ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ВОЛОГОДСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2019-2023 ГОДЫ



ГУБЕРНАТОР ВОЛОГОДСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 26.04.2018 № 97

г. Вологда

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

ВОЛОГОДСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2019-2023 ГОДЫ

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

ПОСТАНОВЛЯЮ:

1. Утвердить Схему и программу развития электроэнергетики Вологодской области на 2019 – 2023 годы (далее - Программа) согласно приложению.

2. Рекомендовать   распределительным   сетевым   компаниям,                         осуществляющим свою деятельность на территории области, разрабатывать               инвестиционные программы на основе Программы.

3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его подписания.

Губернатор области                                                                 О.А. Кувшинников

                                                                                                                             

УТВЕРЖДЕНЫ

                                                                                                                              постановлением

                                                                                                                              Губернатора области

                                                                                                                              от 26.04.2018 № 97

Схема и программа развития электроэнергетики

Вологодской области

на 2019-2023 годы

Анализ существующего состояния. Характеристика электроснабжения и теплоснабжения региона за отчетные 2013-2017 годы

Основные положения

              1. Основание для разработки схемы и программы развития электроэнергетики Вологодской области на 2019-2023 годы:

1) постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;

2) Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 года № 35-Ф3 «Об электроэнергетике»;

3) Федеральный закон Российской Федерации от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности»;

4) постановление Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года    № 340 «О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности»;

5) необходимость обеспечения компаний топливно-энергетического комплекса актуальной информацией для формирования инвестиционных программ.

              2. Цели разработки схемы и программы развития электроэнергетики Вологодской области на 2019-2023 годы:

- анализ состояния электросетевой инфраструктуры за отчётный период 2013-2017 годов;

- оценка надежности и безопасности функционирования энергосистемы за отчётный пятилетний период,

- оценка возможности обеспечения растущего спроса на электроэнергию хозяйственного комплекса Вологодской области;

- анализ «районов с высокими рисками выхода параметров режимов за допустимые границы» в энергосистеме Вологодской области;

- информационное обеспечение деятельности органов исполнительной власти при формировании политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов.

Задачи:

- определение приоритетных направлений по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и размещению объектов сетевой инфраструктуры;

- обеспечение экономической эффективности решений, предлагаемых при реализации мероприятий в рамках перспективного развития электроэнергетики Вологодской области;

- обеспечение применения новых технологических решений при реализации мероприятий перспективного развития электроэнергетики;

- разработка рекомендаций по снижению физического износа электрических сетей в разрезе собственников электроэнергетического оборудования.

В работе использованы и учтены отчетные данные за 2013-2017 годы; расчетный срок – 2023 год.

Раздел I. Общая характеристика региона

Вологодская область расположена на севере Европейской части России в поясе умеренно-континентального климата в 500 км от Москвы. По площади является одной из крупных областей Российской Федерации и составляет почти 1 % ее территории (144,5 тыс. кв. км); наибольшая протяженность с севера на юг — 385 км, с запада на восток — 650 км.

Область граничит на севере с Архангельской, на востоке — с Кировской, на
юге — с Костромской и Ярославской, на юго-западе — с Тверской и Новгородской, на западе — с Ленинградской областями, на северо-западе с Республикой Карелия.

Рисунок 1. Карта Вологодской области

В соответствии со СНиП 23-01-99* «Строительная климатология» основные климатические характеристики Вологодской области следующие:

‒ средняя температура наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92 (расчетная для проектирования отопления) — минус 37 ÷ минус 39°С;

‒ средняя температура за отопительный период — минус 6,9 ÷ минус 8,6°С;

‒ продолжительность отопительного периода — 158 ÷ 166 суток.

Годовое число часов использования максимума отопительной нагрузки — 1 790 ÷ 1 931 ч.

На современной карте Вологодской области — 209 муниципальных образований, из них: 26 муниципальных районов, 2 городских округа (г. Вологда, г. Череповец), 22 городских и 159 сельских поселений. Вологда, Череповец, Великий Устюг и Сокол — города областного значения. Административным центром является г. Вологда.

Карта-схема административно-территориального деления Вологодской области представлена на рисунке 2.

Рисунок 2. Карта-схема административно-территориального деления Вологодской области

Общая численность населения Вологодской области на 01 января 2018 года составила 1176,678 тыс. чел., в том числе:

‒ городского населения — 851,640 тыс. чел.;

‒ сельского населения — 325,038 тыс. чел.

Таким образом, на 01 января 2018 года удельный вес городского населения составил 72,4 %, а плотность населения Вологодской области — 8,14 чел./км².

Динамика численности населения (по данным Вологдастата) за период 2014-2018 годы представлена на рисунке 3.

Рисунок 3. Изменение численности постоянного населения Вологодской области на начало года за 2014-2018 годы

Перечень наиболее крупных населенных пунктов Вологодской области представлен в таблице 1.

Таблица 1. Перечень наиболее крупных населенных пунктов Вологодской области

Наименование населенного пункта

Численность населения, тыс. чел.

Наименование населенного пункта

Численность населения, тыс. чел.

г. Вологда

320,702

г. Грязовец

14,916

г. Череповец

318,856

г. Бабаево

11,493

г. Сокол

37,191

г. Вытегра

10,232

г. Великий Устюг

31,606

-

-

Валовой региональный продукт (далее — ВРП) по итогам 2015 года составил 468,8 млрд рублей, рост в действующих ценах к 2014 году на 21,1 %, в сопоставимых ценах — на 1,3 %. Объем валового регионального продукта за 2016 год (по оценке) составил 497,0 млрд рублей, индекс ВРП — 100,3 %. Экономика региона имеет индустриальный характер. В структуре ВРП промышленность занимает порядка 40 %. Доминирующие виды промышленного производства: металлургическое, химическое, машиностроение, лесопромышленный комплекс, производство пищевых продуктов, включая напитки.

За 2017 год отгружено товаров собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами в промышленности на сумму 611,7 млрд. рублей, что в действующих ценах выше 2016 года на 10,7 %. Индекс промышленного производства за 2017 год к 2016 году составил 101,0 %.

В структуре промышленности основную долю занимают обрабатывающие производства — 92,2 %, на обеспечение электрической энергией, газом и паром приходится 6,5 %, водоснабжение, водоотведение, организацию сбора и утилизацию отходов, деятельность по ликвидации загрязнений — 1,2 %, добычу полезных ископаемых — 0,1 %.

В районах развиты сельское хозяйство и лесозаготовка. Ведущее
производство — животноводство, на которое приходится 72,9 % всей продукции сельского хозяйства. Производственно-промышленный потенциал агропромышленного комплекса позволяет обеспечить потребность населения в молоке, яйце, картофеле.

Существенен вклад Вологодской области в общий экономический потенциал Российской Федерации и СЗФО.

По объему ВРП на душу населения (394,1 тыс. рублей по итогам 2015 года) область занимает 6 место среди субъектов СЗФО и 25 место среди регионов России. На долю Вологодской области приходится 0,7 % общего объема валового регионального продукта страны, 1,1 % объема промышленного производства, 0,8 % занятых в российской экономике.

По объему промышленной продукции в расчете на душу населения (518,3 тыс. рублей) регион входит в первую двадцатку, в том числе по итогам 2017 года занимает 5 место в СЗФО и 19 место в России.

На Вологодскую область приходится 0,5 % российского производства продукции сельского хозяйства всех категорий хозяйств. В сельском хозяйстве СЗФО доля региона значительна и составляет 11,1 %.

По итогам 2017 года Вологодская область занимает 4 место по России и 1 место по СЗФО по производству молока сельскохозяйственными организациями области на душу населения; 14 место по России и 2 место по СЗФО по производству яиц сельхозорганизациями области на душу населения; 49 место по России и 6 место по СЗФО по производству мяса сельхозорганизациями области на душу населения.

Доля области в общероссийском объеме строительных работ, выполненных собственными силами, составила в 2017 году 1,6 %. Предприятиями и организациями всех форм собственности введено в 2017 году 543,5 тыс. кв. м общей площади жилых домов (0,7 % от российского объема), что соответствует 41 месту среди других регионов страны по объему ввода жилья на 1 жителя.

Динамика развития туристской сферы позволила региону по итогам 2017 года занять 26 место в России по общему объему оказанных туристских услуг и 11 место (данные за 2016 год) по объему оказанных туристских услуг в расчете на 1 жителя. На область приходится 1,3 % от общего объема оказанных туристских услуг в России.

Туризм — динамично развивающееся направление области, которое дает толчок, как малым городам Вологодчины, так и Вологде, и Череповцу.

В 2017 году Вологодская область вошла в десятку лучших регионов по итогам Всероссийского рейтинга по оценке эффективности деятельности органов исполнительной власти регионов России в сфере туризма (8 место). В 2017 году туристский поток приблизился к 3 млн. человек.

В 2016 году на развитие экономики и социальной сферы Вологодской области направлено 114,2 млрд. рублей инвестиций в основной капитал, или 0,6 % от суммарного объема инвестиций в России. Наибольший объем инвестиций направлен на развитие видов деятельности: «Обрабатывающие производства» (46,5 %), «Транспорт и связь» (35,7 %), «Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство» (4,2 %).

За 9 месяцев 2017 года на развитие экономики и социальной сферы Вологодской области направлено 91,9 млрд. рублей инвестиций в основной капитал, или 0,9 % от суммарного объема инвестиций в России.

По итогам 9 месяцев 2017 года по объему инвестиций в основной капитал в расчете на душу населения (77,6 тыс. руб.) область заняла 16 место среди регионов России и 5 место по СЗФО.

По темпам роста объема инвестиций в основной капитал относительно
января — сентября 2016 года (в сопоставимых ценах) область заняла 4 место среди регионов России и 1 место по СЗФО.

Таким образом, можно утверждать, что сегодня роль Вологодской области в Российской Федерации определяется следующим образом:

‒ это один из наиболее развитых индустриальных регионов России, предприятия которого благодаря выгодному географическому положению активно торгуют высококачественной продукцией во всем мире, на всех континентах;

‒ это регион, который занимает прочную нишу по реализации задач продовольственной безопасности и импортозамещения, в котором развитый высокотехнологичный агропромышленный комплекс обеспечивает население в стране и за ее пределами экологически чистыми и натуральными продуктами питания;

‒ это центр притяжения туристов, которых привлекают тысячи объектов культурного, духовного, православного наследия, многочисленные музеи, природные ландшафты, туристские проекты международного и межрегионального значения;

‒ это регион с развитой социальной сферой, обеспечивающей условия для комфортной жизнедеятельности и реализации человеческого потенциала.

Вологодскую область характеризует выгодное геоэкономическое и геополитическое положение. Регион привлекателен для торговых партнеров и инвесторов в первую очередь как транспортный мультилогистический коридор, позволяющий развивать торговлю и обеспечивать мобильность контактов межрегионального и международного значения. Расположение на пересечении транспортных коммуникаций всех типов: федеральных автомобильных и железных дорог, воздушного коридора из Европы в Азию и Волго-Балтийского водного пути, путепроводов, а также в непосредственной близости от крупнейших российских мегаполисов Москвы и Санкт-Петербурга, зарубежных рынков Северной Европы — предопределило высокую емкость потенциального рынка сбыта производимой продукции, которая в радиусе 700 км от Вологды охватывает более 50 млн. человек — третью часть населения страны.

Область является транзитной для многих категорий грузов, поскольку располагается на маршрутах их доставки в морские порты Балтики, Белого и Баренцева морей на Северо-Западе России и потребителям Урала и Поволжья.

В пределах области проходит развитая железнодорожная сеть протяженностью более 760 км. По территории проходят транспортные железнодорожные коридоры «Транссиб» и «Юг-Север». Вологодский железнодорожный узел является одним из крупнейших на Северо-Западе Российской Федерации. Развита сеть водного транспорта. Волго-Балтийский водный путь и Северо-Двинская шлюзованная система, связывающие Санкт-Петербург, Москву и города, расположенные вдоль рек: Волги, Камы, Дона, обеспечивают выход к Беломоро-Балтийскому каналу, в Белое, Каспийское, Черное и Средиземное моря.

В воздушном пространстве над территорией области с запада на восток проходит коридор международных трасс. Функционируют два авиапредприятия, открыт международный сектор аэропорта «Череповец».

По территории также пролегает сеть трубопроводного транспорта, в том числе экспортного назначения («Северный поток»).

Регион обладает значительным минерально-сырьевым потенциалом и большими запасами полезных ископаемых промышленного применения (песчано-гравийные материалы, флюсовое сырье для металлургии, торф, стекольные и строительные пески, кирпично-черепичные глины, сапропель, минеральные краски). Выявлено и в различной степени разведано свыше 700 месторождений более чем 25 видов минерального сырья. Также важное значение имеет наличие подземных вод хозяйственно-питьевого, лечебно-столового и бальнеологического назначения.

Важнейшее природное богатство области — ее лесные ресурсы. Лесные ресурсы занимают 81 % территории области — 11,7 млн. га. Общий запас древесины — 1,6 млрд. куб. м, или 16,0 % от запаса древесины по СЗФО (что сопоставимо с запасом древесины в Финляндии, который составляет 2,3 млрд. куб. м), из них 51 % — хвойные леса. Объем древесины, который может быть заготовлен без ущерба для запасов (расчетная лесосека), составляет 29,7 млн. куб. м. По размеру расчетной лесосеки в СЗФО область уступает только Республике Коми, превосходит Архангельскую область на 16,0 %, Республику Карелия — в 2,5 раза.

В 2017 году Вологодская область выполнила весь комплекс лесовосстановительных мероприятий. Общий объем лесовосстановления проведен на площади 72,6 тыс. га, что на 39,6 % больше уровня прошлого года.

Объем заготовки древесины на территории области в 2017 году по сравнению с 2016 годом увеличился на 0,2 %, и составил 15,7 млн. куб. м.

