 тыс. человек, что составило 41,7 % от населения региона и 58,8% – от городского населения. По сравнению с данными 2000 года численность населения Костромской области сократилась на 13,9%. При этом, по данным 2014 года, по коэффициенту рождаемости Костромская область лидировала в ЦФО, но общий коэффициент естественного прироста был отрицательным и составил 3,3 промилле. Для Костромской области также характерен миграционный отток населения в размере 0,8 – 1,5 тыс. человек в год.
Большая часть населения Костромской области сосредоточена на юго-западе региона, который отличается наибольшей освоенностью и инфраструктурной насыщенностью. Здесь же сконцентрирован основной промышленный и сельскохозяйственный потенциал. В городах Кострома, Волгореченск, Нерехтском, Красносельском, Костромском и Судиславском районах, на которые приходится 9,7% территории области, проживает 60,6 % ее населения, производится более 70% промышленной продукции, формируется более 73% розничного товарооборота. Восточные районы области отличаются значительными лесными ресурсами, малой плотностью инфраструктуры и редким расселением. Средняя плотность населения в Вохомском, Октябрьском, Павинском и Поназыревском районах Костромской области составляет 3,0 человека на кв. км. На востоке Костромской области основным социально-экономическим центром является г. Шарья.
3. Помимо областного центра г. Костромы в Костромской области крупные города отсутствуют. Поэтому он является безусловным лидером и основным центром территории области. Среди небольших городов выделяются города с преобладанием лесопромышленного комплекса (г. Шарья, г. Мантурово, г. Нея), города с более диверсифицированной экономикой (г. Буй и г. Галич), а также промышленный центр Волгореченск, известный, прежде всего, своей энергетикой. Численность населения в городах Костромской области на 1 января 2014 года представлена в таблице № 2.
Таблица № 2
Численность населения в городах Костромской области
на 1 января 2014 года, тыс. человек
Кострома
273,4
Мантурово
16,4
Шарья
23,8
Нея
9,2
Буй
24,5
Макарьев
6,9
Нерехта
21,9
Солигалич
6,1
Галич
16,9
Чухлома
5,1
Волгореченск
16,8
Кологрив
3,2
4. Костромская область относится к среднеразвитым регионам Центральной России. Экономически активное население составляло в 2013 году 345,5 тыс. человек (52,6% от общей численности населения региона). Динамика структуры занятости в экономике Костромской области приведена в таблице № 3. В структуре занятости преобладают обрабатывающие производства – 19,9% занятых, за которыми следует оптовая и розничная торговля (порядка 17% занятых), сельское и лесное хозяйство (порядка 10,9 % занятых).
Таблица № 3
Динамика структуры занятости в экономике Костромской области, тыс. человек
2000
2005
2010
2012
2013
1
2
3
4
5
6
Всего в экономике, в том числе:
332,6
324,5
321,5
310,5
305,6
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
52,2
39,4
36,6
35,8
33,4
рыболовство, рыбоводство
0,0
0,1
0,2
0,2
0,3
добыча полезных ископаемых
1,1
0,4
0,3
0,4
0,4
обрабатывающие производства
63,9
67,1
63,6
61,5
60,7
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
14,8
12,5
12,4
12,0
12,1
строительство
19,8
18,5
19,3
20,0
18,5
оптовая и розничная торговля, ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования
45,0
47,1
50,5
49,6
52,2
гостиницы и рестораны
3,7
5,2
4,2
4,7
4,9
транспорт и связь
24,1
24,0
21,1
20,3
21,4
финансовая деятельность
2,8
3,2
4,5
4,5
4,2
операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг
11,3
12,6
18,1
17,1
16,6
государственное управление и обеспечение военной безопасности, социальное страхование
20,6
23,7
23,8
21,8
21,4
образование
34,6
32,3
32,0
29,3
27,1
здравоохранение и предоставление социальных услуг
26,3
26,7
24,0
22,0
21,6
предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
12,4
11,5
10,7
10,9
10,7
деятельность домашних хозяйств
0,0
0,2
0,2
0,3
0,1
По сравнению с 2005 годом численность занятых увеличилась: по виду экономической деятельности «Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг» – на 4,0 тыс. человек, в финансовой деятельности – на 1,0 тыс. человек; сократилась: в обрабатывающих производствах – на 6,4 тыс. человек, в здравоохранении и предоставлении социальных услуг – на 5,1 тыс. человек, в сельском и лесном хозяйстве – на 6,0 тыс. человек, в образовании – на 5,2 тыс. человек, в предоставлении прочих коммунальных, социальных и персональных услуг – на 0,8 тыс. человек, в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды – на 0,4 тыс. человек.
По итогам 2014 года численность работающих в промышленных предприятиях, не относящихся к субъектам малого и среднего предпринимательства по Костромской области, составила 50,5 тыс. человек, по сравнению с 2005 годом данный показатель снизился на 15,4 %. Снижение числа работающих в отрасли можно объяснить, прежде всего, объективным уменьшением трудоспособного населения области, профессионально-квалификационным несоответствием спроса и предложения рабочей силы на рынке труда, а также низким уровнем трудовой мобильности.
5. По объему ВРП на душу населения Костромская область занимает 15 место в ЦФО. Доля Костромской области в российском ВРП составила в 2013 году 0,3%.
6. Структура ВРП, производимого в Костромской области, отражает ее специализацию в экономике Российской Федерации (таблица № 4).
Сельское и лесное хозяйство формирует более 8,7% 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 «Костромская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» (далее – Костромская ГРЭС), имеющего федеральное значение. Доля обрабатывающей промышленности в структуре ВРП Костромской области заметно выше, чем в среднем по стране в целом, и по ЦФО в частности. Вместе с тем, значительная часть ВРП приходится на сферу услуг, где преобладает торговля, операции с недвижимым имуществом, а также государственное управление и обеспечение военной безопасности.
Таблица № 4
Составляющие структуры ВРП Костромской области и
Российской Федерации в 2007 и 2013 годах, %
Вид экономической деятельности
Костромская
область
Российская Федерация
2007 год
2013 год
2007 год
2013 год
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
11,4
8,7
4,4
4,2
Рыболовство, рыбоводство
0,0
0,0
0,3
0,2
Добыча полезных ископаемых
0,1
0,1
10,6
10,8
Обрабатывающие производства
28,3
24,2
19,7
17,4
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
9,0
8,6
3,4
3,9
Строительство
4,9
4,7
6,3
6,8
Оптовая и розничная торговля, ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования
11,5
17,5
21,4
18,0
Гостиницы и рестораны
0,9
1,0
1,0
1,1
Транспорт и связь
10,2
7,1
10,1
10,0
Финансовая деятельность
0,0
0,3
0,8
0,5
Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг
4,9
7,3
9,9
12,0
Государственное управление и обеспечение военной безопасности, социальное страхование
8,7
9,6
4,3
5,8
Образование
4,4
4,6
2,7
3,4
Здравоохранение и предоставление социальных услуг
4,5
4,9
3,4
4,3
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
1,2
1,4
1,7
1,6
7. После трансформационного кризиса 90-х экономика Костромской области вступила в фазу активного восстановительного и инвестиционного роста, продолжавшегося вплоть до 2008 года. Динамика объема ВРП Костромской области повторяла аналогичную динамику показателя по Российской Федерации в целом и по ЦФО (таблица № 5). При этом темпы восстановления и развития экономики Костромской области значительно уступали темпам по ЦФО: среднегодовой рост ВРП в 1998 – 2008 годах по ЦФО составил 7,2%, по Костромской области – 3,7 %. В этот период суммарный ВРП регионов Российской Федерации увеличился в 1,88 раза, ВРП ЦФО – в 2,13 раза, ВРП Костромской области – в 1,48 раза.
Таблица № 5
Динамика объема ВРП Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 - 2013 годах в сопоставимых ценах,
в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Российская Федерация
107,6
108,3
108,3
105,7
92,4
104,6
105,4
103,1
101,8
Центральный федеральный округ
109,8
109,9
108,9
107,5
89,2
103,0
104,8
103,7
101,6
Костромская область
103,6
106,4
106,5
103,9
90,2
106,3
103,9
104,1
102,3
В кризис 2008 – 2009 годов рост экономики 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 России. В 2012 – 2013 годах ВРП Костромской области увеличивался более быстрыми темпами, чем в среднем по ЦФО и России.
Индекс промышленного производства в Костромской области по итогам 2014 года составил в среднем 99,6%, в частности:
по добыче полезных ископаемых – 110,0%,
по обрабатывающим производствам – 97,2%,
по производству и распределению электроэнергии, газа и воды – 106,2 %.
Индекс объема промышленного производства в Российской Федерации и Костромской области в 2005 – 2014 годах представлен на рисунке № 1.
В 2014 году предприятиями Костромской области отгружено товаров собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами по добыче полезных ископаемых, по обрабатывающим производствам, по производству и распределению электроэнергии, газа и воды (по чистым видам экономической деятельности), по организациям, не относящимся к субъектам малого предпринимательства, и малым предприятиям на сумму 134,4 млрд. рублей, что в фактически действующих ценах на 3,2% больше по сравнению с 2013 годом.
По состоянию на 1 января 2015 года в сфере обрабатывающих производств на территории Костромской области зарегистрировано 2 075 организаций.
Динамика объема промышленного производства Костромской области соответствует общим для Российской Федерации тенденциям (таблица № 6).
Рисунок № 1
Индекс объема промышленного производства в Российской Федерации и Костромской области в 2005 – 2014 годах, в % к предыдущему году
Таблица № 6
Динамика объема промышленного производства в Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах в сопоставимых ценах, в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Российская Федерация
105,1
106,3
106,8
100,6
89,3
107,3
105,0
103,4
100,4
101,7
Центральный федеральный округ
112,4
114,0
100,4
97,5
91,8
108,6
106,4
105,5
101,4
101,3
Костромская область
108,9
111,1
105,7
100,2
83,8
115,7
108,2
103,7
104,6
99,6
9. В 2014 году объем промышленного производства в Костромской области сократился на 0,4%. На снижение повлияла ситуация в отраслях по производству машин и оборудования (сокращение на 25,7%), транспортных средств (на 30,4%), в текстильном и швейном производстве (на 13,3%), в целлюлозно-бумажном производстве (на 7,0%), в металлургическом производстве (на 5,7%), в производстве пищевых продуктов (на 4,7%). Вместе с тем, положительную динамику продемонстрировали: производство электрооборудования (рост на 18,3%), производство прочих неметаллических минеральных продуктов (на 14%), производство резиновых и пластмассовых изделий (на 12,6%), прочие производства (на 5,7%), производство кожи, изделий из кожи и производство обуви (на 3,8%), обработка древесины (на 2,5%).
Наибольший удельный вес в структуре отгрузки товаров собственного производства обрабатывающих производств занимают: прочие производства (29,7%), обработка древесины (22,2%), металлургическое производство (10,6%), производство транспортных средств и оборудования (9,0%), производство пищевых продуктов (9,0%), производство прочих неметаллических минеральных продуктов (4,1%), производство электрооборудования (4,0%) (рисунок № 2).
Рисунок № 2
Структура обрабатывающих производств Костромской области
в 2014 году
10. Деревообрабатывающая промышленность формирует 16% промышленного производства региона. Деревообрабатывающие предприятия области производят фанеру (11% общероссийского объема производства), плиты ДВП (13%), ДСП (9,0%), пиломатериалы. В товарной структуре экспорта Костромской области продукция лесопромышленного комплекса составляет порядка 70%.
Лесопромышленный комплекс Костромской области включает в себя около 600 предприятий, на которых задействовано около 10,8% (порядка 5,5 тыс. человек) всего занятого в промышленном производстве населения Костромской области.
Основными производителями фанеры являются НАО «СВЕЗА Кострома» (г. Кострома) и НАО «СВЕЗА Мантурово» (г. Мантурово). Крупнейшим в России предприятием по производству ДСП и модифицированных ДВП, на основе которых производятся ламинированные полы, является ООО «Кроностар» (г. Шарья).
11. По виду экономической деятельности «Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий» наиболее перспективными направлениями являются расширение номенклатуры выпускаемых труб для нефтегазовой промышленности, производство упаковочной ленты разных типов намотки, сварочных электродов, проволоки и пр. Практически все предприятия, работающие в данном виде деятельности, провели техническое перевооружение в рамках инвестиционных проектов, имеют перспективы развития, выпускают конкурентоспособную продукцию (ОАО «Газпромтрубинвест», ООО «Волгастрап»).
Ведущие позиции занимает ОАО «Газпромтрубинвест», расположенное в г. Волгореченск. Предприятие производит продукцию с 2000 года и специализируется на выпуске широкого ассортимента трубной продукции, в котором главную роль играют трубы для нефтегазовой промышленности. В 2014 году предприятием было произведено 175 тыс. тонн продукции, по оценке к 2017 году планируется превысить показатель в 500 тыс. тонн трубной продукции.
12. Машиностроительную отрасль Костромской области представляют порядка 40 крупных и средних промышленных предприятий.
Лидерами машиностроительного комплекса являются: АО «Галичский автокрановый завод», ЗАО «Костромской завод автокомпонентов», ЗАО «Электромеханический завод «Пегас».
Отличительной особенностью машиностроительного комплекса Костромской области является широкая диверсификация выпускаемой продукции.
В строительно-дорожном машиностроении успешно функционирует АО «Галичский автокрановый завод». Доля продукции предприятия составляет около 20% в общем объеме выпущенных автокранов в России. Предприятие производит широкий модельный ряд кранов грузоподъемностью от 25 до 80 тонн на шасси КамАЗ и МАЗ, освоено производство автокранов грузоподъемностью 110 тонн.
В сфере производства электрооборудования, электронного и оптического оборудования работают предприятия, специализирующиеся на выпуске продукции для промышленного и гражданского строительства (ЗАО «Электромеханический завод «Пегас» – производство микропроцессорных систем управления двигателем, бортовой и кабельной сети для гражданских самолетов, ЗАО «КосмоЭлектро» – производство щитового оборудования для отрасли жилищно-коммунального хозяйства).
По виду экономической деятельности «Производство транспортных средств и оборудования» в регионе успешно реализуется инвестиционный проект по организации производства деталей цилиндро-поршневой группы ЗАО «Костромской завод автокомпонентов» с общим объемом инвестирования свыше 300 млн. рублей.
13. Вид экономической деятельности «Текстильное и швейное производство» объединяет более 80 предприятий и организаций различной формы собственности, индивидуальных предпринимателей.
Костромская область исторически является текстильным краем, где расположены старейшие льнокомбинаты России. На их долю приходится свыше 30% общероссийского производства готовых льняных тканей. Костромские льнокомбинаты являются основными экспортерами льняных тканей в страны дальнего и ближнего зарубежья, их доля составляет около 40% общероссийского экспорта.
В текстильном производстве функционируют такие крупные фабрики, как ООО «Фабрика трикотажа «Заречье», хлопкопрядильная фабрика ООО «Совместное предприятие «Кохлома», ООО «ППО «Орбита», ОАО «Московская шерстопрядильная фабрика».
По итогам 2014 года предприятиями отрасли было произведено 8,0 млн. кв. м готовых льняных тканей, а также 120 тыс. п. м готовых хлопчатобумажных тканей.
14. В Костромской области сосредоточены крупнейшие российские ювелирные производства. В регионе изготавливается около трети золотых и четверти серебряных ювелирных украшений, производимых в России.
В пос. Красное-на-Волге действует самая крупная в России по объему прохождения Верхне-Волжская государственная инспекция пробирного надзора, где каждое изделие проходит контроль и клеймение.
В настоящее время на территории региона функционируют около 1 300 ювелирных предприятий и индивидуальных предпринимателей, на которых задействовано около 18,0% (порядка 9,1 тыс. человек) всего занятого в промышленном производстве населения Костромской области.
Широкую известность в стране получили крупные предприятия ОАО «Красносельский ювелирпром» и ОАО «Костромской ювелирный завод». Отлично зарекомендовали себя на ювелирном рынке ООО «Костромской ювелирный завод «Топаз», ООО «Ювелирный завод «Аквамарин», ООО «Красносельский ювелирный завод «Диамант» и многие другие.
В регионе перерабатывается более 30% драгоценных металлов от общего количества перерабатываемого золота и серебра в России.
В 2014 году объем отгруженной продукции ювелирных предприятий составил 27 млрд. рублей. Индекс промышленного производства составил 106,6%. За период 2010 – 2014 годов объем отгруженных товаров организациями, осуществляющими деятельность в сфере ювелирного производства, увеличился на 67,2%, оборот предприятий – на 68,2%.
15. 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 46 организаций.
Запасы торфа в Костромской области превышают 573 млн. тонн, из них могут эксплуатироваться 193 торфяных массива с суммарными запасами в 515,6 млн. тонн. Костромская область является одним из лидеров Российской Федерации по производству торфа (в 2014 году было произведено 63,6 тыс. тонн торфа). В Костромской области торф используется в основном в региональной энергетике.
В Костромской области выявлены прогнозные ресурсы по углеводородному сырью, золоту, поваренной соли и титаноциркониевым россыпям.
16. Вид экономической деятельности «Производство и распределение электроэнергии, газа и воды» представлен по состоянию на 1 января 2015 года 154 организациями; объем отгруженной продукции в 2013 году составил 33,1 млрд. рублей, что составляет 25,4% промышленного производства области. В значительной степени работа предприятий данного вида деятельности 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.
Динамика производства электрической и тепловой энергии Костромской области представлена в таблице № 7.
Таблица № 7
Производство электрической и тепловой энергии Костромской области
Показатели
Годы
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Произведено электроэнергии, млн. кВт. ч
12 987,1
13 600,7
14 796,8
15 180,1
15 203,4
16 501,9
Произведено теплоэнергии, тыс. Гкал
5 130
5 585
5 250
5 550
5 370
5340
Предприятия вида экономической деятельности «Производство и распределение электроэнергии, газа и воды» представлены генерирующими и передающими энергию и воду инфраструктурными объектами. Основным сегментом является производство электроэнергии и тепла генерирующими установками.
Основу энергетики Костромской области составляют электростанции ОАО «ТГК-2» (Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2), МУП «Шарьинская ТЭЦ» (Шарьинская ТЭЦ) и ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» (Костромская ГРЭС). Общая установленная мощность электростанций Костромской области в 2014 году составила 3 824 МВт, из которых 3 600 МВт приходится на Костромскую ГРЭС.
В 2014 году суммарная выработка электроэнергии в Главном управлении ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома (далее ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома) составила 887,1 млн. кВт. ч, отпуск тепла составил 1 806 тыс. Гкал. Собственные нужды электростанций составили 5,29% от суммарной выработки электроэнергии, среднее число часов использования установленной мощности было на уровне 4 278 часов.
В 2014 году выработка электроэнергии в Костромской области составила 16 502 млн. кВт. ч. Электроэнергетика Костромской области имеет явную ориентацию на удовлетворение внешних потребителей. Доля потребления электроэнергии области от собственной генерации составила в 2013 году 23,6 %, в 2014 году – 22 %.
Средний износ основных фондов предприятий по производству и распределению электроэнергии, газа и воды ниже, чем в обрабатывающих производствах и в добыче полезных ископаемых. Средний возраст основных фондов предприятий по производству и распределению электроэнергии, газа и воды на 31.12.2014 года составил: зданий – 23,8 года, сооружений – 25,0 лет, машин и оборудования – 16,3 года, транспортных средств – 10,5 лет.
17. Электростанции с арендованными котельными в 2014 году потребили 5 202,5 тыс. тонн условного топлива (далее – тыс. т.у.т.). В структуре потребления топлива электростанциями Костромской области в 2014 году (таблица № 8) доминирует природный газ, на который в топливном балансе приходится 98,9 %. В качестве резервного топлива используется мазут, доля которого в потреблении составила около 0,4%. МУП «Шарьинская ТЭЦ» использует местный возобновляемый источник топлива - торф (32,2 тыс. т.у.т. – 0,6 %).
Таблица № 8
Потребление топлива электростанциями Костромской области
в 2014 году, тыс. т.у.т.
Газ
Мазут
Торф
Костромская ГРЭС
4 658,615
0,275
Костромская ТЭЦ-1
119,6
Костромская ТЭЦ-2
352,4
Шарьинская ТЭЦ
21,6
32,2
РК-2
17,8
18. В тепловой энергетике Костромской области, помимо электростанций, важную роль играют промышленно-производственные и районные котельные. В 2014 году они произвели 3 115 тыс. Гкал тепла, что составляет 58 % от всего производства тепла в области.
Количество котельных, обеспечивающих теплоснабжение объектов жизнеобеспечения населения, составляет 932 единицы с суммарной мощностью 1 679 Гкал/ч.
19. Важную роль в экономике Костромской области играет сельское хозяйство. Объем продукции сельского хозяйства в 2014 году составил 19,1 млрд. рублей, индекс физического объема к 2013 году – 99,3 % (в том числе по растениеводству – 106,6 %, животноводству – 93,1 %). Динамика объема сельскохозяйственного производства в Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах представлена в таблице № 9.
Таблица № 9
Динамика объема сельскохозяйственного производства в
Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах в сопоставимых ценах, в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Российская Федерация
101,6
103,0
103,3
110,8
101,4
88,7
123,0
95,2
106,2
103,7
ЦФО
102,9
102,1
106,8
114,2
104,0
84,5
134,7
104,3
106,6
104,4
Костромская область
98,6
101,7
99,0
98,4
101,7
89,1
115,2
100,3
95,4
99,3
Отрицательная динамика объема сельскохозяйственного производства в регионе в 2013 – 2014 годах связана с недостаточным инвестированием отрасли, неблагоприятными погодно-климатическими условиями.
20. Динамика основных показателей производственной деятельности в сельском хозяйстве представлена в таблице № 10.
Традиционное для Костромской области молочно-мясное скотоводство, несмотря на успехи отдельных хозяйств, в целом показывает отрицательную динамику: сокращается поголовье крупного рогатого скота, поголовье свиней и производство молока.
Вместе с тем, производство картофеля, овощей и яиц увеличивается.
Таблица № 10
Динамика основных показателей производственной деятельности в сельском хозяйстве
Показатели
Годы
2000
2005
2010
2012
2013
2014
1
2
3
4
5
6
7
Посевная площадь в хозяйствах всех категорий, тыс. га
458,6
328,8
207,1
190,0
191,5
192,0
Поголовье скота и птицы в хозяйствах всех категорий, тыс. голов:
крупного рогатого скота,
173,4
102,4
69,8
63,2
61,1
58,0
в том числе коров
84,2
47,5
33,1
29,7
27,4
25,5
свиней
58,0
39,6
46,4
50,8
33,2
26,1
овец и коз
43,5
24,9
21,8
19,6
19,6
18,4
птицы
2 810,5
3 164,7
3 492,5
3 710,1
3 507,1
3 657,9
Производство основных видов сельскохозяйственной продукции в хозяйствах всех категорий, тыс. тонн:
зерно
146,8
72,7
48,7
59,9
46,2
65,4
льноволокно
1,9
0,6
0,6
1,4
0,8
0,1
картофель
245,6
173,3
104,4
177,3
173,7
184,9
овощи
133,2
105,1
102,2
110,3
111,3
112,7
скот и птица на убой (в живом весе)
28,4
23,8
22,4
21,1
29,8
24,8
молоко
232,3
156,1
133,1
121,0
111,2
106,8
яйца, млн. шт.
410,1
525,1
611,9
645,6
672,6
702,7
21. Транспортный комплекс играет видную роль в экономике Костромской области. Основные показатели работы транспорта в Костромской области в 2010 – 2014 годах приведены в таблице № 11. Эксплуатационная длина железнодорожных путей Костромской области составляет 641 км, протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием превышает 7,8 тыс. км, внутренних водных судоходных путей – 894 км. 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).
Таблица № 11
Основные показатели работы транспорта в Костромской области в 2010 – 2014 годах
Показатели
Годы
2010
2012
2014
Протяженность путей сообщения общего пользования, км:
641
641
эксплуатационная длина железных дорог
641
протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием
5 541
6 718
7 813
протяженность внутренних водных судоходных путей
894
894
894
Грузооборот транспорта на коммерческой основе – всего, млн. тонно-км, в том числе:
28 574
29 205
железнодорожного транспорта
24 895
28 170
29 190
автомобильного транспорта
383
404
414,9
внутреннего водного транспорта
0,6
ДСП
ДСП
Пассажирооборот транспорта общего пользования – всего, млн. пассажиро-км, в том числе:
1 580
1 380
железнодорожного транспорта
714
685
681
автомобильного транспорта
829
873
619
внутреннего водного транспорта
1,3
ДСП
ДСП
В 2014 году железнодорожным транспортом перевезено 1,7 млн. тонн грузов, автомобильным транспортом – 0,2 млн. тонн.
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. Плотность автомобильных дорог с твердым покрытием в Костромской области в 1,8 раза выше, чем в среднем по Российской Федерации и в 2,9 раза меньше, чем в среднем по ЦФО.
Суммарное количество легковых, грузовых, специальных автомобилей и автобусов в Костромской области в 2014 году составило 194,1 тыс. шт., что в 1,6 раза больше чем в 2005 году.
Городской электрифицированный транспорт представлен МУП г. Костромы «Троллейбусное управление». Протяженность троллейбусных линий составляет 29,7 км. В г. Костроме есть аэропорт, обслуживающий местные и межрегиональные перелеты.
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.
22. В 2014 году объем работ, выполненных по виду деятельности «Строительство», составил 7,6 млрд. рублей, снизившись в сопоставимых ценах по сравнению с 2013 годом на 10,8 %. В целом до кризиса 2008 – 2009 годов строительство в регионе развивалось более быстрыми темпами, чем в среднем по Российской Федерации (таблица № 12), что связано во многом с эффектом низкой базы роста.
Таблица № 12
Динамика объема работ, выполненных по виду деятельности «Строительство», в Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах в сопоставимых ценах, в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Российская Федерация
113,2
118,1
118,2
112,8
86,8
105,0
105,1
102,4
98,5
95,5
Центральный федеральный округ
112,0
118,9
110,5
104,3
86,4
104,2
98,8
102,1
98,8
102,2
Костромская область
129,4
129,0
124,1
98,6
92,5
100,1
84,7
99,6
93,4
89,2
В 2014 году в Костромской области было введено 1 635 зданий общей площадью около 396,0 тыс. кв. м, в том числе 391,2 тыс. кв. м жилой недвижимости и 4,8 тыс. кв. м – нежилой (таблица № 13). По сравнению с 2005 годом величина построенных площадей в 2014 году увеличились в 2,8 раза.
Таблица № 13
Ввод зданий в Костромской области в 2011 – 2014 годах
Число зданий, единиц
Общая площадь
зданий1, тыс. кв. м
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
Введено в действие зданий всего,
553
615
1510
1635
220,5
247,3
292,4
396,0
в том числе:
542
608
258,4
391,2
жилого назначения
1501
1630
191,5
245,4
нежилого назначения2
11,0
7,0
9,0
5,0
29,0
1,9
34,0
4,8
____________________
1 – включая технические, мансардные и подвальные этажи
2 – без субъектов малого предпринимательства
23. В 2000 – 2014 годах объем инвестиций в основной капитал в Костромской области увеличился в 6 раз и в 2014 году составил 27,5 млрд. рублей. Темп роста в сопоставимых ценах составил 119,8 % к уровню 2013 года (1 место в ЦФО). Темп роста инвестиций в основной капитал в 2014 году в целом по России составил 97,3 %, в среднем по ЦФО 98,9 % (рисунок № 3).
Рисунок № 3
Темпы роста инвестиций в основной капитал в сопоставимых ценах в 2014 году, %
Распределение инвестиций по видам экономической деятельности определяется сложившейся структурой хозяйственного комплекса области.
Наибольшая доля инвестиционных вложений в 2014 году приходится на обрабатывающие производства – 55,3%, транспорт и связь – 11%, операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг – 9,2%, производство и распределение электроэнергии, газа и воды – 8,2% (рисунок № 4).
Рисунок № 4
Структура инвестиций в основной капитал Костромской области
в 2014 году
Если рассматривать инвестиции в основной капитал в разрезе направлений их вложения, то основной объем инвестиций направляется на техническое перевооружение и модернизацию производства, о чем свидетельствует наибольший объем финансирования по статье: машины и оборудование, транспортные средства (63,6% в 2014 году). Именно это направление обеспечивает максимальную эффективность вложенных средств, модернизацию экономики, рост производства.
Для экономики области в последние годы характерна высокая доля привлеченных средств в источниках финансирования инвестиций (до 67% в 2014 году). В структуре привлеченных средств наибольшая доля приходится на кредиты банков (38,2%) и бюджетные средства (12%).
На территории области реализуются несколько крупных инвестиционных проектов, среди которых выделяются следующие: организация производства труб среднего диаметра на ОАО «Газпромтрубинвест», строительство завода по производству буровых установок ООО «НОВ Кострома» в г. Волгореченск, реконструкция завода по производству цементно-стружечных плит и строительство новой линии ЦСП ЗАО «Межрегион Торг Инвест», жилого массива в микрорайоне «Новый город» в г. Костроме и другие.
24. Общая площадь жилищного фонда в Костромской области в 2014 году составила 16,9 млн. кв. м. Обеспеченность жильем на душу населения к 2014 году достигла 25,7 кв. м, что выше, чем среднем по Российской Федерации и ЦФО (соответственно 23,4 и 24,3 кв. м). Динамика общей площади жилых помещений, приходящихся в среднем на одного жителя в Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2013 годах приведена в таблице № 15.
Таблица № 15
Динамика общей площади жилых помещений, приходящейся в среднем на одного жителя в Костромской области, ЦФО и Российской Федерации в 2005 – 2013 годах в сопоставимых ценах, в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Российская Федерация
20,8
21,0
21,4
21,8
22,2
22,6
23,0
23,4
23,4
Центральный
федеральный округ
22,0
22,4
22,9
23,3
23,4
24,0
24,4
24,8
24,3
Костромская область
23,8
24,3
24,1
24,1
24,5
25,1
25,4
25,7
25,7
Рост жилищного фонда – важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Ввод жилых площадей по региону в 2014 году составил 391,2 тыс. кв. м, что в 1,5 раза больше, чем в 2013 году.
Суммарно в 2005 – 2014 годах в Костромской области было введено около 1,7 млн. кв. м жилых помещений. Рост жилищного строительства на фоне снижения численности населения региона обусловили увеличение средней обеспеченности жильем с 23,8 кв. м на душу населения в 2005 году до 25,7 кв. м в 2014 году (рост на 8%).
25. В 2014 году оборот розничной торговли в Костромской области составил 75,1 млрд. рублей, увеличившись по сравнению с 2013 годом на 1,6% (в сопоставимых ценах). За 2014 год розничный товарооборот в Костромской области увеличился в 4,0 раза по отношению к 2005 году в сопоставимых ценах. Показатель среднедушевого товарооборота в 2014 году составил 114,4 тыс. рублей. Динамика оборота розничной торговли в Костромской области и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах представлена в таблице № 16.
В 2014 году рост оборота розничной торговли обеспечен крупными организациями и индивидуальными предпринимателями, занимающими в структуре розничной торговли 30,9 % и 35,3 % соответственно.
Как и в других регионах Российской Федерации, в Костромской области активное развитие получают 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 торговая группа «Высшая Лига» (супермаркеты «Лига Гранд», универсамы «Высшая Лига»), торговой сети продовольственных магазинов «Дом еды» и «Десяточка», магазины «Аксон». Торговые сетевые структуры, формирующиеся в Костроме, активно работают также на рынках соседних регионов, в основном, в Ярославской и Ивановской областях.