В области сосредоточены существенные охотничьи ресурсы. Охотничье- ресурсный потенциал включает около 70 видов животных. Площадь охотничьих угодий — более 14 млн. га — является крупнейшей на Северо-Западе России.

Научно-промышленный потенциал региона характеризуется совокупностью экономических ресурсов — производственных, научно-образовательных, высококвалифицированных трудовых, финансовых, способствующих обеспечению высоких темпов экономического роста, повышению инвестиционной привлекательности.

Регион обладает значительным образовательным потенциалом. Его уровень характеризует наличие развитой сети образовательных организаций высшего и среднего профессионального образования для подготовки квалифицированных кадров, включающей 5 вузов федерального подчинения, 4 филиалов образовательных организаций высшего образования, 36 профессиональных образовательных организаций. Созданная современная образовательная инфраструктура способствует повышению качества практической подготовки специалистов для нужд реального сектора экономики. Функционируют 5 учебных центра профессиональной квалификации; 13 ресурсных центров на базе профессиональных образовательных организаций по приоритетным направлениям подготовки рабочих кадров и специалистов среднего звена, 12 учебно-производственных полигонов и 10 кафедр на базе коммерческих организаций.

Наличие высокоэффективных предприятий, обладающих современными инновационными технологиями и производствами, формирующих высокопроизводительные рабочие места, позволило области в 2015 году занять высокие позиции в стране по доле инновационной продукции, увеличив ее уровень до 21,6 %.

Большое значение для социально-экономического развития имеет наличие в регионе двух развивающихся агломераций — Вологодской и Череповецкой, территория которых привлекательна для бизнеса и жителей за счет имеющегося значительного промышленного, инфраструктурного, научно-образовательного, кадрового потенциала, растущего уровня и качества жизни.

Вологодская область — регион с развитой многопрофильной социальной инфраструктурой, включающей сеть образовательных, культурно-досуговых учреждений, учреждений здравоохранения.

По мощности амбулаторно-поликлинических организаций (36,5 тысяч посещений в смену) Вологодская область занимает 36 место среди регионов России. В регионе расположено 10,2 % от числа амбулаторно-поликлинических организаций СЗФО (4 место в округе).

В регионе расположено более 3500 объектов культурного наследия. В Единый государственный реестр объектов культурного наследия включены 747 объектов, из них 217 имеют статус федерального значения, 530 относятся к категории объектов регионального значения. В области сохраняются 13 исторических городов России.

За пределами области широко известны историко-культурные и туристские бренды всероссийского значения: «Великий Устюг — родина Деда Мороза»,
«Вологда — Новогодняя столица Русского Севера», «Серебряное ожерелье России» и другие, а также исторически развитые бренды «Вологодское масло», «Вологодское кружево». В последние годы сформированы устойчивые и получившие широкую известность бренды «Вологодская область — душа Русского Севера», товарный знак и система добровольной сертификации «Настоящий Вологодский продукт».

Основной фактор, ограничивающий развитие региона, — сокращение численности населения, как вследствие естественных факторов, так и ввиду миграционного оттока.

За период 2000-2016 годов среднегодовая численность постоянного населения Вологодской области сократилась на 109,2 тыс. человек (8,4 %) и составила 1 185,773 тыс. человек. Городское население области уменьшилось на 35,5 тыс. человек (4,0 %), сельское — на 74,0 тыс. человек (18,2 %). Уменьшение численности сельского населения происходит значительными темпами. В сельской местности наблюдается как естественная, так и миграционная убыль.

Ожидаемая продолжительность жизни при рождении за 2000-2016 годы выросла с 65,7 до 70,24 лет.

Россия и Вологодская область вошли в полосу неблагоприятных изменений возрастной структуры населения. Дальнейшее улучшение демографической ситуации сдерживают негативные тенденции, связанные с сокращением численности женщин активного репродуктивного возраста и увеличением численности пожилого населения.

Численность населения в трудоспособном возрасте имеет устойчивую тенденцию к снижению. За 2000-2016 годы в Вологодской области доля населения трудоспособного возраста сократилась с 59,1 % до 55,9 %. При этом доля населения старше трудоспособного возраста выросла с 21,3 % до 25,4 %. В этой связи происходит рост демографической нагрузки на трудоспособное население пожилыми и детьми.

Не менее важным фактором, оказывающим влияние на размер и динамику численности населения области, является миграционный прирост. С 2006 года в Вологодской области наблюдается тревожная ситуация превышения численности выбывших над прибывшими, что является фактором снижения численности населения области. Миграционная убыль населения в 2016 году составила 1742 человека.

Указанные демографические и миграционные процессы приводят к неравномерному пространственному развитию муниципальных образований области.

Для Вологодской области характерны существенные межмуниципальные различия практически по всем направлениям социально-экономического развития.

Во-первых, существенные различия наблюдаются в части демографической ситуации. Только в трех муниципальных образованиях Вологодской области — городах Вологде и Череповце, Вологодском районе, зафиксировано устойчивое увеличение численности населения. В остальных городских округах и муниципальных районах зафиксировано существенное снижение численности населения.

Во-вторых, муниципальные образования Вологодской области существенным образом различаются в части экономического развития. В частности, на три муниципальных образования (города Вологда и Череповец, Кадуйский район) приходится 60 процентов инвестиций в основной капитал среди крупных и средних организаций. Наблюдаются также существенные межмуниципальные различия в заработной плате работников (до двукратных разрывов).

Раздел II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Вологодской области за прошедший пятилетний период

II–1. Анализ функционирования и характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Вологодской области (в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории области, а также блок-станциям промышленных предприятий)

Энергосистема Вологодской области входит в состав Объединенной энергосистемы Центра (ОЭС Центра).

Энергосистема Вологодской области характеризуется как дефицитная по электроэнергии и мощности. Примерно 28,8 % потребности области в электроэнергии обеспечивается электростанциями ПАО «ОГК-2», ПАО «ТГК-2», Красавинская ТЭЦ ГЭП «Вологдаоблкоммунэнерго», около 42,1 % электроэнергии вырабатывается блок-станциями промышленных предприятий и гидроэлектростанциями ФГУ «Волго-Балтийское государственное бассейновое управление водных путей и судоходства». Остальная электроэнергия поступает с оптового рынка электроэнергии из-за пределов области.

Установленная мощность электростанций Вологодской энергосистемы на 12.03.2018 составила 2002,18 МВт, в том числе 1263,9 МВт — установленная мощность ТЭС общего пользования, 26,28 МВт — установленная мощность ГЭС и 712 МВт — установленная мощность блок-станций.

Электроэнергетическим режимом ЕЭС России на территории Вологодской области управляет Филиал АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ, осуществляющим взаимодействие с субъектами электроэнергетики, исполнительными органами государственной власти Вологодской области, территориальными органами Ростехнадзора в субъекте РФ.

К генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Вологодской области, относятся: ПАО «ОГК-2», ПАО «ТГК-2», ГЭП «Вологдаоблкоммунэнерго» (ГЭП «ВОКЭ»). Также выработку электроэнергии на территории Вологодской области осуществляют собственные генерирующие источники (блок-станции) компаний, для которых выработка электроэнергии не является основным видом деятельности. К таким компаниям относятся: ПАО «Северсталь», АО «Апатит» (Череповец), ФБУ «Администрация Волго-Балт», Нюксенское ЛПУ МГ филиал ООО «Газпром трансгаз Ухта», Юбилейное ЛПУ МГ филиал ООО «Газпром трансгаз Ухта». Кроме того, на территории области работает промышленная мини-ТЭЦ «Белый Ручей» мощностью 6 МВт, использующая в качестве основного топлива отходы областных деревообрабатывающих предприятий.

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» — Вологодское ПМЭС — предприятие, осуществляющее функции управления Единой национальной (общероссийской) электрической сетью в Вологодской области.

Филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» — региональная энергетическая компания, осуществляющая передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям 0,4-6(10)-35-110 кВ на всей территории Вологодской области. филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» входит в группу компаний ПАО «Россети». В компанию входят пять производственных отделений:

-  Вологодские электрические сети,

-  Череповецкие электрические сети,

-  Великоустюгские электрические сети,

-  Тотемские электрические сети,

-  Кирилловские электрические сети.

АО «Вологодская областная энергетическая компания» — одна из крупнейших территориальных энергетических компаний, осуществляющая передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям 0,4-6 (10) кВ на территории вологодской области. Как единая электросетевая компания присутствует в 16 муниципальных образованиях Вологодской области (в основном центры муниципальных районов): г. Вологда, Вологодский, Череповецкий, Шекснинский, Кадуйский, Тотемский, Вожегодский, Вытегорский, Усть-Кубенский, Чагодощенский, Бабаевский, Белозерский, Харовский, Сокольский, Вашкинский и Междуреченский районы.

К сбытовым компаниям, осуществляющим свою деятельность на территории Вологодской области, относятся:

‒ ПАО «Вологдаэнергосбыт»;

‒ ОАО «Межрегионэнергосбыт»;

‒ ООО «Инженерные изыскания»;

‒ ООО «Каскад-Энергосбыт»;

‒ ООО «МагнитЭнерго»;

‒ ООО «Русэнергоресурс»;

‒ ООО «ЭлТА»;

‒ ООО «Русэнергосбыт».

II–2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Вологодской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние пять лет

Анализ динамики и структуры потребления электроэнергии служит исходной базой формирования прогнозного спроса на электроэнергии, а в конечном счете — целям обоснования изменения нагрузок в регионе.

В полном потреблении электроэнергии областью имеются различия между данными АО «СО ЕЭС» и Росстата. Они существуют во всех субъектах Российской Федерации. Чаще данные Росстата превышают данные по электропотреблению СО, и эти расхождения традиционно принято относить на децентрализованную зону производства и потребления, которая находится вне зоны ответственности (и учета) Системного оператора. Однако почти в половине регионов страны (в отдельные годы или постоянно) данные Системного оператора превышают данные Росстата. Причем это превышение нередко бывает весьма значительным, доходя до 5-10 %.

Анализ проводится на основании данных Федеральной Службы Государственной Статистики по Вологодской области (Вологдастат) от 20.10.2017 № МС-38-05/1136-ДР «О предоставлении информации» за 2016 год.

Динамика потребления электроэнергии на территории Вологодской области за последние 5 лет под данным Системного оператора и Росстата представлена в таблице 2 и на рисунке 4.

Таблица 2. Динамика электропотребления на территории Вологодской области по данным Росстата и Системного оператора, млн кВт·ч

Показатель

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

Полное потребление по данным Росстата

14406

14546

14332

14840

15046

Изменение полного потребления, %

102,6

101,0

98,5

103,5

101,4

Полное потребление по данным АО «СО ЕЭС»

13532

13423

13532

13611

13556

Изменение полного потребления, %

99,5

99,2

100,8

100,6

99,6

Разница между данными Росстата и АО «СО ЕЭС»

874

1123

800

1229

1490

Рисунок 5. Динамика электропотребления на территории Вологодской области по данным Росстата и Системного оператора

В 2012 году электропотребление Вологодской энергосистемы было зафиксировано на уровне 13532 млн. кВт·ч. По данным СО в пределах Вологодской области с 2012 по 2013 гг. происходило постепенное снижение потребления электроэнергии (в сумме на 109 млн. кВт·ч). В 2014 г. по отношению к 2013 г. потребление электроэнергии выросло на 109 млн. кВт·ч (на 0,8 %) и составило 13532 млн кВт·ч. Тем самым оно возвратилось на уровень 2012 г. В 2015 г. прирост потребления продолжился и составил 79 млн. кВт·ч, или 0,6 %. В 2016 году потребление электроэнергии показало снижение относительно 2015 года на 55 млн. кВт·ч (на 0,4 %).

По данным Росстата картина изменения электропотребления в последние годы была обратной: наблюдался постепенный весьма существенный рост при снижении в 2014 г. Полное потребление электроэнергии в Вологодской области в 2014 г. составило 14332 млн. кВт·ч, снизившись по сравнению с 2013 г. на 1,5 % (Рисунок 4). В 2015 году прирост потребления продолжался и составил 508 млн кВт·ч или 3,5 %, а в 2016 году прирост умеренно продолжался и составил 206 млн кВт·ч или 1,4 %

Динамика укрупненной структуры электропотребления в Вологодской области по данным Росстата приведена ниже (таблица 3 и рисунок 5).

Таблица 3. Динамика полного потребления электроэнергии в Вологодской области

Показатель

2012

2013

2014

2015

2016

Полное потребление

14 406

14 546

14 332

14 840

15046

Изменение полного потребления, %

102,6

101,0

98,5

103,5

101,4

в т. ч. потери в сетях

1 223

1 190

650

675

672

cобств. нужды электростанций

226

244

484

513

503

Конечное потребление

12 957

13 112

13 198

13652

13004

Изменение конечного потребления, %

103,4

101,2

100,7

106,2

95,4

Доля потерь в сетях от отпуска эл. энергии в сеть, %

8,6

8,3

4,7

2,87

4,9

Рисунок 6. Динамика электропотребления на территории Вологодской области по данным Росстата

По данным электробаланса Росстата потребление электроэнергии на собственные нужды электростанций Вологодской области в последнее десятилетие находилось в пределах 210-270 млн. кВт·ч, или 3,2-3,5 % от выработанной электроэнергии. В 2014 г. доля резко увеличилась до 5,3 % и составила 484 млн. кВт·ч. В 2015 и 2016 годах доля электроэнергии на собственные нужды электростанций Вологодской области продолжает оставаться на уровне 5 %.

Подробная структура потребления электроэнергии по сегментам экономики/ВЭД приведена ниже (таблица 4 и рисунок 6-7).