Таблица № 16
Динамика оборота розничной торговли в Костромской области и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах в сопоставимых ценах,
в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Российская Федерация
112,8
113,9
116,1
113,6
94,9
106,5
107,1
106,3
103,9
102,5
Костромская область
107,3
117,6
116,9
114,8
94,9
113,8
108,3
104,9
102,3
101,6
26. В 2014 году объем платных услуг населению в Костромской области составил 21,6 млрд. рублей, увеличившись по отношению к 2013 году на 0,4% (в сопоставимых ценах). Динамика платных услуг в Костромской области и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах представлена в таблице № 17.
Таблица № 17
Динамика платных услуг в Костромской области и Российской Федерации в 2005 – 2014 годах в сопоставимых ценах, в % к предыдущему году
Годы
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Российская Федерация
106,3
107,6
107,7
104,3
97,5
101,5
103,2
103,5
102,1
101,3
Костромская область
114,6
109,6
113,9
102,5
98,5
121,7
102,8
103,4
105,3
100,4
В структуре платных услуг населению наибольший удельный вес в 2014 году занимают услуги связи (18,02%), транспортные услуги (13,2%), бытовые услуги (11,1%), жилищные услуги (7,8%).
Глава 2. Характеристика Костромской энергосистемы
Объекты электроэнергетики, расположенные на территории Костромской области, относятся к энергосистеме Костромской области, которая, в свою очередь, входит в состав объединенной энергетической системы Центра (далее – ОЭС Центра). В диспетчерском отношении Костромская область относится к сферам ответственности филиалов ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» «Региональное диспетчерское управление энергосистемами Костромской и Ивановской областей» (далее – Костромское РДУ) и «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Центра».
В Костромской области находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 3 824 МВт. Основным объектом генерации является Костромская ГРЭС. В электроэнергетический комплекс Костромской области входят также 111 линий электропередачи класса напряжения 110 – 500 кВ, 77 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 110 – 500 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 9 713,65 МВА.
Выработка электроэнергии в Костромской энергосистеме за 2014 год составила 16 501,9 млн. кВт. ч, потребление – 3 617 млн. кВт. ч.
К генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Костромской области, относятся:
1) Костромская ГРЭС;
2) ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома;
3) МУП «Шарьинская ТЭЦ».
К наиболее крупным компаниям, оказывающим услуги по передаче электрической энергии на территории Костромской области, относятся:
1) филиал ОАО «ФСК ЕЭС» «Волго-Окское ПМЭС»;
2) филиал ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»;
3) Северная дирекция инфраструктуры – структурное подразделение Центральной дирекции инфраструктуры – филиал ОАО «РЖД»;
4) ООО «Энергосервис»;
5) филиал «Верхневолжский» ОАО «Оборонэнерго».
На территории Костромской области осуществляют деятельность следующие сбытовые компании:
1) ОАО «Костромская сбытовая компания»;
2) ООО «Русэнергосбыт»;
3) ООО «Инициатива ЭСК»;
4) ООО «Гарант Энерго»;
5) ОАО «Оборонэнергосбыт»;
6) ОАО «Мосгорэнерго».
Глава 3. Отчетная динамика потребления электроэнергии
за последние пять лет
Полное потребление электроэнергии в Костромской области составило в 2014 году 3 617 млн. кВт. ч, увеличившись по сравнению с 2013 годом почти на 0,4% (таблица № 18).
Таблица № 18
Динамика полного потребления электроэнергии в Костромской области,
2010
2011
2012
2013
2014
Полное потребление, млн. кВт. ч
3 681
3 611
3 655
3602
3617
Изменение полного потребления, %
98,1
101,2
98,6
100,4
в т.ч. потери в сетях, млн. кВт. ч
572
542
536
520
510
Собственные нужды электростанций, млн. кВт. ч
598
612
610
603
614
Полезное (конечное) потребление, млн. кВт. ч
2 511
2 457
2 509
2 479
2 493
Изменение конечного потребления, %
97,9
102,1
98,8
100,6
Доля потерь в сетях от полезного отпуска, %
22,8
22,1
21,4
21,0
20,5
Основные причины увеличения полного электропотребления в 2014 году заключаются в росте конечного потребления.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций всех типов составляет в среднем 3,7% от выработки и демонстрирует тенденцию к снижению.
Структура электропотребления в Костромской области приведена в таблице № 19.
В отраслевой структуре, как и в целом по стране, преобладает промышленное электропотребление: на обрабатывающие производства раздела Е и добывающие производства приходится в совокупности 36,5%, в том числе на обрабатывающие производства – 27%.
Доля отраслей транспорта и связи (19,1% от полезного электропотребления) немногим уступает долям бытового сектора и сферы услуг. Столь значительная доля (в среднем по стране на этот вид деятельности приходится менее 9% от полного электропотребления) связана с большим расходом электроэнергии на работу железнодорожного транспорта – около 500 млн. кВт. ч (почти 99% из них – электротяга). В сфере связи израсходовано в 2014 году около 24 млн. кВт. ч.
Таблица № 19
Структура электропотребления в Костромской области
2013
2014
2014/ 2013
млн. кВт.ч
доля от конечного потребления, %
млн. кВт.ч
доля от конечного потребле-ния, %
%
млн. кВт.ч
1
2
3
4
5
6
7
Потреблено, всего в том числе:
3 602
3 617
0,4
15
потери в сетях
520,4
510,2
-2,0
-10,2
собственные нужды электростанций
603
614
1,8
11
Полезное/конечное потребление, в том числе:
2 478,6
100
2 492,8
100
0,6
14,2
добыча полезных ископаемых
1,1
0,04
1,0
0,04
-9,1
-0,1
обрабатывающие производства (сектор D)
609,4
24,6
612,0
24,6
0,4
2,6
сектор Е (без собственных нужд электростанций)
180,1
7,3
172,0
6,9
-4,5
-8,1
строительство
33,1
1,3
33,0
1,3
-0,3
-0,1
транспорт и связь
490,4
19,8
499,6
20,0
1,9
9,2
производственные нужды сельского хозяйства, лесного хозяйства
79,9
3,2
80,0
3,2
0,1
0,1
бытовой сектор (население)
551,7
22,3
568,0
22,8
3,0
16,3
прочие, включая сферу услуг
532,9
21,5
527,2
21,1
-1,1
-5,7
Как следует из анализа данных таблицы № 19 изменения за отчетный год невелики. Следует отметить, практически по всем направлениям динамика расхода электроэнергии положительна, отрицательная динамика в конечном потреблении наблюдалась лишь в секторе «прочее потребление», формируемое, как упоминалось выше, в основном, предприятиями и организациями сферы услуг, а также в сфере «добыча полезных ископаемых».
В структуре электропотребления обрабатывающих производств по крупным и средним предприятиям (рисунок № 5) основное место – более 80% суммарного объема – 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%) (г. 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 № 5
Структура электропотребления обрабатывающих производств по крупным и средним предприятиям, 2014 год
Динамика потребления электроэнергии транспортом и связью приведена ниже в таблице № 20.
Таблица № 20
Динамика структуры электропотребления по виду экономической деятельности «Транспорт и связь», млн. кВт. ч
2009
2010
2011
2012
2013
Транспорт и связь, из них:
495,5
492,8
489,8
490,1
490,4
транспорт, в том числе:
477,4
471,0
467,1
467,3
467,5
железнодорожный транспорт
460,5
454,1
451,7
451,8
451,9
прочий сухопутный транспорт,
16,2
16,1
14,8
15,0
15,2
в том числе трамвай, троллейбус
6,7
6,6
6,3
6,4
6,5
Транспортирование по трубо-проводам
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
Связь
18,1
21,8
22,7
22,8
22,9
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 в пределах 96 – 97 %.
Несмотря на падение численности населения в области, потребление электроэнергии населением за 2010 – 2014 годы, кроме 2011 года, растет: по сравнению с 2010 годом оно выросло на 8%. Электропотребление в 2011 году осталось практически на том же уровне, что и в 2010 году (разница в 1 млн. кВт. ч, т.е. в пределах статистической погрешности). Динамику потребления электроэнергии городским и сельским населением демонстрирует рисунок № 6.
Рисунок № 6
Динамика электропотребления населением Костромской области, млн. кВт. ч
Рост электропотребления в бытовом секторе вызван углублением его электрификации, прежде всего, за счет насыщения домашних хозяйств различными бытовыми электроприборами как базисной, так и селективной группы. Постепенно росло потребление электроэнергии на освещение и приготовление пищи 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 два-три года достиг ощутимых объемов расход электроэнергии для кондиционирования воздуха внутри жилых помещений.
Глава 4. Структура электропотребления
по основным группам потребителей
На территории Костромской области на основании данных местных энергоснабжающих компаний удалось выявить 25 крупных потребителей электроэнергии, которые совместно формируют потребление более 1,1 млрд. кВт. ч в 2014 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 № 7). Крупные организации сферы услуг и сельского хозяйства Костромской области характеризуются более низкими показателями электропотребления. Их вклад составляет соответственно 10% и 1%.
Рисунок № 7
Структура отпуска электроэнергии крупнейшим потребителям Костромской области по их основным группам в 2014 году, млн. кВт. ч
Глава 5. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии
Несмотря на наличие более двух десятков крупных потребителей электроэнергии в Костромской области основную роль в обеспечении спроса на электроэнергию играют ОАО «РЖД» и ООО «Кроностар». На 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% – 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 № 21 представлена динамика потребления электрической энергии крупными потребителями Костромской области в 2010 – 2014 годах.
Таблица № 21
Потребление электроэнергии крупными потребителями Костромской области в 2010 – 2014 годах, млн. кВт. ч
Наименование предприятия
2010
2011
2012
2013
2014
ОАО «РЖД»
447,8
445,4
487,5
466,8
477,7
ООО «Кроностар»
246,3
252,1
251,5
255,2
246,5
ОАО «Мотордеталь»
71,0
69,9
28,61
26,7
18,5
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал»
41,0
35,8
39,9
36,8
34,4
ОАО «Газпромтрубинвест»
31,8
34,1
34,0
36,7
34,9
ОАО «Фанплит»
35,2
34,8
ОАО «Фанплит»
27,9
27,9
87,9
84,0
80,8
ООО «СП «Кохлома»
26,2
23,6
ОАО «Мантуровский фанерный комбинат»
17,8
22,8
22,0
22,4
25,3
ОАО «Оборонэнергосбыт»
13,3
17,3
15,8
15,6
15,6
ООО «Резилюкс-Волга»
19,1
17,3
17,0
13,1
16,4
ООО «Стромнефтемаш»
15,4
16,9
13,4
9,5
5,5
АО «ГАКЗ»
13,1
15,6
16,1
10,7
11,7
ОАО «ТГК-2»
10,7
10,7
9,9
10,2
9,7
ООО «Костромаинвест»
9,9
10,6
10,7
11,3
11,1
МКУ «СМЗ по ЖКХ»
10,3
10,5
10,3
11,2
10,2
ООО «БКЛМ-Актив»
12,9
9,8
10,0
9,6
9,7
филиал ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго»
9,5
9,7
10,2
9,6
9,5
ОАО «Костромской силикатный завод»
8,6
8,8
7,9
7,9
8,0
АО «Шувалово»
9,0
8,6
9,6
8,3
5,7
МУП «Коммунсервис» Костромского района
8,2
8,1
7,5
8,1
7,3
ООО «КТЭК»
н.д.
7,9
7,7
4,3
5,7
ОАО «Ростелеком»
9,2
7,9
7,6
7,4
7,7
ЗАО «Экохиммаш»
8,4
7,4
7,3
6,5
6,8
ООО «Жилкомсервис»
12,5
6,2
0
0
0
ОАО «Мотордеталь» – крупнейшим в Российской Федерации и странах СНГ специализированным предприятием 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 год составил 22,823 МВт.
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал» – один из крупнейших природопользователей Костромской области. Ежегодно из р. Волга забираются, проходят очистку и подаются населению и предприятиям города около 54 млн. кубометров воды и 40 тыс. кубометров воды в год – из артезианских скважин.
ОАО «Фанплит» выпускает в год до 210 тыс. кубометров фанеры и до 100 тыс. кубометров древесностружечных плит. Продукция комбината пользуется большим спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынке. Ее покупают более 200 предприятий России и стран СНГ, до 70% общего объема продукции продается на экспорт.
ОАО «Газпромтрубинвест» – металлургическое предприятие в г. Волгореченске Костромской области, специализирующееся на выпуске труб. Завод является дочерней компанией ОАО «Газпром». Максимум нагрузки ОАО «Газпромтрубинвест» за 2011 год составил 4,5 МВт.
В последние годы структура потребления электроэнергии крупными потребителями Костромской области несколько изменилась. Повысилась роль обрабатывающей промышленности, снизилась роль транспорта и связи и прочих потребителей. В основе роста показателей промышленного электропотребления в 2010 – 2014 годы – развитие производства на ООО «Кроностар» и ОАО «Газпромтрубинвест». Вместе с тем, в данный период некоторые промышленные предприятия в машиностроении и легкой промышленности снизили объемы электропотребления. Падение роли транспорта и связи объясняется снижением потребностей в электроэнергии со стороны ОАО «РЖД».
Глава 6. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Костромской области
Объемы потребления тепловой энергии в Костромской области определены на основании данных Федеральной службы государственной статистики (далее – Росстата).
Объемы потребления тепловой энергии в Костромской области в 2000 – 2013 годах представлены в таблице № 22.
Таблица № 22
Динамика объемов потребления тепловой энергии в Костромской области в 2009 – 2013 годах
2009
2010
2011
2012
2013
1
2
3
4
5
6
Полное потребление, тыс. Гкал
5 512,6
5 663,6
5 261,0
5 550,0
5 368,8
темп прироста, % к предыдущему году
5,0
3,0
- 7,1
5,5
- 3,3
Потери при распределении, тыс. Гкал
488,1
537,8
521,6
587,0
540,0
Полезное/конечное потребление, тыс. Гкал
5 024,5
5 125,9
4 739,4
4 963,0
4 828,8
100,0%
темп прироста, % к предыдущему году,
2,7
2,0
- 7,5
4,7
- 2,7
в том числе, тыс. Гкал:
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
223,1
223,1
187,7
173,1
151,4
3,14%
обрабатывающая промышленность
1 191,6
1 467,1
1 538,2
1 449,2
1 342,2
27,8%
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
440,5
312,6
290,3
300,0
463,4
9,6%
строительство
18,9
14,7
11,9
9,7
9,2
0,2%
транспорт и связь
144,1
125,9
71,6
45,5
141,9
2,9%
прочие виды деятельности, в том числе сфера услуг
946,2
994,4
787,6
1 099,7
839,0
17,4%
население
2 060,1
1 988,1
1 852,1
1 885,8
1 881,7
38,9%
За указанный период потребление тепловой энергии уменьшилось на 143,8 тыс. Гкал или на 2,6% к уровню 2009 года. Конечное теплопотребление претерпело еще более существенное сокращение – на 195,7 тыс. Гкал или 3,9%. Указанные изменения обусловлены объективными факторами – погодными условиями, реализацией мероприятий по энергосбережению, перераспределением структуры экономики в пользу менее теплоемких секторов.
В структуре потребления тепловой энергии по основным отраслям экономики в Костромской области доминирует сектор «Население», который обеспечивает около 39% спроса на тепло. Еще 28% приходится на обрабатывающую промышленность. На непроизводственных потребителей, в том числе на сферу услуг, приходится 17%. Доля потерь при распределении – около 10% суммарного теплопотребления. Наименьшая доля в структуре теплопотребления приходится на строительную отрасль, теплопотребление которого составляет всего около 0,2% от его общего объема.
Основными тенденциями изменения структуры теплопотребления в последние годы является рост теплопотребления обрабатывающей промышленности (на 12% с 2009 года по 2013 год) при снижении потребления тепла остальными отраслями за те же годы: самое большое снижение произошло в отрасли строительства (на 51%), в сельском и лесном хозяйстве (на 32%).
Обеспечение потребителей тепловой энергией в 2013 году осуществлялось от 937 источников. В числе наиболее крупных источников тепловой энергии могут быть выделены источники, принадлежащие Костромской ГРЭС и ОАО «ТГК-2» (Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Шарьинская ТЭЦ, РК-2). В таблице № 23 приведены данные об установленной тепловой мощности источников, принадлежащих ОАО «Интер РАО – Электрогенерация», ОАО «ТГК-2» и МУП «Шарьинская ТЭЦ».
1
Таблица № 23
Установленная тепловая мощность источников, принадлежащих ОАО «Интер РАО - Электрогенерация», ОАО «ТГК-2» и МУП «Шарьинская ТЭЦ», в 2014 году
Компания
Станция
Тип оборудования
Станционный номер
Марка/модель
Вид топлива
Мощность, т/ч
Мощность, Гкал/ч
Дата ввода в эксплуатацию
1
2
3
4
5
6
7
8
9
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
950
1971
№ 6
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 7
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 8
ТГМП-314
газ/мазут
950
1973
№ 9
ТГМП-1202
газ/мазут
3 950
1980
Всего
11 550
450
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/мазут
75
1965
№ 4
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1965
№ 5
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1966
№ 6
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1967
№ 7
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1983
№ 8
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1988
Всего
450
450
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
№ 4
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1978
№ 3
КВГМ-100
газ/мазут
100
1989
№ 4
КВГМ-100
газ/мазут
100
1991
№ 5
КВГМ-100
газ/мазут
100
1994
Всего
840
611
МУП «Ша-рьинс-кая ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
Турбоагрегаты
№ 1
ПР-6-35 (5) 1,2
31
1965
№ 2
ПР-6-35 (15) 5
56
1966
№3
Р-12-35/5
74
1979
Котлоагрегаты
№1
ТП-35/39У
торф
35
1964
№ 2
ТП-35/39У
торф
35
1965
№ 3
ТП-35/39У
торф
35
1966
№ 4
Т-35/40
торф
35
1973
№ 5
БКЗ-75/39
мазут
75
1975
№ 6
БКЗ-75/39
мазут
75
1976
№ 1
КВГМ-100
мазут
100
1987
№ 2
КВГМ-100
мазут
100
1986
Всего
290
361
Всего
13 138
1 973
1
Данные об объемах отпуска тепловой энергии крупными источниками теплоснабжения по группам потребителей за 2014 год приведены в таблице № 24.
Таблица № 24
Объем отпуска тепловой энергии крупными источниками
теплоснабжения по группам потребителей за 2014 год
Станция
Показатель
Объем отпуска тепловой энергии, тыс. Гкал
Костромская ГРЭС
Отпуск, в том числе:
188,416
1) полезный отпуск, в том числе:
151,279
промышленность
22,500
жилищные организации
98,719
бюджетные организации
17,571
прочие
12,489
2) потери
37,137
Шарьинская ТЭЦ
Отпуск, в том числе:
230,0
1) полезный отпуск, в том числе:
148,2
промышленность
3,2
жилищные организации
117
бюджетные организации
18
прочие
12
2) потери
81,8
Костромская ТЭЦ-1
(ОАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
606,1
1) полезный отпуск, в том числе:
528,2
промышленность
90,2
жилищные организации
267,4
бюджетные организации
87,9
прочие
82,7
2) потери
77,3
Костромская ТЭЦ-2
(ОАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
967,9
1) полезный отпуск, в том числе:
773,5
промышленность
25,6
жилищные организации
467,7
бюджетные организации
118,7
прочие
161,5
2) потери
191,4
РК-2
(ОАО «ТГК-2»)
Отпуск, в том числе:
107,0
1) полезный отпуск, в том числе:
98,4
промышленность
5,9
жилищные организации
72,4
бюджетные организации
9,0
прочие
11,1
2) потери
8,6
Также теплоснабжение потребителей осуществляет значительное количество менее крупных источников (как муниципальных и ведомственных, так и частных котельных), реестр котельных в разрезе муниципальных образований Костромской области представлен в таблице № 25.
При этом стоит отметить, что крупные источники тепловой энергии, приведенные в таблице № 24, покрывают около 40% от общего объема потребления тепловой энергии на территории Костромской области.
1
Таблица № 25
Реестр котельных в разрезе муниципальных образований Костромской области
№
п/п
Наименование муниципального образования Костромской области
Всего котельных
Используемый вид топлива
твердое топливо
жидкое топливо
природный
газ
электро-энергия
другие виды (опилки, щепа)
всего
в том числе
кол-во,
ед
мощ-ность, Гкал/ч.
кол-во,
ед
мощ-ность, Гкал/ч.
на угле, ед.
на дровах, ед.
кол-во,
ед
мощ-ность, Гкал/ч.
кол-во, ед
мощ-ность, Гкал/ч.
кол-во, ед
мощ-ность, Гкал/ч.
кол-во, ед
мощ-ность, Гкал/ч.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
13
14
15
16
17
1.
г. Буй
20
78,40
8
6,20
8
1
3,36
8
68,32
3
0,47
2.
г. Галич
40
87,06
33
26,89
25
8
1
59,80
6
0,37
3.
г. Кострома
50
736,21
50
736,21
4.
г. Мантурово
33
88,00
30
39,17
22
8
1
24,00
1
0,03
1
24,80
5.
г. Шарья
23
32,29
21
14,74
21
1
17,50
1
0,05
6.
г.Волгореченск
7.
Антроповский район
27
9,70
27
9,70
3
24
8.
Буйский район
37
35,80
9
5,60
6
3
28
30,20
9.
Вохомский район
51
20,04
50
19,74
4
46
1
0,30
10.
Галичский район
37
16,70
34
14,83
4
30
1
1,29
2
0,58
11.
Кадыйский район
33
12,01
31
11,67
31
2
0,34
12.
Кологривский район
18
8,99
18
8,99
18
13.
Костромской район
36
179,80
5
11,50
5
31
168,30
14.
Красносельский район
59
29,88
18
5,13
16
2
19
23,71
22
1,04
15.
Макарьевский район
34
24,53
33
21,63
3
30
1
2,89
16.
Мантуровский район
18
12,71
15
10,81
2
13
3
1,90
17.
Межевской район
18
5,81
17
5,78
1
16
1
0,02
18.
г. Нерехта и Нерехтский район
31
81,25
5
4,08
5
26
77,17
19.
г. Нея и Нейский район
30
42,30
29
36,50
21
8
1
5,80
20.
Октябрьский район
16
8,97
16
8,97
16
21.
Островский район
46
24,76
35
21,48
6
29
8
0,62
3
2,66
22.
Павинский район
27
7,45
27
7,45
27
23.
Парфеньевский район
20
14,00
20
14,00
2
18
24.
Поназыревский район
18
16,70
18
16,70
18
25.
Пыщугский район
18
10,29
15
7,08
15
3
3,21
26.
Солигаличский район
39
27,48
37
27,36
37
2
0,12
27.
Судиславский район
45
28,30
36
26,27
12
24
3
1,85
6
0,18
28.
Сусанинский район
42
15,49
36
7,89
33
3
1
1,9
4
5,32
1
0,38
29.
Чухломский район
34
12,00
34
12,00
34
30.
Шарьинский район
32
11,85
31
11,80
31
1
0,05
ИТОГО
932
1 678,76
688
413,96
194
494
4
46,76
171
1 172,16
59
6,15
10
39,66
1
Крупнейшей системой централизованного теплоснабжения в Костромской области является система теплоснабжения г. Костромы. Данные об объемах теплопотребления указанной системы теплоснабжения не приведены в статистической отчетности Росстата, однако, оценить последние возможно на основании данных о структуре полезного отпуска основных источников теплоснабжения города, принадлежащих ОАО «ТГК-2»: Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2, Районная котельная № 2 (далее – РК-2). Потребность г. Костромы в тепловой энергии по группам потребителей в 2010 – 2014 годах представлена в таблице № 26.
Таблица № 26
Потребность г. Костромы в тепловой энергии по группам потребителей в 2010 – 2014 годах, тыс. Гкал
г. Кострома
Объем отпуска тепловой энергии
2010
2011
2012
2013
2014
Всего, в т.ч.:
1 858,04
1 812,78
1 852,4
1 820,8
1805,7
1) полезный отпуск, в том числе:
1 645,01
1 593,58
1 590,7
1 595,4
1514,9
промышленность
220,51
204,23
215,5
203
123,5
жилищные организации
883,23
872,26
864,8
876,4
839,5
бюджетные организации
278,75
264,93
260,4
264
218,4
прочие
262,51
252,16
250
252
333,5
2) потери
213,03
219,19
257,6
221,5
287,2
Кроме г. Костромы других населенных пунктов с численностью населения свыше 100 тыс. человек на территории Костромской области нет.
Наибольшее число крупных потребителей тепловой энергии также сосредоточено в г. Костроме. Кроме того, значительное потребление имеет ЗАО «Управляющая компания «Костромской Дом» и ООО «Управление домами», расположенное в городе Шарье. Перечень крупных потребителей тепловой энергии Костромской области по данным ОАО «ТГК-2» приведен в таблице № 27. Теплоснабжение таких потребителей осуществляется от источников ОАО «ТГК-2».
Таблица № 27
Перечень крупных потребителей тепловой энергии Костромской области
№ п/п
Наименование потребителя
2013 год
2014 год
потреб-ление, тыс. Гкал
суммарная договорная нагрузка, Гкал/ч
потреб-ление, тыс. Гкал
суммарная договорная нагрузка, Гкал/ч
1
2
3
4
5
6
1.
ОАО «Фанплит»
52,6
46,0
53,0
46,0
2.
ФКУ «Исправительная колония № 1 Управления Федеральной службы исполнения наказаний по Костромской области»
11,6
5,3
10,2
5,3
3.
ООО «БКЛМ-Актив»
29,4
20,0
28,7
20,0
4.
ООО «Костромаинвест»
8,6
8,4
7,8
8,4
5.
ООО «Управляющая компания жилищно-коммунального хозяйства № 1»
33,8
19,9
31,6
18,9
6.
ООО «Заволжье»
35,6
18,9
26,6
12,7
7.
ООО «Управляющая компания Жилстрой»
25,1
16,2
23,2
16,0
8.
ООО «УК «Жилсервис»
28,4
14,2
23,1
9,9
9.
ООО «Жилищно-эксплуатационное ремонтно-строительное управление № 2»
20,2
10,4
17,2
8,7
10.
ООО «Управляющая компания Октябрьский»
31,6
16,0
24,6
11,8
11.
ООО «Юбилейный 2007»
7,8
10,5
0
0
12.
ООО «Управляющая Компания жилищно-коммунального хозяйства № 3»
11,3
7,2
11,0
7,2
13.
ООО «Управляющая компания «Давыдовский-2»
8,4
15,4
0
0
14.
ООО «Управляющая компания ЖКХ № 2»
31,9
17,3
33,5
17,3
15.
ООО «Управляющая компания «Возрождение жилищного фонда»
19,2
11,5
0
0
16.
ЗАО «Управляющая компания «Костромской Дом»
159,8
113,8
170,3
103,8
17.
ООО «УК Жилстрой-2»
11,7
8,3
13,6
9,3
18.
ООО «Управляющая компания «Ремжилстрой+»
18,3
13,4
20,7
13,4
19.
ООО «Центральная управляющая компания +»
10,8
9,5
0
0
20.
ООО «Управляющая компания «Костромской Дом+»
12,6
11,7
0
0
21.
ООО «Управление домами»
17,0
6,9
19,5
6,9
22.
ОГБУЗ «Окружная больница Костромского округа № 1»
8,4
5,3
0
0
23.
ГУСХП «Высоковский»
30,3
110,6
24,2
110,6
24.
МУП ЖКХ «Караваево» администрации Караваевского сельского поселения Костромского муниципаль-ного района Костромской области
38,2
28,3
35,5
28,3
25.
ОГБУЗ «Костромская областная клиническая больница»
11,1
4,1
11,3
5,6
26.
Комитет образования, культуры, спорта и работы с молодежью Администрации города Костромы
54,9
34,2
52,3
32,4
27.
ООО УК «ИнтехКострома»
0
0
19,0
12,4
28.
ООО «Управляющая компания «Юбилейный 2007»
153,3
98,8
152,0
94,5
29.
ООО «Костромская теплоэнергетическая компания»
37,1
1,7
0
0
30.
ОАО «Костромская областная энергетическая компания»
70,4
104,2
127,4
104,2
31.
Филиал ОАО «Ремонтно-эксплуатационное управление «Курский»
20,8
47,7
16,7
46,1
32.
МУП города Костромы «Городские сети»
0
0
15,5
6,7
33.
МУП города Костромы «Городская управляющая компания»
0
0
16,8
17,2
34.
МУП города Костромы «Благоустройство»
35,7
17,9
29,5
18,0
35.
ЗАО «Костромской завод автокомпонентов»
0
0
14,8
12,4
К числу крупных потребителей области также относятся АО «Галичский автокрановый завод» (потребление около 56 тыс. Гкал), ГНПП «Базальт» (потребление около 28 тыс. Гкал), ОАО «Газпромтрубинвест» (потребление около 25 тыс. Гкал), ОАО «Красносельский Ювелирпром» (потребление около 10 тыс. Гкал). При этом данные потребители обладают собственными котельными.
Источниками тепловой мощности АО «ГАКЗ» являются водогрейная и паровая котельные. Установленная мощность водогрейной котельной 70 Гкал/ч (2 водогрейных отопительных котла марки ПТВМ-30М с мощностью 35 Гкал/ч каждый). Установленная мощность паровой котельной – 12 Гкал/ч (2 паровых котла марки ДКВР 10/30 с мощностью 6 Гкал/ч каждый).
Заводская котельная НПП «НМЗ» - филиал ФГУП «ГНПП «Базальт» с установленной тепловой мощностью 42,5 Гкал/ч. На объекте установлены паровые котлы типа ДКВР 25/13 и ДКВР 10/13.
Глава 7. Структура установленной электрогенерирующей мощности на территории Костромской области
По состоянию на 31.12.2014 года установленная мощность электростанций Костромской области составила 3 824 МВт.
На территории Костромской области деятельность по производству и поставке на оптовый рынок электроэнергии и мощности осуществляют следующие генерирующие компании:
1) Костромская ГРЭС;
2) ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома;
3) МУП «Шарьинская ТЭЦ».
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по состоянию на 31.12.2014 года приведена в таблице № 28 и на рисунке № 8.
Таблица № 28
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по состоянию на 31.12.2014 года, МВт
Тип электростанций
Генерирующие компании
Установленная мощность
ГРЭС
Костромская ГРЭС
3 600
ТЭЦ
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
203
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
21
Всего
3 824
Рисунок № 8
Структура установленной электрической мощности на территории Костромской области по типам электростанций по состоянию
на 31.12.2014 года
По сравнению с 2013 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 № 29.
Таблица № 29
Состав электростанций Костромской области
по состоянию на 31.12.2014 года
Генерирующая компания
Электростанция
Установленная мощность, МВт
Доля в общей установленной мощности области, %
Филиал «Костромская ГРЭС» ОАО «Интер РАО - Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
3 600
94,1
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
Костромская ТЭЦ-1
33
0,9
Костромская ТЭЦ-2
170
4,4
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
21
0,6
Всего
3 824
100
По состоянию на 31.12.2014 года основная доля в установленной мощности электростанций Костромской области (94,1%) приходилась на Костромскую ГРЭС.
Костромская ГРЭС является основным питающим центром Костромской энергосистемы, обеспечивающим электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
В таблице № 30 представлена характеристика основного производственного оборудования Костромской ГРЭС.