Таблица 4. Динамика потребления электроэнергии в Вологодской области в 2012-2016 гг., млн. кВт·ч

Показатель

2012

2013

2014

2015

2016

Полное потребление, всего, в том числе:

14406

14546

14332

14840

15046

Потери в сетях

1223

1190

650

675

672

Собственные нужды электростанций

226

244

484

513

503

Конечное потребление, в том числе:

12957

13112

13198

13652

13004

Добыча полезных ископаемых

4

4

6

6

14

Обрабатывающие производства

8578

8460

8667

9196

9134

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство (производственные нужды)

203

173

117

266

274

Строительство

81

66

78

61

71

Транспорт и связь

1154

1455

1487

1427

1435

Прочие виды деятельности, включая сферу услуг

1596

1618

1532

787

592

Бытовой сектор

1001

1087

1151

1267

1262

Рисунок 7. Динамика структуры потребления электроэнергии в Вологодской области в 2012-2016 гг.

Рисунок 8. Структура конечного потребления электроэнергии в 2016 г. в Вологодской области

Основной объем потребления электроэнергии приходится на Обрабатывающие производства (70 %).

В 2016 г. общее потребление обрабатывающими производствами в Вологодской области составило почти 9,13 млрд. кВт·ч. Электропотребление существенно уступает докризисному максимуму в 9,47 млрд. кВт·ч (таблица 5).

Таблица 5. Динамика потребления электроэнергии обрабатывающими производствами

Показатель

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Потребление электроэнергии

обрабатывающими производствами,

млн. кВт·ч

8470

8578

8460

8667

9196

9134

Прирост/снижение к предыдущему году, %

0,9

1,3

-1,4

2,4

6,1

-0,67

Из таблицы следует, что электропотребление в последние четыре года весьма волатильно и постепенно увеличивается с 2013 г, в 2016 году демонстрировало незначительное снижение.

Таблица 6. Динамика структуры электропотребления по виду экономической деятельности «Транспорт и связь»

Показатель

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Транспорт и связь, всего, в том числе:

1397

1154

1455

1487

1427

1435

Железнодорожный транспорт

940

985

932

854

976

1016

Трубопроводный транспорт

371

473

395

317

316

267

Деятельность проч. сухопутного транспорта

38

37

31

28

26

26

Транспортная обработка грузов и хранение; прочая вспомогательная транспортная деятельность

н/д

18

19

32

40

5

Прочая транспортная деятельность

4

- 406

30

200

6

37

Связь

44

47

49

57

63

н/д

II–3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в регионе с указанием потребления электрической энергии и мощности

На территории Вологодской области работает большое количество крупных предприятий.

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии и мощности приведен ниже в таблице 7.

Таблица 7. Перечень основных крупных потребителей электроэнергии и мощности в Вологодской области

№ п/п

Наименование потребителя

Показатель

Годовой объем электропотребления

2013

2014

2015

2016

2017

1

ООО ВОЛОГОДСКАЯ БУМАЖНАЯ МАНУФАКТУРА (ранее Сокольский ЦБК)

ЭП, млн кВт·ч

11,166

5,487

5,235

11,75

9,724

Pmax, МВт

1,904

1,051

1,475

7,5

6,8

2

ЗАО ЧЕРЕПОВЕЦКИЙ ФАНЕРНО-МЕБЕЛЬНЫЙ К\Т

ЭП, млн кВт·ч

52,619

52,559

49,893

54,835

58,170

Pmax, МВт

7,115

6,941

6,635

7,9

8,4

3

АО БЕЛОЗЕРСКИЙ ЛЕСПРОМХОЗ

ЭП, млн кВт·ч

4,241

4,362

5,259

6,805

8,183

Pmax, МВт

0,770

0,812

0,911

1,3

1,5

4

АО ВОМЗ

ЭП, млн кВт·ч

4,765

5,260

6,925

9,575

8,277

Pmax, МВт

30,000

20,710

18,417

4,4

4,5

5

ПАО Северсталь Белоручейское радиоуправление

ЭП, млн кВт·ч

8,848

8,850

8,741

8,77

9,293

Pmax, МВт

1,041

1,014

1,363

2,0

2,1

6

АО СОКОЛЬСКИЙ ДЕРЕВООБРАБАТЫВАЮЩИЙ КОМБИНАТ

ЭП, млн кВт·ч

17,044

17,147

16,834

20,005

19,069

Pmax, МВт

2,683

2,907

2,301

3,7

4,4

7

ОАО ВРЗ

ЭП, млн кВт·ч

6,563

7,286

7,052

7,445

7,809

Pmax, МВт

1,530

1,598

1,057

2,1

2,0

8

ООО Шекснинский КХП

ЭП, млн кВт·ч

3,504

2,915

1,406

1,695

3,802

Pmax, МВт

0,860

0,851

0,811

1,2

2,1

9

ООО ВОХТОЖСКИЙ ДОК (ранее Монзенский ДОК)

ЭП, млн кВт·ч

36,887

39,653

36,101

18,319

24,823

Pmax, МВт

5,616

4,587

5,072

6,8

6,2

10

ООО ШКДП

ЭП, млн кВт·ч

97,435

103,906

86,345

69,371

59,668

Pmax, МВт

13,292

12,688

12,366

13,4

11,6

11

АО Апатит (ЧЕРЕПОВЕЦ) (договор с ООО «Хибинская энергосбытовая компания»)

ЭП, млн кВт·ч

313,145

303,253

269,696

230,982

311,982

Pmax, МВт

33,536

30,873

28,9

74,5

92,8

12

ООО "Чагодощенский стеклозавод и К"

ЭП, млн кВт·ч

55,932

46,162

46,537

49,669

50,632

Pmax, МВт

4,384

7,856

7,467

6,9

6,9

13

ОАО "Транснефть-Север"

ЭП, млн кВт·ч

87,808

94,558

111,247

0,714

0,731

Pmax, МВт

10,116

10,036

13,033

н/д

0,1

14

ООО ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ УХТА (договор с АО «Межрегионэнергосбыт»)

ЭП, млн кВт·ч

214,513

200,879

159,037

62,235

68,874

Pmax, МВт

33,644

40,975

16,435

11,6

17,3

15

ОАО «Северсталь-метиз»
(основное производство на ОРЭ)

ЭП, млн кВт·ч

177,910

163,261

165,574

0,0007

н/д

Pmax, МВт

20,131

21,683

23,45

н/д

н/д

16

ОАО «РЖД»

(в том числе по договору с ООО «Русэнергосбыт»)

ЭП, млн кВт·ч

872,874

911,334

919,12

26,366

19,561

Pmax, МВт

129,091

127,296

112,947

н/д

н/д

17

ПАО СЕВЕРСТАЛЬ
(основное производство на ОРЭ)

ЭП, млн кВт·ч

3083,26

2480,14

2580,52

3,553

н/д

Pmax, МВт

277,152

305,520

312,006

н/д

н/д

18

ООО "Сухонский КБК" (ранее Сухонский ЦБК)

ЭП, млн кВт·ч

работал за счет собственной генерации

8,023

12,162

11,068

7,639

Pmax, МВт

4,628

2,216

8

8,3

19

ОАО «Русджам-Покровский» (договор с ПАО «Мосэнергосбыт»)

ЭП, млн кВт·ч

56,699

46,162

53,805

0,539

0,428

Pmax, МВт

0,303

0,096

0,067

0,1

0,1

II–4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние пять лет

В рамках рассматриваемого пятилетнего периода наибольший максимум нагрузки соответствует 2014 году и составляет 2025 МВт. С 2012 года до 2013 года происходило постепенное падение максимума нагрузки, в 2014 году был зафиксирован рост собственного максимума, однако в 2015 году собственный максимум снова снизился. 2016 год показал незначительное увеличение. После чего в 2017 году показал незначительное снижение.

Динамика изменения собственного максимума нагрузки в часы прохождения годовых максимумов потребления мощности ЭС Вологодской области за последние 5 лет представлена в таблице 8.

Таблица 8. Динамика изменения собственного максимума нагрузки энергосистемы Вологодской области за последние 5 лет

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017

Собственный максимум нагрузки, МВт

1950

2025

1944

1968

1917

Абсолютные прирост (снижение) максимума нагрузки, МВт

-32

75

-81

24

-51

Среднегодовые темпы прироста/ снижения, %

-1,61

3,85

-4,00

1,23

-2,59

II–5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние пять лет

На основании форм анализа статистических форм 1-ТЕП, 11-ТЭР, 6-ТП Вологдастат и данных баланса ТЭБ Вологодской области суммарный отпуск тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения за 2016 год превысил 19 млн. Гкал.

Динамика изменения суммарного отпуска тепловой энергии с коллекторов ТЭС, котельных и прочих установок области за 2013-2017 годы представлена в таблице 9 и рисунке 8.

Таблица 9. Динамика отпуска тепловой энергии на территории Вологодской области в период 2013-2017 гг., тыс. Гкал/год

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017[1]

Отпуск тепловой энергии, всего,
в том числе:

18 834,8

18 823,2

18 639,9

19 169,8

19 071,7

ТЭС, в том числе:

8 797,6

8 730,7

8 551,8

9 034,4

8 635,9

общего пользования

1 083,8

1 026,8

1 236,2

1 009,3

1 114,9

промышленных предприятий

7 713,8

7 703,9

7 315,6

8 025,2

7 520,9

Котельные

7 168,6

6 989,4

7 342,4

7 303,6

7 590,2

Прочие установки

2 868,6

3 103,1

2 745,7

2 831,8

2 845,7

Рисунок 12. Динамика изменения отпуска тепловой энергии на территории Вологодской области в период 2013-2017 гг.

Структура отпуска тепла за рассматриваемый период не претерпела существенных изменений: доля отпуска тепла от ТЭС снизилась до 45,3 %, а от котельных возросла до 39,8 %.

Основная доля тепла, производимого на ТЭС, приходится на ТЭС промышленных предприятий — около 87,1 %.

Структура фактического потребления тепла по основным группам потребителей за 2013-2017 годы представлена в таблице 10 и на рисунке 9.

Таблица 10. Структура потребления тепла основными группами потребителей Вологодской области за период 2013-2017 гг., тыс. Гкал/год

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017[2]

Отпуск тепловой энергии, всего,
в том числе:

18 834,7

18 823,2

18 639,9

19 169,8

19 071,7

Потери в тепловых сетях

914,4

908,3

1 002,5

1 029,8

1 073,8

Потребление, в том числе:

17 920,3

17 914,9

17 637,4

18 140,0

17 997,8

Население

4 800,7

4 576,4

4 690,7

4 974,6

4 919,3

Бюджетные организации

1 195,5

1 256,6

1 025,7

1 123,6

1 038,5

Промышленность

11 178,3

11 323,7

11 321,6

11 417,4

11 489,1

Прочие организации

745,8

758,2

599,4

624,4

551,0

Рисунок 13. Структура фактического потребления тепла по основным видам потребителей Вологодской области за 2013-2017 гг.

Около 60,2 % суммарного потребления тепловой энергии приходится на промышленные предприятия, прежде всего, это Череповецкий металлургический комбинат ПАО «Северсталь» (около 50 % от суммарного потребления промышленностью региона).

Доля потребления тепла населением и бюджетными организациями составляет 25,8 % и 5,4 % соответственно. Остальная часть потребления тепла приходится на потери в тепловых сетях (5,6 %) и прочие организации (2,9 %).

Доля потребления тепла бюджетными предприятиями в 2013-2017 годы несущественно снизилась, а потери в тепловых сетях возросли на 13,3 %.

II–6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в регионе, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований, с указанием их потребности в тепловой энергии, источников ее покрытия

К наиболее крупным потребителям тепловой энергии относятся промышленные предприятия: ООО «Сухонский КБК», ПАО «Сокольский ЦБК», ООО «ВБМ», ПАО «Северсталь», ОАО «Северсталь-метиз», АО «Апатит» (Череповец), системы централизованного теплоснабжения г. Вологды (МУП «Вологдагортеплосеть») и г. Череповца (ООО «Вологдагазпромэнерго»).

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Вологодской области представлен в таблице 11.

Таблица 11. Перечень основных крупных потребителей тепла Вологодской области с источников тепла по состоянию на 01.01.2018 г.

№ п/п

Наименование предприятия

Адрес

Выпускаемая продукция

Наименование источника теплоснабжения (ТЭЦ, котельная)

1

Череповецкий металлургический комбинат (ЧерМК) ПАО «Северсталь»

г. Череповец, ул. Мира, 30

чугун, сталь, прокат, лист и жесть с покрытием, трубы стальные, кокс, удобрения минеральные, бензол, пиломатериалы, электроэнергия, теплоэнергия, прокат холоднокатаный горячеоцинкованный в рулонах, пиломатериалы, орешек коксовый сухой, мелочь коксовая сухая, водород, аргон, азот, кислород, диоксид углерода (газ углекислый) и прочие соединения неметаллов неорганические кислородные, углеводороды циклические, масла и прочие продукты высокотемпературной перегонки каменноугольной смолы; пек и кокс пековый, удобрения минеральные или химические, макадам (покрытие щебеночное дорожное); макадам гудронированный, известь, электроэнергия, тепловая энергия

2 ТЭЦ ПАО «Северсталь» (ТЭЦ ПВС, ТЭЦ ЭВС-2)

2

ООО «ССМ — Тяжмаш»

г. Череповец, ул. Мира, 30

Сервисная компания дивизиона «Северсталь Российская сталь», входящего в состав горно-металлургической компании ПАО «Северсталь». Обеспечивает сервисное техническое обслуживание металлургического комплекса.