Таблица № 30
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ГРЭС
Станци- онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощ-ность, т/ч
Мощ-ность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
1
2
3
5
6
7
9
Турбоагрегаты
№ 1
К-300-240
300
50
1969
№ 2
К-300-240
300
50
1969
№ 3
К-300-240
300
50
1970
№ 4
К-300-240
300
50
1970
№ 5
К-300-240
300
50
1971
№ 6
К-300-240
300
50
1972
№ 7
К-300-240
300
50
1972
№ 8
К-300-240
300
50
1973
№ 9
К-1200-240-3
1 200
50
1980
Котлоагрегаты
№ 1
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 2
ТГМП-114
газ/мазут
950
1969
№ 3
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 4
ТГМП-114
газ/мазут
950
1970
№ 5
ТГМП-314
газ/мазут
950
1971
№ 6
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 7
ТГМП-314
газ/мазут
950
1972
№ 8
ТГМП-314
газ/мазут
950
1973
№ 9
ТГМП-1202
газ/мазут
3 950
1980
Генераторы
№ 1
ТВВ-320-2УЗ
300
1969
№ 2
ТВВ-350-2УЗ
350
1969/1995
№ 3
ТВВ-320-2УЗ
300
1970
№ 4
ТВВ-350-2УЗ
350
1970/2006
№ 5
ТВВ-320-2УЗ
300
1971/2007
№ 6
ТВВ-320-2УЗ
300
1972
№ 7
ТВВ-320-2УЗ
300
1972
№ 8
ТВВ-320-2УЗ
300
1973
№ 9
ТВВ-1200-2УЗ
1 200
1980/1991
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома входит в состав ОАО «Территориальная генерирующая компания № 2». Выработку электроэнергии в регионе осуществляют Костромская ТЭЦ-1, Костромская ТЭЦ-2. Информация об установленной электрической и тепловой мощности электростанций ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома приведена в таблице № 31.
Таблица № 31
Установленная электрическая и тепловая мощность электростанций
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
Электростанции
Установленная электрическая мощность, МВт
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию
Костромская ТЭЦ-1
33
450
1930
Костромская ТЭЦ-2
170
611
1974
Итого:
203
1 061
-
Структура установленной электрической мощности объектов ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома по состоянию на 31.12.2014 года приведена на рисунке № 9.
Рисунок № 9
Структура установленной электрической мощности объектов ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
по состоянию на 31.12.2014 года
Наибольшая доля в установленной мощности объектов ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома приходится на Костромскую ТЭЦ-2 – 83,7%.
Костромская ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1974 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 170 МВт, тепловая – 611 Гкал/ч. Характеристика основного производственного оборудования Костромской ТЭЦ-2 приведена в таблице № 32.
Таблица № 32
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ТЭЦ-2
Станци-онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, тн/ч
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
1974
№ 2
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1975
№ 3
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1976
№ 3
БКЗ-210-140
газ/мазут
210
1978
№ 3
КВГМ-100
газ/мазут
100
1989
№ 4
КВГМ-100
газ/мазут
100
1991
№ 5
КВГМ-100
газ/мазут
100
1994
Генераторы
№ 1
ТВФ-63-2
60
1974
№ 2
ТВФ-120-2
110
1976
На Костромскую ТЭЦ-1 приходится 16,3% от установленной мощности всех электростанций ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома.
Костромская ТЭЦ-1 введена в эксплуатацию в 1930 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 33 МВт, тепловая – 450 Гкал/ч. В таблице № 33 приведена характеристика основного производственного оборудования Костромской ТЭЦ-1.
Таблица № 33
Характеристика основного производственного оборудования
Костромской ТЭЦ-1
Станци-онный номер
Марка/ модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, тн/ч
Мощ-ность, Гкал/ч
Дата ввода в эксплуата-цию
Турбоагрегаты
№ 2
Р-12-35/5
9
74
1976
№ 4
АП-6
6
28
1958
№ 5
Р-12-35/5
9
74
1965
№ 6
Р-12-35/5
9
74
1966
Котлоагрегаты
№ 1
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1968
№ 2
ПТВМ-50
газ/мазут
50
1973
№ 3
ПТВМ-100
газ/мазут
100
1976
№ 3
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1965
№ 4
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1965
№ 5
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1966
№ 6
БКЗ-75-39
газ/мазут
75
1967
№ 7
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1983
№ 8
БКЗ-75-39
торф/газ/мазут
75
1988
Генераторы
№ 2
Т2-12-2
9
1976
№ 4
Т2-6-2
6
1958
№ 5
Т2-12-2
9
1965
№ 6
Т2-12-2
9
1966
Шарьинская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1965 году. Установленная электрическая мощность станции составляет 21 МВт, тепловая – 388 Гкал/ч. Характеристика основного производственного оборудования Шарьинской ТЭЦ приведена в таблице № 34.
Таблица № 34
Характеристика основного производственного оборудования
Шарьинской ТЭЦ
Станци-онный номер
Марка/модель
Вид топлива
Мощность, МВт
Мощность, тн/ч
Мощность, Гкал/ч
Дата ввода в эксплуатацию
Турбоагрегаты
№ 1
ПР-6-35 (5) 1,2
3
31
1965
№ 2
ПР-6-35 (15) 5
6
56
1966
№ 3
Р-12-35/5
12
74
1979
Котлоагрегаты
№ 1
ТП-35/39У
торф
35
1964
№ 2
ТП-35/39У
торф
35
1965
№ 3
ТП-35/39У
торф
35
1966
№ 4
Т-35/40
торф
35
1973
№ 5
БКЗ-75/39
мазут
75
1975
№ 6
БКЗ-75/39
мазут
75
1976
№ 1
КВГМ-100
мазут
100
1987
№ 2
КВГМ-100
мазут
100
1986
Генераторы
№ 1
Т2-6-2
3
1965
№ 2
Т2-6-2
6
1966
№ 3
Т12-2
12
1979
Важнейшей проблемой энергетической отрасли в настоящее время является старение основного оборудования электростанций. В таблице № 35 приведена возрастная структура оборудования электростанций Костромской области в разрезе генерирующих компаний.
На электростанциях Костромской области более 30 лет не осуществлялся ввод нового оборудования. Основная часть установленной мощности электростанций (2 591 МВт или 67,8% от суммарной установленной мощности электростанций) была введена в период 1971 – 1980 годы (рисунок № 10). Доля установленной электрической мощности оборудования, введенного в эксплуатацию более 50 лет назад, невелика и составляет всего 0,2%.
Таблица № 35
Возрастная структура оборудования электростанций Костромской области в разрезе генерирующих компаний, МВт
Годы ввода установленной мощности
1951 – 1960
1961 – 1970
1971 – 1980
Всего
Костромская ГРЭС
0
1 200
2 400
3 600
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома
ТЭЦ-1
6
18
9
33
ТЭЦ-2
0
0
170
170
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
0
9
12
21
Всего
6
1 227
2 591
3 824
Рисунок № 10
Возрастная структура электрогенерирующих мощностей
в Костромской области, МВт
Глава 9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности
В 2014 году в Костромской области было произведено 16,5 млрд. кВт. ч электроэнергии. По сравнению с 2013 годом выработка электроэнергии выросла на 1,3 млрд. кВт. ч или на 8,5%.
В таблице № 36 приведена выработка электроэнергии по типам электростанций в Костромской области в 2013 – 2014 годах.
Увеличение выработки электроэнергии в 2014 году произошло за счет роста выработки электроэнергии на Костромской ГРЭС (на 9,4%). Выработка электроэнергии на теплоэлектроцентралях (далее – ТЭЦ) уменьшилась по сравнению с 2013 годом на 3,9%, однако это практически не повлияло на общий рост выработки, поскольку доля ТЭЦ в общей структуре производства электроэнергии города составляет всего 5,6%.
Таблица № 36
Выработка электроэнергии по типам электростанций в Костромской области в 2013 – 2014 годах
Тип электростан-ции
2013
2014
выработка, млн. кВт. ч
прирост, %
выработка, млн. кВт. ч
прирост, %
доля в выработке, %
Всего,
в том числе
15 203,5
0,2
16 501,9
8,5
100
ГРЭС
14 245,5
0,5
15 581,3
9,4
94,4
ТЭЦ
958,0
-4,3
920,6
-3,9
5,6
Сведения о динамике и структуре производства электроэнергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций приведены в таблице № 37.
Таблица № 37
Динамика и структура производства электроэнергии в Костромской области в разрезе генерирующих компаний и отдельных электростанций
Генерирующая компания
Электростанция
Выработка электроэнергии в 2014 году,
млн. кВтч
Прирост по отношению к 2013 году, %
Филиал «Костромская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
15 581,3
9,4
ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г.Кострома
Костромская
ТЭЦ-1
85,1
3,3
Костромская
ТЭЦ-2
802,0
-4,7
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
33,5
-0,6
Всего
16 501,9
+8,5
Самым крупным производителем электроэнергии в Костромской области является Костромская ГРЭС. Выработка электроэнергии на Костромской ГРЭС в 2014 году увеличилась по сравнению с 2013 годом на 9,4% и составила 15,58 млрд. кВт. ч (или 94,4% от суммарной выработки электрической энергии в области).
Выработка электроэнергии объектами ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома в 2014 году составила 887,1 млн. кВт. ч (5,4% от суммарной выработки в регионе), причем основная доля электроэнергии (около 90%) была выработана на Костромской ТЭЦ-2 .
Глава 10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Костромской области
Собственный максимум нагрузки энергосистемы в 2014 году составил 645 МВт, что составило снижение на 1,5% по отношению к 2013 году.
На рисунке № 11 представлены годовые графики месячных максимумов нагрузки Костромской энергосистемы. Снижение максимальных нагрузок в летний период составляет 30 – 33% от годового максимума. В период мирового экономического кризиса, который в нашей стране сказался на уменьшении абсолютных значений электропотребления, начиная с 4 квартала 2008 года, неравномерность месячных нагрузок увеличилась до 39%.
В таблице № 38 представлены значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годах.
Коэффициент неравномерности графиков по потреблению Костромской энергосистемы – отношение минимальной и максимальной нагрузки энергосистемы за рассматриваемый период времени.
Рисунок № 11
Годовые графики месячных максимумов нагрузки
Костромской энергосистемы
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 увеличилась, что, очевидно, связано со снижением промышленного потребления в ночные часы, а также увеличением доли быта в общей структуре электропотребления области.
1
Таблица № 38
Значения коэффициентов неравномерности и коэффициентов заполнения суточных графиков по потреблению Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годах
Коэффициенты неравномерности суточных графиков нагрузки Костромской энергосистемы
Год
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
2011
0,695
0,729
0,725
0,709
0,657
0,642
0,678
0,67
0,668
0,691
0,69
0,685
2010
0,714
0,719
0,736
0,699
0,669
0,663
0,677
0,694
0,684
0,691
0,711
0,711
2009
0,687
0,706
0,719
0,72
0,669
0,641
0,658
0,684
0,675
0,677
0,704
0,711
2008
0,763
0,769
0,754
0,717
0,667
0,665
0,667
0,678
0,68
0,684
0,714
0,703
2007
0,807
0,791
0,829
0,781
0,754
0,709
0,714
0,716
0,744
0,721
0,781
0,783
Коэффициенты заполнения суточных графиков нагрузки потребителей Костромской энергосистемы
Год
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
2011
0,877
0,884
0,884
0,867
0,849
0,845
0,857
0,854
0,857
0,864
0,87
0,869
2010
0,879
0,876
0,885
0,862
0,86
0,857
0,863
0,866
0,858
0,874
0,889
0,881
2009
0,869
0,881
0,871
0,857
0,843
0,844
0,849
0,858
0,86
0,857
0,877
0,881
2008
0,913
0,911
0,891
0,864
0,849
0,854
0,849
0,853
0,854
0,86
0,885
0,881
2007
0,926
0,9
0,908
0,889
0,883
0,844
0,861
0,874
0,881
0,88
0,912
0,91
1
Фактические балансы электрической энергии и мощности в
2010 – 2014 годах Костромской области приведены в таблице № 39.
Таблица № 39
Балансы электрической энергии и мощности в 2010 – 2014 годах
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
Выработка, млн. кВт.ч
13 601
14 797
15 180
15 203
16 502
Потребление, млн. кВт.ч
3 681
3 611
3 655
3 602
3 617
Сальдо, млн. кВт.ч
- 9 919
- 11 185
- 11 525
- 11 601
- 12 885
Годы
2010
2011
2012
2013
2014
Генерация, МВт
2 294
2 589
2 871
2 850
2 970
Потребление, МВт
678
654
684
655
645
Сальдо, МВт
- 1 616
- 1 935
- 2 187
- 2 195
- 2 325
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 Костромской области являются следующие районы электрических сетей (далее – РЭС): Городской, Костромской, Красносельский, Нерехтский, Галичский, Буйский, Мантуровский и Шарьинский. В таблице № 40 представлена характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы в 2010 – 2014 годах.
Таблица № 40
Характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Костромской энергосистемы в 2010 – 2014 годах
№ п/п
Наименование энергоузла
2010
2011
2012
2013
2014
1
2
3
4
5
6
7
1.
Городской РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
736,71
723,25
750,29
750,67
747,81
годовой объем электропотребления, млн. кВт. ч
632,11
627,21
646,41
639,88
649,59
сальдо, млн. кВт.ч
104,60
96,04
103,88
110,79
98,22
покрытие, МВт
131,80
125,71
129,2
129,4
129,4
максимум нагрузки, МВт
113,08
109,02
110,13
109,02
109,02
сальдо, МВт
18,71
16,69
19,1
20,4
20,4
2.
Костромской РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
137,55
136,75
144,67
144,15
145,29
годовой объем электропотребления, млн. кВт. ч
108,92
102,98
111,12
111,54
113,64
сальдо, млн. кВт.ч
28,63
33,77
33,55
32,61
31,65
покрытие, МВт
25,18
27,59
26,3
28,83
28,83
максимум нагрузки, МВт
19,94
20,78
22,10
22,18
22,18
сальдо, МВт
5,24
6,81
4,2
6,65
6,65
3.
Красносельский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
60,19
60,46
61,35
62,86
63,19
годовой объем электропотребления, млн. кВт. ч
45,44
44,70
47,94
47,73
48,98
сальдо, млн. кВт.ч
14,75
15,76
13,41
15,13
14,20
покрытие, МВт
13,88
14,25
16,72
18,34
18,34
максимум нагрузки, МВт
10,48
10,53
11,11
11,06
11,06
сальдо, МВт
3,40
3,72
5,61
7,28
7,28
4.
Нерехтский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
73,46
78,05
81,79
77,64
79,05
годовой объем электропотребления, млн.к Втч
55,07
54,19
58,26
58,45
59,15
сальдо, млн. кВт.ч
18,39
23,87
23,53
19,19
19,90
покрытие, МВт
17,77
20,01
18,44
18,77
18,77
максимум нагрузки, МВт
13,82
13,03
14,50
14,55
14,55
сальдо, МВт
4,93
4,99
4,62
5,74
5,74
5.
Галичский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
67,44
65,63
66,86
65,17
63,42
годовой объем электропотребления, млн. кВтч
51,59
49,90
52,11
50,43
49,38
сальдо, млн. кВт.ч
15,86
15,73
14,75
14,74
14,04
покрытие, МВт
15,54
14,93
15,20
14,81
14,81
максимум нагрузки, МВт
11,88
11,35
12,57
12,16
12,16
сальдо, МВт
3,65
3,58
2,63
2,65
2,65
6.
Буйский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
80,67
81,94
78,56
75,22
73,44
годовой объем электропотребления, млн. кВтч
64,52
62,67
63,17
60,85
60,60
сальдо, млн. кВт.ч
16,16
19,27
15,39
14,36
12,84
покрытие, МВт
15,22
16,54
16,03
15,35
15,35
максимум нагрузки, МВт
12,18
12,65
14,17
13,65
13,65
сальдо, МВт
3,05
3,89
1,86
1,7
1,7
7.
Мантуровский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
52,35
50,43
50,85
48,90
48,29
годовой объем электропотребления, млн.кВтч
38,50
37,85
38,28
37,97
37,87
сальдо, млн. кВт.ч
13,84
12,58
12,57
10,92
10,42
покрытие, МВт
11,39
11,08
11,18
10,75
10,75
максимум нагрузки, МВт
8,38
8,32
8,84
8,77
8,77
сальдо, МВт
3,01
2,76
2,34
1,98
1,98
8.
Шарьинский РЭС:
отпуск в сеть, млн. кВт. ч
96,01
90,71
91,40
94,67
92,24
годовой объем электропотребления, млн. кВт. ч
70,66
67,28
69,04
71,47
71,39
сальдо, млн. кВт.ч
25,35
23,43
22,36
23,20
20,85
покрытие, МВт
19,44
18,12
18,28
18,93
18,93
максимум нагрузки, МВт
14,31
13,44
14,88
15,40
15,40
сальдо, МВт
5,13
4,68
3,4
3,53
3,53
Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов Костромской области за 2010 – 2014 годы представлена в таблице № 41.
Таблица № 41
Динамика свободной для присоединения потребителей трансформаторной мощности основных энергоузлов Костромской области за 2010 – 2014 годы
№
п/п
Наименование энергоузла
Профицит ЦП, МВА
2010
2011
2012
2013
2014
1
2
3
4
5
6
7
Городской РЭС
1.
ПС 110/35/6 кВ «Аэропорт»
14,29
13,77
11,71
11,71
11,71
2.
ПС 110/35/10 кВ «Восточная-2"»
3,23
3,23
3,23
19,38
19,38
3.
ПС 110/35/6 кВ «Кострома-3»
-0,99
-0,99
-0,99
-0,24
-0,24
4.
ПС 110/35/10 кВ «Южная»
12,27
12,27
12,27
9,32
9,32
5.
ПС 110/10 кВ «Давыдовская»
17,36
17,36
17,36
20,51
20,51
6.
ПС 110/6 кВ «Кострома-1»
0,12
0,12
0,12
-0,23
-0,23
7.
ПС 110/6 кВ «Северная»
1,76
1,76
1,76
1,61
1,61
8.
ПС 110/6 кВ «Строммашина»
28,17
28,17
28,17
30,71
30,71
9.
ПС 110/10/6 кВ «Центральная»
9,81
9,81
9,81
7,56
7,56
10.
ПС 110/6 кВ «Восточная-1»
-5,25
3,89
3,89
8,51
8,52
11.
ПС 35/6 кВ «Байдарка»
5,83
5,83
5,80
5,58
5,58
12.
ПС 35/6 кВ «Волжская»
3,67
3,67
3,67
3,77
3,77
13.
ПС 35/10 кВ «Караваево»
3,16
3,16
3,16
3,25
3,26
14.
ПС 35/10 кВ «Коркино»
1,75
1,75
1,75
1,47
1,47
Волгореченский РЭС
15.
ПС 110/35/10 кВ «КПД»
10,70
10,70
10,70
11,38
20,83
16.
ПС 110/35/6 кВ «СУ ГРЭС»
4,02
3,81
3,81
4,07
4,07
17.
ПС 35/6 кВ «Сидоровское»
2,75
2,75
2,75
3,05
3,05
Красносельский РЭС
18.
ПС 35/10 кВ «Гридино»
0,47
0,47
0,47
0,60
0,60
19.
ПС 35/10 кВ «Новинки»
1,31
1,29
1,29
1,27
1,25
20.
ПС 35/10 кВ «Прискоково»
0,00
0,00
0,00
0,10
0,10
21.
ПС 110/35/10 кВ «Красное»
4,39
4,39
4,39
3,42
3,42
22.
ПС 35/10 кВ «Исаево»
3,58
3,58
3,58
3,41
3,41
23.
ПС 35/10 кВ «Чапаево»
1,79
1,79
1,79
1,99
1,99
24.
ПС 35/10 кВ «Чернево»
1,95
1,95
1,95
1,77
1,78
Нерехтский РЭС
25.
ПС 110/35/6 кВ«Нерехта-1»
10,49
10,49
10,49
17,00
17,00
26.
ПС 110/10 кВ «Нерехта-1»
13,21
13,21
13,21
15,74
15,74
27.
ПС 110/10/6 кВ«Нерехта-2»
6,50
6,28
5,11
4,74
4,74
28.
ПС 35/10 кВ «Татарское»
1,53
1,53
1,38
1,45
1,45
29.
ПС 110/10 кВ«Григорцево»
1,25
1,21
1,21
1,04
1,04
30.
ПС 110/10 кВ «Клементьево»
3,32
3,02
3,02
2,96
2,96
31.
ПС 35/10 кВ «Рудино»
1,25
0,98
0,91
1,08
1,08
32.
ПС 35/10 кВ «Стоянково»
0,58
0,44
0,44
0,42
0,40
33.
ПС 35/10 кВ «Владычное»
1,39
1,31
1,31
1,43
1,44
Судиславский РЭС
34.
ПС 110/10 кВ «Столбово»
4,33
4,16
4,16
4,01
4,014
35.
ПС 35/10 кВ «Раслово»
0,76
0,65
0,65
0,85
0,85
36.
ПС 110/10 кВ «Судиславль»
4,16
4,16
4,16
4,94
4,94
37.
ПС 35/10 кВ «Воронье»
1,80
1,80
1,80
1,66
1,66
Сусанинский РЭС
38.
ПС 35/10 кВ «Андреевское»
0,75
0,75
0,68
0,69
0,69
39.
ПС 110/35/10 кВ «Сусанино»
8,46
7,66
7,66
7,80
8,60
40.
ПС 35/10 кВ «Калининская»
2,48
2,45
2,45
2,51
2,64
41.
ПС 35/10 кВ «Попадьино»
0,66
0,66
0,66
0,68
0,68
Буйский РЭС
42.
ПС 110/35/10 кВ «Буй (р)»
2,33
2,33
2,33
1,70
1,62
43.
ПС 110/10 кВ «Буй (с/х)»
1,57
1,57
1,57
1,57
2,03
44.
ПС 110/10 кВ «Западная»
7,29
7,29
7,29
7,58
7,96
45.
ПС 110/10 кВ «Елегино»
0,77
0,77
0,77
0,80
0,80
46.
ПС 35/10 кВ «Дор»
1,28
1,28
1,28
1,31
1,31
47.
ПС 35/10 кВ «Дьяконово»
1,08
1,08
1,02
1,08
1,08
48.
ПС 35/10 кВ «Кренёво»
2,03
2,03
2,03
2,31
2,30
49.
ПС 35/10 кВ «Ликурга»
1,60
1,40
1,40
1,67
1,67
50.
ПС 35/10 кВ «Семеновское»
1,40
1,40
1,26
1,26
1,26
51.
ПС 35/10 кВ «Химик»
1,25
1,09
1,09
1,26
1,26
52.
ПС 35/10 кВ «Шушкодом»
0,82
0,82
0,82
0,82
0,82
Солигаличский РЭС
53.
ПС 110/35/10 кВ «Солигалич»
6,47
6,47
6,47
6,76
6,76
54.
ПС 35/10 кВ «Починок»
1,49
1,49
1,49
1,52
1,52
55.
ПС 35/10 кВ «Горбачево»
1,55
1,55
1,55
1,57
1,57
56.
ПС 35/10 кВ «Калинино»
0,43
0,43
0,43
0,47
0,47
57.
ПС 35/10 кВ «Куземино»
1,32
1,28
1,28
1,34
1,34
58.
ПС 35/10 кВ «Совега»
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
Островский РЭС
59.
ПС 110/35/10 кВ «Александрово»
3,38
3,38
3,38
3,60
3,60
60.
ПС 110/35/10 кВ «Красная Поляна»
7,87
7,48
7,07
7,07
7,07
61.
ПС 35/10 кВ «Адищево»
1,21
1,21
1,21
1,21
1,21
62.
ПС 35/10 кВ «Игодово»
1,56
1,53
1,53
0,93
0,93
63.
ПС 35/10 кВ «Клеванцово»
1,54
1,44
1,44
1,48
1,48
64.
ПС 35/10 кВ «Островское»
1,83
1,83
1,83
2,05
2,05
Галичский РЭС
65.
ПС 110/35/10 кВ «Новая»
4,33
4,33
4,33
5,14
5,14
66.
ПС 110/35/10 кВ «Орехово»
5,26
5,26
4,95
4,94
4,94
67.
ПС 110/10 кВ «Лопарево»
2,57
2,57
2,57
2,96
2,74
68.
ПС 35/10 кВ «ПТФ»
3,75
3,75
3,75
4,71
4,47
69.
ПС 35/10 кВ «Кабаново»
2,52
2,52
2,52
2,45
2,45
70.
ПС 35/10 кВ «Левково»
2,20
2,20
0,52
0,61
0,61
71.
ПС 35/10 кВ «Н.Берёзовец»
0,10
0,10
0,10
0,12
0,12
72.
ПС 35/10 кВ «Пронино»
2,45
2,45
2,45
2,45
2,45
73.
ПС 35/10 кВ «Толтуново»
2,51
2,51
2,51
2,54
2,51
74.
ПС 35/10 кВ «Степаново»
2,00
2,00
2,00
1,91
1,91
Чухломский РЭС
75.
ПС 110/35/10 кВ «Чухлома»
4,71
4,71
4,61
4,31
4,29
76.
ПС 110/10 кВ «Луковцино»
1,19
1,19
1,19
0,85
0,85
77.
ПС 110/10 кВ «Фёдоровское»
1,35
1,35
1,35
1,42
1,40
78.
ПС 35/10 кВ «Панкратово»
0,33
0,33
0,33
0,36
0,36
79.
ПС 35/10 кВ «Петровское»
0,45
0,45
0,44
0,44
0,44
80.
ПС 35/10 кВ «Судай»
1,16
1,16
1,16
1,27
1,25
Антроповский РЭС
81.
ПС 110/35/10 кВ «Антропово (р)»
0,52
0,52
0,52
1,22
1,22
82.
ПС 35/10 кВ «Палкино»
2,38
2,38
2,38
2,44
2,44
83.
ПС 35/10 кВ «Словинка»
1,63
1,63
1,63
1,65
1,65
84.
ПС 35/10 кВ «Котельниково»
0,13
0,13
0,13
0,13
0,13
85.
ПС 35/10 кВ «Легитово»
0,73
0,72
0,72
0,84
0,84
86.
ПС 35/10 кВ «Слобода»
0,65
0,65
0,65
0,63
0,63
Кадыйский РЭС
87.
ПС 110/35/10 кВ «Кадый»
7,32
7,32
6,47
6,45
6,45
88.
ПС 35/10 кВ «Екатеринкино»
1,69
1,69
1,69
1,67
1,67
89.
ПС 35/10 кВ «Завражье»
0,45
0,45
0,45
0,51
0,51
90.
ПС 35/10 кВ «Окулово»
0,72
0,72
0,63
0,63
0,63
91.
ПС 35/10 кВ «Чернышево»
1,23
1,11
0,88
0,88
0,88
Кологривский РЭС
92.
ПС 110/35/10 кВ «Ильинское»
5,18
5,18
5,18
5,24
5,24
93.
ПС 110/35/10 кВ «Яковлево»
5,24
5,21
5,18
5,19
5,04
94.
ПС 35/10 кВ «Кологрив»
3,50
3,50
3,50
3,54
3,54
95.
ПС 35/10 кВ «Овсянниково»
1,36
1,36
1,36
1,56
1,56
96.
ПС 35/10 кВ «Черменино»
0,79
0,79
0,79
0,67
0,67
Мантуровский РЭС
97.
ПС 110/6/10 кВ «БХЗ»
23,67
23,67
23,67
24,67
24,66
98.
ПС 110/10 кВ «Гусево»
1,34
1,34
1,34
1,26
1,26
99.
ПС 35/10 кВ «Медведица»
0,77
0,77
0,77
0,92
0,92
100.
ПС 35/10 кВ «Сосновка»
1,39
1,39
1,39
1,51
1,51
Макарьевский РЭС
101.
ПС 110/35/10 кВ «Макарьев-1»
2,76
3,76
3,76
3,08
3,08
102.
ПС 35/10 кВ «Горчуха»
1,44
1,44
1,44
1,98
1,98
103.
ПС 35/10 кВ «Макарьев-2»
2,78
2,78
2,78
4,11
4,11
104.
ПС 35/10 кВ «Тимошино»
0,87
0,87
0,85
0,92
0,92
105.
ПС 35/10 кВ «Унжа»
0,34
0,34
0,34
0,96
0,96
106.
ПС 35/10 кВ «Якимово»
1,87
1,61
1,61
1,63
1,64
107.
ПС 35/10 кВ «Нежитино»
0,30
0,30
0,25
0,25
0,25
108.
ПС 35/10 кВ «Николо-Макарово»
0,52
0,50
0,50
0,50
0,50
Межевской РЭС
109.
ПС 110/10 кВ «Новинское»
1,19
1,18
1,10
1,12
1,12
110.
ПС 35/10 кВ «Георгиевское»
1,71
1,71
1,71
1,83
1,83
111.
ПС 35/10 кВ «Филино»
0,56
0,56
0,56
0,66
0,66
Нейский РЭС
112.
ПС 110/35/27,5/10 кВ «Нея»
36,17
36,17
34,36
34,36
34,36
113.
ПС 110/10 кВ «Дьяконово»
0,85
0,85
0,76
0,76
0,76
114.
ПС 110/10 кВ «Октябрьская»
1,59
1,59
1,59
1,80
1,80
115.
ПС 35/10 кВ «Вожерово»
1,65
1,65
1,65
1,64
1,64
116.
ПС 35/10 кВ «Кужбал»
1,08
1,08
1,08
0,96
0,96
Парфеньевский РЭС
117.
ПС 110/10 кВ «Николо-Полома»
0,09
0,09
0,09
0,21
0,21
118.
ПС 35/10 кВ «Матвеево»
1,80
1,80
1,80
1,84
1,84
119.
ПС 35/10 кВ «Парфеньево»
3,04
3,04
3,04
3,98
3,98
Вохомский РЭС
120.
ПС 110/35/10 кВ «Вохма»
0,99
0,99
0,99
2,32
2,32
121.
ПС 110/35/10 кВ «Никола»
3,16
2,98
2,98
3,31
2,78
122.
ПС 35/10 кВ «Лапшино»
2,32
2,32
2,32
2,65
2,65
123.
ПС 35/10 кВ «Спас»
1,68
1,68
1,68
1,81
1,81
124.
ПС 35/10 кВ «Заветлужье»
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
125.
ПС 35/10 кВ «Талица»
1,34
1,34
1,34
1,49
1,49
126.
ПС 35/10 кВ «Хорошая»
1,89
1,89
1,89
1,93
1,93
Павинский РЭС
127.
ПС 110/35/10 кВ «Павино»
4,06
4,06
4,06
4,18
4,18
128.
ПС 35/10 кВ «Леденгская»
1,67
1,53
1,53
1,55
1,45
Поназыревский РЭС
129.
ПС 110/10 кВ «Гудково»
1,32
1,32
1,32
1,32
1,19
130.
ПС 110/10 кВ «Шортюг»
2,95
2,95
2,95
3,14
2,94
131.
ПС 110/10 кВ «Якшанга»
2,06
2,06
2,06
2,14
2,14
Пыщугский РЭС
132.
ПС 110/35/10 кВ «Пыщуг»
4,20
4,20
4,20
4,12
4,12
Рождественский РЭС
133.
ПС 110/35/10 кВ «Рождественское»
3,18
3,18
3,18
3,24
3,24
134.
ПС 35/10 кВ «Одоевское»
1,58
1,58
1,58
1,58
1,58
135.
ПС 35/10 кВ «Катунино»
1,16
1,16
1,16
1,19
1,19
136.
ПС 35/10 кВ «Конёво»
0,55
2,67
2,67
2,58
0,46
Октябрьский РЭС
137.
ПС 35/10 кВ «Боговарово»
2,04
1,97
1,97
1,72
1,71
138.
ПС 35/10 кВ «Забегаево»
0,77
0,77
0,77
0,74
0,74
139.
ПС 35/10 кВ «Ильинское»
0,86
0,86
0,86
0,87
0,87
140.
ПС 35/10 кВ «Луптюг»
1,17
1,16
1,13
1,13
1,13
141.
ПС 35/10 кВ «Соловецкое»
0,63
0,63
0,63
0,63
0,63
Шарьинский РЭС
142.
ПС 110/35/6 кВ «Шарья (р)»
3,98
3,98
3,98
5,76
3,89
143.
ПС 110/6/6 кВ «Промузел»
23,04
23,04
23,04
24,49
24,49
144.
ПС 110/10 кВ «Шекшема»
1,92
1,92
1,92
2,06
2,06
145.
ПС 35/10 кВ «Головино»
0,06
0,06
0,06
0,04
0,04
146.
ПС 35/10 кВ «Кривячка»
0,80
0,80
0,80
1,04
1,04
147.
ПС 35/10 кВ «Николо-Шанга»
0,79
1,36
1,36
1,14
0,56
148.
ПС 35/10 кВ «Пищёвка»
0,26
0,26
0,26
0,22
0,22
149.
ПС 35/6 кВ «Центральная»
4,54
4,54
4,54
3,67
3,67
Костромской РЭС
150.
ПС 110/35/10 кВ «Василёво»
9,23
9,23
9,09
8,95
8,95
151.
ПС 110/35/10/6 кВ «Калинки»
7,21
7,21
7,15
7,02
7,02
152.
ПС 35/6 кВ «ЭМЗ»
0,18
0,18
0,43
0,67
0,72
153.
ПС 35/6 кВ «Сандогора»
0,08
0,08
0,08
0,08
0,12
154.
ПС 35/10 кВ «Апраксино»
1,32
1,32
1,32
1,34
1,34
155.
ПС 35/10 кВ «Кузьмищи»
1,23
1,23
1,23
0,94
0,94
156.
ПС 35/10 кВ «Минское»
0,76
0,76
0,76
1,83
1,83
157.
ПС 35/6 кВ «Мисково»
1,73
1,65
1,65
1,65
1,70
158.
ПС 35/6 кВ «Никольское»
2,62
2,62
2,62
2,82
2,82
159.
ПС 35/10 кВ «Сущево»
1,28
1,28
1,28
1,99
1,99
160.
ПС 35/10 кВ «Борщино»
4,26
4,16
4,16
4,06
4,06
161.
ПС 35/10 кВ «Горьковская»
1,59
0,38
0,38
0,77
0,78
162.
ПС 35/10 кВ «Ильинское»
0,85
0,85
0,85
0,81
0,80
163.
ПС 35/10 кВ «Кузнецово»
1,85
1,85
1,85
1,79
1,78
164.
ПС 35/6 кВ «Саметь»
0,25
0,25
0,25
0,25
0,65
165.
ПС 35/10 кВ «Сухоногово»
0,65
0,65
0,65
0,79
0,80
Анализ приведенных данных показывает, что наблюдался незначительный дефицит по отдельным центрам питания, но в основном центры питания мощностью 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 в государственной статистической отчетности Росстата.
Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения в Костромской области составил в 2013 году 5 729,1 тыс. т.у.т. органического топлива, в том числе газа – 5 203 тыс. т.у.т., нефтетоплива – 100,3 тыс. т.у.т., твердого топлива – 425,8 тыс. т.у.т. (таблица № 42).
Таблица № 42
Общий расход топлива источниками электро- и теплоснабжения в Костромской области в 2009 – 2013 годах
Вид топлива
2009
2010
2011
2012
2013
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
тыс. т.у.т.
тыс. т.у.т.
%
тыс. т.у.т.
%
Всего,
в том числе:
4 815,4
100
5 085,6
100
5 669,2
100
5 775
100
5 729,1
100
газ
4 448,2
92
4 668
92
5 133,4
91
5 247,4
91
5 203,0
90,8
нефтетопливо
100,5
2
108,1
2
100,9
2
98,3
1,5
100,3
1,8
твердое топливо,
в том числе:
266,7
6
309,5
6
434,9
7
438,7
7,5
425,8
7,4
уголь
93,2
35
99,2
33
101,5
23
98,3
22
80,5
18,9
торф
50,5
20
56,4
18
51,8
12
39,3
9
35,4
8,3
горючие возобновляемые энергоресурсы и отходы
122,6
45
153,9
49
281,6
65
301,1
69
309,9
72,8
В общем объеме расходуемого на территории области всеми источниками генерации топлива доля природного газа в 2013 году составила 90,8%, доля нефтепродуктов (прежде всего мазута) – 1,8%, твердого топлива – 7,4%. При этом из приведенных в таблице № 42 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 № 12).
Рисунок № 12
Динамика потребления твердого топлива источниками электро- и теплоснабжения в Костромской области в 2009 – 2013 годах, тыс. т.у.т
Расход топлива на выработку электрической энергии составил в 2013 году 4 830,9 тыс. т.у.т. (84,3% от общего расхода топлива), на выработку тепловой энергии – 898,2 тыс. т.у.т. (15,7% от общего расхода топлива).
Значительный объем потребления топлива на производство электроэнергии объясняется наличием в составе генерирующих мощностей Костромской энергосистемы Костромской ГРЭС, обеспечивающей удовлетворение потребности в электроэнергии не только потребителей Костромской области, но и потребителей других региональных энергосистем, относящихся к ОЭС Центра.
Природный газ является основным топливом, сжигаемым источниками электроснабжения с целью производства электроэнергии. Остальные виды топлива занимают при производстве электроэнергии долю менее 2% (рисунок № 13).
Рисунок № 13
Потребление энергоресурсов на производство электроэнергии
за 2013 год, тыс. т.у.т.
При производстве тепловой энергии природный газ занимает заметно меньшую долю (рисунок № 14). В структуре расхода топлива на производство тепловой энергии доля газа составляет около 64% общего расхода, в то время как доля прочих видов топлива (в первую очередь, горючих возобновляемых энергоресурсов (далее – ГВЭР) и отходов) – около 36 %.
Рисунок № 14
Структура потребления энергоресурсов на производство теплоэнергии
за 2013 год
Данный факт объясняется тем, что на крупных источниках теплоснабжения вырабатывается около 40 % тепловой энергии, а остальная часть производится на небольших котельных, подключение которых к системам газоснабжения слишком затратно, а значит, основными видами топлива на них являются отличные от газа энергоресурсы.
В таблице № 43 показан удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших производителей в Костромской области за 2010 – 2014 годы.
Основная доля в расходе топлива на производство электрической и тепловой энергии тепловых электростанций (далее – ТЭС) приходится на Костромскую ГРЭС и составляет около 88%. Среди прочих электростанций наибольшая доля (7,5% от общего расхода) топлива потребляется на Костромской ТЭЦ-2.
Удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии являются важнейшими характеристиками работы тепловых электростанций. Снижение удельных расходов обеспечивает экономию затрат на производство энергии и повышает конкурентоспособность источников электроэнергии и тепла на соответствующих рынках энергетических ресурсов.
В таблице № 44 приведены данные о нормативных и фактических показателях удельного расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе электростанций Костромской области.
В 2013 году удельный расход топлива на отпуск электроэнергии в Костромской области составил 305 грамм условного топлива на 1 кВт. ч (далее – г.у.т./кВт. ч), что на 0,9 г.у.т./кВт. ч меньше чем в 2012 году. При этом следует отметить, что фактический расход топлива на отпуск электроэнергии в 2013 году был на 0,8 г.у.т./кВт. ч меньше чем норматив.
В целом в Костромской области расход топлива на производство электроэнергии ниже чем в среднем по стране (примерно на 20 г.у.т./кВт. ч от средних по стране значений). Во многом это объясняется использованием природного газа в качестве основного вида топлива.
Российские электростанции, в которых основным видом топлива является газ, в среднем имеют удельный расход топлива на отпуск электрической энергии на уровне 312,3 г.у.т./кВт. ч, что на 5 г.у.т./кВт. ч больше аналогичного показателя для электростанций области.
Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС в 2013 году составил 153,1 кг условного топлива на 1 Гкал (далее – кг у.т./Гкал), меньше на 1 кг у.т./Гкал по сравнению с 2012 годом.
Если сравнивать данные за 2011 год по Костромской области и Российской Федерации, то удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС на 6,6 кг у.т./Гкал больше аналогичного показателя в целом по стране.
Вместе с тем следует отметить, что удельный расход топлива на производство тепловой энергии по всем типам источников, определенный на основе единого топливно-энергетического баланса Костромской области за 2013 год, составляет 168,4 кг у.т./Гкал.
1
Таблица № 43
Расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе крупнейших производителей в Костромской области в 2010 - 2014 годах, тыс. т.у.т.
Организация
Наименование станции
Марка топлива
2010
2011
2012
2013
2014
ОАО «Интер РАО - Электрогенерация»
Костромская ГРЭС
Всего, в том числе:
3 766,63
4 154,66
4 244,69
4 249,03
4658,89
мазут топочный
37,78
15,96
10,34
6,68
0,275
газ природный
3 728,85
4 138,7
4 234,35
4 242,35
4658,615
ОАО «ТГК-2»
Костромская ТЭЦ-1
Всего, в том числе:
158,27
144,1
126,6
123,5
119,61
мазут топочный
0
0
0
0
0
газ природный
147,91
133,83
118,8
123,5
119,61
торф условной влажности
10,36
10,26
7,8
0
0
Костромская ТЭЦ-2
Всего, в том числе:
393,98
376,24
390,7
363,7
352,4
мазут топочный
0,89
3,08
2,2
0
0
газ природный
393,09
373,16
388,5
363,7
352,4
РК-2
Всего, в том числе:
4,19
2,43
18,4
17,6
17,79
газ природный
4,19
2,43
18,4
17,6
17,79
МУП «Шарьинская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
Всего, в том числе:
57,82
53,68
52,1
55
53,8
мазут топочный
18,93
19,94
23,1
21,9
21,6
торф условной влажности
38,89
33,74
29,0
33,1
32,2
1
Таблица № 44
Удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе
электростанций Костромской области
Компания
Станция
Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию - норматив, г.у.т./кВт.ч
Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции - норматив, кг у.т./Гкал
Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию - факт, г.у.т./кВт.ч
Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по электростанции - факт,
кг у.т./Гкал
2010
2011
2012
2013
2014
2010
2011
2012
2013
2014
2010
2011
2012
2013
2014
2010
2011
2012
2013
2014
ОАО «Интер РАО – Электро-генера-ция»
Костромская ГРЭС
306,9
308
306,1
305,1
306,1
169,6
169,5
169,6
169,2
169,2
306
307
305,2
304,3
305,2
169,6
169,5
169,6
169,2
169,2
ОАО
«ТГК-2»
Костромская ТЭЦ-1
450,8
446,6
434,8
444,1
442,8
157,6
154,6
152,7
157,2
153,1
448,2
444,7
434,1
441,5
442,3
157
154
152,5
156,9
152,9
Костромская ТЭЦ-2
302,5
306,6
309,4
304,4
304,5
141,4
140,4
139,8
137,4
136,7
301,9
306
309
304,2
304,2
140,9
140,1
139
136,7
136,3
МУП «Шарь-инская ТЭЦ»
Шарьинская ТЭЦ
511,9
511,3
530,1
507,2
507,2
190,1
192,7
204,7
190,9
194,2
506,8
508,2
528,6
505,2
505,2
189,3
192
204,2
190,6
193,7
1
Глава 13. Единый топливно-энергетический баланс Костромской области за 2009 – 2013 годы
Единый топливно-энергетический баланс (далее – ЕТЭБ) региона – это таблица, которая содержит представленные в едином топливном эквиваленте взаимосвязанные показатели количественного соответствия поставок энергетических ресурсов, их распределения и использования потребителями всех ВЭД на территории данного субъекта Российской Федерации за определенный период времени.
Основным источником информации для составления ЕТЭБ за прошедшие годы является официальная статистическая отчетность, выпускаемая Росстатом и его территориальными подразделениями на основе форм федерального статистического наблюдения. В таблице № 45 представлены ЕТЭБ Костромской области за 2009 – 2013 годы.
Таблица № 45
Единый топливно-энергетический баланс Костромской области
за 2009 – 2013 годы
№ п/п
Наименование топливно-энергетических ресурсов
Коэф-фи-циент пере-вода
Единица измерения
2009
2010
2011
2012
2013
1.
Газ природный
1,14
млн. м3
4 063,00
4 208,00
4 503,00
4 603,00
4 564,00
тыс. т.у.т.
4 631,82
4 797,12
5 133,42
5 247,42
5 202,96
2.
Газ сжиженный
1,57
тыс. т
16,48
13,02
10,39
7,94
5,09
тыс. т.у.т.
25,87
20,44
16,31
12,47
7,99
3.
Нефтепродукты, в том числе:
тыс. т
260,77
271,93
245,21
240,47
228,42
тыс. т.у.т.
383,81
399,93
360,28
353,39
335,83
3.1.
бензины
1,49
тыс. т
142,18
140,61
117,92
117,45
115,24
тыс. т.у.т.
211,85
209,51
175,70
175,00
171,71
3.2.
дизельное топливо
1,45
тыс. т
118,04
130,89
126,99
122,72
112,77
тыс. т.у.т.
171,16
189,79
184,14
177,94
163,52
3.3.
керосин
1,47
тыс. т
0,52
0,41
0,28
0,28
0,39
тыс. т.у.т.
0,77
0,60
0,41
0,41
0,57
3.4.
бензин авиационный
1,49
тыс. т
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
тыс. т.у.т.
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
4.
Печное топливо
1,45
тыс. т
0,30
0,30
0,19
0,26
0,21
тыс. т.у.т.
0,44
0,26
0,28
0,38
0,30
5.
Мазут
1,37
тыс. т
88,94
94,24
73,49
71,78
72,97
тыс. т.у.т.
121,85
129,11
100,68
98,34
99,97
6.
Уголь каменный
0,769
тыс. т
136,80
127,44
110,70
121,43
104,72
тыс. т.у.т.
105,20
98,00
85,13
93,38
80,53
7.
Дрова (плотные)
0,266
тыс. м3
406,79
415,17
381,39
369,69
314,02
тыс. т.у.т.
108,21
110,44
101,45
98,34
83,53
8.
Торф
0,34
тыс. т
139,20
155,80
152,45
115,71
104,08
тыс. т.у.т.
47,33
52,97
51,83
39,34
35,39
9.
Прочие (отходы лесозаготовки)
тыс. т.у.т.
158,90
185,10
180,14
185,38
226,37
Итого
тыс. т.у.т.
5 583,42
5 793,37
6 029,52
6 128,43
6 072,87
10.
Электроэнергия
0,123
млн. кВт.ч
3 648,70
3 570,80
3 537,40
3 569,90
3 453,20
тыс. т.у.т.
448,79
439,21
435,10
439,10
424,74
Всего
тыс. т.у.т.
6 032,21
6 232,58
6 464,62
6 567,53
6 497,61
Полное потребление энергии в Костромской области в 2013 году по имеющимся статистическим данным составило 6 497,61 тыс. т.у.т. За 2009 – 2013 годы полное потребление энергии выросло на 7,7 %.
В топливной структуре энергопотребления ключевую роль играет импортируемый природный газ, девять десятых которого поступает на электростанции. Таким образом, несмотря на значительные объемы экспорта электроэнергии, в целом, Костромская область является энергодефицитной. Одна из особенностей ЕТЭБ региона – относительно крупные масштабы использования ГВЭР и отходов (это, прежде всего, дровяная древесина и отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности) в качестве топлива. Так, в 2013 году этого топлива было израсходовано 309,9 тыс. т.у.т., что составило около 5% валового энергопотребления. Из них немногим более половины было сожжено в промышленных котельных, незначительное количество – на электростанциях, остальное поступило конечным потребителям. Кроме того, было использовано 35,39 тыс. т.у.т. 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 потребителями энергоресурсов преобладает тепловая энергия (почти 45,5 %), около 69 % которой расходуется на отопление и горячее водоснабжение жилищной сферы, общественных зданий. На втором месте по объему потребления находится электроэнергия (6,5 %), используемая во всех отраслях экономики (рисунок № 15).
Потребители также относительно широко используют ГВЭР. В 2013 году их потребление составило 4,9 % энергопотребления.
Рисунок № 15
Структура полезного (конечного) потребления энергии по отраслям экономики за 2013 год
Рисунок № 16
Структура потребления по видам энергоресурсов за 2013 год
1
Глава 14. Динамика основных показателей энергоэффективности
за 2009 – 2013 годы
К основным показателям энергоэффективности относятся:
1) энергоемкость ВРП (т.у.т./млн. руб.) – отношение величины потребления энергоресурсов на территории региона к ВРП. Энергоемкость ВРП может быть определена по первичному или конечному потреблению энергоресурсов;
2) электроемкость ВРП (тыс. кВт. ч/млн. руб.) – отношение величины потребления электрической энергии к ВРП в определенном году;
3) электровооруженность труда (тыс. кВт. ч/чел.) – показатель, характеризующий уровень потребленной в производстве электроэнергии или электрической мощности в единицу рабочего времени или одним рабочим. В настоящем отчете электровооруженность труда определяется делением общей величины потребленной в производстве электрической энергии за определенный период на среднесписочное число рабочих.
Приведены данные об отчетных значениях показателей энергоэффективности Костромской области за 2009 – 2013 годы.
Данные по динамике значений показателей энергоемкости ВРП, электроемкости ВРП, потреблению электрической энергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике представлены в таблице № 46.
В 2013 году отмечается снижение значений показателей по отношению к 2012 году: энергоемкость ВРП – -8,7%, электроемкость ВРП – -12,4%, потребление электроэнергии на душу населения – -1,5%.
Таблица № 46
Динамика основных показателей энергоэффективности
Костромской области за 2009 – 2013 годы
Показатели
2009
2010
2011
2012
2013
Энергоемкость ВРП, т.у.т. / млн. руб.
76,4
63,5
58,0
52,8
48,2
Электроемкость ВРП, тыс. кВт. ч / млн. руб.
56,9
44,8
39,0
28,2
24,7
Потребление электрической энергии на душу населения, тыс. кВт. ч / чел.
5,5
5,4
5,4
5,3
5,2
Электровооруженность труда в экономике,
тыс. кВт. ч / чел.
7,0
6,6
6,6
6,6
6,5
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 воздушные ЛЭП (далее – ВЛ) 110 кВ и выше общей протяженностью (в одноцепном исчислении) 2 994,9 км, в том числе: ВЛ 500 кВ – 530,31 км, ВЛ 220 кВ – 621 км, ВЛ 110 кВ – 1 843,6 км (по паспортным данным электросетевых предприятий).
Костромская область граничит с Вологодской, Ивановской, Нижегородской, Ярославской и Кировской областями. Основные внешние связи энергосистемы Костромской области представлены в таблице № 47 и на рисунке № 17.
Таблица № 47
Основные внешние связи энергосистемы Костромской области
№ п/п
Наименование ВЛ, по которой осуществляется связь со смежной энергосистемой
Год ввода в эксплуатацию
Техническое состояние
1
2
3
4
1. Энергосистема Московской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская ГАЭС
1973
Рабочее
2. Энергосистема Владимирской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская
1971
Рабочее
3. Энергосистема Нижегородской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч
1970
Рабочее
2)
ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово
1972
Рабочее
4. Энергосистема Вологодской области
1)
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Вологодская
1981
Рабочее
2)
ВЛ 110 кВ Никольск – Павино
1972
Удовлетворительное
3)
ВЛ 110 кВ Буй (тяговая) – Вохтога (тяговая)
5. Энергосистема Кировской области
1)
ВЛ 500 кВ Звезда – Вятка
2006
Рабочее
2)
ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево
1968
Удовлетворительное
3)
ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево
1968
Удовлетворительное
6. Энергосистема Ивановской области
1)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга I цепь
1969
Рабочее
2)
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга II цепь
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 Писцово - Нерехта
1991
Хорошее
7. 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-1
1986 (1993)
Хорошее
5)
ВЛ 110 кВ Ярцево – Нерехта-1
1986 (1993)
Хорошее
Рисунок № 17
Схема внешних электрических связей области
Важнейшей характеристикой сети является срок службы оборудования. Из года в год усиливается тенденция старения электрических сетей, ухудшается их техническое состояние, что снижает надежность электроснабжения потребителей и качество отпускаемой им электроэнергии.
Перечень ВЛ 110 кВ и выше, ВЛ 35 кВ и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные, сроки службы и техническое состояние представлены в таблицах № 48 – 50.
Таблица № 48
Перечень ВЛ 220 – 500 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные, сроки службы
Наименование
Год
ввода
Протяженность, км
Марка провода
Срок службы, лет
всего
по
области
на
2012
на
2016
на
2020
ВЛ 500 кВ
КГРЭС – Загорская ГАЭС
1973
224
14,96
АС-400х3
39
43
47
КГРЭС – Владимирская
1971
177,3
16,08
АСО-400х3
41
45
49
КГРЭС – Луч
1970
207
6,77
АСО-400х3
42
46
50
КГРЭС – Костромская АЭС
1981
140
140
АСО-400х3
31
35
39
Костромская АЭС – Вологда
1981
165
53,5
АСО-400х3
31
35
39
Костромская АЭС – Звезда
1985,
2006
196,1
196,1
АС-330х3
27
31
35
Звезда-Вятка
2006
327
102,9
АС-330х3
6
10
14
Итого:
1 435,9
530,31
ВЛ 220 кВ
КГРЭС – Иваново-1
1975
71,3
15,63
АСО-400
37
41
45
КГРЭС – Иваново-2
1983
71,3
15,63
АСО-400
29
33
37
КГРЭС – Вичуга-1
1969
60,2
7,13
АСО-400
43
47
51
КГРЭС – Вичуга-2
1980
60,4
7,08
АС-400
32
36
40
Мотордеталь – Тверицкая
1991
109,48
16,7
АС-300
21
25
29
КГРЭС – Кострома-2
1976
51,66
51,66
АС-300
36
40
44
КГРЭС – Мотордеталь-1
1969
39,9
39,9
АСО-300
43
47
51
КГРЭС – Мотордеталь-2
1976
39,9
39,9
АС-300
36
40
44
КГРЭС – Ярославль
1969
110,16
32,8
АС-500
43
47
51
Рыжково - Мантурово
1972
136,74
72,5
АСО-300
40
44
48
Мотордеталь - Борок
1987
102,7
102,7
АС-300
25
29
33
Кострома-2 - Галич
1976
123,155
123,15
АСО-300
36
40
44
Борок – Галич
1987
57,72
57,72
АС-300
25
29
33
Галич – Антропово
1998
38,5
38,5
АСУ-300
14
18
22
Итого:
1 073,115
621,05
Таблица № 49
Перечень ВЛ 110 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние
№ п/п
Наименование
Год ввода
Кол-во
це-пей
Протя-жен-ность, км*
Марка
провода
Техничес-кое состояние
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Центральный РЭС
1.
Нерехта-1 - Клементьево
1950
1
22,4
АС-120
удовл.
62
66
70
2.
Мотордеталь-Кострома-1(2)
2013
2
4,76
АС-185
хорошее
-
3
7
3.
отп. на Строммашина
1970
2
0,67
АС-150
удовл.
42
46
50
4.
Нерехта-Мотордеталь
1959
2
49
АС-120
АС-95
удовл.
53
57
61
5.
отп. на Космынино
1959
2
5,3
АС-120
удовл.
53
57
61
6.
отп. на Нерехта-2
1959
2
1,64
АС-70
удовл.
53
57
61
7.
Южная-1(2)
1986
2
5,05
АС-120
удовл.
26
30
34
8.
Василево-1(2)
1979
2
10,5
АС-70
удовл.
33
37
41
9.
Кострома-1-Северная
2013
2
12,08
АС-185
хорошее
-
3
7
10.
Кострома-1-Центральная
2013
2
15,26
АС-185
хорошее
-
3
7
11.
Кострома-2-Северная
2013
2
8,2
АС-185
хорошее
-
3
7
12.
ТЭЦ-2 - Центральная
2013
2
8,08
АС-185
хорошее
-
3
7
13.
отп. на ТЭЦ-1
1960
2
1,82
АС-70
удовл.
52
56
60
14.
отп. на Кострома-3
1960
2
0,1
АС-70
удовл.
52
56
60
15.
ТЭЦ-2-Кострома-2
1974
2
3,9
АС-150
удовл.
38
42
46
16.
Красное -1 (2)
2009
2
5,7
АС-150
АС-70
удовл.
3
7
11
17.
отп. на Восточная-1
2009
2
6,6
АС-150
АС-95
удовл.
3
7
11
18.
Восточная-1(2)
2009
2
2,2
АС-120
удовл.
3
7
11
19.
Давыдовская-1(2)
2009
2
1,35
АС-150
АС-240
удовл.
3
7
11
20.
Клементьево-Фурманов
1980
1
5,1
АС-120
удовл.
32
36
40
21.
Аэропорт-1(2)
1994
2
5,7
АС-120
удовл.
18
22
26
22.
Калинки-Судиславль
1973
1
37,8
АС-120
удовл.
39
43
47
23.
Судиславль-Кр.Поляна
1973
1
37,5
АС-120
удовл.
39
43
47
24.
ТЭЦ-2-Калинки
1961
1
21,8
АС-120
удовл.
51
55
59
25.
Приволжская-1(2)
1974
2
11,4
АС-95
удовл.
38
42
46
26.
Александрово-Заволжск
1972
1
14,42
АС-120
удовл.
40
44
48
27.
Борок-Сусанино
1971
1
14,2
АС-150
удовл.
41
45
49
28.
Сусанино-Столбово
1997
1
43,8
АС-120
удовл.
15
19
23
29.
Кр.Поляна-Александрово
1982
1
25,43
АС-120
удовл.
30
34
38
30.
Кр.Поляна-Кадый
1983
1
64,5
АС-150
удовл.
29
33
37
31.
Кр.Поляна-Столбово
1989
1
21,55
АС-120
удовл.
23
27
31
32.
Hерехта-Писцово
1991
1
23,7
АС-120
удовл.
21
25
29
Галичский РЭС
33.
Борок - Буй (т)
1985
1
25,5
АС-120
удовл.
27
31
35
34.
Борок - Буй (с)
1985
1
22,9
АС-120
удовл.
27
31
35
35.
Борок - Галич(т)
1985
1
58,4
АС-120
удовл.
27
31
35
36.
Борок – Новая
1992
1
54,6
АС-120
удовл.
20
24
28
37.
отп. на Орехово
1970
2
2,28
АС-120
удовл.
42
46
50
38.
Галич(р)-Галич(т)
1964
1
3,3
АС-120
удовл.
48
52
56
39.
Галич(p)-Антропово
1964
2
32,9
АС-185
удовл.
48
52
56
40.
Галич(р)-Чухлома
1964
1
61,9
АС-95
удовл.
48
52
56
41.
отп. на Луковцино
1988
1
0,2
АС-120
удовл.
24
28
32
42.
Елегино-Солигалич
1987
1
51,5
АС-120
удовл.
25
29
33
43.
Чухлома-Солигалич
1964
1
43,7
АС-120
удовл.
48
52
56
44.
отп. на Федоровское
1983
1
2,1
АС-120
удовл.
29
33
37
45.
Борок-Западная
1971
1
11,2
АС-150
удовл.
41
45
49
46.
Борок-Елегино
1986
1
50,2
АС-120
удовл.
26
30
34
47.
Буй(с)-Буй(т)
1980
1
6,1
АС-120
удовл.
32
36
40
48.
Западная-Буй(т)
1971
1
4,3
АС-150
удовл.
41
45
49
49.
Галич(р)-Новая
1992
1
7,8
АС-120
удовл.
20
24
28
50.
Буй(т)-Халдеево
1975
1
24,3
АС-120
удовл.
37
41
45
51.
отп. на Лопарево
1979
2
4,7
АС-185
удовл.
33
37
41
Нейский РЭС
52.
Нея – Антропово(т)
1965
1
55,8
АС-185
удовл.
47
51
55
53.
отп. на Николо-Полома
1977
2
4,3
АС-70
удовл.
35
39
43
54.
Нея–Антропово(p)
1965
1
54,5
АС-185
удовл.
47
51
55
55.
Hея-Мантурово
1965
2
53,6
АС-150
удовл.
47
51
55
56.
отп. на Октябрьская
1965
2
2,6
АС-70
удовл.
47
51
55
57.
Hея-Макарьев
1967
1
58,5
АС-70
удовл.
45
49
53
58.
отп. на Дьяконово
1967
1
1,1
АС-70
удовл.
45
49
53
59.
Мантурово-Шарья
1966
2
20,2
АС-150
удовл.
46
50
54
60.
Гусево-Ильинское
1982
1
35,68
АС-120
удовл.
30
34
38
61.
Мантурово-Гусево
1982
1
28
АС-120
удовл.
30
34
38
62.
Мантурово-БХЗ
1973
2
4,3
АС-95
удовл.
39
43
47
63.
Кадый-Макарьев
1984
1
58,5
АС-120
удовл.
28
32
36
64.
Ильинское-Hовинское
1987
1
46,1
АС-120
удовл.
25
29
33
65.
отп. на Яковлево
1966
1
0,7
АС-120
удовл.
46
50
54
Шарьинский РЭС
66.
Звезда – Заря – 1(2)
2006
1
58,347
АС-150
удовл.
6
10
14
67.
Звезда – Мантурово-1(2)
2006
2
4,1
АС-400
удовл.
6
10
14
68.
Шарья(р) - Заря
2006
2
3,5
АС-150
удовл.
6
10
14
69.
Заря – Кроностар – 1(2)
2006
2
0,65
АС-150
удовл.
6
10
14
70.
Заря – Промузел – 1(2)
2006
2
0,68
АС-150
удовл.
6
10
14
71.
Мантурово-Шарья – 1(2)
1966
2
26,1
АС-150
удовл.
46
50
54
72.
отп. на Шекшема
1966
2
0,34
АС-120
удовл.
46
50
54
73.
Шарья (р) – Шарья (т)
1967
1
12,05
АС-150
удовл.
45
49
53
74.
Шарья (р) – Поназырево(т)
1967
1
54,8
АС-150
удовл.
45
49
53
75.
Шарья (т) – Поназырево (т)
1967
1
48,45
АС-150
удовл.
45
49
53
76.
Hикола-Вохма
1968
1
15
АС-120
удовл.
44
48
52
77.
Поназырево-Ацвеж
1968
1
7,5
АС-120
удовл.
44
48
52
78.
Поназырево-Гостовская
1968
1
15
АС-120
удовл.
44
48
52
79.
Поназырево – Hикола
1968
1
61
АС-120
удовл.
44
48
52
80.
отп. на Шортюг
1968
1
1,33
АС-120
удовл.
44
48
52
81.
отп. на Гудково
1968
1
1,31
АС-95
удовл.
44
48
52
82.
Вохма - Павино
1972
1
48,4
АС-95
удовл.
40
44
48
83.
Павино-Пыщуг
1988
1
38,2
АС-120
удовл.
24
28
32
84.
Hовинское-Пыщуг
1991
1
39,1
АС-120
удовл.
21
25
29
85.
Шарья(р)-Рождественское
1976
2
44
АС-120
удовл.
36
40
44
Итого:
1 863,1
_____________
* – протяженность (км) указана в зоне обслуживания Костромской области
Таблица № 50
Перечень ВЛ 35 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние
№ п/п
Наименование
Год ввода
Кол-во
цепей
Про-тяжен-ность, км*
Марка
провода
Техни-ческое состоя-ние
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Костромской РЭС
1.
КПД-Сидоровское
1997
2
11,8
АС-70, АС-50
хорошее
15
19
23
2.
Фармация
1982
1
12,2
АС-120
хорошее
30
34
38
3.
Кузнецово -1
1981
1
11,1
АС-70, АС-120
хорошее
31
35
39
4.
Кузнецово -2
1981
1
11,1
АС-70, АС-120
хорошее
31
35
39
5.
Коркино-1
1970
1
6,1
АС-70
хорошее
42
46
50
6.
Коркино-2
1970
1
6,1
АС-70
хорошее
42
46
50
7.
Сухоногово-Рудино
1973
1
22
АС-50
хорошее
39
43
47
8.
Борщино-1
1979
1
10,4
АС-50, АС-120
хорошее
33
37
41
9.
Борщино-2
1979
1
10,4
АС-50, АС-120
хорошее
33
37
41
10.
Красное-Прискоково
1984
1
16
АС-120, АС-70
хорошее
28
32
36
11.