3

ООО «Северсталь-Промсервис»

г. Череповец, ул. Строите-лей, 9

ремонт и изготовление энергооборудования; ремонт и изготовление электрооборудования; ремонт механического оборудования; изготовление и ремонт металлоконструкций; системы автоматизации; диагностика и геодезические работы; промышленное строительство, монтаж, пуско-наладка; комплексное сервисное обслуживание оборудования

4

Череповецкий завод ОАО «Северсталь-Метиз»

г. Череповец, ул. 50-летия Октября, 1/33

прокат сортовой холоднотянутый, проволока стальная

5

АО «ФосАгро-Череповец»

г. Череповец, ул. Северное шоссе, 75

кислота серная, удобрения минеральные, аммиак синтетический, удобрения минеральные, карбамид приллированный, электроэнергия, теплоэнергия.

ТЭЦ АО «ФосАгро-Череповец»

6

ЗАО «Череповецкий фанерно-мебельный комбинат» (ЗАО «ЧФМК»)

г. Череповец, ул. Проезжая, 4

фанера клееная, плиты древесностружечные, пиломатериалы, теплоэнергия

Котельная

7

ХК «Череповец лес»

г. Череповец, ул. Ленина, 80

заготовка круглых лесоматериалов; производство хвойных и лиственных пиломатериалов

Котельная

8

ООО «Стальэмаль»

г. Череповец, ул. Окружная д.9

изделия столовые, кухонные и бытовые и их части из черных металлов, меди или алюминия

Котельная

9

ООО «Вологда газпром энерго»

г. Череповец, ул. Пролетарская, 59

тепловая энергия

Котельные и тепловые сети взяты в аренду у МУП «Теплоэнергия»

10

ЗАО «Вологодский подшипниковый завод» (ЗАО «ВПЗ»)

г. Вологда, Окружное шоссе, 13

подшипники качения

Котельная

11

ХК «Вологодские лесопромышленности»

г. Вологда, Благовещенская, 47

деловая древесина, пиломатериалы

Котельная

12

АО «Вологодский оптико-механический завод» (АО «ВОМЗ»)

г. Вологда, ул. Мальцева, 54

Участвует в выполнении межзаводских договоров по гособоронзаказу и межправительственных контрактов

Котельная, Мини-ТЭЦ АО «ВОМЗ»

13

ЗАО «Вологодский хлебокомбинат»

г. Вологда, ул Самойло, 20

Культуры зерновые для завтрака и прочие продукты из зерновых культур, кондитерские изделия, хлеб и хлебобулочные изделия, какао, шоколад и изделия кондитерские сахаристые, макаронные изделия, воды минеральные, тепловая энергия

Котельная

14

ООО «Вологодское мороженое»

г. Вологда, ул. Клубова д.87

мороженое и десерты замороженные прочие

Котельная

15

ГЭП «Вологда-облкоммунэнерго»

г. Вологда, ул. Горького, д. 99

электроэнергия, тепловая энергия

Котельные, Красавинская ГТ ТЭЦ

16

МУП «Вологдагортеплосеть»

г. Вологда, ул. Яшина, 8-А

тепловая энергия

Собственные и ведомственные котельные, Вологодская ТЭЦ

17

ООО «Вологодская бумажная мануфактура» (ООО «ВБМ») — ЗАО «Инвестлеспром»

г. Сокол, Советский просп., 8

бумага и картон, электроэнергия, тепловая энергия

ТЭЦ ООО «Вологодская бумажная мануфактура»

18

ЗАО «Инвестлеспром» (ПАО «Сокольский ЦБК»)

г. Сокол, ул. Фабричная

бумага и картон, электроэнергия, тепловая энергия

19

ООО «Сухонский КБК»

г. Сокол, ул.Советская д.129

плиты древесноволокнистые из древесины или других одревесневших материалов, бумага и картон, электроэнергия, тепловая энергия

ТЭЦ ОАО «Сухонский ЦБК»

II–7. Структура установленной электрической мощности на территории Вологодской области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в последнем году

По состоянию на 12 марта 2018 года суммарная установленная мощность электростанций Вологодской области составляет 2002,18 МВт. При этом на долю тепловых электростанций (ТЭС) приходится 98,7 % установленной мощности (1975,9 МВт), а на долю ГЭС, соответственно, 1,3 % (26,28 МВт).

Структура установленной электрической мощности станций на территории Вологодской области в разрезе электростанций, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с оборудованием станций в последнем отчетном году, приведена в таблице 12.

Таблица 12. Структура установленной электрической мощности станций в разрезе энергетических компаний., МВт

Наименование электростанции

Генерирующая компания

2018 г.

Вводы

Демонтаж

Перемарки-ровка

Установленная мощность

% от общего объема

Череповецкая ГРЭС

ПАО «ОГК-2»

+16,4

1068

53,4

Вологодская ТЭЦ

ПАО «ТГК-2»

-4

132,1

6,6

ТЭЦ ПВС

ПАО «Северсталь»

+25 МВт

311

15,5

ТЭЦ ЭВС-2

ПАО «Северсталь»

160

8,00

ГУБТ

ПАО «Северсталь»

45

2,2

УЭС ТСЦ

ПАО «Северсталь»

16

0,8

ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ

Нюксенское ЛПУ МГ — филиал ООО «Газпром трансгаз Ухта»

7,5

0,4

ЭСН КС-16 Юбилейного ЛПУ МГ

Юбилейное ЛПУ МГ — филиал ООО «Газпром трансгаз Ухта»

7,5

0,4

ТЭЦ ФосАгро-Череповец

АО «Апатит»

102

5,10

ГТЭС ФосАгро-Череповец

АО «Апатит»

25

57

2,8

Красавинская ГТ ТЭЦ

ГЭП «Вологдаоблкоммунэнерго»

63,8

3,2

ПМТЭЦ «Белый ручей»

АО «ТЭЦ «Белый ручей»

6

0,3

ШГЭС

Филиал ФБУ «Администрация «Волго-Балт»

24

1,2

Вытегорская ГЭС

Филиал ФБУ «Администрация «Волго-Балт»

2,28

0,1

ИТОГО:

25

12,4

2002,18

100

Таблица 13. Перечень вводов мощности на электростанциях за отчетный год (по состоянию на 12.03.2018 г.)

Наименование электростанции

Номер блока

Тип оборудования (турбины)

Вид топлива

Установленная мощность блока

МВт

Гкал/ч

ГТЭС ФосАгро-Череповец

ТГ-2

C9-R9-RL

-

25

63,7

Таблица 14. Перечень энергоблоков, на которых в отчетном году                       (2017-2018 г.) была изменена мощность

Наименование электростанции

Номер блока

Тип оборудова-ния

Вид топлива

Старая мощность блока, МВт

Новая мощность блока, МВт

Вологодская ТЭЦ

ТГ ст.№3

Р-6-3,4/0,5М

природный газ

10

6

Череповецкая ГРЭС

ТГ ст.№4

ГТ: SGT5-4000F;
ПТ: SST5-3000

природный газ

421,6

438

ТЭЦ ПВС Северсталь

ТГ ст.№4

C10-R 12-E

природный газ

25

50

Структура установленной мощности по типам генерирующих мощностей представлена в таблице 15.

Таблица 15. Структура установленной мощности на территории Вологодской области

Наименование объекта

Установленная мощность, МВт

Структура, %

ВСЕГО, в т. ч.:

2002,18

100

АЭС

-

-

ТЭС, в т. ч.:

1975,9

98,35

КЭС

1068

53,63

из них ПГУ

438

21,5

ТЭЦ

892,9[3]

45,03

из них ПГУ и ГТ-ТЭЦ

165,9

8,46

ГТУ (ГТЭС)[4]

15

ГЭС

24

1,22

Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (НВИЭ), в том числе:

2,28

0,12

Ветровые ЭС

Мини ГЭС

2,28[5]

0,12

Гео ТЭС

Солнечные ЭС

Прочие

Следует отметить, что в таблице 15 не рассматриваются объекты генерации электрической энергии, находящиеся на территории Вологодской области, которые используются собственниками только в целях производства электроэнергии для собственных нужд и, соответственно, не учитываются АО «СО ЕЭС» в балансах электрической энергии и мощности. К таким объектам относятся следующие источники, расположенные на промышленных предприятиях области:

‒ ТЭЦ ООО «Вологодская бумажная мануфактура» — 24 МВт;

‒ ТЭЦ ОАО «Вологодский ОМЗ» — 5,3 МВт;

‒ ТЭЦ ОАО «Великоустюгский ФК Новатор» — 3 МВт;

‒ ТЭЦ ОАО «Агростройконструкция» — 2,1 МВт;

‒ ТЭЦ ООО «Харовсклеспром» — 0,75 МВт;

‒ ТЭЦ ОАО «Сухонский ЦБК» — 24 МВт.

II–8. Перечень существующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт (в том числе генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии)

В таблице 16 приведены данные о структуре установленной электрической мощности электростанций (включая блок-станции) мощностью более 5 МВт в разрезе энергетических компаний Вологодской области с выделением информации о типе установленного генерирующего оборудования.

Таблица 16. Состав оборудования электростанций Вологодской области, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Генерирующая компания

Тип турбины

Установленная электрическая мощность, МВт

ПАО «ОГК-2»

Череповецкая ГРЭС

К-200-130-3

210

К-200-130-3

210

К-210-130-3

210

SGT5-4000F, SST5-3000

438

Всего по станции

1068

ПАО «ТГК-2»

Вологодская ТЭЦ

ПТ-12-35/10М

12

ПТ-12-3,4/1,0

12

Р 6 3,4/0,5М

6

PG6111FA

77

Т 28/35-8.8/0.1

25,1

Всего по станции

132,1

ГЭП «Вологдаоблкомунэнерго»

Красавинская ГТ ТЭЦ

ТВМ-Т130

14,4

ТВМ-Т130

14,4

ТВМ-Т130

14,4

SIEMENS SST-300

20,6

Всего по станции

63,8

ПАО «Северсталь»

ТЭЦ ГУБТ

ГУБТ-8

8

ГУБТ-12

12

ГУБТ-25

25

Всего по станции

45

ТЭЦ ПВС

Р-6-2

6

ПТ-25-3

25

ПТ-30-90-10

30

С10-R12-Е

50

ПТ-60-90/13

50

Т-60-130

50

Т-100-130

100

Всего по станции

311

ТЭЦ ЭВС-2

ПТ-80-130/13

80

ПТ-80-130/13

80

Всего по станции

160

УЭС ТСЦ

Р 4-35/15М

4

ПТ-12-35/10/4

12

Всего по станции

16

АО «Апатит»

ТЭЦ ФосАгро-Череповец

ПТ-12-35/10М

12

ПТ-12-35/10М

12

Р-12-35/5М

12

Р-12-35/5М

12

ПТ-12/13-3,4/1,0

12

ПТ-30/35-3,4/1,0

30

ПТ-12-3,4/0,6

12

Всего по станции

102

ГТЭС ФосАгро-Череповец

LM 2500+G4

32

C9-R9-RL

25

Всего по станции

57

ШРГСиС — филиал ФБУ «Администрация «Волго-Балт»

Шекснинская ГЭС

ПЛ 20/548-ГК-550

6

ПЛ 20/548-ГК-550

6

ПЛ 548-ГК-550

6

ПЛ 548-ГК-550

6

Всего по станции

24

АО «ТЭЦ «Белый ручей»

ТЭЦ «Белый ручей»

П-6-3,4/0,5-1

6

Всего по станции

6

ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ

ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

Всего по станции

7,5

ЭСН КС-16 Юбилейного ЛПУ МГ

ЭСН КС-16 Юбилейного ЛПУ МГ

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

Всего по станции

7,5

II–9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

В 2017 году по данным собственников энергетического оборудования было произведено 8403,6 млн кВт·ч электроэнергии. Производство электроэнергии станциями Вологодской области покрывает примерно 70,9 % потребности региона в электроэнергии.

Таблица 17. Структура выработки электроэнергии в 2017 году на территории Вологодской области

Наименование объекта

Выработка электроэнергии, млн кВт·ч

Структура, %

Череповецкая ГРЭС

2814,4

33,5

Вологодская ТЭЦ

806,7

9,5

Красавинская ГТ ТЭЦ

297,6

3,5

Шекснинская ГЭС

н/д

Вытегорская ГЭС

н/д

ТЭЦ ПВС ПАО «Северсталь»

2623,5

31,2

ТЭЦ ЭВС-2 ПАО «Северсталь»

1509,4

18

ГУБТ ПАО «Северсталь»

191,7

2,28

УЭС ТСЦ ПАО «Северсталь»

116,983

1,39

ТЭЦ ФосАгро-Череповец

н/д

ГТЭС ФосАгро-Череповец

н/д

ПМТЭЦ «Белый ручей»

43,4

0,51

ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ

н/д

ЭСН КС-16 Юбилейного ЛПУ МГ

н/д

ВСЕГО, в т. ч.:

8403,6

100

АЭС

0

0

ТЭС, в т. ч.:

8403,6

100

КЭС

2814,4

33,5

ТЭЦ

5589,2

66,5

ГЭС

н/д

НВИЭ, в т. ч.:

н/д

Мини ГЭС

н/д

II–10. Состав генерирующего оборудования существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к собственникам с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт

В таблице 18 приведены данные о структуре установленной электрической мощности электростанций в разрезе энергетических компаний Вологодской области с выделением информации о типе установленного генерирующего оборудования.

Таблица 18. Состав оборудования электростанций Вологодской области, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Генерирующая компания

Тип турбины

Установленная электрическая мощность, МВт

ПАО «ОГК-2»

Череповецкая ГРЭС

К-200-130-3

210

К-200-130-3

210

К-210-130-3

210

SGT5-4000F, SST5-3000

438

Всего по станции

1068

ПАО «ТГК-2»

Вологодская ТЭЦ

ПТ-12-35/10М

12

ПТ-12-3,4/1,0

12

Р-12-35/5М

6

PG6111FA

77

Т 28/35-8.8/0.1

25,1

Всего по станции

132,1

ГЭП «Вологдаоблкомунэнерго»

Красавинская ГТ ТЭЦ

ТВМ-Т130

14,4

ТВМ-Т130

14,4

ТВМ-Т130

14,4

SIEMENS SST-300

20,6

Всего по станции

63,8

ПАО «Северсталь»

ТЭЦ ГУБТ

ГУБТ-8

8

ГУБТ-12

12

ГУБТ-25

25

Всего по станции

45

ТЭЦ ПВС

Р-6-2

6

ПТ-25-3

25

ПТ-30-90-10

30

С10-R12-Е

50

ПТ-60-90/13

50

Т-60-130

50

Т-100-130

100

Всего по станции

311

ТЭЦ ЭВС-2

ПТ-80-130/13

80

ПТ-80-130/13

80

Всего по станции

160

УЭС ТСЦ

Р 4-35/15М

4

ПТ-12-35/10/4

12

Всего по станции

16

АО «Апатит» (Череповец)

ТЭЦ ФосАгро-Череповец

ПТ-12-35/10М

12

ПТ-12-35/10М

12

Р-12-35/5М

12

Р-12-35/5М

12

ПТ-12/13-3,4/1,0

12

ПТ-30/35-3,4/1,0

30

ПТ-12-3,4/0,6

12

Всего по станции

102

ГТЭС ФосАгро-Череповец

LM 2500+G4

32

C9-R9-RL

25

Всего по станции

57

ШРГСиС — филиал ФБУ «Администрация «Волго-Балт»

Шекснинская ГЭС

ПЛ 20/548-ГК-550

6

ПЛ 20/548-ГК-550

6

ПЛ 548-ГК-550

6

ПЛ 548-ГК-550

6

Всего по станции

24

ОАО «ПМ-ТЭЦ «Белый ручей»

ТЭЦ «Белый ручей»

П-6-3,4/0,5-1

6

Всего по станции

6

ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ

ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

Всего по станции

7,5

ЭСН КС-16 Юбилейного ЛПУ МГ

ЭСН КС-16 Юбилейного ЛПУ МГ

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

ГТЭС-2,5-Т10,5-1

2,5

Всего по станции

7,5

Рисунок 19. Структура установленной мощности по видам собственности

Как видно из приведенных данных, наиболее крупной по величине установленной мощности генерирующей компанией Вологодской энергосистемы является ПАО «ОГК-2», осуществляющая эксплуатацию Череповецкой ГРЭС, установленная мощность которой составляет 1068 МВт или 53,3 % от суммарной установленной мощности всех генерирующих источников, расположенных на территории области.

В производственные активы второй по величине установленной электрической мощности компании области — ПАО «Северсталь» — входят 4 объекта осуществляющих выработку электрической энергии: ТЭЦ ПВС, ТЭЦ ЭВС-2, ГУБТ и УЭС ТСЦ, суммарная электрическая мощность которых составляет 532 МВт (или 26,6 % от суммарной установленной мощности всех генерирующих источников).

II–11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние пять лет

Баланс электрической мощности

Потребность Вологодской области в электрической энергии (мощности) обеспечивается как собственной выработкой электрической энергии ТЭС и ГЭС Вологодской энергосистемы, так и перетоком электроэнергии по магистральным сетям ПАО «ФСК ЕЭС» из соседних энергосистем.

Балансы мощности Вологодской энергосистемы на час прохождения совмещенного с ОЭС Центра максимума нагрузки за период 2013-2017 гг. представлены в таблице 19 и на рисунке 11.

Таблица 19. Баланс мощности энергосистемы на максимум нагрузки за 2013-2017 гг., МВт

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017

Совмещенный с ОЭС Центра максимум нагрузки

1916

1954

1893

1926

1892

Собственный максимум нагрузки ЭС

1950

2025

1944

1968

1916

Установленная мощность на конец года

1400,8

1932,28

1932,28

1939,78

1985,78

Генерация:

-

-

-

-

-

на час совмещенного максимума

1082

1320

1122

1452

1515

на час собственного максимума

946

1285

1225

1659

1239

Фактический резерв мощности на час совмещенного максимума

217

12,0

53

436

335

То же, в % от совмещенного максимума

11,33

0,62

2,77

22,6

17,7

Сальдо перетоков:

-

-

-

-

-

на час совмещенного максимума

834

634

771

474

377

на час собственного максимума

1004

740

719

309

677

Рисунок 21. Балансы мощности Вологодской ЭС за 2013-2017 гг.

Баланс мощности Вологодской энергосистемы в отчетный период 2013-2017 гг. складывался дефицитно. В 2013 году дефицит мощности составил 1004 МВт. В 2017 году дефицит мощности снизился и составил 677 МВт. Такая динамика дефицита обусловлена изменением собственного максимума нагрузки Вологодской энергосистемы и увеличением генерации.

Совмещенный c ОЭС Центра максимум нагрузки Вологодской области в 2017 году составил 1892 МВт, что составляло около 5,2 % от общего потребления ОЭС Центра. Величина собственного максимума нагрузки энергосистемы в 2017 году составила 1916 МВт, снизилась на 2,71 % по сравнению со значением предыдущего отчетного периода.

Необходимо отметить, что величина дефицита мощности Вологодской ЭС составляет 35,3 % от собственного максимума нагрузки. Оставшаяся часть нагрузки покрывалась за счет перетоков мощности из соседних энергосистем.

Баланс электрической энергии

Баланс электрической энергии Вологодской энергосистемы за 2013-2017 годы представлен в таблице 20 и на рисунке 12.

Таблица 20. Баланс электроэнергии Вологодской ЭС за 2013-2017 гг.,                      млн.кВт·ч

Год

2013

2014

2015

2016

2017

Электропотребление

13 422,70

13 531,53

13 611,25

13 555,95

13639,99

Производство электроэнергии

7 883,34

9 115,24

10640,67

11490,63

  9666,472

Дефицит (-)

-5 539,36

-4 416,30

-2 970,58

-2 065,32

-3973,52

Рисунок 23. Баланс электроэнергии Вологодской ЭС за 2013-2017 гг.

Анализ балансов электроэнергии показывает, что за весь рассматриваемый период Вологодская энергосистема являлась дефицитной. В период 2013-2017 гг. дефицит электроэнергии Вологодской энергосистемы находился в диапазоне 2065,32-5539,3 млн кВт·ч и покрывался перетоками электроэнергии из смежных энергосистем ОЭС Центра.

II–12. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за пять лет

К основным показателям энергоэффективности относятся:

‒ Энергоемкость ВРП (т у. т./млн руб.) — отношение величины потребления энергоресурсов на территории региона к ВРП.

‒ Электроемкость ВРП (тыс. кВт·ч/млн руб.) — отношение величины потребления электрической энергии к ВРП в определенном году.

‒ Потребление электрической энергии на душу населения (тыс. кВт·ч/чел.) — показатель, характеризующий уровень валового потребления электроэнергии населением в определенном году.

На основании ответа Федеральной Службы Государственной Статистики по Вологодской области (Вологдастат) от 20.10.2017 № МС-38-05/1136-ДР «О предоставлении информации» информация по актуализации информации данного раздела будет возможна не ранее марта 2018 года.

В работе рассмотрен период 2011-2015 гг. по причине отсутствия статистической информации о величине и структуре валового регионального продукта за период 2016-2017 гг. на момент выполнения работы.

Динамика показателей, характеризующих эффективность энергопотребления в Вологодской области, приведена в таблице 21.

В подразделе по субъекту Российской Федерации приводится информация по энергоемкости ВРП, электроемкости ВРП, потреблению электроэнергии на душу населения, электровооруженности труда в экономике.

Таблица 21. Основные показатели энергоэффективности Вологодской области

Наименование показателя

2011

2012

2013

2014

2015

Энергоемкость ВРП, кг у. т./тыс. руб.

52,24

52,63

55,21

50,20

49,76

Электроемкость ВРП, кВт ч/тыс. руб.

43,91

45,28

47,01

42,96

44,15

Потребление электроэнергии на душу населения, кВт ч/чел. в год

0,86

0,87

0,79

0,81

0,92

Как можно видеть из приведенной таблицы, с 2011 года изменения энергоемкости ВРП и электроемкости ВРП происходили как в большую, так и в меньшую сторону.

II–13. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним

Централизованное электроснабжение потребителей Вологодской области, входящей в Северо-Западный федеральный округ, осуществляет Вологодская энергосистема в составе ОЭС Центра.

Эксплуатацией электрических сетей 220-750 кВ в области занимается Вологодское предприятие магистральных электрических сетей, филиал ПАО «ФСК ЕЭС» Вологодское ПМЭС.

Транспортировка электроэнергии по территории области осуществляется по сетям, в подавляющем большинстве принадлежащим филиалу ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго». Эксплуатацию электросетевого хозяйства осуществляют 5 производственных отделений филиала:

Вологодские электрические сети — Вологодский, Грязовецкий, Сокольский, Сямженский, Междуреченский, Харовский, Усть-Кубенский, Вожегодский районы (РЭС);

Череповецкие электрические сети — Череповецкий, Устюженский, Шекснинский, Чагодощенский, Кадуйский, Бабаевский районы (РЭС);

Кирилловские электрические сети — Кирилловский, Белозерский, Вашкинский, Вытегорский районы (РЭС);

Великоустюгские электрические сети — Великоустюгский, Никольский, К-Городецкий, Нюксенский районы (РЭС);

Тотемские электрические сети — Тотемский, Верховажский, Тарногский, Бабушкинский районы (РЭС).

На территории области находится 89 понизительных подстанций напряжением 110 кВ принадлежащих филиалу ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго», и 27 понизительных подстанций напряжением 110 кВ, собственниками которых являются другие территориальные сетевые организации и потребители.

В покупке электроэнергии с оптового рынка на территории области участвуют:

‒ ПАО «Вологдаэнергосбыт»;

‒ ОАО «Межрегионэнергосбыт»;

‒ ООО «Инженерные изыскания»;

‒ ООО «Каскад-Энергосбыт»;

‒ ООО «МагнитЭнерго»;

‒ ООО «Русэнергоресурс»;

‒ ООО «ЭлТА»;

‒ ООО «Русэнергосбыт».

Вологодская энергосистема имеет электрические связи с Тверской, Костромской и Ярославской энергосистемами ОЭС Центра, Ленинградской, Новгородской, Архангельской и Карельской энергосистемами ОЭС Северо-Запада и Кировской энергосистемой ОЭС Урала.

Основная часть электроэнергии, поступающая из-за пределов области, передается по двум ЛЭП 500 кВ «Костромская АЭС — Вологодская» и «Конаковская ГРЭС — Череповецкая» и ЛЭП 750 кВ «Калининская АЭС — Белозерская».

Часть электроэнергии поступает в область по линиям 220-110 кВ из энергосистем Костромской, Ярославской, Ленинградской областей.

Электрические связи 110 кВ и выше с Ярославской, Костромской, Тверской, Кировской, Карельской, Архангельской и Ленинградской энергосистемами.

В числе показателей электросетевого хозяйства приводится сводная информация по протяженности электрических сетей и трансформаторной мощности на территории Вологодской области в соответствии с таблицей 22.

Таблица 22. Протяженность ВЛ и КЛ и трансформаторная мощность ПС по классам напряжения на конец отчетного периода

Класс напряжения

Протяженность ВЛ и КЛ
(в одноцепном исполнении), км

Трансформаторная мощность ПС, МВА

750 кВ

131,94

2502

500 кВ

362,32

2505

330 кВ

-

-

220 кВ

1304,09

6529

110 кВ

3962,74

4544,1

Основными центрами питания распределительной сети 110 кВ кроме электростанций энергосистемы являются подстанции с высшим напряжением 220-750 кВ:

ПС 750 кВ Белозерская,

ПС 500 кВ Череповецкая,

ПС 500 кВ Вологодская,

ПС 220 кВ Вологда-Южная,

ПС 220 кВ Сокол,

ПС 220 кВ Ростилово,

ПС 220 кВ РПП-1,

ПС 220 кВ Зашекснинская,

ПС 220 кВ ГПП-1,

ПС 220 кВ Первомайская.

Характеристика и возрастная структура трансформаторов ПС филиала ПАО «ФСК ЕЭС» Вологодского ПМЭС приведена в таблице 23.

В таблицах 23-28 цветом выделен срок службы трансформаторов и автотрансформаторов 110-750 кВ, которые необходимо заменить по условиям сверхнормативного срока службы оборудования.

Таблица 23. Характеристика и возрастная структура трансформаторов ПС                                                                     Филиала ПАО «ФСК ЕЭС» Вологодского ПМЭС

№

Название ПС

Диспетчерское наименование тр.

Напряже-ния, кВ

Мощность, МВА

Тип

Год ввода

Год последнего капитального ремонта

Техническое состояние

Срок службы, год

2019

2021

2023

1

ПС 750 кВ Белозерская

АТ-1

750

3×417

АОДЦТ

2011

не проводился

Рабочее

8

10

12

АТ-2

750

3×417

АОДЦТ

2004

не проводился

Рабочее

15

17

19

АТ-3

500

3×167

АOДЦТН

2011

не проводился

Рабочее

8

10

12

2

ПС 500 кВ Вологодская

АТ-1

500

3×167

АOДЦТН

1983

не проводился

Рабочее

36

38

40

АТ-2

500

3×167

АOДЦТН

1986

не проводился

Рабочее

33

35

37

3

ПС 500 кВ Череповецкая

АТ-1

500

3×167

АOДЦТН

1972

1994

Ухудшенное

47

49

51

АТ-2

500

3×167

АOДЦТН

1975

1997

Ухудшенное

44

46

48

4

ПС 220 кВ Вологда-Южная

АТ-1

220

150

АТДТН

2013

не проводился

Рабочее

6

8

10

АТ-2

220

150

АТДТН

2013

не проводился

Рабочее

6

8

10

АТ-3

220

150

АТДТН

2013

не проводился

Рабочее

6

8

10

АТ-4

220

150

АТДТН

2013

не проводился

Рабочее

6

8

10

Т-5

110

40

ТРДН

2013

не проводился

Рабочее

6

8

10

Т-6

110

40

ТРДН

2013

не проводился

Рабочее

6

8

10

5

ПС 220 кВ Зашекснинская

АТ-1

220

63

АТДЦТН

1985

2010

Рабочее

34

36

38

АТ-2

220

63

АТДЦТН

1987

не проводился

Рабочее

32

34

36

6

ПС 220 кВ Первомайская

Т-1

220

40

ТРДНС

1991

не проводился

Рабочее

28

30

32

Т-2

220

40

ТРДНС

2002

не проводился

Рабочее

17

19

21

7

ПС 220 кВ Ростилово

АТ-1

220

125

АТДЦТН

1971

2010

Неудовлетв.