Чернево-Прискоково
1984
1
13,7
АС-120, АС-95
хорошее
28
32
36
12.
Красная Поляна-Игодово
1983
1
19,22
АС-70
хорошее
29
33
37
13.
Сусанино-Попадьино
1990
1
20,2
АС-70
хорошее
22
26
30
14.
Мисково-Сандогора
1977
1
14,2
АС-70
хорошее
35
39
43
15.
Калинки - Раслово
1983
1
10
АС-50
хорошее
29
33
37
16.
Саметь-2
1973
1
16,7
АС-70
хорошее
39
43
47
17.
Чернево-1
1969
1
46,38
АС-120, АС-95
хорошее
43
47
51
18.
Сусанино-Головинская-1
1969
2
11,2
АС-150
хорошее
43
47
51
19.
Сусанино-Головинская-2
1969
1
11,2
АС-150
хорошее
43
47
51
20.
Сусанино-Андреевская
1977
1
21,5
АС-50
хорошее
35
39
43
21.
Александрово-Островское
1970
1
29,3
АС-50
хорошее
42
46
50
22.
Воронье-1
1969
1
22,46
АС-95
хорошее
43
47
51
23.
Воронье-2
1969
1
22,46
АС-95
хорошее
43
47
51
24.
Игодово-Легитово
1982
1
27,7
АС-70
хорошее
30
34
38
25.
Александрово-Адищево
1982
1
10,7
АС-50
хорошее
30
34
38
26.
Нерехта-Рождественно
1975
1
11,8
АС-50
удовл.
37
41
45
27.
Красная Поляна-Островское
1970
1
13,2
АС-50
хорошее
42
46
50
28.
Чернево-2
1969
1
46,38
АС-120, АС-95
хорошее
43
47
51
29.
Караваево-1
1981
1
11,56
АС-70
хорошее
31
35
39
30.
Караваево-2
1981
1
11,56
АС-70
хорошее
31
35
39
31.
Байдарка -1
1971
1
5,8
АС-150, АС-95
хорошее
41
45
49
32.
Байдарка-2
1971
1
5,8
АС-150, АС-95
хорошее
41
45
49
33.
Саметь-1
1972
1
16,7
АС-70
хорошее
40
44
48
34.
Кузнецово-ЭМЗ
1984
1
21,3
АС-70
хорошее
28
32
36
35.
Никольское-Кузьмищи
1988
1
12,4
АС-70
хорошее
24
28
32
36.
Никольское- Птицефабрика
1973
1
2
АС-50
хорошее
39
43
47
37.
Кострома-2 - Птицефабрика
1972
2
8,8
АС-50
хорошее
40
44
48
38.
Кострома-2-Никольское
1973
2
10,5
АС-95
хорошее
39
43
47
39.
Сущево-Мисково
1976
1
20,8
АС-70
хорошее
36
40
44
40.
Апраксино-Сущево
1962
1
21,4
АС-70
удовл.
50
54
58
41.
Кострома-2-Апраксино
1962
1
15,7
АС-70
хорошее
50
54
58
42.
Мисково-ЭМЗ
1976
1
10,6
АС-70
хорошее
36
40
44
43.
Кузнецово-Сусанино
1982
1
31,5
АС-120
хорошее
30
34
38
44.
Сусанино-Калининская
1982
1
15,6
АС-120
хорошее
30
34
38
45.
Космынино-Рудино
1971
1
25
АС-50
хорошее
41
45
49
46.
ГРЭС-Сидоровское
1983
1
5
АС-70
хорошее
29
33
37
47.
КПД- Владычное
1982
1
9,1
АС-50
хорошее
30
34
38
48.
Ильинское-Сухоногово
1972
1
17,5
АС-70
хорошее
40
44
48
49.
Коркино-Ильинское
1972
1
10,4
АС-70
хорошее
40
44
48
Галичский РЭС
50.
Новая-ПТФ
1993
2
2,8
АС-70
хорошее
19
23
27
51.
Орехово-Левково
1992
1
19,4
АС-70
хорошее
20
24
28
52.
Левково-Березовец
1992
1
10,9
АС-70
хорошее
20
24
28
53.
Галич (р)-Толтуново
1992
1
25,2
АС-50
хорошее
20
24
28
54.
Пронино-Кабаново
1983
1
16,3
АС-70
хорошее
29
33
37
55.
Воронье-Пронино
1980
1
26,8
АС-70
хорошее
32
36
40
56.
Галич (р)-ПТФ
1972
1
9,6
АС-70
хорошее
40
44
48
57.
Толтуново-Березовец
1982
1
24,4
АС-50
хорошее
30
34
38
58.
ПТФ-Пронино
1972
1
27,4
АС-70
удовл.
40
44
48
59.
Черменино-Панкратово
1972
1
10,7
АС-35
хорошее
40
44
48
60.
Судай-Панкратово
1966
1
26,2
АС-35
удовл.
46
50
54
61.
Горбачево-Куземино
1986
1
19,2
АС-50
хорошее
26
30
34
62.
Солигалич-Совега
1985
1
32,9
АС-50
хорошее
27
31
35
63.
Солигалич-Калинино
1976
2
28,1
АС-50
хорошее
36
40
44
64.
Солигалич-Горбачево
1977
1
27,3
АС-50
хорошее
35
39
43
65.
Солигалич-Починок
1964
2
18,5
АС-50
удовл.
48
52
56
66.
Чухлома-Петровское
1978
2
19,7
АС-50
хорошее
34
38
42
67.
Чухлома-Судай
1977
2
19,7
АС-35
удовл.
35
39
43
68.
Дор-Семеновское
1991
1
12,7
АС-35, АС-70
хорошее
21
25
29
69.
Буй(р)-Шушкодом
1962
1
21,6
АС-50
удовл.
50
54
58
70.
Буй (р)-Химик
1972
1
1,7
АС-35, АС-70
удовл.
40
44
48
71.
Химик-Ликурга
1964
1
18,7
АС-35
удовл.
48
52
56
72.
Шушкодом-Дьяконово
1974
1
25,1
АС-50
удовл.
38
42
46
73.
Буй (р)-Дор
1975
1
26,4
АС-50
удовл.
37
41
45
74.
Калинино-Дьяконово
1978
1
41
АС-50
хорошее
34
38
42
Нейский РЭС
75.
Макарьев-1-Тимошино
1992
1
48,9
АС-70
хорошее
20
24
28
76.
Унжа-Сосновка
1985
1
26,1
АС-50
хорошее
27
31
35
77.
Макарьев-2-Унжа
1979
1
19,4
АС-50
хорошее
33
37
41
78.
Макарьев-1-Макарьев-2
1978
1
11,56
АПС-50
хорошее
34
38
42
79.
Макарьев1-Н.Макарово
1970
1
25,4
АС-50
хорошее
42
46
50
80.
Кадый-Якимово
1969
1
27,2
АС-50
хорошее
43
47
51
81.
Макарьев-1-Якимово
1969
1
9,3
АС-50
хорошее
43
47
51
82.
Чернышево-Нежитино
1988
1
27,4
АС-70
хорошее
24
28
32
83.
Н.Макарово-Нежитино
1987
1
27,9
АС-70
хорошее
25
29
33
84.
Кадый-Екатеринкино
1971
1
16,7
АС-50
хорошее
41
45
49
85.
Чернышево-Завражье
1989
1
16,2
АС-70
хорошее
23
27
31
86.
Чернышево-Окулово
1977
1
24,5
АС-50
удовл.
35
39
43
87.
Кадый-Чернышево
1973
1
38,2
АС-50
удовл.
39
43
47
88.
Екатеринкино-Словинка
1971
1
13,3
АС-50
хорошее
41
45
49
89.
Антропово-Слобода
1971
1
9
АС-70
хорошее
41
45
49
90.
Антропово-Палкино
1964
1
17,5
АС-50
удовл.
48
52
56
91.
Палкино-Словинка
1964
1
26,5
АС-50
хорошее
48
52
56
92.
Палкино-Котельниково
1973
1
19
АС-70
хорошее
39
43
47
93.
Котельниково-Легитово
1973
1
9,4
АС-70
хорошее
39
43
47
94.
Парфеньево-Матвеево-1 ц.
1990
1
21,2
АС-70
хорошее
39
43
47
95.
Антропово-Парфеньево-2 ц.
1989
1
40,6
АС-70
хорошее
22
26
30
96.
Антропово-Парфеньево-1 ц.
1965
1
26,7
АС-50
хорошее
23
27
31
97.
Парфеньево-Матвеево-2 ц.
1966
1
21
АС-35
хорошее
47
51
55
98.
Ильинское-Георгиевское
1967
1
30,7
АС-50
хорошее
46
50
54
99.
Георгиевское-Филино
1968
1
18,2
АС-50
удовл.
45
49
53
100.
Овсянниково-Черменино
1968
1
27
АС-50, АС-70
хорошее
44
48
52
101.
Черменино-Панкратово
1971
1
26,6
АС-50
хорошее
44
48
52
102.
Кологрив-Овсянниково
1968
1
27
АС-70
хорошее
41
45
49
103.
Ильинское-Кологрив
1967
1
19,54
АС-95
хорошее
44
48
52
104.
Мантурово-Медведица
1973
1
32,8
АС-35
хорошее
45
49
53
105.
Мантурово-Сосновка
1965
1
32,9
АС-35
хорошее
39
43
47
106.
Мантурово-Фанерный з-д 2ц.
1968
1
5
АС-150
хорошее
47
51
55
107.
Мантурово-Фанерный з-д 1ц.
1968
1
5
АС-150
хорошее
44
48
52
108.
Нея-Кужбал
1967
1
23
АС-50
хорошее
44
48
52
109.
Вожерово-Кологрив
1982
1
27,9
АС-50, АС-70
хорошее
45
49
53
110.
Кужбал-Вожерово
1976
1
25,3
АС-50
хорошее
30
34
38
Шарьинский РЭС
111.
Забегаево-Луптюг
1975
1
12,6
АС-50
хорошее
37
41
45
112.
Вохма-Забегаево
1975
1
13,8
АС-50
хорошее
37
41
45
113.
Рождественское-Одоевское
1989
1
20
АС-50
хорошее
23
27
31
114.
Конево-Одоевское
1989
1
10
АС-50
хорошее
23
27
31
115.
Павино-Леденгск
1965
1
19,2
АС-70
хорошее
47
51
55
116.
Пыщуг-Леденгск
1965
1
19
АС-70
хорошее
47
51
55
117.
Лапшино-Спасс
1970
1
12,4
АС-50
хорошее
42
46
50
118.
Вохма-Лапшино
1970
1
17
АС-70
хорошее
42
46
50
119.
Катунино-Ветлуга
1987
1
22
АС-70
хорошее
25
29
33
120.
Павино-Хорошая
1973
1
27,5
АС-50
хорошее
39
43
47
121.
Хорошая-Заветлужье
1973
1
11,9
АС-50
хорошее
39
43
47
122.
Шарья-Кривячка
1963
1
39,3
АС-70
хорошее
49
53
57
123.
Боговарово-Соловецкое
1973
1
19,8
АС-50
хорошее
39
43
47
124.
Вохма-Боговорово 1
1968
1
17
АС-50
хорошее
44
48
52
125.
Спасс-Талица
1972
1
27,5
АС-35
хорошее
40
44
48
126.
Шарья-Н-Шанга
1977
1
9,7
АС-50
хорошее
35
39
43
127.
Н-Шанга-Головино
1979
1
23,3
АС-50
хорошее
33
37
41
128.
Рождественское-Катунино
1980
1
17,9
АС-70
хорошее
32
36
40
129.
Пыщуг-Кривячка
1963
1
31,5
АС-70
хорошее
49
53
57
130.
Рождественское-Конево
1970
1
22,6
АС-50
хорошее
42
46
50
131.
Шарья-Рождественское
1969
1
30
АС-50
хорошее
43
47
51
132.
Заветлужье-Головино
1984
1
35,6
АС-70
хорошее
28
32
36
133.
Боговарово-Ильинское
1983
1
24,3
АС-50
хорошее
29
33
37
134.
Шарья-Центральная 1
1984
1
2,6
АС-95
хорошее
28
32
36
135.
Шарья-Центральная 2
1984
1
2,6
АС-95
хорошее
28
32
36
136.
Вохма-Боговорово 2
1986
1
17
АС-50
хорошее
26
30
34
Итого:
2 628,5
По техническому состоянию каждой ВЛ проводится комплексная качественная оценка ЛЭП. 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 (далее – ПС) напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах № 51 – 54.
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 февраля 2002 года № 16-00-14/75 рассматриваемый показатель определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 1 января 2002 года № 1 «О классификации основных средств, включаемых в амортизированные группы», в соответствии с которым для начисления амортизации установлен максимальный срок службы ЛЭП на металлических и ж/б опорах – 15 лет, ПС – 20 лет.
Таблица № 51
Перечень ПС напряжением 220 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные
Наименование
Класс напряжения, кВ
Год ввода
Количество и мощность трансформаторов (шунтирующих реакторов)
Мощность ПС
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
ПС 500 кВ
«Звезда»
500/110/10
2006
3х135; 6х60
405 МВА
360 Мвар
6
10
14
«Костромская АЭС»
500
1986
3х60
180 Мвар
26
30
34
«Костромская ГРЭС»
500
1972
4х400
4801 МВА
40
44
48
1972
3х267
40
44
48
1977
3х533
35
39
43
1993
3х267
19
23
27
ПС 220 кВ
«Мотордеталь»
220/110/10
1972
2х125; 1х25; 1х40
315 МВА
40
44
48
«Мантурово»
220/110/35/27,5/10
1965
1х125; 2х40; 1х15
220 МВА
47
51
55
«Кострома-2»
220/110/35/6
1961
1х125; 1х90; 2х20
255 МВА
51
55
59
«Галич»
220/110/35/10
1965
2х125; 1х10
260 МВА
47
51
55
«Борок»
220/110/10
1987
2х125
250 МВА
25
29
33
«Костромская ГРЭС»
220
1970
4х400; 2х32; 1х63
1 727 МВА
42
46
50
Таблица № 52
Перечень ПС напряжением 110 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние
№
п/п
Наименование
Класс
напряжения,
кВ
Год вво-да
Коли-чество трансфор-маторов и мощность, ед.хМВА
Мощ-ность ПС, МВА
Заг-руз-ка, %
Техничес-кое состояние
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Центральный РЭС
1.
Александрово
110/35/10
1981
2х6,3
12,6
31,7
удовл.
31
35
39
2.
Аэропорт
110/35/6
1993
2х16
32
18,5
удовл.
19
23
27
3.
Василево
110/35/10
1979
2х10
20
10,7
удовл.
33
37
41
4.
Восточная-2
110/35/10
1977
2х25
50
46,1
удовл.
35
39
43
5.
Давыдовская
110/10
2009
2х25
50
17,8
удовл.
3
7
11
6.
СУ ГРЭС
110/35/6
1978
1х16; 1х10
26
25,7
удовл.
34
38
42
7.
Григорцево
110/10
1987
1х2,5
2,5
11,6
удовл.
25
29
33
8.
Калинки
110/35/10/6
1962
2х10; 1х1,6
21,6
28,3
удовл.
50
54
58
9.
Клементьево
110/10
1980
1х6,3
6,3
10,8
удовл.
32
36
40
10.
Кострома-1
110/6
1951
2х10
20
51,9
удовл.
61
65
69
11.
Кострома-3
110/35/6
1963
1х16; 1х10
26
44,2
удовл.
49
53
57
12.
КПД
110/35/10
2013
2х25
50
23,6
хорошее
3
7
13.
Кр. Поляна
110/35/10
1972
2х10
20
21,5
удовл.
40
44
48
14.
Красное
110/35/10
1982
2х16
32
38,8
удовл.
30
34
38
15.
Нерехта-1
110/35/10/6
1940
2х25; 2х16
82
29,6
удовл.
72
76
80
16.
Нерехта-2
110/10/6
1973
1х10;1х16
26
4,9
удовл.
39
43
47
17.
Строммашина
110/6
1974
2х40
80
17,3
удовл.
38
42
46
18.
Северная
110/6
1970
1х25; 1х20
45
42,8
удовл.
42
46
50
19.
Столбово
110/10
1990
1х10
10
4,4
удовл.
22
26
30
20.
Судиславль
110/10
1972
2х10
20
40,7
удовл.
40
44
48
21.
Сусанино
110/35/10
1987
2х10
20
19,7
удовл.
25
29
33
22.
Центральная
110/10/6
1989
2х25
50
32,9
удовл.
23
27
31
23.
Южная
110/35/10
1986
2х25
50
28,0
удовл.
26
30
34
24.
Восточная-1
110/6
2011
2х25
50
44,7
хорошее
1
5
9
Галичский РЭС
25.
Буй районная
110/35/10
1963
1х10; 1х4
14
13,4
удовл.
49
53
57
26.
Буй сельская
110/10
1980
2х6,3
12,6
49,6
удовл.
32
36
40
27.
Елегино
110/10
1985
1х2,5
2,5
8,4
удовл.
27
31
35
28.
Западная
110/10
1992
2х10
20
29,2
удовл.
20
24
28
29.
Лопарево
110/10
1979
2х2,5
5
12,2
удовл.
33
37
41
30.
Луковцино
110/10
1988
1х2,5
2,5
7,6
удовл.
24
28
32
31.
Новая
110/35/10
1993
2х6,3
12,6
23,3
хорошее
19
23
27
32.
Орехово
110/35/10
1965
2х6,3
12,6
10,8
удовл.
47
51
55
33.
Солигалич
110/35/10
1986
2х10
20
28,7
удовл.
26
30
34
34.
Федоровское
110/10
1983
1х2,5
2,5
6,0
удовл.
29
33
37
35.
Чухлома
110/35/10
1965
2х6,3
12,6
31,5
удовл.
47
51
55
Нейский РЭС
36.
Антропово
110/35/10
1965
1х16;1х6,3
22,3
29,1
удовл.
47
51
55
37.
БХЗ
110/6/10
1971
2х25
50
5,2
удовл.
41
45
49
38.
Гусево
110/10
1981
1х2,5
2,5
11,6
удовл.
31
35
39
39.
Дьяконово
110/10
1977
1х2,5
2,5
11,2
удовл.
35
39
43
40.
Ильинское
110/35/10
1990
2х10
20
26,8
удовл.
22
26
30
41.
Кадый
110/35/10
1983
2х10
20
19,4
удовл.
29
33
37
42.
Макарьев-1
110/35/10
1967
2х10
20
37,7
удовл.
45
49
53
43.
Нея
110/35/27,5/10
1966
2х40;1х6,3
86,3
18,6
удовл.
46
50
54
44.
Новинское
110/10
1988
1х2,5
2,5
2,0
удовл.
24
28
32
45.
Н-Полома
110/10
1976
1х2,5
2,5
41,6
удовл.
36
40
44
46.
Октябрьская
110/10
1978
1х2,5
2,5
36,4
удовл.
34
38
42
47.
Яковлево
110/35/10
1965
1х10
10
0,9
удовл.
47
51
55
Шарьинский РЭС
48.
Вохма
110/35/10
1968
1х16;1х6,3
22,3
25,2
удовл.
44
48
52
49.
Гудково
110/10
1987
1х2,5
2,5
2,4
удовл.
25
29
33
50.
Никола
110/35/10
1991
1х6,3
6,3
8,3
удовл.
21
25
29
51.
Павино
110/35/10
1975
1х10;1х6,3
16,3
15,7
удовл.
37
41
45
52.
Промузел
110/6/6
1976
2х25
50
11,4
удовл.
36
40
44
53.
Пыщуг
110/35/10
1989
2х6,3
12,6
19,2
удовл.
23
27
31
54.
Рождественс-кое
110/35/10
1986
1х10; 1х4
14
12,6
хорошее
26
30
34
55.
Шарья (р)
110/35/6
1966
1х25; 1х20
45
42,3
удовл.
46
50
54
56.
Шекшема
110/10
1976
1х6,3
6,3
9,2
удовл.
36
40
44
57.
Шортюг
110/10
1968
1х6,3
6,3
8,3
удовл.
44
48
52
58.
Якшанга
110/10
1974
1х6,3
6,3
22,4
удовл.
38
42
46
Итого
1 347,9
Таблица № 53
Перечень ПС напряжением 35 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние
№
п/п
Наименование
Класс
напря-жения,
кВ
Год ввода
Количество трансформа-торов и мощность, ед.хМВА
Мощ-ность ПС, МВА
Техни-ческое состоя-ние
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Галичский РЭС
1.
ПС Степаново
35/10
1989
1х4
4
удовл.
23
27
31
2.
ПС Пронино
35/10
1973
1х2,5; 1х4
6,5
удовл.
39
43
47
3.
ПС Горбачево
35/10
1977
1х1
1
удовл.
35
39
43
4.
ПС Калинино
35/10
1976
1х1
1
удовл.
36
40
44
5.
ПС Судай
35/10
1965
2х1,6
3,2
удовл.
47
51
55
6.
ПС Совега
35/10
1984
1х1
1
удовл.
28
32
36
7.
ПС Починок
35/10
1965
1х4
4
удовл.
47
51
55
8.
ПС Петровское
35/10
1978
1х1,6
1,6
удовл.
34
38
42
9.
ПС Панкратово
35/10
1965
1х1
1
удовл.
47
51
55
10.
ПС Куземино
35/10
1986
1х1,6
1,6
удовл.
26
30
34
11.
ПС Толтуново
35/10
1982
2х2,5
5
удовл.
30
34
38
12.
ПС Кабаново
35/10
1983
2х2,5
5
удовл.
29
33
37
13.
ПС Березовец
35/10
1975
1х2,5
2,5
удовл.
37
41
45
14.
ПС Дьяконово
35/10
1974
2х1
2
удовл.
38
42
46
15.
ПС Дор
35/10
1975
2х1,6
3,2
удовл.
37
41
45
16.
ПС Шушкодом
35/10
1964
2х1
2
удовл.
48
52
56
17.
ПС Галичская ПТФ
35/10
1977
2х4
8
удовл.
35
39
43
18.
ПС Левково
35/10
1992
1х1,6
1,6
удовл.
20
24
28
19.
ПС Кренево
35/10
1989
1х2,5
2,5
удовл.
23
27
31
20.
ПС Семеновское
35/10
1991
1х1,6
1,6
удовл.
21
25
29
21.
ПС Химик
35/10
2003
1х3,2
3,2
удовл.
9
13
17
22.
ПС Ликурга
35/10
1963
1х1,8; 1х1,6
3,4
удовл.
49
53
57
Костромской РЭС
23.
ПС Андреевское
35/10
1979
1х1,6
1,6
удовл.
33
37
41
24.
ПС Попадьино
35/10
1990
1х1,6
1,6
удовл.
22
26
30
25.
ПС Стоянково
35/10
1977
1х1,6
1,6
удовл.
35
39
43
26.
ПС Раслово
35/10
1983
1х2,5
2,5
удовл.
29
33
37
27.
ПС Новинки
35/10
1957
1х1,8
1,8
удовл.
55
59
63
28.
ПС Адищево
35/10
1967
1х4
4
удовл.
45
49
53
29.
ПС Сандогора
35/6
1977
1х1
1
удовл.
35
39
43
30.
ПС Гридино
35/10
1995
1х1,8
1,8
удовл.
17
21
25
31.
ПС Прискоково
35/10
1964
1х2,5
2,5
удовл.
48
52
56
32.
ПС Рудино
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
43
47
33.
ПС Чапаево
35/10
1976
2х2,5
5
удовл.
36
40
44
34.
ПС Калининская
35/10
1982
2х2,5
5
удовл.
30
34
38
35.
ПС Сущево
35/10
1972
2х4
8
удовл.
40
44
48
36.
ПС Минское
35/10
1981
2х2,5
5
удовл.
31
35
39
37.
ПС Борщино
35/10
1979
2х4
8
удовл.
33
37
41
38.
ПС Исаево
35/10
1973
2х4
8
удовл.
39
43
47
39.
ПС Островское
35/10
2008
2х2,5
5
удовл.
4
8
12
40.
ПС Игодово
35/10
1989
2х1,6
3,2
удовл.
23
27
31
41.
ПС Апраксино
35/10
1985
2х2,5
5
удовл.
27
31
35
42.
ПС Ильинское ЦСП
35/10
1985
2х2,5
5
удовл.
27
31
35
43.
ПС Сухоногово
35/10
1971
1х4; 1х3,2
7,2
удовл.
41
45
49
44.
ПС Владычное
35/10
1982
2х1,6
3,2
удовл.
30
34
38
45.
ПС Клеванцово
35/10
1974
2х1,6
3,2
удовл.
38
42
46
46.
ПС Саметь
35/6
1973
1х4; 1х1,6
5,6
удовл.
39
43
47
47.
ПС Байдарка
35/6
1970
2х6,3
12,6
удовл.
42
46
50
48.
ПС Коркино
35/10
1972
2х2,5
5
удовл.
40
44
48
49.
ПС Мисково
35/6
2008
2х1,8
3,6
удовл.
4
8
12
50.
ПС Кузьмищи
35/10
1988
2х1,6
3,2
удовл.
24
28
32
51.
ПС Кузнецово
35/10
1961
2х2,5
5
удовл.
51
55
59
52.
ПС Горьковская
35/10
1986
2х1,6
3,2
удовл.
26
30
34
53.
ПС Никольское
35/6
1972
2х4
8
удовл.
40
44
48
54.
ПС ЭМЗ
35/6
1964
1х1,6; 1х1
2,6
удовл.
48
52
56
55.
ПС Караваево
35/10
1962
2х6,3
12,6
удовл.
50
54
58
56.
ПС Волжская
35/6
1981
2х4
8
удовл.
31
35
39
57.
ПС Сидоровская
35/6
1982
1х4; 1х2,5
6,5
удовл.
30
34
38
58.
ПС Воронье
35/10
1969
2х1,8
3,6
удовл.
43
47
51
59.
ПС Татарское
35/10
1985
2х1,6
3,2
удовл.
27
31
35
60.
ПС Чернево
35/10
1968
2х1,8
3,6
удовл.
44
48
52
Нейский РЭС
61.
ПС Горчуха
35/10
1972
2х2,5
5
удовл.
40
44
48
62.
ПС Окулово
35/10
1977
1х1,6
1,6
удовл.
35
39
43
63.
ПС Завражье
35/10
1989
1х1,6
1,6
удовл.
23
27
31
64.
ПС Чернышево
35/10
1973
1х4
4
удовл.
39
43
47
65.
ПС Екатеринкино
35/10
1991
2х1,6
3,2
удовл.
21
25
29
66.
ПС Унжа
35/10
1978
1х1; 1х1,6
2,6
удовл.
34
38
42
67.
ПС Нежитино
35/10
1987
1х1
1
удовл.
25
29
33
68.
ПС Николо-Макарово
35/10
1969
1х1,6
1,6
удовл.
43
47
51
69.
ПС Тимошино
35/10
1967
2х1
2
удовл.
45
49
53
70.
ПС Якимово
35/10
1987
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
25
29
33
71.
ПС Макарьев-2
35/10
1978
2х4
8
удовл.
34
38
42
72.
ПС Филино
35/10
1968
1х1,6
1,6
удовл.
44
48
52
73.
ПС Георгиевское
35/10
2008
2х2,5
5
удовл.
4
8
12
74.
ПС Овсянниково
35/10
1990
2х1,6
3,2
удовл.
22
26
30
75.
ПС Черменино
35/10
1967
1х1,6
1,6
удовл.
45
49
53
76.
ПС Кологрив
35/10
1965
2х4
8
удовл.
47
51
55
77.
ПС Медведица
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
43
47
78.
ПС Сосновка
35/10
1966
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
46
50
54
79.
ПС Слобода
35/10
1976
1х2,5
2,5
удовл.
36
40
44
80.
ПС Кужбал
35/10
1967
1х2,5
2,5
удовл.
45
49
53
81.
ПС Вожерово
35/10
1992
2х1,6
3,2
удовл.
20
24
28
82.
ПС Парфеньево
35/10
1991
2х4
8
удовл.
21
25
29
83.
ПС Матвеево
35/10
1967
1х1,8; 1х4
5,8
удовл.
45
49
53
84.
ПС Легитово
35/10
1973
1х2,5
2,5
удовл.
39
43
47
85.
ПС Котельниково
35/10
2008
1х1
1
удовл.
4
8
12
86.
ПС Палкино
35/10
1966
1х2,5; 1х4
6,5
удовл.
46
50
54
87.
ПС Словинка
35/10
2008
2х1,6
3,2
удовл.
4
8
12
Шарьинский РЭС
88.
ПС Пищевка
35/10
1989
1х1
1
удовл.
23
27
31
89.
ПС Хорошая
35/10
1974
1х2,5
2,5
удовл.
38
42
46
90.
ПС Головино
35/10
1980
1х1
1
удовл.
32
36
40
91.
ПС Одоевское
35/10
1989
2х1,6
3,2
удовл.
23
27
31
92.
ПС Леденгск
35/10
1979
1х4; 1х1,6
5,6
удовл.
33
37
41
93.
ПС Лапшино
35/10
1986
2х2,5
5
удовл.
26
30
34
94.
ПС Спасс
35/10
1970
1х1,6; 1х2,5
4,1
удовл.
42
46
50
95.
ПС Талица
35/10
1973
1х1,6
1,6
удовл.
39
43
47
96.
ПС Центральная
35/6
1984
2х10
20
удовл.
28
32
36
97..
ПС Соловецкое
35/10
1974
1х1,6
1,6
удовл.
38
42
46
98.
ПС Ильинское ШСП
35/10
1983
1х1,6
1,6
удовл.
29
33
37
99.
ПС Заветлужье
35/10
1974
1х1,6
1,6
удовл.
38
42
46
100.
ПС Забегаево
35/10
1988
1х1,6
1,6
удовл.
24
28
32
101.
ПС Луптюг
35/10
1975
1х2,5
2,5
удовл.
37
41
45
102.
ПС Боговарово
35/10
1981
1х4; 1х2,5
6,5
удовл.
31
35
39
103.
ПС Конево
35/10
1965
1х1,6
1,6
удовл.
47
51
55
104.
ПС Катунино
35/10
1981
1х2,5
2,5
удовл.
31
35
39
105.
ПС Кривячка
35/10
1963
1х1; 1х1,6
2,6
удовл.
49
53
57
106.
ПС Николо-Шанга
35/10
1977
2х1,6
3,2
удовл.
35
39
43
Таблица № 54
Перечень тяговых подстанций напряжением 110 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние
№
п/п
Наименование
Класс напряжения, кВ
Год ввода
Количество трансфор-маторов и их мощность, ед.хМВА
Мощ-ность ПС, МВА
Техничес-кое состояние
Срок службы, лет
на
2012
на
2016
на
2020
1.
Космынино
110/35/10
1983
2х16
32
удовл.
29
33
37
2.
Буй
110/27,5/10
1968
2х40
80
удовл.
44
48
52
3.
Галич
110/27,5/10
1969
2х40
80
удовл.
43
47
51
4.
Антропово
110/27,5/10
1965
2х40
80
удовл.
47
51
55
5.
Шарья
110/27,5/6
1969
2х40
80
удовл.
43
47
51
6.
Поназырево
110/27,5/10
1969
2х40
80
удовл.
43
47
51
Итого
432
В таблицах № 55 – 58 представлены возрастные характеристики ЛЭП и оборудования ПС.
Как видно из таблицы № 55 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 2020 году протяженность таких линий составит порядка 40%.