48

50

52

АТ-2

220

125

АТДЦТН

1971

1998

Ухудшенное

48

50

52

8

ПС 220 кВ РПП-1

АТ-2

220

200

АТДЦТН

2015

не проводился

Рабочее

4

6

8

АТ-3

220

200

АТДЦТН

2011

не проводился

Рабочее

8

10

12

Т-4

110

10

ТДН

1969

не проводился

Ухудшенное

50

52

54

Т-5

110

16

ТДН

2014

не проводился

Рабочее

5

7

9

9

ПС 220 кВ Сокол

АТ-1

220

125

АТДЦТН

1980

не проводился

Рабочее

39

41

43

АТ-2

220

125

АТДЦТН

1987

2009

Рабочее

32

34

36

Т-3

110

16

ТДТНГ

1962

не проводился

Ухудшенное

57

59

61

Т-4

110

16

ТДТН

1966

не проводился

Ухудшенное

53

55

57

Таблица 24. Техническое состояние и возрастная структура абонентских подстанции 220 кВ

№

Название ПС

Напряжения, кВ

Мощность, МВА

Кол-во тр-ов

Год ввода

Срок службы, год

2019

2021

2023

ОАО «РЖД»

1

ПС 220 кВ Харовская (Тяговая)

220

2×63

2×АТ

1987

32

34

36

110

2×40

2×Т

1987

32

34

36

2

ПС 220 кВ Явенга (Тяговая)

220

2×63

2×АТ

1987

32

34

36

3

ПС 220 кВ Кадниковский (Тяговая)

220

2×40

2×Т

1987

32

34

36

4

ПС 220 кВ Октябрьская

220

125

АТ

2001

18

20

22

ПАО «Северсталь»

5

ПС 220 кВ ГПП-1

220

2×125

2×АТ

2013

6

8

10

110

2×63

2×Т

1979

40

42

44

6

ПС 220 кВ ГПП-3

220

100

Т1

100

Т2

160

Т5

63

Т6

63

Т7

160

Т8

110

63

Т3

2010

9

11

13

63

Т4

2010

9

11

13

7

ПС 220 кВ ГПП-3А

220

2×63

2×Т

1979

40

42

44

8

ПС 220 кВ ГПП-6

220

2×32

2×Т

2000

19

21

23

9

ПС 220 кВ ГПП-7

220

2×100

2×Т

1992

27

29

31

10

ПС 220 кВ ГПП-7А

220

2×63

2×Т

1992

27

29

31

11

ПС 220 кВ ГПП-7Б

220

2×63

2×Т

2007

12

14

16

12

ПС 220 кВ ГПП-11

220

5×63

5×Т

1980

39

41

43

13

ПС 220 кВ ГПП-12

220

2×63

2×Т

1971

48

50

52

100

Т

1983

36

38

40

14

ПС 220 кВ ГПП-14

220

3×100

3×Т

2005

14

16

18

АО «Апатит»

15

ПС 220 кВ ГПП-5

220

3×63

3×Т

1971 (Т1)

48

50

52

2010 (Т2,Т3)

9

11

13

16

ПС 220 кВ ГПП-5А

220

1×63

2×Т

2016

3

5

7

1×63

2017

2

4

6

17

ПС 220 кВ ГПП-1

220

2×63

2×Т

1973

46

48

50

18

ПС 220 кВ ГПП-3

220

2×63

2×Т

1987

32

34

36

ООО «ЭЛИС»

19

ПС 220 кВ ГПП-2

220

2×63

2×Т

2005

14

16

18

Таблица 25. Техническое состояние и возрастная структура основного оборудования ПС 110 кВ

№

Диспетчерское наименование ПС

Класс напряжения ПС, кВ

Диспетчерское название

Тип тр-ра

Ном. мощность, МВА

Год ввода в эксплуатацию

Техническое состояние

Срок службы, год

2019

2021

2023

ЧЭС

1

ПС 110 кВ Искра

110/10

Т-1

TOTRc

40

2011

хорошее

8

10

12

110/10

Т-2

TOTRc

40

2011

хорошее

8

10

12

2

ПС 110 кВ Заягорба

110/10

Т-1

ТРДН

40

2007

хорошее

12

14

16

110/10

Т-2

ТРДН

40

2007

хорошее

12

14

16

3

ПС 110 кВ Стеклозавод

110/10

Т-1

ТДН

10

2008

хорошее

11

13

15

110/10

Т-2

ТДН

10

2008

хорошее

11

13

15

4

ПС 110 кВ Анисимово

110/10

Т-1

ТМН

2,5

2003

хорошее

16

18

20

110/10

Т-2

ТМН

6,3

1990

хорошее

29

31

33

5

ПС 110 кВ Бабаево

110/35/10

Т-1

ТДТН

16

1995

удовлетв.

24

26

28

110/35/10

Т-2

ТДТН

16

1981

удовлетв.

38

40

42

6

ПС 110 кВ Батран

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1992

удовлетв.

27

29

31

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1993

удовлетв.

26

28

30

7

ПС 110 кВ Желябово

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1970

треб. замена

49

51

53

110/10

Т-2

ТМН

2,5

1997

треб. замена

22

24

26

8

ПС 110 кВ Загородная

110/10

Т-1

ТДН

10

1976

удовлетв.

43

45

47

110/10

Т-2

ТДН

10

1982

удовлетв.

37

39

41

9

ПС 110 кВ Заполье

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1987

удовлетв.

32

34

36

10

ПС 110 кВ Избоищи

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

2005

удовлетв.

14

16

18

11

ПС 110 кВ Енюково

110/10

Т-1

ТМН

6,3

1977

удовлетв.

42

44

46

110/10

Т-2

ТМН

6,3

1977

удовлетв.

42

44

46

12

ПС 110 кВ Кадуй

110/35/10

Т-1

ТМТН

6,3

2007

удовлетв.

12

14

16

110/35/10

Т-2

ТМТН

6,3

1993

удовлетв.

26

28

30

13

ПС 110 кВ Климовское

110/35/10

Т-1

ТДТН

16

1979

удовлетв.

40

42

44

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

2005

удовлетв.

14

16

18

14

ПС 110 кВ Коротово

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

2002

удовлетв.

17

19

21

110/35/10

Т-1

ТМТН

6,3

1969

удовлетв.

50

52

54

15

ПС 110 кВ Нелазское

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1982

удовлетв.

37

39

41

110/10

Т-2

ТМН

2,5

1980

удовлетв.

39

41

43

16

ПС 110 кВ Нифантово

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1976

удовлетв.

43

45

47

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1976

удовлетв.

43

45

47

17

ПС 110 кВ Новые Углы

110/35/10

Т-1

ТДТН

25

1977

удовлетв.

42

44

46

110/35/10

Т-2

ТДТН

25

1981

удовлетв.

38

40

42

18

ПС 110 кВ Петринево

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1980

удовлетв.

39

41

43

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1980

удовлетв.

39

41

43

19

ПС 110 кВ Покровское

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1986

удовлетв.

33

35

37

20

ПС 110 кВ Поселковая

110/10

Т-1

ТДН

10

1989

удовлетв.

30

32

34

110/10

Т-2

ТДН

10

1971

удовлетв.

48

50

52

21

ПС 110 кВ Суда

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1969

треб. замена

50

52

54

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1980

треб. замена

39

41

43

22

ПС 110 кВ Устюжна

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1978

треб. замена

41

43

45

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1969

треб. замена

50

52

54

23

ПС 110 кВ Чагода

110/35/10

Т-1

ТДТН

16

2003

хорошее

16

18

20

110/35/10

Т-2

ТДТН

16

2003

хорошее

16

18

20

24

ПС 110 кВ Шексна

110/35/6

Т-1

ТДТН

40

1984

удовлетв.

35

37

39

110/35/6

Т-2

ТДТН

40

1984

удовлетв.

35

37

39

25

ПС 110 кВ Южная

110/35/10

Т-1

ТДТН

40

2017

хорошее

2

4

6

110/35/10

Т-2

ТДТН

40

2017

хорошее

2

4

6

ТЭС

1

ПС 110 кВ Тотьма-1

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1968

хорошее

51

53

55

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1995

хорошее

24

26

28

2

ПС 110 кВ Погорелово

110/35/10

Т-1

ТДТН

16

1980

хорошее

39

41

43

110/35/10

Т-2

ТДТН

16

1979

хорошее

40

42

44

3

ПС 110 кВ Бабушкино

110/35/10

Т-1

ТМТН

6,3

1987

удовлетв.

32

34

36

110/35/10

Т-2

ТМТН

6,3

1977

удовлетв.

42

44

46

4

ПС 110 кВ Тарнога

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

2014

хорошее

5

7

9

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

2014

хорошее

5

7

9

5

ПС 110 кВ Верховажье

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1993

удовлетв.

26

28

30

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1993

удовлетв.

26

28

30

6

ПС 110 кВ Чушевицы

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1990

удовлетв.

29

31

33

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1990

удовлетв.

29

31

33

7

ПС 110 кВ Тотьма-2

110/10

Т-1

ТДН

10

1970

удовлетв.

49

51

53

110/10

Т-2

ТДН

10

1995

удовлетв.

24

26

28

8

ПС 110 кВ В.Спасский Погост

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1981

удовлетв.

38

40

42

9

ПС 110 кВ Царева

110/10

Т-1

ТМТ

6,3

1985

удовлетв.

34

36

38

10

ПС 110 кВ Власьевская

110/10

Т-1

ТМТ

6,3

1972

удовлетв.

47

49

51

110/10

Т-2

ТМН

2,5

1997

удовлетв.

22

24

26

11

ПС 110 кВ Ляменьга

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1983

удовлетв.

36

38

40

12

ПС 110 кВ Рослятино

110/10

Т-1

ТМН

2,5

2013

отличное

6

8

10

110/10

Т-2

ТМН

2,5

2013

отличное

6

8

10

ВЭС

1

ПС 110 кВ Ананьино

110/35/6

Т-1

ТДТНГ

10

1980 (год выпуска 1962)

удовлетв.

39

41

43

2

ПС 110 кВ Биряково

110/10

Т-1

ТМН

2,5

2001

хорошее

18

20

22

110/10

Т-2

ТМН

2,5

2003

хорошее

16

18

20

3

ПС 110 кВ Вожега

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1991

хорошее

28

30

32

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1991

хорошее

28

30

32

4

ПС 110 кВ Воробьево

110/35/10

Т-1

ТМТН

6,3

1979

удовлетв.

40

42

44

5

ПС 110 кВ Восточная

110/35/10

Т-1

ТДТН

40

2013

отличное

6

8

10

110/35/10

Т-2

ТДТН

40

1988

удовлетв.

31

33

35

6

ПС 110 кВ Вохтога

110/10

Т-1

ТДН

10

1977

удовлетв.

42

44

46

110/10

Т-2

ТДН

10

1977

удовлетв.

42

44

46

7

ПС 110 кВ ГДЗ

110/6

Т-1

ТДН

10

1987

удовлетв.

32

34

36

110/6

Т-2

ТДН

10

1986

удовлетв.

33

35

37

8

ПС 110 кВ Грязовец

110/35/10

Т-1

ТДТН

25

1975

удовлетв.

44

46

48

110/35/10

Т-2

ТДТН

25

1995

удовлетв.

24

26

28

9

ПС 110 кВ Жерноково

110/35/10

Т-1

ТМТН

6,3

1982

удовлетв.

37

39

41

10

ПС 110 кВ Западная

110/35/6

Т-1

ТДТН

63

2016

удовлетв.

3

5

7

110/35/6

Т-2

ТДТН

63

2016

удовлетв.

3

5

7

11

ПС 110 кВ Кадников

110/10

Т-1

ТДН

10

2006

хорошее

13

15

17

110/10

Т-2

ТДН

10

2006

хорошее

13

15

17

12

ПС 110 кВ Кипелово

110/10

Т-1

ТДН

16

1980

удовлетв.

39

41

43

110/10

Т-2

ТДН

16

1980

удовлетв.

39

41

43

13

ПС 110 кВ Кубенское

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1986

удовлетв.

33

35

37

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1986

удовлетв.

33

35

37

14

ПС 110 кВ Луговая

110/35/10

Т-1

ТДТН

25

1980

удовлетв.

39

41

43

110/35/10

Т-2

ТДТН

25

1980

удовлетв.

39

41

43

15

ПС 110 кВ Никольский Погост

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1994

удовлетв.

25

27

29

110/10

Т-2

ТМН

2,5

1996

удовлетв.

23

25

27

16

ПС 110 кВ Нефедово

110/35/10

Т-1

ТМТН

6,3

1985

удовлетв.

34

36

38

17

ПС 110 кВ Новленское

110/10

Т-1

ТДН

10

1989

хорошее

30

32

34

110/10

Т-2

ТДН

10

1991

хорошее

28

30

32

18

ПС 110 кВ Плоское

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1986

удовлетв.

33

35

37

110/10

Т-2

ТМН

2,5

1971

удовлетв.

48

50

52

19

ПС 110 кВ Пундуга

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1994

удовлетв.

25

27

29

20

ПС 110 кВ Семигородняя

110/10

Т-1

ТМН

2,5

2005

хорошее

14

16

18

21

ПС 110 кВ Сямжа

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1978

удовлетв.

41

43

45

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1980

удовлетв.

39

41

43

22

ПС 110 кВ Харовск (Районная)

110/35/10

Т-1

ТДТН

25

1996

хорошее

23

25

27

110/35/10

Т-2

ТДТН

25

1984

хорошее

35

37

39

23

ПС 110 кВ Центральная

110/10/6

Т-1

TOTRc

40

2010

хорошее

9

11

13

110/10/6

Т-2

TOTRc

40

2008

хорошее

11

13

15

24

ПС 110 кВ Чекшино

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1982

удовлетв.

37

39

41

25

ПС 110 кВ Шуйское

110/35/10

Т-2

ТМТН

6,3

1981

удовлетв.

38

40

42

26

ПС 110 кВ Ермаково

110/35/10

Т-1

ТДТН

25

2017

хорошее

2

4

6

110/35/10

Т-2

ТДТН

25

2017

хорошее

2

4

6

ВУЭС

1

ПС 110 кВ Великий Устюг

110/35/6

Т-1

ТДТН

16

1982

удовлетв.

37

39

41

110/35/6

Т-2

ТДТН

16

1976

удовлетв.

43

45

47

2

ПС 110 кВ Дымково

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

2000

удовлетв.

19

21

23

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

2000

удовлетв.

19

21

23

3

ПС 110 кВ Приводино

110/35/10

Т-1

ТМТН

16

2007

хорошее

12

14

16

110/35/10

Т-2

ТМТН

16

2007

хорошее

12

14

16

4

ПС 110 кВ Кич. Городок

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1983

удовлетв.

36

38

40

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1967

удовлетв.

52

54

56

5

ПС 110 кВ Никольск

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1984

удовлетв.

35

37

39

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

2012

удовлетв.

7

9

11

6

ПС 110 кВ НПС

110/35/10

Т-1

ТДТН

16

2013

хорошее

6

8

10

110/35/10

Т-2

ТДТН

16

2013

хорошее

6

8

10

7

ПС 110 кВ Полдарса

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1995

удовлетв.

24

26

28

110/10

Т-2

ТАМГ

2,5

1965

удовлетв.

54

56

58

8

ПС 110 кВ Усть Алексеево

110/10

Т-1

ТМТН

6,3

2004

удовлетв.

15

17

19

110/10

Т-2

ТМТН

6,3

1976

удовлетв.

43

45

47

9

ПС 110 кВ Борки

110/6

Т-1

ТДТН

10

1983

большой физ. износ

36

38

40

110/6

Т-2

ТДТНГ

10

1965

54

56

58

10

ПС 110 кВ Сусоловка

110/10

Т-1

ТМН

2,5

2012

удовлетв.

7

9

11

11

ПС 110 кВ Калинино

110/10

Т-1

ТМН

2,5

2013 (год выпуска 1969)

удовлетв.

6

8

10

110/10

Т-2

ТМ

6,3

1980

удовлетв.

39

41

43

12

ПС 110 кВ Зеленцово

110/10

Т-1

ТАМГ

2,5

1968

удовлетв.

51

53

55

110/10

Т-2

ТМН

2,5

1990

удовлетв.

29

31

33

13

ПС 110 кВ Вострое

110/10

Т-1

ТАМГ

2,5

1970

удовлетв.

49

51

53

110/10

Т-2

ТМН

2,5

1988

удовлетв.

31

33

35

КЭС

1

ПС 110 кВ Кириллов

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1986

удовлетв.

33

35

37

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1988

удовлетв.

31

33

35

2

ПС 110 кВ Коварзино

110/35/10

Т-1

ТДТН

6,3

1992

удовлетв.

27

29

31

3

ПС 110 кВ Вашки

110/35/10

Т-1

ТДТН

10

1988

удовлетв.

31

33

35

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1991

удовлетв.

28

30

32

4

ПС 110 кВ Белоусово

110/35/6

Т-1

ТДТН

16

1971

удовлетв.

48

50

52

110/35/6

Т-2

ТДТН

16

2012

хорошее

7

9

11

5

ПС 110 кВ Мегра

110/10

Т-2

ТДМ

2,5

1979

удовлетв.

40

42

44

6

ПС 110 кВ Антушево

110/35/10

Т-1

ТМТН

6,3

2011

хорошее

8

10

12

110/35/10

Т-2

ТМТН

6,3

2011

хорошее

8

10

12

7

ПС 110 кВ Белозерск

110/10

Т-1

ТДТН

10

1970

хорошее

49

51

53

110/35/10

Т-2

ТДТН

10

1989

хорошее

30

32

34

8

ПС 110 кВ Восточная

110/35/10

Т-1

ТДТН

16

2002 (год выпуска 1980)

хорошее

17

19

21

110/35/10

Т-2

ТДТН

16

2002

хорошее

17

19

21

9

ПС 110 кВ Андома

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1996

хорошее

23

25

27

110/10

Т-2

ТМН

2,5

1996

хорошее

23

25

27

10

ПС 110 кВ Бечевинка

110/10

Т-1

ТМН

2,5

2007

удовлетв.

12

14

16

11

ПС 110 кВ Ферапонтово

110/10

Т-2

ТМ

6,3

1993

хорошее

26

28

30

110/10

Т-1

ТМН

2,5

1996

хорошее

23

25

27

12

ПС 110 кВ Н-Торжок

110/10

Т-1

ТМН

6,3

1996

хорошее

23

25

27

110/10

Т-2

ТМН

6,3

1996

хорошее

23

25

27

13

ПС 110 кВ Устье

110/10

Т-1

ТМН

2,5

2009

хорошее

10

12

14

Таблица 26. Техническое состояние и возрастная структура абонентских подстанции 110 кВ

№

Название ПС

Напряжения, кВ

Мощность, МВА

Кол-во тр-ов

Год ввода

Срок службы, год

2019

2021

2023

ОАО «РЖД»

1

ПС 110 кВ Кипелово (тяговая)

110

2×40

2×Т

1982

37

39

41

2

ПС 110 кВ Скалино (тяговая)

110

2×40

2×Т

1980

39

41

43

3

ПС 110 кВ Туфаново (тяговая)

110

2×40

2×Т

2006

13

15

17

4

ПС 110 кВ Вохтога (тяговая)

110

2×40

2×Т

2006

13

15

17

5

ПС 110 кВ Бабаево (тяговая)

110

3×25

3×Т

2000

19

21

23

6

ПС 110 кВ Уйта (тяговая)

110

2×40

2×Т

2000

19

21

23

7

ПС 110 кВ Тешемля (тяговая)

110

2×16

2×Т

2001

18

20

22

8

ПС 110 кВ Череповец (тяговая)

110

2×40

2×Т

1982

37

39

41

9

ПС 110 кВ Шексна (тяговая)

110

2×40

2×Т

1982

37

39

41

10

ПС 110 кВ Вологда (тяговая)

110

3×40

3×Т

1981

38

40

42

11

ПС 110 кВ Печаткино (тяговая)

110

2×40

2×Т

1987

32

34

36

12

ПС 110 кВ Грязовец (тяговая)

110

2×40

2×Т

1980

39

41

43

13

ПС 110 кВ Буй (тяговая)

110

2×40

2×Т

1988

31

33

35

ПАО «Северсталь»

14

ПС 110 кВ ГПП-2

110

2×60

2×Т

1973

46

48

50

110

40

Т

2003

16

18

20

ООО «ЭЛИС»

15

ПС 110 кВ Ява

110

2×16

2×Т

2010

9

11

13

АО «ВОМЗ»

16

ПС 110 кВ ВОМЗ

110

1×40

1×25

2×Т

2009

10

12

14

ОАО «Сокольский ДОК»

17

ПС 110 кВ Сокольский ДОК

110

2×25

2×Т

1979

40

42

44

ООО «Сухонский ЦБК»

18

ПС 110 кВ Сухонский ЦБК

110

2×16

2×Т

1974

45

47

49

ООО «ЭЛИС»

19

ПС 110 кВ ГПП-1

110

2×40

2×Т

1970

49

51

53

МУП г. Череповца «Электросеть»

20

ПС 110 кВ ГПП-9

110

2×25

2×Т

2006 / 2005

14

16

18

21

ПС 110 кВ ИП Череповец

110

2×25

2×Т

2017

2

4

6

АО «ВОЛОГДАОБЛЭНЕРГО»

22

ПС 110 кВ Индустриальный парк Сокол

110

2×25

2×Т

2014

5

7

9

Другие электросетевые компании

23

ПС 110 кВ ГПП-4 «Северсталь-метиз» (ЧСПЗ)

110

2×63

2×Т

1973

46

48

50

Таблица 27. Характеристика и возрастная структура оборудования ЛЭП 220 кВ и выше

№

Наименование ВЛ/КВЛ

Напряж., кВ

Год ввода, г.

Год реконстр., г.

Число цепей, шт.

Протяженность по трассе, км

Провод

Срок службы, год

Марка

Протяженность по цепям, км

2019

2021

2023

ЛЭП 750 кВ:

131,94

131,94

1

ВЛ 750 кВ Калининская АЭС — Белозерская

750

2004

1

131,94

5×АС-300/39

131,94

15

17

19

(269,5)**

(269,5)**

ЛЭП 500 кВ:

362,322

360,69

2

ВЛ 500 кВ Белозерская — Вологодская

500

1987

1

132,162

3×АС-300/39

119,95

32

34

36

3×АС-300/204

1,55

2003

3×АС-300/39

10,29

3

ВЛ 500 кВ Белозерская -Череповецкая

500

1987

1

29,79

3×АС-300/39

29,44

32

34

36

4

ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС — Череповецкая

500

1969

1

87,86

3×АС-400/51

87,86

50

52

54

(416,8)**

2×АС-500/336

(416,8)**

5

ВЛ 500 кВ Костромская АЭС -Вологодская

500

1981

1

112,51

3×АС-400/51

112,51

38

40

42

(168,1)**

(168,1)**

ЛЭП 220 кВ:

1526,54

1527,77

6

ВЛ 220 кВ Вологодская — Явенга (Тяговая) с отпайками

220

1989

1

191,46

АС-300/39

76,5

30

32

34

1975

1

58,9

44

46

48

1973

2

56,06

46

48

50

1973

2

2,87*

46

48

50

7

ВЛ 220 кВ Вологодская — Харовская (Тяговая) с отпайкой на ПС Сокол

220

1973

2

119

АС-300/39

56,06

46

48

50

1988

1

59,98

31

33

35

1989

2

2,96

30

32

34

1973

2

2,62×

46

48

50

8

ВЛ 220 кВ Харовская (Тяговая) — Коноша с отпайкой на ПС Кадниковский (Тяговая)

220

1989

2

80,38

АС-300/39

80,38

30

32

34

1

(124,44)**

(80,38)**

2

0

(44,06)**

2

1,56*

1,56*

(1,56)**

(1,56)**

9

ВЛ 220 кВ Явенга (Тяговая) — Коноша

220

1989

1

0,8

АС-300/39

0,8

30

32

34

(44,65)**

(44,65)**

10

КВЛ 220 кВ Вологда Южная — Ростилово

220

1971

2013

1

53,16

АС-300/39

52,416

48

50

52

1

АС-300/39

0,744

11

КВЛ 220 кВ Пошехонье — Вологда Южная

220

1966

2013

1

37,962

АС-400/51

0,248

53

55

57

(102,05)**

(0,248)**

2

АС-400/51

37,714

(101,802)**

12

ВЛ 220 кВ Вологодская — ГПП-2 ВПЗ I, II цепь

220

1985

2

15,5

АС-300/48

16,26

34

36

38

АС-400/51

14,7

13

КВЛ 220 кВ Вологодская — Вологда-Южная I цепь

220

1973

2013

1

16,5

2×АС-300/39

0,342

46

48

50

1

2×АС-300/39

7,316

1981

2

2×АС-300/39

8,5

14

КВЛ 220 кВ Вологодская — Вологда-Южная II цепь

220

1981

2

16,5

2×АС-300/39

8,482

38

40

42

1

2×АС-300/39

7,57

2013

2

2×АС-300/39

0,29

15

ВЛ 220 кВ Череповецкая — ГПП 11 I цепь

220

1974

2

20,66

АС-240/32

41,32

45

47

49

16

ВЛ 220 кВ Череповецкая — ГПП 11 с отпайкой на Т-5 II цепь

220

1974

2

20,66

АС-240/32

41,32

45

47

49

17

ВЛ 220 кВ РПП-2 — ГПП-11 I, II цепь

220

1974

2

5,3

АС-240/32

10,6

45

47

49

18

ВЛ 220 кВ РПП-2 — ГПП-7 I цепь

220

1992

1

6,7

АСКП-300/39

2,1

27

29

31

2

АСКП-300/39

4,6

19

ВЛ 220 кВ РПП-2 — ГПП-7 II цепь

220

1992

2

6,3

АСКП-300/39

4,6

27

29

31

1

АСКП-300/39

1,7

20

ВЛ 220 кВ РПП-2–ГПП-3 № 1 I цепь с отпайкой на ГПП-3А

220

1969

2

6,5

АС-300/39

12,8

50

52

54

21

ВЛ 220 кВ РПП-2 — ГПП-3 № 1 II цепь с отпайкой на Т6

220

1980

2

6,3

39

41

43

22

ВЛ 220 кВ РПП-2 — ГПП-3 № 2 I цепь с отпайкой на Т7

220

1977

2

6,6

АС-300/39

13,3

42

44

46

23

ВЛ 220 кВ РПП-2–ГПП-3 № 2 II цепь с отпайкой на ГПП-3А

6,7

24

ВЛ 220 кВ РПП-2 — ГПП-5 I цепь

220

1969

2

5,2

АС-240/39

10,4

50

52

54

25

ВЛ 220 кВ РПП-2 — ГПП-5 II цепь с отпайкой на ГПП-5А

5,2

26

ВЛ 220 кВ Череповецкая — ГПП-5 I цепь

220

1974

2

15,6

АС-240/32

31,2

45

47

49

27

ВЛ 220 кВ Череповецкая — ГПП-5А II цепь

28

КВЛ 220 кВ Белозерская — РПП-1

220

1962

1

35,9

АС-400/51

6

57

59

61

2011

2011

1

АС-400/51

1,1

8

10

12

2011

2011

2

АС-400/51

28,8

8

10

12

29

ВЛ 220 кВ Белозерская — ГПП-1

220

2011

2011

2

38,9

АС-400/51

28,4

8

10

12

220

2011

2011

1

АС-400/51

1,14

8

10

12

220

1959

1

АС-300/48

5,23

56

62

64

1969

2

АС-300/48

4,13

56

52

54

30

ВЛ 220 кВ РПП-2 — ГПП-1

220

1969

2

8,9

АС-400/51

4,1

50

52

54

1

АС-400/51

0,15

2

АС-400/51

4,65

31

КВЛ 220 кВ РПП-2 — РПП-1

220

1969

2

4,7

АС-500/64

4,7

50

52

54

32

ВЛ 220 кВ Пошехонье — Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская

220

1962

1

54,48

АС-400/51

53,32

57

59

61

(102,65)**

БС-300

(101,49)**

1991

2

АС-400/51

1,16

(1,16)**

1984

1

13,8*

АС-400/51

13,8*

35

37

39

(13,8)**

(13,8)**

33

ВЛ 220 кВ Белозерская — Первомайская

220

1962

1991

2

38,7

АС-400/51

2,31

57

59

61

1

АС-400/51

6,68

220

2011

2011

1

АС-400/51

1,56

8

10

12

220

2011

2011

2

АС-400/51

28,15

8

10

12

34

ВЛ 220 кВ Белозерская — Пошехонье с отпайкой на ПС Зашекснинская

220

2011

2011

2

87,25

АС-400/51

87,25

8

10

12

220

2011

2011

1

(136,07)**

АС-400/51

(136,07)**

8

10

12

220

1959

1

АС-300/48

60

62

64

220

1984

1

13,8*

АС-400/51

13,8*

35

37

39

(13,8)**

(13,8)**

35

КВЛ 220 кВ Череповецкая — РПП-1

220

1984

1

21,3

АС-400/64

4,9

35

37

39

1972

2

АС-400/51

16,4

47

49

51

36

ВЛ 220 кВ Череповецкая — РПП-2

220

1972

2

16,4

АС-400/64

16,2

47

49

51

1

АС-400/51

0,2

37

ВЛ 220 кВ ТЭЦ ЭВС-2 — РПП-2

220

1983

1

10,6

АС-300/39

7,6

36

38

40

1972

2

АС-300/39

3

47

49

51

38

ВЛ 220 кВ РПП 2 — ГПП 12 с отпайкой на ГПП-6 (ВЛ 220 кВ Агломерат 1)

220

1972

2

7,7

АС-300/39

3

47

49

51

1983

1

АС-300/39

0,3

36

38

40

1972

2

АС-300/39

4,4*

47

49

51

39

ВЛ 220 кВ Череповецкая — ГПП 12 с отпайкой на ГПП-6 (ВЛ 220 кВ Агломерат 2)

220

1972

2

19,4

АС-300/39

4,4

47

49

51

1985

2

АС-300/39

15*

34

36

38

40

ВЛ 220 кВ ТЭЦ ЭВС-2 — Череповецкая

220

1985

1

21,3

АС-300/39

21,3

34

36

38

41

ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС — РПП-2 №1

220

1976

1

47,7

2×АС-400/51

47,7

43

45

47

42

ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС — РПП-2 №2

220

2015

1

48,3

2×АС-400/51

48,3

4

6

8

43

ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС — Череповецкая №1

220

1977

1

31,7

2×АС-400/51

31,7

42

44

46

44

ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС — Череповецкая №2

220

2015

1

31,9

2×АС-400/51

31,9

4

6

8

45

ВЛ 220 кВ Череповецкая — ГПП-1 ФосАгро-Череповец I цепь

220

1975

2

7,15

АС-240/39

14,3

44

46

48

1978

АСКС-240/32

41

43

45

46

ВЛ 220 кВ Череповецкая — ГПП-1 ФосАгро-Череповец II цепь

220

1975

2

7,15

АС-240/39

44

46

48

1978

АСКС-240/32

41

43

45

47

ВЛ 220 кВ Белозерская-РПП-2

220

2011

1

23,7

АС-400/51

23,7

8

10

12

48

ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС- Октябрьская

220

н.д.

1

0,6

АС-300/39

0,6

н.д.

н.д.

н.д.

49

ВЛ 220 кВ Пошехонье-Ростилово

220

н.д.

1

15,51

АС-400/51

15,51

н.д.

н.д.

н.д.

(84,45)**

(84,45)**

50

ВЛ 220 кВ Череповецкая — ГПП-3 ФосАгро-Череповец I цепь

220

н.д.

1

5,9

АС-300/39

5,9

н.д.

н.д.

н.д.

51

ВЛ 220 кВ Череповецкая — ГПП-3 ФосАгро-Череповец II цепь

220

н.д.

1

5,9

АС-300/39

5,9

н.д.

н.д.

н.д.

Таблица 28. Характеристика и возрастная структура оборудования ЛЭП 110 кВ

№

Диспетчерское наименование

Год ввода

Протяженность, км

Марка провода

Кол-во цепей

Физическое состояние

Срок службы, год

2019

2021

2023

ВУЭС

1

ВЛ 110 кВ РП Красавино — В.Устюг I, II цепь

1981

23,14

АС-120

2

удовл.

38

40

42

2009

2

ВЛ 110 кВ Заовражье — РП Красавино I, II цепь с отпайкой на ПС Приводино

1970

0,6

АС-95

2

удовл.

49

51

53

1970

0,12

АС-150

2

49

51

53

1965

1,5

АС-300

2

54

56

58

1981

36,372

АС-120

2

38

40

42

3

ВЛ 110 кВ Великий Устюг — Дымково I цепь с отпайкой на ПС Борки

1966

4,1

АС-70

2

удовл.

53

55

57

2001

1,5

АС-300

2

18

20

22

2001

0,167

АС-120

2

18

20

22

4

ВЛ 110 кВ Великий Устюг — Дымково II цепь с отпайкой на ПС Борки

1966

4,1

АС-70

2

удовл.

53

55

57

2001

1,5

АС-300

2

18

20

22

2001

0,167

АС-120

2

18

20

22

5

ВЛ 110 кВ Дымково — Усть Алексеево

1997

10,84

АС-120

2

Хорошее

22

24

26

2000

37,86

АС-120

2

19

21

23

6

ВЛ 110 кВ Дымково — Кич.Городок с отпайкой на ПС Усть Алексеево

1966

57,8

АС-70

1

удовл.

53

55

57

7

ВЛ 110 кВ Полдарса — Вострое

1995

30,5

АС-120

1

Хорошее

24

26

28

8

ВЛ 110 кВ Дымково — Полдарса

1997

56,86

АС-120

1

Хорошее

22

24

26

9

ВЛ 110 кВ Кич.Городок — Калинино

1967

44,5

АС-70

1

удовл.

52

54

56

10

ВЛ 110 кВ Калинино — Никольск

1967

28,4

АС-70

1

удовл.

52

54

56

11

ВЛ 110 кВ Калинино — Зеленцово

1970

27,8

АС-70

1

удовл.

49

51

53

12

ВЛ 110 кВ Никольск — Павино

1972

70,4

АС-95

1

удовл.

47

49

51

13

ВЛ 110 кВ Тарнога — НПС

1981

48,6

АС-95

1

Ухудшенное

38

40

42

14

ВЛ 110 кВ НПС — Вострое

1988

42,13

АС-120

1

Хорошее

31

33

35

ВЭС

1

ВЛ 110 кВ Ростилово — Скалино (Тяговая) с отпайкой на ПС Плоское

1985

32,998

АС-185/29

1

удовл.

34

36

38

1986

1,137

АС-95/16

1

33

35

37

2

КВЛ 110 кВ Вологда -Южная — РП ВТЭЦ II цепь с отпайками

1963

11,526

АС-185/29 ACCR 300-T16

1

удовл.

56

58

60

3

КВЛ 110 кВ ОМЗ-1

1980

3,4

АС-120/19

1

удовл.

39

41

43

4

КВЛ 110 кВ ОМЗ-2

1980

3,4

АС-120/19

1

5

ВЛ 110 кВ Ростилово — Грязовец II цепь

1973

12,973

АС-150/24

1

удовл.

46

48

50

6

ВЛ 110 кВ Воробьево — Шуйское

1984

58,651

АС-95/16

1

удовл.

35

37

39

7

ВЛ 110 кВ Харовская (Тяговая) — Вожега с отпайками

1971

60,637

АС-150/24

1

48

50

52

8

ВЛ 110 кВ Новленское — Нефедово

1977

23,312

АС-120/19

1

удовл.

42

44

46

9

отпайка 110 кВ на ПС Харовск (Районная)

1982

0,02

АС-150/24

1

удовл.

37

39

41

10

КВЛ 110 кВ Вологда -Южная — Кубенское с отпайками

1985

38,492

АС-185/29

1

удовл.

34

36

38

1979

0,986

АС-95/16

1

удовл.

40

42

44

1963

3,079

АС-185/29

1

удовл.

56

58

60

11

ВЛ 110 кВ Сокол — Кубенское

1961

47,097

АС-185/29

1

удовл.

58

60

62

12

ВЛ 110 кВ Сокол — Харовская (Тяговая) с отпайками

1981

85,788

АС-95/16, АС-150/24

1

удовл.

38

40

42

1981

0,909

АС-150/24

1

удовл.

38

40

42

2004

2,305

АС-120/19

1

Хорошее

15

17

19

13

КВЛ 110 кВ ГПЗ-1

1976

6,3

АС-300/39

1

удовл.

43

45

47

14

КВЛ 110 кВ ГПЗ-2

1976

6,3

АС-300/39

1

удовл.

43

45

47

15

КВЛ 110 кВ Вологда -Южная — Кипелово (Тяговая) с отпайкой на ПС Кипелово (Районная)

1980

47,006

АС-185/29

1

удовл.

39

41

43

1980

3,484

АС-185/29

1

удовл.

39

41

43

16

КВЛ 110 кВ Вологда -Южная — РП ВТЭЦ I цепь с отпайками

1963

11,528

ACCR 300-T16, АС-150/24

1

удовл.

56

58

60

17

КВЛ 110 кВ Вологда-Южная — Ермаково

1984

8,06

АС-150/24

1

Удовл.

35

37

39

18

ВЛ 110 кВ Шексна – Ермаково с отпайкой на ПС Кипелово (Районная)

1984

75,836

АС-185/29,

АС-150/24

1

Удовл.

35

37

39

19

ВЛ 110 кВ Кипелово (Тяговая) — Шексна

1961

22,949

АС-185/29, АС-150/24

1

удовл.

58

60

62

20

отпайка на ПС 110 кВ Кипелово (Районная)

1980

3,593

АС-185/29

1

удовл.

39

41

43

21

КВЛ 110 кВ Вологда -Южная — Западная

1963

14,746

АС-185/29

1

удовл.

56

58

60

22

ВЛ 110 кВ Сокол — Воробьево с отпайками

1982

56,667

АС-150/24, АС-120/19

1

удовл.

37

39

41

1979

1,072

АС-95/16

1

удовл.

40

42

44

1979

1,427

АС-120/19

1

удовл.

40

42

44

23

ВЛ 110 кВ Сухонский ЦБЗ-1

1974

7,021

АС-150/19

1

удовл.

45

47

49

24

ВЛ 110 кВ Сухонский ЦБЗ-2

1974

7,021

АС-150/19

1

удовл.

45

47

49

25

ВЛ 110 кВ Грязовец-Тяговая-1

1981

2,959

АС-120/19

1

удовл.

38

40

42

26

ВЛ 110 кВ Грязовец-Тяговая-2

1981

2,959

АС-120/19

1

удовл.

38

40

42

27

ВЛ 110 кВ Биряково — Погорелово

1967

23,126

АС-95/16

1

удовл.

52

54

56

28

отпайки на ПС 110 кВ Луговая

1974

0,743

АС-120/19

1

удовл.

45

47

49

1974

0,743

АС-120/19

1

удовл.

45

47

49

29

ВЛ 110 кВ РП ВТЭЦ — Центральная II цепь с отпайкой на ПС Восточная

1974

5,821

ACCR 300-T16, ПС-70, АС-120/19

1

удовл.

45

47

49

1977

0,77

АС-120/19

1

удовл.

42

44

46

30

ВЛ-110 кВ Сокол — Кадников

1965

18,517

АС-95/16, АС-120/19, АС-150/24

1

удовл.

54

56

58

31

ВЛ 110 кВ Грязовец — Вохтога (Районная) с отпайкой на ПС Жернаково

1975

45,146

АС-95/16, АС-150/24

1

удовл.

44

46

48

1976

1,036

АС-95/16

1

удовл.

43

45

47

32

ВЛ 110 кВ Воробьево — Погорелово

1982

64,38

АС-150/24, АС-120/19

1

удовл.

37

39

41

33

ВЛ 110 кВ Очистные-1 с отпайкой