Таблица № 55
Срок эксплуатации существующих ВЛ напряжением 110 кВ
по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы
Срок
эксплуатации
На 2012 год
На 2016 год
На 2020 год
длина,
км
в % к общей длине
длина,
км
в % к общей длине
длина,
км
в % к общей длине
1
2
3
4
5
6
7
до 30 лет
702,5
38,1
463,8
24,9
306,2
16,4
30 лет и выше
1141,0
61,8
1399,3
75,1
1556,9
83,6
в том числе:
30 – 40 лет
283,0
15,3
409,9
22,0
533,8
28,7
40 – 50 лет
732,6
39,7
534,7
28,6
286,4
15,4
50 – 60 лет
103,0
5,5
435,3
23,3
656,4
35,2
60 лет и выше
22,4
1,2
22,4
1,2
80,3
4,3
Таблица № 56
Срок эксплуатации существующих напряжением ВЛ 220 кВ и выше
по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы
Срок
эксплуатации
На 2012 год
На 2016 год
На 2020 год
длина,
км
в % к общей длине
длина,
км
в % к общей длине
длина,
км
в % к общей длине
до 30 лет
530,3
46,1
318,5
27,7
158,1
13,7
30 лет и выше
621,1
53,9
832,9
72,3
993,3
86,3
в том числе:
30 – 40 лет
445,9
38,7
412,4
35,8
565,7
49,1
40 – 50 лет
175,2
15,2
420,5
36,5
341,0
29,6
50 – 60 лет
0
0
86,6
7,6
Таблица № 57
Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ
по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы
Срок службы трансформаторов
На 2012 год
На 2016 год
На 2020 год
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
Менее 16 лет
100,0
5,7
150,0
8,5
150,0
8,5
16 – 25 лет
168,5
9,6
64,6
3,6
0
-
Более 25 лет
1 483,0
84,7
1 554,9
87,9
1 619,5
91,5
Как видно из таблицы № 57 на 2012 год порядка 85% установленной трансформаторной мощности на ПС c напряжением 110 кВ имеют срок службы 25 и более лет, а уже на 2020 год порядка 92%.
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.
Таблица № 58
Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ и выше по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы
Срок службы трансформаторов
На 2012 год
На 2016 год
На 2020 год
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
общая мощность трансфор-маторов, МВА
в % к общей мощности
Менее 16 лет
765,0
8,7
765,0
8,7
765,0
8,7
16 – 25 лет
801,0
9,1
801,0
9,1
0
-
Более 25 лет
7 207,0
82,2
7 207,0
82,2
8 008,0
91,3
Для решения обозначенных проблем с целью определения необходимых объемов техперевооружения и реконструкции рекомендуется проведение комплексного технического аудита и диагностики технического состояния распределительных сетевых объектов.
Техническое состояние сети 110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80% подстанций и около 7% линий отработали нормативный срок службы.
Основные сведения о генерирующих компаниях, действующих на территории Костромской области, приведены в главе 8.
Характеристика генераторов, установленных на Костромской ГРЭС, представлена в таблице № 59.
В таблице № 60 приведены параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома.
Таблица № 59
Параметры генераторов Костромской ГРЭС
Ст. №
Тип генератора
Год ввода
Sном, МВА
Рном, МВт
cos
Uном, кВ
Qmax**, МВар
Qmin **,
МВар
ТГ-1
ТВВ-320-2
1969
353
300
0,85
20
180
-80
ТГ-2
ТВВ-350-2У3
1969/1995*
411,77
350
0,85
20
220
-120
ТГ-3
ТВВ-320-2
1970
353
300
0,85
20
180
-80
ТГ-4
ТВВ-350-2У3
1970/2006*
411,77
350
0,85
20
235
-100
ТГ-5
ТВВ-320-2У3
1971/2007*
353
300
0,85
20
180
-80
ТГ-6
ТВВ-320-2
1972
353
300
0,85
20
180
0
ТГ-7
ТВВ-320-2
1972
353
300
0,85
20
180
0
ТГ-8
ТВВ-320-2
1973
353
300
0,85
20
180
0
ТГ-9
ТВВ-1200-2УЗ
1980/1991*
1330
1200
0,9
24
580
100
___________________
* Дата ввода генератора в эксплуатацию после реконструкции.
** Значения Qmax и Qmin при номинальной активной мощности генератора (300 МВт для ТГ-1-8 и 1200 МВт для ТГ-9) в соответствии с утвержденным 31.10.2014 филиалом ОАО «СО ЕЭС» Костромское РДУ «Положением по управлению режимами работы энергосистем в операционной зоне филиала ОАО «СО ЕЭС» Костромское РДУ».
Таблица № 60
Параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону г. Кострома и МУП «Шарьинская ТЭЦ»
№ п/п
Станция
Ст. №
Тип генера-тора
Год вво-да
n,
об/мин
Sном,
МВА
Рном,
МВт
Qмин,
МВАр
Qмакс,
МВАр
Uном,
кВ
Cosφ
1.
Костромская ТЭЦ-1
2
Т2-12-2
1976
3 000
15
12 (9)
0
9,64
6,3
0,8
2.
Костромская ТЭЦ-1
4
Т2-6-2
1958
3 000
7,5
6
0
4,5
6,3
0,8
3.
Костромская ТЭЦ-1
5
Т2-12-2
1965
3 000
15
12 (9)
0
9,64
6,3
0,8
4.
Костромская ТЭЦ-1
6
Т2-12-2
1966
3 000
15
12 (9)
0
9,64
6,3
0,8
5.
Костромская ТЭЦ-2
ТГ-1
ТВФ-63-2
1974
3 000
78,75
63 (60)
-13
48
6,3
0,8
6.
Костромская ТЭЦ-2
ТГ-2
ТВФ-120-2
1976
3 000
125
100 (110)
-25
74
10,5
0,8
7.
Шарьинская ТЭЦ
ТГ №1
Т2-6-2
1965
3 000
7,5
6 (3)
0
5,35
6,3
0,8
8.
Шарьинская ТЭЦ
ТГ №2
Т2-6-2
1966
3 000
7,5
6
0
4,5
6,3
0,8
9.
Шарьинская ТЭЦ
ТГ №3
Т-12-2
1979
3 000
15
12
0
9
6,3
0,8
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 учета электроэнергии.
В таблицах № 61 и 62 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2007 – 2011 годы.
Таблица № 61
Потери мощности в сетях 110 кВ и выше
Год
Напряжение, кВ
Нагрузка энергосис-темы, 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
Электропотреб-ление 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
3 782,12
71,780
1,89
113,22
2,99
185
4,89
2008
3 790,514
65,96
1,74
105,23
2,78
171,19
4,51
2009
3 558,905
59,06
1,66
92,61
2,6
151,67
4,26
2010
3 681,486
69,55
1,89
107,64
2,92
177,19
4,81
2011
3 611,475
68,77
1,9
112,38
3,11
181,15
5,02
В таблице № 63 представлена структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам.
Таблица № 63
Структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам
Составляющие технических потерь
Потери мощности, МВт
Галичский участок
Нагрузочные потери:
в трансформаторах 110 кВ
в ВЛ 110 кВ
1,18
0,43
Потери ХХ в трансформаторах
0,51
Всего
2,12
Костромской участок
Нагрузочные потери:
в трансформаторах 110 кВ
в ВЛ 110 кВ
4,06
4,45
Потери ХХ в трансформаторах
1,43
Всего
9,94
Нейский участок
Нагрузочные потери:
в трансформаторах 110 кВ
в ВЛ 110 кВ
1,63
0,9
Потери ХХ в трансформаторах
0,61
Всего
3,14
Шарьинский участок
Нагрузочные потери:
в трансформаторах 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
Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше составили порядка 181 млн. Вт. 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 регулирования под нагрузкой (далее – РПН) и т.п. Есть в энергосистеме также ЛЭП 110 кВ, которые по своему техническому состоянию малопригодны для дальнейшей эксплуатации. Характеристика «узких мест» схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Костромской области приведена в таблице № 64.
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 2020 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.
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
Шекшема, Октябрьская
2
ПС с трансформаторами без РПН
Кострома-3, Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово (р.), Павино, Шортюг, Якшанга
8
ПС на ОД и КЗ
Новинское, Шекшема, Ильинское, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья (т.), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т.), Василёво, Южная, Красное, Дьяконово, Николо-Полома, Мантуровский БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная, Сусанино, Столбово, Октябрьская, Антропов (т), Лопарево
34
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 трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной – не более пяти;
2) применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций.
Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.
Так, например, при ремонте ВЛ 110 кВ Вохма – Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево – Никола потребители ПС 110 кВ (ПС 110 кВ Вохма, ПС 110 кВ Никола, ПС 110 кВ Шортюг, ПС 110 кВ Гудково) остаются без питания.
Аналогично при ремонте ВЛ 110 кВ Борок – Елегино и отключении ВЛ 110 кВ Галич (р) – Чухлома потребители ПС 110 кВ Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино остаются без питания.
Основным питающим центром Костромской энергосистемы является Костромская ГРЭС, обеспечивающая электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
Передача мощности в район города Костромы осуществляется по трем ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи и по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Кострома. Собственная генерация района составляет приблизительно 200 МВт в зимний период и 65 МВт в летний период и обеспечивается за счет генерации Костромской ТЭЦ-1 и Костромской ТЭЦ-2. Приблизительно 50% мощности, передаваемой по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи, является транзитной в Ярославскую энергосистему и играет существенную роль в балансе.
Электроснабжение потребителей северо-западной части Костромской энергосистемы осуществляется от Костромской ГРЭС по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь I и II цепи, Костромская ГРЭС – Кострома, Мотордеталь – Борок, Кострома-2 – Галич (р).
Электроснабжение потребителей северо-восточной части осуществляется от ПС 500 кВ Звезда по ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Звезда и Звезда – Вятка и в ремонтных режимах в сети 500 кВ от ПС 220 кВ Мантурово по ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово.
В нормальном режиме пропускной способности сетей 110 кВ и выше достаточно для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах.
Костромская энергосистема является транзитной. Транзитные перетоки оказывают влияние на режимы работы оборудования энергосистемы.
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.
Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская I и II цепь, имеющим 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 кампании. Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в подобных режимах применяются схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в делении сети в определенных точках (что приводит к снижению надежности схемы в целом), устройства противоаварийной автоматики, а в отдельных случаях 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 110 кВ КПД и СУ ГРЭС, питание которых осуществляется от Ивановской энергосистемы;
4) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Шарья (т), Поназырево (т), РП Заря, Промузел, Кроностар.
Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Северная, Кострома-1, Кострома-3, 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, Костромской ТЭЦ-2 и Шарьинской ТЭЦ;
2) регулирования РПН автотрансформаторов ПС 220 кВ Мотордеталь, Кострома-2, Борок, Галич, Мантурово, ПС 500 кВ Звезда;
3) батарей статических конденсаторов 110 кВ (БСК) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Шарья (р) и Поназырево (т);
4) работы устройств автоматического ограничения снижения напряжения на ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Промузел, Кроностар.
На текущий момент источников реактивной мощности Костромской энергосистемы достаточно для качественного регулирования напряжения во всех режимах работы энергосистемы.
С целью анализа режимной ситуации, которая сложилась в дни контрольных замеров 17 декабря и 18 июня 2014 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
17.12.2014 г.
18-00
17.12.2014 г.
04-00
18.06.2014 г.
22-00
18.06.2014 г.
04-00
Потребление, МВт
556
398
403
271
Генерация, МВт
3 161
1 680
2 122
923
Как уже отмечалось выше, Костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2600 МВт в зимний период и 1700 МВт в летний период. 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 86% от выработки Костромской ГРЭС, а летом – 80%.
1
Таблица № 66
Мощность, передаваемая в смежные энергосистемы
Смежная энергосистема
Наименование ЛЭП
Сечение
Длительно-допустимая мощность, МВт
Дата и время замера
17.12.2014 г. 18-00
17.12.2014 г. 04-00
18.06.2014 г. 22-00
18.06.2014 г. 04-00
МВт
%
МВт
%
МВт
%
МВт
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кировская энергосистема
ВЛ 500 кВ Звезда-Вятка
3хАС-330
1788 при t=+25°C 2307 при t=-5°C
-297
-13
-504
-22
-38
-2
-144
-8
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
216
8
-97
-4
-45
-2
-126
-6
Владимирская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская
3хАС-400
2055 при t=+25°C 2652 при t=-5°C
-408
-15
217
8
-63
-3
407
20
Вологодская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Вологодская
3хАС-400
2055 при t=+25°C 2652 при t=-5°C
69
3
443
17
-221
-11
-14
-1
ВЛ 110 кВ Никольск – Павино
АС-95
59,3 при t=+25°C 76,5 при t=-5°C
отключена
-5
-8
12
20
ВЛ 110 кВ Буй(т) – Вохтога(т)
АС-150
80,9 при t=+25°C 104,4 при t=-5°C
-7
-7
13
12
отключена
Нижегородская энергосистема
ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч
3хАСО-400
2055 при t=+25°C 2652 при t=-5°C
-1065
-40
-886
-33
-561
-27
436
21
ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
-60
-19
-38
-12
-29
-12
-21
-8
Ивановская энергосистема
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-1
АС-400
301 при t=+25°C 388 при t=-5°C
-149
-38
-69
-18
-115
-38
-48
-16
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-2
АС-400
301 при t=+25°C 388 при t=-5°C
-166
-43
-78
-20
-114
-38
-48
-16
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-1
АС-400
301 при t=+25°C 388 при t=-5°C
-173
-45
-70
-18
-180
-60
-66
-22
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-2
АС-400
301 при t=+25°C 388 при t=-5°C
-189
-49
-78
-20
отключена
ВЛ 110 кВ Заволжск – Александрово
АС-120
68,7 при t=+25°C 88,6 при t=-5°C
-3
-3
2
2
4
6
4
6
ВЛ 110 кВ Фурманов – Клементьево
АС-120
68,7 при t=+25°C 88,6 при t=-5°C
-7
-8
-5
-6
отключена
ВЛ 110 кВ Писцово – Нерехта-1
АС-120
68,7 при t=+25°C 88,6 при t=-5°C
5
6
5
6
14
20
14
20
Ярославская
энергосистема
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославская
АС-500
342 при t=+25°C 441 при t=-5°C
-178
-40
-69
-16
-186
-54
-90
-26
ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
-126
-39
-49
-15
-132
-53
-70
-28
ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй(т)
АС-120
68,7 при t=+25°C 88,6 при t=-5°C
-14
-16
1
1
-11
-16
-5
-7
ВЛ 110 кВ Нерехта-1
АС-120
68,7 при t=+25°C 88,6 при t=-5°C
-33
-37
-15
-17
-23
-33
-14
-20
ВЛ 110 кВ Нерехта-2
АС-150
80,9 при t=+25°C 104,4 при t=-5°C
-32
-31
-13
-12
-24
-30
-14
-17
Итого получение/передача мощности в соседние энергосистемы
285/ -2902
681/
-1971
18/ -1747
873/ -660
_______________
Знак «минус» означает передачу активной мощности в смежную энергосистему.
1
Анализ режимной ситуации, сложившейся на день контрольного замера в 2014 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
№ п/п
Наименование
Установ-ленная мощность, МВА
Дата и время замера
17.12.2014 г. 18-00
17.12.2014 г. 04-00
18.06.2014 г. 22-00
18.06.2014 г. 04-00
МВА
%
МВА
%
МВА
%
МВА
%
1.
Костромская ГРЭС
АТ-2 3х267
150
18
132
16
110
14
127
16
АТ-4 3х267
274
33
173
21
154
19
175
21
2.
ПС 500/110/10 кВ Звезда
АТ-1 3х135
156
42
90
24
135
36
71
19
3.
ПС 220/110/10 кВ Мантурово
АТ-1 125
63
52
38
31
30
24
22
18
4.
ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь
АТ-1 125
51
40
25
20
70
55
37
29
АТ-2 125
49
38
25
20
отключен
5.
ПС 220/110/10 кВ Борок
АТ-1 125
26
21
15
12
26
20
17
13
АТ-2 125
25
20
15
12
25
20
17
13
6.
ПС 220/110/10 кВ Галич
АТ-1 125
44
34
35
27
отключен
АТ-2 125
21
16
55
17
27
11
19
15
7.
ПС 220/110/6 кВ Кострома-2
АТ-1 125
30
23
15
11
66
51
28
22
АТ-2 90
30
35
16
18
отключен
1
Таблица № 68
Загрузка ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы
№ п/п
Наименование ЛЭП
Сечение
Длительно-допустимая мощность, МВт
Дата и время замера
17.12.2014 г. 18-00
17.12.2014 г. 04-00
18.06.2014 г. 22-00
18.06.2014 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
390
15
159
6
397
19
230
11
2.
ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Звезда
3хАС-330
1788 при t=+25°C 2307 при t=-5°C
456
20
601
26
173
10
215
12
3.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-1
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
132
41
67
21
141
57
79
32
4.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-2
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
163
51
83
26
143
57
81
33
5.
ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Борок
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
73
23
53
17
80
32
53
21
6.
ВЛ 220 кВ Борок – Галич
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
21
7
22
7
27
11
19
8
7.
ВЛ 220 кВ Кострома – Галич
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
43
13
34
11
отключена
8.
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Кострома
АС-300
249 при t=+25°C 321 при t=-5°C
91
28
55
17
65
26
27
11
1
Раздел III. Основные направления развития электроэнергетики Костромской области
Глава 16. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на пятилетний период по Костромской области по данным ОАО «СО ЕЭС»
Прогноз спроса на электрическую энергию Костромской области соответствует прогнозу, представленному в схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2014 – 2020 годы, утвержденным приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 1 августа 2014 года № 495 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 – 2020 годы» (далее – Схема и программа развития ЕЭС России), и имеющимся данным по их актуализации. Первым годом построения прогноза является 2015 год. В соответствии с базовым прогнозом, разработанным в начале текущего года системным оператором единой энергетической системы (далее, соответственно, – СО, ЕЭС), полное электропотребление в области составит 3 620 млн. кВт. ч.
Для целей построения прогноза данные Росстата адаптированы к уровням потребления электрической энергии, которые фиксирует СО.
Таблица № 69
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области по данным ОАО «Системный оператор единой энергетической системы»
Показатель
Годы
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Электропотребление, млн. кВт.ч
3 620
3 627
3 638
3 650
3 655
3657
Среднегодовые темпы прироста, %
0,08
0,19
0,3
0,33
0,14
0,05
Максимум нагрузки, МВт
645
646
649
650
650
650
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0,16
0,46
0,15
0
0
Число часов использования максимума нагрузки, ч
5 380
5 377
5 382
5 379
5 380
5380
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на период до 2020 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.
В таблицах № 71 и 72 представлены данные по максимуму нагрузки и электропотреблению крупных потребителей Костромской энергосистемы за отчетный период и с перспективой до 2020 года.
Анализ таблицы № 71 показывает, что большое развитие имеет ОАО «Газпромтрубинвест», деятельность которого связана с производством стальных труб. Данный завод получает питание от ПС 110/35/10 кВ КПД.
Таблица № 70
Перечень заявок потребителей на присоединение к электрической сети
№ п/п
Наименование потребителя
Мощность по выданным ТУ со сроком исполнения в 2015 году, МВт
Перспективная нагрузка
Примечание
1.
Реконструкция ПС 110 кВ Кострома-1 с увеличением присоединенной мощности на 12 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 3,5 МВт
0,726
1,3 МВт – ОАО «Русский хлеб»;
1,5 МВт – ОАО «Кострома-мебель»
Реконструкция ПС включена в инвестпрограм-му
2.
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 – ОГБУЗ «Костромс-кая областная клиническая больница»
Реконструкция ПС включена в инвестпрог-рамму
3.
Реконструкция ПС 110 кВ Буй(с) с увеличением присоединенной мощности на 7,4 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 2,15 МВт
1,1
1,3 МВт – химический завод;
0,6 МВт – цех по производству сульфата алюминия;
2 МВт – квартал жилой застройки
Реконструкция ПС включена в инвестпрог-рамму
4.
Реконструкция ПС 110 кВ Кострома-3 с увеличением присоединенной мощности на 6 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 5,5 МВт
1,0
4,0 МВт – индивидуальное жилищное строительство в п. Волжский
Реконструкция ПС включена в инвестпрог-рамму
5.
Реконструкция ПС 110 кВ СУ ГРЭС с увеличением присоединенной мощности на 6 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 4,4 МВт
2,7
мощность уточняется – тепличное хозяйство в г. Волгореченск
Реконструкция ПС включена в инвестпрог-рамму
1
Таблица № 71
Прогноз максимума нагрузки крупных потребителей Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Место расположения (адрес)
Вид экономической деятельности
Максимум нагрузки, МВт
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО «Российские железные дороги»
Костромская обл.
Транспорт
71,89
71,95
72,01
72,07
72,13
72,17
ООО «Кроностар»
г. Шарья,
пгт. Ветлужский,
ул. Центральная, 4
Деревообработка
34,61
34,63
34,66
34,69
34,72
34,76
ОАО «Костромской завод Мотордеталь»
г. Кострома,
ул. Московская, 105
Производство машин и оборудования
5,41
5,40
5,40
5,39
5,39
5,39
НАО «СВЕЗА Мантурово»
г. Мантурово,
ул. Матросова, 26
Деревообработка
3,40
3,40
3,41
3,41
3,41
3,42
АО «Галичский автокрановый завод»
г. Галич,
ул. Гладышева, 27
Производство машин и оборудования
4,38
4,41
4,43
4,45
4,47
4,47
ООО «Совместное предприятие «Кохлома»
г. Кострома,
ул. Борьбы, 75
Текстильное производство
3,20
3,20
3,21
3,21
3,21
3,21
ОАО «Газпромтрубинвест»
г. Волгореченск,
ул. Магистральная, 1
Производство стальных труб
10,56
10,57
10,58
10,59
10,60
10,63
ООО «НОВ-Кострома»
Костромская обл.,
г. Волгореченск
Завод по производству буровых установок
4,83
5,10
5,38
5,38
5,38
5,38
Таблица № 72
Прогноз электропотребления крупных потребителей Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Место расположения (адрес)
Вид экономической деятельности
Электропотребление, млн. кВт.ч
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО «Российские железные дороги»
Костромская обл.
Транспорт
404,95
405,35
405,76
406,17
406,57
406,63
ООО « Кроностар»
г. Шарья,
пгт. Ветлужский,
ул. Центральная, 4
Деревообработка
252,17
252,37
252,57
252,77
252,97
253,01
ОАО «Костромской завод Мотордеталь»
г. Кострома,
ул. Московская, 105
Производство машин и оборудования
25,89
25,87
25,84
25,82
25,79
25,79
НАО «СВЕЗА Мантурово»
г. Мантурово,
ул. Матросова, 26
Деревообработка
22,44
22,46
22,48
22,50
22,52
22,54
АО «Галичский автокрановый завод»
г. Галич,
ул. Гладышева, 27
Производство машин и оборудования
15,09
15,17
15,24
15,32
15,40
15,40
ООО «Совместное предприятие «Кохлома»
г. Кострома,
ул. Борьбы, 75
Текстильное производство
24,13
24,16
24,18
24,21
24,23
24,23
ОАО «Газпромтрубинвест»
г. Волгореченск,
ул. Магистральная, 1
Производство стальных труб
69,10
69,17
69,23
69,30
69,37
69,43
ООО «НОВ-Кострома»
Костромская обл.,
г. Волгореченск
Завод по производству буровых установок
10,00
15,00
20,00
20,00
20,00
20,00
Таблица № 73
Максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% от общего объема электропотребления Костромской области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы
Наименование предприятия
Место расположения (адрес)
Вид экономической деятельности
Максимум нагрузки, МВт
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1
2
3
4
5
6
7
8
9
МУП г. Костромы «Костромагорводоканал»
г. Kострома, ул. 1 Мая, д. 2
Производство и распределение воды
7,86
7,86
7,86
7,86
7,86
7,86
НАО «СВЕЗА Кострома»
г. Kострома, ул. Kомсомольская, д. 2
Промышленное производство
5,31
5,31
5,31
5,31
5,31
5,31
ООО «Резилюкс-Волга»
г. Кострома, ул. Базовая, д. 12
Промышленное производство
3,06
3,06
3,06
3,06
3,06
3,06
ООО «Костромаинвест»
Костромской район, Красносельское шоссе, д. 1
Сфера услуг
5,83
5,83
5,83
5,83
5,83
5,83
ООО «БКЛМ-Актив»
г. Кострома, ул.Ерохова, д. 3
Промышленное производство
2,39
2,39
2,39
2,39
2,39
2,39
ОАО «ТГК-2»
г. Кострома, ул. Индустриальная,
д. 38
Производство и распределение электрической и тепловой энергии
1,81
1,81
1,81
1,81
1,81
1,81
МКУ «СМЗ по ЖКХ»
г. Кострома, пер. Кадыевский, д. 4
Жилищно-коммунальная отрасль
7,99
7,99
7,99
7,99
7,99
7,99
ООО «КТЭК»
г. Кострома, ул. Лагерная, д.15а
Производство и распределение теплоэнергии
1,93
1,93
1,93
1,93
1,93
1,93
ОАО «Оборонэнергосбыт»
г. Кострома, ул. Сенная, д. 24
Другие виды экономической деятельности
2,92
2,92
2,92
2,92
2,92
2,92
ОАО «Ростелеком»
г. Кострома, ул. Подлипаева, д. 1
Связь
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
4,63
4,63
4,63
4,63
4,63
4,63
ЗАО «Экохиммаш»
Костромская область, г. Буй,
ул. Чапаева, д. 1
Промышленное производство
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
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
1,97
1,97
1,97
1,97
1,97
1,97
АО «Шувалово»
Костромской район, п. Шувалово, ул. Рабочая, д. 1
Промышленное производство
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
ОАО «Костромской силикатный завод»
г. Кострома, ул. Ярославская, д. 43
Промышленное производство
1,38
1,38
1,38
1,38
1,38
1,38
1
В таблице № 73 приведен максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1 % от общего объема электропотребления Костромской области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы.
На основании данных ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» и Росстат по полному электропотреблению региона разработан прогноз уровней электропотребления по отдельным отраслям экономики и бытовому сектору до 2020 года.
В таблице № 74 и на рисунке № 18 приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на 2015 – 2020 годы.
Таблица № 74
Структура потребления электрической энергии в Костромской области на 2015 - 2020 годы, млн. кВт. ч
Наименование
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Всего потребления
3 620
3 627
3 638
3 650
3 655
3657
Потери в электросетях общего пользования
504
503
502
501
500
500
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
83
83
84
85
86
86
Добыча полезных ископаемых
1
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
Обрабатывающее производство
626
627
628
632
634
638
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды, всего, в том числе:
735
733
734
704
709
713
на собственные нужды электростанции
546
543
541
508
509
508
прочее
187
190
192
196
200
205
Строительство
36
37
39
40
42
44
Транспорт и связь
506
508
509
510
512
513
Прочие виды деятельности
557
560,8
564,8
598,8
590,7
579,7
Население
572
574
576
578
580
582
В соответствии с приведенными данными полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2020 году возрастет до 3 657 млн. кВт.; в 2016 – 2020 годах – почти 0,8%. Конечное потребление электроэнергии достигнет 2 649 млн. кВт. ч, увеличившись по сравнению с 2016 годом на 68 млн. кВт. ч.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций останется на прежнем уровне порядка 500 млн. кВт. ч в связи с отсутствием ввода новых крупных генерирующих мощностей. Потери в электрических сетях к концу рассматриваемого периода изменятся незначительно.
Рисунок № 18
Изменение структуры электропотребления Костромской области
(2016 и 2020 годы)
Глава 17. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на пятилетний период по Костромской области по региональному варианту
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области на период до 2020 года по региональному варианту представлен в таблице № 75. Данный прогноз составлен с учетом социально-экономического развития региона, поступивших заявок на технологическое присоединение, а также перспективных инвестиционных проектов, по которым не имеется заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям, представленных в таблице № 76.
Таблица № 75
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области по региональному варианту»
Показатель
Годы
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Электропотребление, млн. кВт.ч
3 620
3 654
3 696
3 740
3 786
4 572
Среднегодовые темпы прироста, %
0,08
0,94
1,15
1,19
1,23
20,76
Максимум нагрузки, МВт
645
651
660
667
674
820
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0,93
1,38
1,06
1,05
21,66
Число часов использования максимума нагрузки, ч
5 380
5 377
5 382
5 379
5 380
5 380
Для электроснабжения индустриального парка в городе Волгореченск с планируемой к присоединению мощностью 125 МВА в 2018 – 2019 годах планируется строительство ПС 220/10/10 кВ с установкой трансформаторов 3х62 МВА и строительством отпаек от ВЛ-220 кВ «Костромская ГРЭС – Вичуга-1,2». Окончательный вариант присоединения объектов для реализации проекта будет уточняться после подачи официальной заявки на технологическое присоединение в филиал ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго».
1
Таблица 76
Перечень перспективных инвестиционных проектов, по которым не имеется заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям
№ п/п
Наименование проекта, вид деятельности
Объем производства
Месторасположение (МО, населенный пункт)
Инвестор
Срок реализации проекта
Необходимая мощность, МВт
1.
Выращивание и переработка мяса индейки
До 16,8 тыс. тонн мяса в год
Парфеньевский район, в районе д. Антушево
ООО «Два берега»
2015 - 2017
6
2.
Строительство цементного завода
1 млн.тонн цемента
Солигаличский район
ОАО «АКБ Московский индустриальный банк»
Уточняет-ся
15
3.
Строительство кирпичного завода пластического формирования
Уточняется
Шарьинский муниципальный район
ООО «Николо-Шангский завод строительных материалов»
2017
1,2
4.
Строительство силикатного завода
Уточняется
г. Кострома
ООО «ЗАВОД СИЛИКАТНЫЙ КАМЕНЬ»
2017-2018
2,24
5.
Завод по производству кирпича
Уточняется
Городской округ город Волгореченск
Уточняется
2017
2,5
6.
Индустриальный парк в г. Волгореченск
Уточняется
Городской округ город Волгореченск
Уточняется
2016 - 2019
125
7.
Строительство кролиководческой фермы
4,8 тыс.тонн мяса в год
Костромской муниципальный район
ООО «Русский кролик»
2015 - 2016
уточняется
8.
Индивидуальное жилищное строительство
Уточняется
Городской округ город Кострома, п.Волжский
Частный инвестор
2015 - 2020
4,15
9.
Строительство фанерного завода
Уточняется
Буйский муниципальный район
Частный инвестор
уточняется
3 - 5
10.
Завод по производству кирпича
Уточняется
Буйский муниципальный район
Частный инвестор
уточняется
2,5
11.
Индивидуальное жилищное строительство
Уточняется
Костромской район, Бакшеевское с/п, в районе п. Зарубино
Частный инвестор
2016 - 2030
12,8
1
Глава 18. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период
Оценка перспективного теплопотребления Костромской области осуществлялась на основе рассмотрения объема перспективного прироста нагрузок за счет развития жилищного сектора и реализации крупных инвестиционных проектов в промышленности. Основой для прогноза служили:
1) данные об освоении свободных площадок для жилищного строительства и областная целевая программа (далее – ОЦП) по развитию жилищного строительства;
2) данные Росстата по регионам Российской Федерации по удельной теплоемкости производства целлюлозы, бумаги, картона и химико-термомеханической массы (далее – ХТММ).
За основу при составлении прогноза по жилищному сектору принята перспективная динамика объемов жилищного фонда, приведенная в ОЦП по развитию жилищного строительства. Объем жилищного фонда – важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Принятые для прогноза значения объема изменения величины жилищного фонда Костромской области приведены в таблице № 77.
Таблица № 77
Общая площадь жилищного фонда и ввод в действие жилья в Костромской области в 2009 – 2020 годах
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Площадь жилищного фонда,
млн. кв. м
16,5
16,7
16,8
16,9
16,9
17,0
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м
180
151
152,9
200,0
212,0
243,0
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Площадь жилищного фонда,
млн. кв. м
17,2
17,3
17,4
17,7
17,8
17,9
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м
285,0
316
344
371
380
390
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 2019 году. Также известно, что строительство и ввод ряда проектов будет находиться за пределами 2019 года.
С учетом этого принято, что к концу рассматриваемого периода будет введено около 1 716,2 тыс. кв. м жилья, что составляет 61,1% от общего объема. Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов представлена в таблице № 78.
В таблице № 78 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 № 79.
По ряду представленных в таблице № 78 проектов выполнены прогнозные оценки тепловых нагрузок, в составе которых кроме площади жилых зданий были учтены площади новой социальной инфраструктуры и предприятий бытового обслуживания.
Показатели удельного теплопотребления строящихся объектов оценены для Костромской области в размере 56 ккал/ч на кв. м для жилых зданий и 72,8 ккал/ч на кв. м для общественных зданий.
Таблица № 78
Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов в Костромской области
№ п/п
Название проекта участка застройки
Объемы жилья, тыс.кв. м
Объем ввода жилья по годам, тыс.кв. м
2015
2016
2017
2018
2019
1
2
3
4
5
6
7
8
1.
«Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
194,8
12
16
35
60
71,8
2.
пос. Волжский
113,5
21
25
31
0
0
3.
д. Каримово
52,6
0
7
9
14
22,6
4.
мкр-н «Солоница»
24,8
6
6
7,8
0
0
5.
мкр-н «Новый город»
120
32
32
0
0
0
6.
хут. Чернигино
85
25
27
0
0
0
7.
«Агашкина гора-2» (ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
305,3
0
12
95,3
98
100
8.
мкр-н «Паново-2»
110
16
18
19
22
23
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и п. Караваево)
855,6
0
5,5
9
13
24
10.
д. Подолец
41,5
13
16,5
0
0
0
11.
д. Становщиково
160
4
11
14
19
22
12.
д. Коряково («Агротехнопарк»)
223
5,5
8
15
20
24
13.
д. Клюшниково
322,3
40
50
50
50
50
14.
мкр-н № 11 в г. Волгореченске
29,5
4,7
4,7
6,2
0
0
15.
пос. Апраксино
4,6
0
0
0
0
0
16.
с. Шунга
3,7
0
0
0
0
0
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
12
4
0
0
0
0
18.
пос. Шувалово
15,2
5,2
5
5
0
0
19.
д. Стрельниково
9,2
3
3
3,2
0
0
20.
д. Петрилово
8
0
0
2
3
3
21.
д. Пустошки
1,8
0
0
0
0
0
22.
Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной – Кинешемским шоссе и пос. Караваево
90,9
0
5,5
8
12
16
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорной
17
4,2
4,2
5,6
0
0
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
2,3
0
0
0
0
0
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехта
4,5
1,5
1,5
1,5
0
0
26.
Квартал застройки в р-не д. Осипово в г. Шарье
3,3
1,3
1,3
0
0
0
Итого
2 810,4
198,4
259,2
316,6
311
356,4
В таблице № 79 представлен альтернативный расчет тепловых нагрузок для рассматриваемых проектов, выполненный с использованием приведенных выше оценок удельного теплопотребления.
1
Таблица № 79
Увеличение потребности Костромской области в тепловой энергии за счет ввода новых жилых зданий
в 2015 – 2019 годах
№ п/п
Название проекта участка застройки
Объемы жилья, тыс. кв. м
Теплоснабжение, Гкал/час
Оценка необходимой тепловой мощности
2015
2016
2017
2018
2019
На конец реализации проекта
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1.
«Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
194,8
0,716
1,670
3,757
7,336
11,618
11,618
55,733
2.
пос. Волжский
113,5
3,429
4,920
6,769
6,769
6,769
6,769
22,764
3.
д. Каримово
52,6
0,000
0,417
0,954
1,789
3,137
3,137
16,821
4.
мкр-н «Солоница»
24,8
0,656
1,014
1,479
1,479
1,479
1,479
6,981
5.
мкр-н «Новый город»
120
5,248
7,157
7,157
7,157
7,157
7,157
35,95
6.
хут. Чернигино
85
3,459
5,069
5,069
5,069
5,069
5,069
23,695
7.
«Агашкина гора-2» (ул. Магистральная - Волгореченское шоссе)
305,3
0,000
0,716
6,399
12,244
18,208
18,208
91,213
8.
мкр-н «Паново-2»
110
1,670
2,743
3,877
5,189
6,560
6,560
34,223
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево
855,6
0,000
0,328
0,865
1,640
3,071
51,028
243,956
10.
д. Подолец
41,5
1,491
2,475
2,475
2,475
2,475
2,475
11,373
11.
д. Становщиково
160
0,239
0,895
1,730
2,863
4,175
9,542
43,818
12.
д. Коряково («Агротехнопарк»)
223
0,328
0,805
1,700
2,893
4,324
13,300
61,05
13.
д. Клюшниково
322,3
7,294
10,276
13,258
16,240
19,222
19,222
88,227
14.
мкр-н № 11 в г. Волгореченске
29,5
1,109
1,390
1,759
1,759
1,759
1,759
-
15.
пос. Апраксино
4,6
0,274
0,274
0,274
0,274
0,274
0,274
-
16.
с. Шунга
3,7
0,221
0,221
0,221
0,221
0,221
0,221
-
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
12
0,716
0,716
0,716
0,716
0,716
0,716
-
18.
пос. Шувалово
15,2
0,310
0,608
0,907
0,907
0,907
0,907
-
19.
д. Стрельниково
9,2
0,179
0,358
0,549
0,549
0,549
0,549
-
20.
д. Петрилово
8
0,000
0,000
0,119
0,298
0,477
0,477
-
21.
д. Пустошки
1,8
0,107
0,107
0,107
0,107
0,107
0,107
-
22.
Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной - Кинешемским шоссе и пос. Караваево
90,9
0,000
0,328
0,805
1,521
2,475
5,421
-
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорная
17
0,429
0,680
1,014
1,014
1,014
1,014
-
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
2,3
0,137
0,137
0,137
0,137
0,137
0,137
-
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в г. Нерехта
4,5
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
0,119
0,197
0,197
0,197
0,197
0,197
-
Итого
2 810,4
28,222
43,680
62,562
81,110
102,366
167,612
735,804
1
Согласно проведенному прогнозу тепловая нагрузка жилищно-коммунального комплекса Костромской области по завершению всех рассматриваемых проектов вырастет на 167,61 Гкал/ч, в то время как по оценкам исполнительных органов государственной власти Костромской области этот рост составил бы около 735,8 Гкал/ч.
Оценка перспективной динамики потребления тепловой энергии в Костромской области на 2015 – 2019 годы соответствует умеренным темпам развития жилищно-коммунального комплекса (таблица № 80). Расчет выполнен для условий температурного режима, характеризующегося величиной градусо-суток отопительного периода, равной 5 306.
При этом максимальная величина потребления тепловой энергии, которая может быть произведена на источниках когенерации тепловой и электрической энергии, может быть оценена на основе величины установленной тепловой мощности существующих электростанций, скорректированной на величину тепловой мощности пиковых водогрейных котлов и планируемых объемов демонтажа оборудования, а также на основе отчетных значений тепловых потерь и среднего числа часов использования тепловой мощности ТЭС.
С учетом этого доля суммарного потребления тепловой энергии, которая может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии по территории Костромской области, составляет около 17 %.
Таблица № 80
Динамика потребления тепловой энергии в Костромской области
на 2015 – 2019 годы
Костромская область
2015
2016
2017
2018
2019
Конечное потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
5 516,69
5 560,94
5 608,86
5 660,39
5 715,76
в том числе:
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
223,08
223,08
223,08
223,08
223,08
обрабатывающая промышленность
1 467,13
1 467,13
1 467,13
1 467,13
1 467,13
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
312,59
312,59
312,59
312,59
312,59
строительство
18,93
22,21
24,65
26,77
28,87
транспорт и связь
125,87
125,87
125,87
125,87
125,87
прочие виды деятельности,
в том числе: сфера услуг
1 132,31
1 134,81
1 137,59
1 140,60
1 143,86
население
2 236,78
2 275,25
2 317,96
2 364,34
2 414,36
Глава 19. Возможные масштабы применения местных и возобновляемых источников энергии в Костромской области
Согласно Федеральному закону от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ«Об электроэнергетике» к возобновляемым источникам энергии (далее – ВИЭ) относят энергию солнца, ветра, воды (в том числе энергию сточных вод), за исключением случаев использования такой энергии на гидроаккумулирующих электроэнергетических станциях, энергию приливов волн водных объектов, в том числе водоемов, рек, морей, океанов, геотермальную энергию с использованием природных подземных теплоносителей, низкопотенциальную тепловую энергию земли, воздуха, воды с использованием специальных теплоносителей, биомассу, включающую в себя специально выращенные для получения энергии растения, в том числе деревья, а также отходы производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива, биогаз, газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов, газ, образующийся на угольных разработках.
Основным местным видом топлива, добываемым и потребляемым на территории Костромской области, является торф.
При этом применение на территории Костромской области таких ВИЭ, как энергия солнца и энергия ветра, маловероятно в силу географического положения и гидрометеорологических характеристик региона.
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 № 19).
То есть с 10 кв. м площади за год в максимальном варианте (при КПД фотоэлементов 13 %) можно получить всего чуть более 1,3 тыс. кВт. ч, что примерно соответствует годовому потреблению электроэнергии одной семьи. При этом по самым оптимистичным оценкам срок окупаемости такой установки составит не менее 11 лет (при стоимости установки примерно 750 евро за 1 кВт). Учитывая вышесказанное и то, что в российском законодательстве отсутствуют стимулирующие внедрение ВИЭ меры, развитие солнечной энергетики на территории Костромской области в ближайшей перспективе является маловероятным. Срок окупаемости проектов по использованию солнечных тепловых электростанций достаточно большой мощности (1 МВт) также оценивается в размере 10 – 14 лет.
1
Рисунок № 19
Уровень инсоляции в регионах Российской Федерации
1
Также надо отметить, что исследования, проведенные Институтом высоких температур Российской академии наук совместно с Московским государственным университетом им. М.В. Ломоносова, свидетельствуют о проблемах достижения приемлемых экономических показателей для снабжения изолированных потребителей электроэнергией от солнечных фотоэлектрических энергоустановок и ветрогенераторов. 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 кв. м солнечных панелей или от 1 до 3 кВт ветрогенераторов. Помимо капиталовложений в генерирующие мощности для обеспечения указанного коэффициента гарантированной выдачи потребуются дополнительные весьма высокие затраты на аккумуляторные батареи, доходящие до 500 долларов США/кВт (рисунки № 20 и 21).
Рисунок № 20
Расчетная установленная мощность ветроустановки (Н = 50 м, скорость ветра 10 км/ч) для выдачи гарантированной (Кгот = 99,8 %) электрической мощности 0,1 кВт потребителю
На основе представленной информации об эффективности использования энергии ветра и энергии солнца можно заключить, что развитие ВИЭ на территории Костромской области в рассматриваемой перспективе возможно только в направлении освоения биоэнергетического потенциала, характеризуемого, прежде всего, возможностью использования отходов лесной, деревообрабатывающей, целлюлозно-бумажной промышленности и запасами торфа.
Одной из основных задач в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности Костромской области является увеличение доли производства тепловой энергии с использованием местных и возобновляемых источников энергии. Согласно государственной программе Костромской области «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области», утвержденной постановлением администрации Костромской области от 28 апреля 2014 года № 175-а «Об утверждении государственной программы Костромской области «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области» (далее – Программа по энергосбережению), рост объемов производства энергетических ресурсов с использованием ВИЭ и вторичных энергетических ресурсов должен к 2020 году составить около 29% от уровня 2014 года (таблица № 81).
Рисунок № 21
Расчетная установленная площадь фотоэлектрических элементов для выдачи гарантированной (99,8%) электрической мощности 0,1 кВт потребителю (при оптимальном наклоне поверхности к Солнцу – для Костромской области – (-150) к широте местности)
Таблица № 81
Показатели производства энергетических ресурсов
№
п/п
Общие сведения
Ед.
изм.
Разбивка по годам
2013
2014
2014
2016
2017
2018
2019
2020
1.
Объем производства энергетических ресур-сов с использованием возобновляемых источ-ников энергии и/или вторичных энерге-тических ресурсов
Тыс.
т.у.т.
140,2
147,2
154,6
162,3
170,4
178,9
187,9
197,3
2.
Прирост накопитель-ным итогом
%
0
4,7
9,3
13,6
17,7
21,6
25,4
28,9
На рисунке № 22 представлена динамика полного потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории Костромской области в 2007 – 2010 годах.
Рисунок № 22
Динамика полного потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории
Костромской области в 2007 – 2010 годах
В период 2007 – 2010 годов потребление данных энергоресурсов выросло с 241,3 тыс. т.у.т. до 360,3 тыс. т.у.т., продемонстрировав рост в размере 33% за 4 года. При этом конечное потребление торфа и ГВЭР составило 41,6% от общего потребления данных энергоресурсов на территории Костромской области (рисунок № 23).
Рисунок № 23
Структура баланса поставки и потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории Костромской области
В целом на местные и возобновляемые источники энергии приходится 9,4% конечного потребления энергоресурсов в Костромской области (рисунок № 24). Данный показатель является достаточно высоким по сравнению с другими регионами Российской Федерации, где отсутствует добыча местных топливно-энергетических ресурсов.
Рисунок № 24
Структура конечного потребления энергоресурсов по их видам
Отходы деревообработки используются в производстве древесных топливных гранул и брикетов. Они относятся к CO2-нейтральным с низким содержанием серы. Часть этих отходов используется непосредственно самими деревообрабатывающими предприятиями в качестве топлива для сушки пиломатериалов и отопления производственных цехов. Перевод котельных с газа, мазута и угля на древесные отходы требует меньше финансовых и временных затрат по сравнению с переходом на торфяное топливо. Современные котельные, работающие на древесных отходах, обеспечивают стопроцентное сгорание топлива, за счет чего достигается высокий КПД котельной.
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 Программе по энергосбережению, осуществление которых предлагается финансировать с привлечением внебюджетных источников на реализацию региональных программ в области энергосбережения (таблица № 82).
1
Таблица № 82
Планируемые мероприятия по модернизации котельного оборудования с переводом его на местные виды топлива
№ п/п
Наименование котельной
Адрес
Ориентировочная стоимость СМР (тыс. руб.)
Год реализа-ции
Исполнитель
1
2
3
4
5
6
Вохомский муниципальный район Костромской области
1.
Оптимизация 3-х котельных (РСУ, МАТП, ЦРБ), строительство котельной с установкой 2-х котлов мощностью по 1,5 МВт, работающих на отходах деревообработки, с заменой теплотрассы протяженностью 200 п. м. в двухтрубном исполнении на трубы с пенополиуретановой теплоизоляцией с оцинкованным покрытием
п. Вохма
5 000,00
2015
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
5 000,00
Сусанинский муниципальный район Костромской области
2.
Реконструкция котельной МОУ «Медведковская СОШ» с заменой 2-х котлов и насосов
1 300,00
2016
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
3.
Котельная Григоровского ДК и ФАПа (перевод на дрова)
д. Григорово
300,00
2015
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
1 600,00
Октябрьский муниципальный район Костромской области
4.
Модернизация котельной ОГБУЗ «Боговаровская районная больница» с переводом на энергоэффективный котел мощностью 1,5 МВт (топливо – дрова, отходы деревообработки)
с. Боговарово
2 300,00
2015
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
5.
Модернизация котельной МБДОУ детский сад «Солнышко» с установкой котла мощностью 0,5 МВт (топливо – дрова, отходы деревообработки), с заменой теплотрассы протяженностью 120 м в двухтрубном измерении
с. Боговарово
3 200,00
2015
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
5 500,00
Городской округ город Мантурово Костромской области
6.
Котельная № 33, на мазуте (перевод на местные виды топлива — торф, отходы деревообработки)
ул. Гидролизная, д. 1
230 000,00
2016 – 2017
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
230 000,00
Пыщугский муниципальный район Костромской области
7.
Котельная № 1 МОУ «Пыщугская средняя общеобразовательная школа» (перевод на отходы деревообработки)
Костромская область,
с. Пыщуг, ул. Колхозная, д. 10б
3 100,00
2016
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
8.
Котельная № 2 МБДОУ детский сад «Солнышко» (перевод на отходы деревообработки)
Костромская область,
с. Пыщуг, ул. Чкалова, д. 1
1 500,00
2016
Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
4 600,00
Парфеньевский муниципальный район Костромской области
9.
Реконструкция котельной школы пос. Николо-Полома (перевод на местные виды топлива)
пос. Николо-Полома
2 500,00
2015
органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого:
2 500,00
Антроповский муниципальный район Костромской области
10.
Центральная котельная
пос. Антропово
2 170,00
2015
органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
11.
Котельная ОГБУЗ «Антроповская районная больница»
пос. Антропово
2 100,00
2016
органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
Итого
4 270,00
Всего
253 470,00
1
Анализ представленных в таблице № 82 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 № 83).
Таблица № 83
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива, т.у.т.
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 произ-водство тепловой энергии
Вид топлива
ГВЭР
мазут
уголь
ГВЭР
мазут
уголь
ГВЭР
мазут.
уголь.
1 661
Количест-венное значение
3 092
8 961
3 173
13 565
0
0
+10 473
-8 961
-3 173
Как можно видеть из таблицы № 83, в результате реализации проведения запланированных мероприятий по переводу существующих котельных на местные виды топлива, помимо изменений в структуре топливного баланса, прогнозируется получение годовой экономии топлива в размере около 1,6 тыс. т.у.т., что обуславливается прогнозируемым ростом КПД котлов после модернизации.
Глава 20. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на 2016 – 2020 годы
Балансы мощности по Костромской энергосистеме рассчитаны на час прохождения собственного максимума и разработаны с учетом:
1) Схемы и программы развития ЕЭС России;
2) Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 года № 215-р (далее - Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики).
При построении перспективных балансов мощности и электроэнергии учтено, что в соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России вывод генерирующих мощностей на территории Костромской области не планируется, установленная мощность электростанций в период до 2020 года составит 3 824 МВт.
При этом при определении объема выработки станциями энергосистемы электроэнергии следует учитывать, что приведенные в настоящем разделе балансы электроэнергии и мощности отвечают задаче оценки возможности покрытия собственных максимумов нагрузки энергосистемы Костромской области за счет размещенных на территории области генерирующих источников, аналогично тому, как это представлено в Схеме и программе развития ЕЭС России.
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 ТЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, несоответствием производительности отдельного оборудования (сооружений) установленной мощности, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном, на турбинах с противодавлением), сложностями в топливообеспечении, экологическими ограничениями по условиям охраны воздушного и водного бассейнов и др.
При составлении балансов электроэнергии принят объем генерации электроэнергии согласно Схеме и программе развития ЕЭС России.
Перспективные балансы электрической энергии и мощности Костромской энергосистемы на 2015 – 2020 годы приведены в таблицах № 84 и 85.
Таблица № 84
Баланс мощности Костромской энергосистемы на 2015 – 2020 годы
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1
2
4
5
6
7
8
Покрытие (установленная мощность станций), МВт
3 824
3 824
3 824
3 824
3 824
3 824
Собственный максимум нагрузки, МВт
645
646
649
650
650
650
Сальдо, МВт
- 3 179
- 3 178
- 3 175
- 3 174
- 3 174
- 3 174
Таблица № 85
Баланс электрической энергии Костромской энергосистемы
на 2015 – 2020 годы, млн. кВт. ч
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Генерация
13 996
13 911
13 877
13 023
13 041
13 022
Потребление
3 620
3 627
3 638
3 650
3 655
3657
Сальдо
- 10 376
- 10 284
- 10 239
- 9 373
- 9 386
- 9 365
Костромская энергосистема является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. Большая часть избытка мощности (до 60%) передается по сети 500 кВ в соседние энергосистемы (Вологодскую, Нижегородскую, Владимировскую). Около 33% избытка мощности передается по сети 220 кВ в Ивановскую и Ярославскую энергосистемы. Остальная мощность уходит по сети 110 кВ в Ярославскую, Ивановскую и Вологодскую энергосистемы.
Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ и выше Костромской области на 2016 – 2020 годы
Формирование перспективной схемы электрических сетей 110 кВ и выше Костромской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:
1) повышение пропускной способности сети;
2) ликвидацию «узких мест» электрических сетей 110 кВ и выше;
3) повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;
4) создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.
Для устранения «узких мест» предлагаются мероприятия, представленные в таблице № 86.
Таблица № 86
Мероприятия по устранению «узких мест»
№ п/п
Наименование «узких мест»
Мероприятия по устранению «узких мест»
1
2
3
1.
ПС с одним трансформатором:
Шекшема, Октябрьская
На ПС 110 кВ Шекшема и Октябрьская рекомендуется предусмотреть установку вторых трансформаторов при увеличении нагрузок или подаче заявок на технологическое присоединение
2.
ПС с трансформаторами без РПН:
Кострома-3, Новая, Чухлома, Антропово (р), Павино, Шортюг, Якшанга
В соответствии с инвестиционной программой филиала ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго» по развитию электросетевого хозяйства Костромской области на 2015 – 2020 годы (далее – ИП) предусмотрена замена трансформатора мощностью 10 МВА на ПС Кострома-3 (таблица № 87). Проведение реконструкции с заменой трансформаторов без РПН на ПС 110 кВ: Новая, Чухлома, Антропово (р), Павино, Шортюг, Якшанга рекомендуется при наличии заявок на присоединение мощности к данным подстанциям
4.
ПС на ОД и КЗ:
Новинское, Шекшема, Ильинское, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья(т.), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т), Васильево, Южная, Красное, Дьяконово, Николо-Полома, Мантуровский БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная, Сусанино, Столбово, Октябрьская, Антропово (т), Лопарево
Рекомендуется установка выключателей 110 кВ вместо ОД и КЗ (таблица № 88)
5.
При ремонте ВЛ 110 кВ Вохма – Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево – Никола потребители ПС 110 кВ: Вохма, Никола, Шортюг, Гудково остаются без питания
Проведена оценка объема работ, капиталовложений и необходимости реконструкции транзитов 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино. В настоящее время отсутствуют заявки на подключение новых потребителей рассмотренных районов. Финансирование реконструкции сети 110 кВ нецелесообразно из-за неокупаемости данных решений
6.
При ремонте ВЛ 110 кВ Борок - Елегино и отключении ВЛ 110 кВ Галич(р) - Чухлома потребители ПС 110 кВ: Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино остаются без питания
7.
Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская I и II цепь, имеющих большое число отключений и низкую надежность электроснабжения
Строительство дополнительных объектов энергоснабжения за счет средств технологического присоединения крупных потребителей
8.
Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Шекшема
На ПС 110 кВ Шекшема, Октябрьская рекомендуется установка вторых трансформаторов при условии увеличения нагрузок и подаче заявок на технологическое присоединение
9.
Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Северная, Кострома-1, Кострома-3, СУ ГРЭС, Буй (с)
В соответствии с ИП и данным филиала ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго» предусмотрено увеличение трансформаторной мощности на данных подстанциях (таблица № 87)
В программе по энергосбережению рассматривается базовый вариант развития электроэнергетики Костромской области – развитие электрических сетей и вводы электрооборудования спрогнозированы в соответствии со следующими документами:
1) Схема и программа развития ЕЭС России;
2) исходные данные по перспективному развитию объектов электросетевого хозяйства, предоставленные филиалом ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго», в том числе перечень инвестиционных проектов на период реализации ИП ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго»;
3) перечень вводов электросетевых объектов, не вошедших в ИП филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» на 2015 – 2020 годы.
Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2016 – 2020 годы и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2020 года представлены в приложениях № 3 и 4 к настоящей Программе.
В таблице № 87 приведены объемы ввода трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2015 – 2020 годах по материалам ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» и филиала ОАО «МРСК Центра» – «Костромаэнерго». Увеличение трансформаторной мощности обосновано, как правило, ростом существующих нагрузок и потребностью подключения перспективных потребителей.
Таблица № 87
Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2015 – 2020 годах
№ п/п
Наимено-вание ПС,
класс напряжения
Количество и мощность трансформа-торов,
МВА
Перечень работ
Примечание
Дата
ввода объек-та
су-ществ.
планир.
1.
Кострома-1
110/6 кВ
2х10
2х16
Замена сущест-вующих силовых трансформаторов на 2х16 МВА
Осуществляется по ИП вследствие неудовлетворительно-го технического состояния
2015
2.
СУ ГРЭС
110/35/6 кВ
10+16
2х16
Замена сущест-вующего силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА
Осуществляется по ИП вследствие роста нагрузок
2016
3.
Кострома-3
110/35/6 кВ
10+16
2х16
Замена существующего силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА
Осуществляется по ИП из-за отсутствия возможности подключения новых потребителей
2016
4.
Буй (с/х)
110/10 кВ
2х6,3
2х10
Замена сущест-вующих силовых трансформаторов на 2х10 МВА
Осуществляется по ИП из-за роста нагрузок и ограни-чения возможности подключения новых потребителей
2018
5.
Северная
110/6 кВ
20+25
2х25
Замена сущест-вующего силового трансформатора 20 МВА на 25 МВА
Осуществляется по ИП из-за роста нагрузок и ограниче-ния возможности подключения новых потребителей
2019
6.
Костро-
ма - 2 220/110/35/6 кВ
1х125+1х90+2х20
2х125+4х40
Реконструкция
ПС 220 кВ
Осуществляется по ИП вследствие мо-рального и физи-ческого старения оборудования
2021
Значительное количество схем распределительных устройств (далее – РУ) ПС 110 кВ Костромской энергосистемы выполнено на отделителях и короткозамыкателях (далее – ОД и КЗ). В работе рекомендуется произвести замену ОД и КЗ на элегазовые выключатели.
Рекомендации по реконструкции объектов 110 кВ и выше с переходом на типовые схемы приведены в таблице № 88.
Таблица № 88
Объемы установки выключателей на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2016 – 2020 годах
№ п/п
Наименование ПС, напряжение
Напря-жение заменяе-мого обору-дования, кВ
Год ввода объек-та
Количество и тип выключателей, шт.
Перечень работ
сущест-вующее состояние
планируе-мое состояние (указано количество новых выключате-лей)
1.
Сусанино 110/35/10 кВ
110
2016
2хОД, 2х КЗ, 1хМВ
2хЭВ
Реконструкция с заменой ОД, КЗ 110 кВ
2.
Красное 110/35/10 кВ
110
2016
2хОД, 2х КЗ
2хЭВ
Реконструкция с заменой ОД, КЗ 110 кВ
3.
Кострома - 2 220/110/35/6 кВ
220
2021
-
7хЭВ
Реконструкция ПС 220 кВ Кострома-2
В основных сетях Костромской энергосистемы согласно Схеме и программе развития ЕЭС России в 2016 году для покрытия дефицита мощности и повышения надежности электроснабжения потребителей, расположенных в Центральной части энергосистемы Нижегородской области, намечается ко вводу ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижний Новгород.
Строительство иных ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в 2016 – 2020 годах не планируется. В период до 2017 года планируется некомплексная реконструкция (частичная замена опор) ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-1, Костромская ГРЭС – Иваново-2, Костромская ГРЭС – Кострома-2, Костромская ГРЭС – Вичуга-2 с объемом инвестиций 35 млн. руб.
Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ представлены в таблице № 89.
Таблица № 89
Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ на 2016 – 2020 годы
Объемы работ
Год ввода
Ориентировочная стоимость объекта в текущих ценах без учета НДС, тыс. руб.
Реконструкция ВЛ 35 кВ с заменой опор
2018
228 336,67
Реконструкция ВЛ 35 кВ с заменой опор
2018
264 838,76
Реконструкция ПС 35 кВ «Ликурга» с обеспечением АВР 35 и 10 кВ
2020
16 294,75
В связи с неизбежным ростом нагрузок во вновь строящихся микрорайонах и жилищных комплексах, таких как «Клюшниково», «Агашкина гора» и «Новый город», рассмотрен вопрос об их электроснабжении.
В таблице № 90 представлены основные данные строящихся крупных жилищных комплексов.
Таблица № 90
Основные данные строящихся крупных жилищных комплексов
«Клюшниково»
«Новый город»
«Агашкина гора»
Количество домов/квартир, ед.
2 148
2 180
3 220
Общая площадь жилья, кв. м
322 250
120 000
195 000
Количество жителей, чел.
6 470
3 500 – 4 000
5 000
Детсады, шт.
3 на 140 мест
2 на 280 мест
2 на 300 мест
Школа, учеников, чел.
1 176
720
750
Общественно-деловой центр
да
Торговый центр
да
Предприятия общепита, бытовое обслуживание
нет
да
да
Электропотребление, млн. кВт.ч:
5 - 6
4
5
жилье
4 - 5
3,5
4,5
сфера услуг
0,5 - 0,6
0,4
0,5
Максимальная нагрузка, МВт
2,3
1,3
1,6
По данным таблицы № 90, суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2020 году, составит 5,2 МВт. Для нагрузки такого уровня является экономически нецелесообразным строительство ПС 110/10 кВ, тем более что запас мощности, которым обладают ближайшие ПС 110/10 кВ и 110/35/10 кВ (Кострома-1 и Южная на рисунке № 25) позволяет подключить к шинам НН данных ПС новые нагрузки. Центром питания для вновь возводимых микрорайонов «Новый город», «Агашкина гора» и «Клюшниково» является ПС 110/35/10 кВ Южная.
В случае значительного роста нагрузок жилищных комплексов «Волжский», «Клюшниково», «Новый город», «Агашкина гора» а также в районе п. Зарубино Бакшеевского сельского поселения Костромского района, в перспективе, за пределами рассматриваемого периода, для их покрытия потребуется строительство новых ПС 110 кВ.
Рисунок № 25
Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных к ним центров питания
По результатам определения «узких мест», не соответствующих требованиям нормативных документов и не обеспечивающих надежность сети 110 кВ, необходимо оценить объемы работ, капиталовложения и необходимость реконструкции транзитов 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино.
В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем установлено:
1) присоединять не более трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной – не более пяти;
2) выполнять длину одноцепной ВЛ 110 кВ, обеспечивающей двухстороннее питание подстанций, не больше 120 км;
3) применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций.
Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.
Схемы реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино представлены на рисунках № 26 и 27.
Характеристики отклонения транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино от нормативных документов представлены в таблице № 91.
Таблица № 91
Характеристики отклонения транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино от нормативных документов
№ п/п
Наименование объектов
Протяженность транзита между ПС, км
Наименование ПС, присоединенных к транзиту
Количество присоедине-ний к транзиту, шт.
1.
Мантурово – Павино
167,71
Гусево, Яковлево, Ильинское, Новинское, Пыщуг
5
2.
Борок – Галич(р)
201,02
Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино
5
3.
Поназырево (т) – Павино
128,2
Вохма, Никола, Шортюг, Гудково
4
Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002 года, определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденных постановлением Совета Министров СССР от 22 октября 1990 года №1072 «О единых нормах амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР» и, в основном, соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 110 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах срок службы составляет 50 лет, для ВЛ на деревянных опорах – 30 лет.
Техническое состояние транзита между ПС Мантурово и Павино, Борок и Галич (р), Поназырево (т) и Павино, в целом, на данный период удовлетворительное, но некоторые участки линий нуждаются в дальнейшей реконструкции. Так, максимальный срок службы участков ВЛ Мантурово-Гусево (1982 г.), Гусево-Ильинское (1982 г.) достигает30 лет; для ВЛ Солигалич-Чухлома (1964 год), Чухлома-Галич (р) (1964 г.) срок службы – 48 лет; для ВЛ Поназырево (т) - Никола (1968 г.), Никола- Вохма (1968 г.) срок службы – 44 года.
Также электрические сети должны обеспечивать минимальные затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание. Определим капиталовложения для реконструкции транзита Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево(т) – Павино.
Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино определены в ценах 2000 года (таблица № 92) по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены 2012 года с учетом коэффициента К=5,875 (с учетом НДС), принятого в соответствии с индексами цен в строительстве, и далее с учетом коэффициентов инфляции в цены 2014 года.
Таблица № 92
Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино
№ п/п
Наимено-
вание объекта
Год ввода участков объекта
Характе-ристика
Стои-мость в ценах 2000 г. (без НДС),
тыс. руб.
Стоимость в ценах 2000 г. (без НДС),
тыс. руб. с учетом террито-риального коэфици-ента
Стоимость в ценах 2000 г. (без НДС),
тыс. руб. с учетом повышающего коэфи-циента
Стоимость в ценах 2014 г. (с НДС),
тыс. руб.
1.
Мантурово – Павино
Мантурово -Гусево (1982 г.); Гусево-Ильинское (1982 г.); Ильинское -Новинское (1987 г.); Новинское - Пыщуг (1991 г.); Пыщуг-Павино (1988 г.)
167,71 км
АС-120
268 336
295 169,6
354 203,52
2 278 972,6
2.
Борок – Галич (р)
Борок - Елегино (1986 г.); Елегино - Солигалич (1987 г.); Солигалич - Чухлома (1964 г.); Чухлома -Галич(р) (1964 г.);
201,02 км
АС-120 + АС-95
321 632
353 795,2
424 554,24
2 731 614,6
3.
Поназырево (т) – Павино
Поназырево (т)- Никола (1968 г.);
Никола - Вохма (1968 г.); Вохма - Павино (1972 г.);
128,2 км
АС-120 + АС-95
205 120
225 632
270 758,4
1 742 080,3
Всего, тыс. руб.:
795 088
874 596,8
1 049 516
6 752 667,5
По приведенному расчету видно, что ориентировочные капитальные вложения составляют 6,8 млрд. руб. в ценах 2014 года.
1
Рисунок № 26
Схема реконструкции транзитов Мантурово – Павино – Поназырево (т)
Рисунок № 27
Схема реконструкции транзитов Борок – Галич (р)
1
Существующая схема электрических сетей позволяет обеспечить надежное питание потребителей, имеющих 3 категорию надежности электроснабжения, от ПС Федоровское, Луковцино, Яковлево, Гудково, Шортюг, подключенных к рассматриваемым транзитным ВЛ.
Техническое состояние рассматриваемых транзитных ВЛ удовлетворительное.
В настоящее время в районе размещения транзитов отсутствуют заявки на подключение новых потребителей и, соответственно, отсутствует перспектива увеличения нагрузок ПС, подключенных к данным транзитным ВЛ.
Таким образом, в период рассматриваемой перспективы отсутствует необходимость проведения реконструкции транзитных ВЛ 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич (р), Поназырево (т) – Павино, финансирование данного проекта нецелесообразно из-за неокупаемости.
Капитальные вложения по строительству сетевых объектов определены в ценах 2000 года по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35-750 кВ и ЛЭП напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены 2014 года с учетом коэффициента, принятого в соответствии с индексами цен в строительстве.
Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность в инвестициях в сетевые объекты на 2016 – 2020 годы представлены в таблице № 93.
1
Таблица № 93
Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность
в инвестициях в сетевые объекты на 2016 – 2020 годы
№ п/п
Наименование
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
Всего
ввод км
ввод МВА
инвестиции, млн. руб.
ввод км
ввод МВА
.инвестиции, млн. руб.
ввод км
ввод МВА
инвестиции, млн. руб.
ввод км
ввод МВА
инвестиции, млн. руб.
ввод км
ввод МВА
инвестиции, млн. руб.
ввод км
ввод МВА
инвестиции, млн. руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
1.
Новые вводы (новое строительство и расширение), в том числе:
165,08
18,00
401,10
148,75
16,00
376,20
138,39
14,76
373,20
174,77
13,96
417,63
146,70
18,49
467,37
773,69
81,21
2 035,50
1)
вводы ВЛ 220 кВ и выше
2)
вводы ВЛ 110 кВ
3)
вводы ВЛ 35 - 0,4 кВ (суммарные вводы)
165,08
301,32
148,75
301,65
138,39
299,90
174,77
321,53
146,70
340,06
773,69
1 564,46
4)
всего вводы ВЛ
165,08
301,32
148,75
301,65
138,39
299,90
174,77
321,53
146,70
340,06
773,69
1 564,46
5)
вводы ПС 220 кВ и выше
6)
вводы ПС 110 кВ
7)
вводы ПС 0,4-35 кВ (суммарные вводы)
18,00
99,78
16,00
74,55
14,76
73,30
13,96
96,10
18,49
127,31
81,21
471,04
8)
всего вводы ПС
18,00
99,78
16,00
74,55
14,76
73,30
13,96
96,10
18,49
127,31
81,21
471,04
2.
Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение), в том числе:
265,24
34,07
505,02
332,15
2,07
669,86
285,63
21,89
722,79
190,59
26,71
707,22
290,37
1,70
767,57
1363,98
86,44
3 372,46
1)
замена ВЛ 220 кВ всего, в т.ч.
35,00
35,00
некомплексная реконструкция (частичная замена опор) ВЛ Костромская ГРЭС-Иваново-1, Костромская ГРЭС-Иваново-2, Костромская ГРЭС-Кострома-2, Костромская ГРЭС-Вичуга-2
35,00
35,00
2)
замена ВЛ 110 кВ
3)
замена ВЛ 35 - 0,4 кВ (суммарно по всем ВЛ)
265,24
394,78
332,15
591,15
285,63
519,52
190,59
371,05
290,37
693,28
1363,98
2 569,78
4)
всего замена ВЛ
265,24
394,78
332,15
626,15
285,63
519,52
190,59
371,05
290,37
693,28
1363,98
2 604,78
5)
замена ПС 220 кВ и выше всего, в т.ч.
5,49
30,00
73,60
109,09
реконструкция ПС Кострома-2
0,09
0,09
ПС Мотордеталь. Перевод присоединений из ЗРУ №1 в ЗРУ 10 кВ № 3
5,40
30,00
73,60
109,00
6)
замена ПС 110 кВ всего, в том числе:
32,00
92,95
1,91
20,00
117,87
25,00
324,44
62,56
77,00
599,73
реконструкция ПС 110 кВ Кострома-3 с заменой трансформатора 10 МВА на 16 МВА, ячеек с МВ на ВВ, реконструкцией РЗА
16,00
47,18
16
47,18
ПС 110 кВ «Северная». Техническое перевооружение с заменой трансформатора 20 МВА на 25 МВА
0,83
25,00
55,55
25,00
56,38
ПС 110 кВ Буй (с/х). Реконструкция с заменой 2-х трансформаторов 6,3 МВА на 10 МВА с заменой ТСН, заменой МВ на ВВ
1,91
20,00
95,78
20,00
97,69
ПС 110 кВ СУ ГРЭС. Замена существующего силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА
16,00
45,77
16,00
45,77
ПС 110 кВ Нерехта-1. Реконструкция с заменой силового оборудования
21,26
268,89
62,56
352,71
7)
замена ПС 0,4 -35 кВ (суммарные вводы)
2,07
11,80
2,07
11,80
1,89
11,80
1,71
11,73
1,70
11,73
9,44
58,86
8)
всего замена ПС
34,07
110,24
2,07
43,71
21,89
203,27
26,71
336,17
1,70
74,29
86,44
767,68
3.
Суммарные капитальные вложения на новое строительство и замену сетей, всего
430,32
52,07
906,12
480,90
18,07
1046,06
424,02
36,65
1095,99
365,36
40,67
1124,85
437,07
20,19
1234,94
2137,67
167,65
5 407,96
1
Глава 22. Электрические расчеты
Расчеты электрических режимов работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Костромской области выполнялись специализированной организацией при разработке «Схемы и программы развития электроэнергетики Костромской области на 2014 – 2018 годы» при прогнозном уровне максимума мощности на 2014 – 2018 годы в диапазоне от 690 до 700 МВт.
Анализ результатов расчетов нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов показал, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ и выше находятся в переделах допустимых значений.
В результате расчетов баланс реактивной мощности получен с избытком. Установка дополнительных источников реактивной мощности не требуется.
В связи с тем, что в период на 2016 – 2020 годы максимум нагрузки в базовом варианте прогнозируется на уровне от 645 до 650 МВт, что ниже данных, использованных при выполнении расчетов, а также отсутствует неучтенное ранее строительство электросетевых объектов и ввод/вывод генерирующего оборудования, расчеты электрических режимов в текущем году не проводились.
Глава 23. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2020 года
Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2020 года определялась на основе:
1) перспективных балансов электрической энергии Костромской энергосистемы;
2) прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области;
3) данных о фактических удельных расходах топлива на производство электрической и тепловой энергии;
4) данных о планируемых мероприятиях по развитию на территории Костромской области применения возобновляемых и местных видов топлива;
5) данных о планируемых в рамках программы по энергосбережению мероприятиях по переводу котельных на природный газ с других видов топлива.
Оценка потребности в топливе основана на перспективных объемах производства электрической и тепловой энергии на территории Костромской области.
При этом объем производимой тепловой энергии определялся на основе прогноза потребления тепловой энергии и прогнозируемой величины потерь тепловой энергии в тепловых сетях. Величина потерь тепловой энергии в тепловых сетях принята на уровне последнего зафиксированного статистикой значения в размере 9,5% от полного потребления тепловой энергии.
Удельные расходы топлива также приняты на основе последних зафиксированных статистикой значений.
Для учета потенциального снижения расходов топлива на производство тепловой энергии в результате проведения мероприятий программы по энергосбережению, реализацию которых предполагается финансировать с привлечением внебюджетных источников, расчеты, произведенные с использованием отчетных удельных расходов топлива, скорректированы на величину:
1) определенного изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива;
2) изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ (таблица № 94).
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 № 95.
Таблица № 95
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ, т.у.т.
Общий расход топлива до модернизации оборудования с переводом на ГВЭР
Общий расход топлива после модернизации оборудования с переводом на ГВЭР
Экономия общего расхода топлива на производство тепловой энергии, т.у.т.
Вид топлива
природный газ
уголь
природный газ
уголь
2 241,4
Количествен-ное значение
0
7 601,9
5 360,5
0
Результаты проведенной оценки потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основе описанных выше исходных данных представлены в таблице № 96.
1
Таблица № 94
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. Галич
1)
котельная
ул. Фестивальная
7 016,00
2015
Органы местного самоуправления Костромской области
2)
котельная
пл. Революции
9,048
2015
3)
котельная
ул. Школьная
25 612,00
2015
4)
котельная
ул. Гладышева, д. 71
17 696,00
2015
5)
котельная
ул. Леднева
7 400,00
2015
6)
котельная
ул. Гладышева, д. 85
900,00
2015
7)
котельная
ул. Ленина
39 264,00
2015
8)
котельная
ул. Гагарина
37 994,00
2015
9)
Котельная
ул. Советская
24,6016
2015
10)
котельная
ул. Клары Цеткен
19,292
2015
Итого:
188 820,00
п. г. т. Судиславль
1)
котельная
ул. Невского,д. 18
14 400,00
2015
Органы местного самоуправления Костромской области
2)
котельная
ул. Мичурина
23 500,00
2015
5)
котельная МПМК № 1
п. Судиславль
7 200,00
2015
Итого:
45 100,00
Всего:
233 920,00
1
Таблица № 96
Расчет структуры топливного баланса электростанций и котельных Костромской области в 2020 году
Базовый вариант
Выработка электроэнергии, тыс. кВт.ч
13 022 000
Конечное потребление тепловой энергии (без учета потерь), Гкал
5 715 762
Потери в тепловых сетях, %
9,5
Конечное потребление тепловой энергии (с учетом потерь), Гкал
6 315 759
Удельный расход топлива на производство электроэнергии, г.у.т./кВт.ч
307,7
Удельный расход топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал
174,1
Расход топлива на производство электроэнергии, т.у.т.
3 912 098
Расход топлива на производство тепловой энергии, т.у.т.
1 099 574
Расход топлива на производство электрической энергии, т.у.т.
всего, том числе:
3 912 098
газ
3 854 981
нефтепродукты
41 468
торф
14 084
ГВЭР и отходы
1 565
уголь
0
Расход топлива на производство тепловой энергии (без учёта мероприятий ОЦП по энергосбережению), т.у.т.
всего, том числе:
1 099 574
газ
700 648
нефтепродукты
46 622
торф
169 774
ГВЭР и отходы
71 912
уголь
110 617
Расход топлива на производство тепловой энергии (с учётом мероприятий ОЦП по энергосбережению) , т.у.т.
всего, том числе:
1 098 844
газ
706 009
нефтепродукты
37 661
торф
169 774
ГВЭР и отходы
82 385
уголь
103 015
Общий расход топлива на производство тепловой и электрической энергии, т.у.т.
всего, том числе:
5 010 942
газ
4 560 990
нефтепродукты
79 129
торф
183 858
ГВЭР и отходы
83 950
уголь
103 015
Глава 24. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Костромской области
Муниципальными образованиями Костромской области проведены мероприятия по разработке схем теплоснабжения поселений и городских округов в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении». Из 155 муниципальных образований Костромской области системы централизованного теплоснабжения имеются в 147 муниципальных образованиях. Информация о разработке схем теплоснабжения в Костромской области представлена в таблице № 97.
Таблица № 97
Состояние разработки схем теплоснабжения в Костромской области
Численность поселений
Количество муниципальных образований с централизованным теплоснабжением
Количество утвержденных схем теплоснабжения
500 и выше тыс. жителей
0
0
От 100 до 500 тыс. жителей
1
1
От 10 до 100 тыс. жителей
6
6
Менее 10 тыс. жителей
140
140
Итого
147
147
Таким образом, схемы теплоснабжения муниципальных образований Костромской области разработаны в полном объеме.
Глава 25. Модернизация систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Костромской области
Сложившаяся парадигма развития топливно-энергетического хозяйства Костромской области, характеризующаяся избытком электрической мощности станций Костромской энергосистемы, обуславливает нецелесообразность строительства дополнительных источников когенерации вместо отопительных котельных. При этом наиболее значительная часть потребителей расположена на локальных территориях, потребность в тепловой энергии которых покрывается уже существующими ТЭЦ.
Исключения могут составлять:
1) города Кострома, Волгореченск, Шарья, поскольку теплоснабжение потребителей данных территорий обеспечивают существующие источники когенерации.
В этом случае имеется принципиальная возможность передать нагрузки котельных на данные источники когенерации (примером может служить закрытие районной отопительной котельной № 1 с передачей ее нагрузок на Костромскую ТЭЦ-2). При этом перспектива реализации данных мероприятий должна быть определена при разработке схемы теплоснабжения данных городов и определяется соотношением величины свободной тепловой мощности источников когенерации и договорной нагрузки котельных, а главное, технической и экономической реализуемостью и целесообразностью связанного с этим изменения схемы теплоснабжения. 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 № 98 приведены результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области.
Таблица № 98
Результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального хозяйства на территории Костромской области
№ п/п
Наименование проекта развития жилищно-коммунального комплекса
Возмож-ность подключе-ния к существу-ющему источнику теплоснаб-жения
Необходи-мость строитель-ства нового источника теплоснаб-жения
Примечание
Теплоснабжение, Гкал/час
на 2019 год
на конец реализа-ции проекта
1
2
3
4
5
6
7
1.
мкр-н «Агашкина гора-1» (ул.Магистральная)
+
11,618
11,618
2.
пос. Волжский
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
6,769
6,769
3.
д. Каримово
+
Расстояние до источника – 2 200 м
3,137
3,137
4.
мкр-н «Солоница»
+
1,479
1,479
5.
мкр-н «Новый город»
+
Расстояние до источника – 1 100 м
7,157
7,157
6.
хут. Чернигино
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
5,069
5,069
7.
мкр-н «Агашкина гора-2»
(ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
+
Расстояние до источника – 2 200 м
18,208
18,208
8.
мкр-н «Паново-2»
+
6,560
6,560
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и пос. Караваево
+
3,071
51,028
10.
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.
пос. Апраксино
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,274
0,274
16.
с. Шунга
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,221
0,221
17.
мкр-н «Жужелино», г. Кострома
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,716
0,716
18.
пос. Шувалово
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,907
0,907
19.
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. Индустриальной-Кинешемским шоссе и пос. Караваево
+
2,475
5,421
23.
Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорной
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
1,014
1,014
24.
мкр-н «Южный» по ул. Восточной в г. Нерехте
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,137
0,137
25.
Квартал застройки мкр-н «Южный» по ул. Южной в
г. Нерехте
Требуется проработка в схеме теплоснабжения
0,268
0,268
26.
Квартал застройки в р-не 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 мкр-н «Солоница». Для обеспечения покрытия потребности в тепловой энергии мкр-на «Солоница» необходимо строительство нового источника теплоснабжения взамен нерентабельной котельной по адресу: г. Кострома, ул. Водяная, 95. Для участка застройки «Агашкина гора-1» также требуется строительство нового источника теплоснабжения, так как существующая котельная ОАО «Костромской завод «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.
Глава 26. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Костромской области
Согласно статистическим данным доля тепловых сетей, нуждающихся в замене, демонстрирует небольшую динамику снижения в 2010 – 2014 годах, но все равно до сих пор составляет треть в общей протяженности всех тепловых сетей (таблица № 99).
Таблица № 99
Динамика износа тепловых и паровых сетей в 2010 – 2014 годах
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, в двухтрубном исчислении, км
316,9
301,3
304,9
306,9
310,0
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %
34,7
33,0
32,9
33,2
34,3
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 отчетный период среднегодовых темпов износа и реконструкции (2,5 % и 2,1 % соответственно) к 2020 году протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, составит около 333 км в двухтрубном исчислении или 36,8 % от их общей протяженности (таблица № 100).
Таблица № 100
Динамика износа тепловых и паровых сетей в 2015 – 2020 годах
Год
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, в двухтрубном исчислении, км
314,5
318,2
321,9
325,6
329,3
332,5
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей, %
34,0%
34,4%
34,8%
35,2%
35,6%
36,8
В таблице № 101 приведены расчеты, демонстрирующие, что для сохранения к 2020 году уровня износа сетей на текущем уровне необходимо ежегодно заменять 23,1 км в двухтрубном исчислении (2,5% от общей протяженности). Для того чтобы к 2020 году полностью отказаться от эксплуатации сетей, выработавших свой ресурс, необходимо ежегодно заменять 84,2 км в двухтрубном исчислении (9,1 % от общей протяженности). Данные расчеты выполнены исходя из предположения, что общая протяженность сетей в двухтрубном исчислении в течение заданного периода является неизменной и составляет 925 км в двухтрубном исчислении.
Предотвращение подобной ситуации требует снижения степени износа основных фондов в системах теплоснабжения Костромской области путем существенного увеличения среднегодовых объемов реконструкции и замены тепловых сетей.
Таблица № 101
Оценка необходимости замены тепловых сетей
№ сценария
Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей в 2020 г., %
Замена тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении сетей в год
Величина капиталовло-жений в год, тыс. руб.
%
км
1.
33,2
2,5
23,1
225 225
2.
20
5,1
47,2
448 400
3.
10
7,1
65,7
624 150
4.
0
9,1
84,2
799 900
Приложение № 1
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2016 – 2020 годы
Анализ сценариев социально-экономического развития Костромской области, определяющих потребление электроэнергии
в 2016 - 2020 годах
Динамика производства и потребления энергетических ресурсов определяется социально-экономическим развитием страны и ее регионов. Поэтому для оценки уровней электропотребления на перспективу необходимо оценить и проанализировать ряд прогнозных параметров экономического развития Костромской области, в том числе и в привязке к развитию Российской Федерации.
В Российской Федерации с началом кризиса формирование макроэкономических сценариев, как и самих прогнозов, осложнилось. Тем не менее, как считают представители Центра макроэкономического анализа и прогнозирования, мировой кризис скорректировал, но не отменил все основные факторы и драйверы, а также базовые технологические тренды и направления, на которых строились прогнозы до начала спада. Это находит свое подтверждение в скорректированных по времени, но сохранивших основные характеристики макроэкономических прогнозах Министерства экономического развития Российской Федерации.
В качестве информационной базы для построения прогнозов электропотребления в сегментах экономики и бытовом секторе Костромской области использовался целый ряд источников информации на региональном и окружном уровнях. Эти источники информации касались ретроспективной и прогнозной динамики основных макроэкономических переменных, которая дополнялась анализом связи макроэкономических переменных с динамикой изменения электропотребления.
Макроэкономические параметры области на ближайшую трехлетку задают материалы областного прогноза при планировании бюджетов регионами.
Динамика изменения промышленного производства и прочих макроэкономических показателей области за пределами ближайшего трехлетнего периода определялась дополнительно. Основой для таких оценок послужило содержание двух основных документов Российской Федерации по средне- и долгосрочному развитию страны:
1) сценарные условия долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года;
2) сценарные условия для формирования вариантов прогноза социально-экономического развития 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 2011 – 2015 годов. В данном случае исключались значения посткризисного 2009 года и 2010 года, как года восстановления экономики.
Корректирующий коэффициент kI для индексов роста регионального ВРП вычислялся по 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 – 2020 годы) рассчитанный в формуле 1 корректирующий коэффициент умножался на страновой индекс:
,
где j соответствует каждому году интервала прогноза, начиная с 2016 года.
Предлагаемый подход носит «компромиссный» характер, однако в условиях отсутствия необходимой информации является приемлемым, сочетая простоту и возможность учета сложившейся региональной специфики.
Долгосрочное социально-экономическое развитие Костромской области определяется несколькими ключевыми факторами, характеризующими внутренние экономические условия:
1) степенью развития и реализации сравнительных преимуществ и возможностей Костромской области по приоритетным направлениям развития экономики;
2) минимизацией существующих рисков и учетом слабых сторон экономики области;
3) решением проблем в области демографических процессов в области.
В зависимости от реализации этих факторов можно выделить два качественных сценария социально-экономического развития Костромской области до 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.
Данный сценарий характеризуется:
1) инерционным протеканием демографических процессов в области;
2) отказом от развития новых долгосрочных приоритетных направлений, имеющих в области потенциальные сравнительные преимущества;
3) преобладанием внешних по отношению к области центров принятия решений по развитию ее экономики (в области электроэнергетики, транспорта, туризма, текстильной промышленности, машиностроения).
В инерционном сценарии возможности экономического роста будут определяться в основном следующими факторами:
1) увеличением производства и экспорта в другие регионы Российской Федерации электроэнергии;
2) наличием на территории области возобновляемых природных ресурсов при ограниченных возможностях их переработки с повышением добавленной стоимости;
3) транзитной пропускной способностью проходящих через область транспортных коридоров;
4) использованием ценовых преимуществ товаров и услуг, производимых на территории области, при слабой конкуренции с точки зрения качества;
5) снижением качества человеческого капитала;
6) усилением социальной нагрузки на бюджет и экономику области.
В инерционном сценарии Костромской области не удается преодолеть в полной мере существующие ограничения экономического роста, темпы роста экономики, в среднем, за период отстают от среднероссийских, что означает снижение доли области в валовом внутреннем продукте Российской Федерации и усиление отставания в уровне жизни населения от среднероссийского уровня.
Сценарий интенсивного развития (целевой сценарий) отражает использование сильных сторон и существующих возможностей экономики Костромской области за счет развития внутренних приоритетных направлений, а также максимального использования благоприятных внешних условий и межрегиональных связей. Сценарий предусматривает:
1) проведение активной демографической политики;
2) активное развитие новых долгосрочных приоритетных направлений, имеющих в области потенциальные сравнительные преимущества;
3) эффективное использование принимаемых вне области решений по развитию ее экономики (в области электроэнергетики, транспорта);
4) принятие мер по минимизации существующих рисков развития области и компенсации ее слабых сторон;
5) разработку и реализацию совместных программ с соседними регионами, координацию стратегий социально-экономического развития;
6) повышение места области по основным экономическим и социальным показателям среди субъектов ЦФО.
В интенсивном сценарии экономический рост будет определяться в основном следующими факторами:
1) увеличением объема производимых на территории области товаров и услуг, направленных на удовлетворение спроса как внутри области, так и в других регионах Российской Федерации, и на экспорт;
2) глубокой переработкой имеющихся на территории области возобновляемых природных ресурсов;
3) использованием уникальных конкурентных преимуществ области, позволяющих предложить качественные товары и услуги;
4) улучшением качества человеческого капитала;
5) снижением уровня дотационности регионального бюджета.
Реализация сценария интенсивного развития позволит Костромской области преодолеть существующие ограничения экономического роста и сократить свое отставание от среднероссийского уровня.
Рассмотрение и оценка изменений в экономике Костромской области были дополнены анализом численности населения области. Он базируется на долгосрочном прогнозе Росстата по стране и субъектам Российской Федерации. В основу прогноза Росстата до 2030 года положен анализ долговременных тенденций динамики уровня рождаемости в России и других европейских странах, который дает основания для оценки возможных тенденций рождаемости в России. Статистическими индикаторами последнего выступают повышение возраста вступления в брак и рождения ребенка, увеличение рождаемости вне официально зарегистрированного брака, увеличение добровольной бездетности.
Вместе с тем, определенное влияние на параметры рождаемости, в первую очередь, календаря рождений, может оказать ряд введенных в последние 3 – 4 года мер семейной политики (в первую очередь, материнский капитал). Однако очевидно, что без существенных изменений в темпах экономического развития и повышения уровня благосостояния российских граждан введенные меры не дадут устойчивого демографического эффекта.
Росстат рассматривает три сценария численности населения на перспективу:
1) высокий сценарий рождаемости исходит из предположения о том, что обществу удастся выработать социальные механизмы, ведущие к тому, что будет поддерживаться рождаемость, близкая уровню, который обеспечивал бы простое воспроизводство населения, в результате чего каждое новое поколение будет численно не меньше предыдущего. В конечном итоге, такой уровень рождаемости (1,8 – 2 детей в расчете на одну женщину репродуктивного возраста) отвечал бы и господствующему сегодня идеальному размеру потомства (социологические опросы мнений продолжают фиксировать идеальное число детей в семье именно на двухдетном уровне). Определенную часть прироста даст и миграционный прирост;
2) средний вариант рождаемости исходит из того, что улучшение социально-экономического положения в России и меры демографической политики позволят достаточно полно реализовать семьям свои репродуктивные планы и рождаемость установится на уровне, чуть превосходящем средний по Европе. Но в отличие от высокого сценария рождаемости в данном случае ожидаются более низкие темпы развития страны;
3) низкий сценарий предполагает, что сохранение или ухудшение сложившейся экономической ситуации в стране, скорее всего, сделает маловероятным повышение рождаемости. Она будет на уровне, наблюдаемом ныне у стран с наиболее низкой рождаемостью (1,2 – 1,3 ребенка на семью).
В расчетах обеспеченности населения жильем и потребности в электроэнергии на перспективу приняты два последних сценария Росстата с поправками на данные последней переписи населения.
Высокий сценарий рождаемости не рассматривался, так как он исходит из таких благоприятных предположений, которые в ближайшей перспективе, учитывая последние тренды и прогнозы социально-экономического развития страны, не просматриваются.
Дополнительным основанием к выбору более низких сценариев является также и то, что последняя перепись населения зафиксировала существенно более низкую численность населения области, чем указанную Росстатом в своих статистических ежегодниках за последние годы. Так, численность населения по данным переписи составила 667,5 тыс. человек вместо ожидаемых 686 тыс. человек, т.е. оказалась меньше почти на 20 тыс. человек.
В результате предполагается, что численность населения Костромской области снизится в 2020 году в рамках среднего варианта до 644 тыс. человек, а в рамках низкого варианта – до 626 тыс. человек.
Предполагается, что за рассматриваемый период количество и площадь жилья и учреждений сферы услуг существенно возрастет. В интенсивном варианте полностью будут достигнуты параметры целевой программы строительства жилья в Костромской области. Коэффициент ввода жилья на душу населения достигнет к концу рассматриваемого периода 0,6 кв. м на душу населения. В инерционном сценарии эти показатели будут отставать от интенсивного варианта ориентировочно на 20 – 30%. В интенсивном варианте прирост площадей предприятий и учреждений сферы услуг будет примерно на 30 – 50% выше, чем в инерционном сценарии, примерно на четверть будет выше их оснащенность электропотребляющим оборудованием.
1
Приложение № 2
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2016 – 2020 годы
Перечень земельных участков для жилищного строительства в Костромской области
№ п/п
Наименование квартала застройки
Площадь участка, га
Объе-мы жилья,
тыс. кв. м
Коли-чество жителей, тыс. человек
Объекты социальной инфраструктуры
Необходимая мощность потребления объектов инженерной инфраструктуры
наименование объекта
мощность
(число мест в школах и д/с,
тыс. кв. м площади прдприя-тий бытового обслужива-ния)
водоснаб-жение и водоотведе-ние, м3/сут.
электро-снабжение, кВт
тепло-снаб-жение,
Гкал/час
газоснаб-жение, нм/куб.
год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1.
мкр-н «Агашкина гора-1»
(ул. Магистральная)
23,6
194,8
5,0
Школа
Детсад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
750
300
3,2
1392,9
6 678,5
55,733
7 802,62
2.
пос. Волжский
48,2
113,5
1,6
Школа
Детсад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
240
95
2,5
464
3 905,7
22,764
3 186,96
3.
д. Каримово
22,5
52,6
2,9
Школа
Детсад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
440
180
3,1
824,5
22 63,8
16,821
2 354,94
4.
мкр-н «Солоница»
10,6
24,8
1,4
Детсад
Предприятие общественного питания
90
1,4
376
1 007,9
6,981
977,34
5.
мкр-н «Новый город»
22,3
120,0
4,8
Школа
Детсад
Предприятие питания, торговли, бытового обслуживания
720
280
3,0
1 335,5
4 388,8
35,95
5 033
6.
хут. Чернигино
36,5
85,0
1,2
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
180
72
1,9
348,75
2 933,6
23,695
3 317,3
7.
мкр-н «Агашкина гора-2 «
(ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)
64,5
305,3
11,6
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
1 741
700
8,6
3 246,7
11 290,75
91,213
12 769,83
8.
мкр-н «Паново-2»
27,0
110,0
6,2
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
930
372
1,8
1700,1
3 990,12
34,223
4 791,176
9.
Караваево (между ТЦ «Коллаж» и п. Караваево)
159,0
855,6
34,2
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
3 078
1 700
10,3
9 144,65
29 794,5
243,956
34 153,792
10.
д. Подолец
31,3
41,5
0,8
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
72
45
0,3
215,14
1 360,2
11,373
1 592,26
11.
д. Становщиково
120,0
160,0
3,2
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
300
160
0,9
856,13
5 175,1
43,818
6 134,5
12.
д. Коряково («Агротехнопарк»)
168,5
223,0
4,5
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
400
250
1,3
1 204,5
7 231,5
61,05
8 547
13.
д. Клюшниково
243,4
322,3
6,5
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
600
330
1,9
1 739,44
10 442,8
88,227
12 351,75
14.
мкр-н № 11 в
г. Волгореченске
15,1
29,5
0,7
Не предусматривается
175
886,5
Газовые котлы
1 083,34
15.
Бакшеевское сельское поселение, в районе п.Зарубино
631
600
10
Школа
Детсад
Предприятие
общественного питания, бытового обслуживания, торговли
600
330
1,9
3 500
12 800
150
30 000
1
Приложение № 3
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2016 – 2020 годы
Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2016 – 2020 годы
Приложение № 4
к схеме и программе развития
электроэнергетики Костромской
области на 2016 – 2020 годы
Схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2020 года
___________________
С
Дополнительные сведения
| Государственные публикаторы: | Официальный интернет-портал правовой информации (www.pravo.gov.ru) от 29.06.2015 |
| Рубрики правового классификатора: | 090.010.070 Энергетика, 090.010.160 Электронная и электротехническая промышленность. Бытовые приборы, 020.030.020 Государственные программы. Концепции |
Вопрос юристу
Поделитесь ссылкой на эту страницу:
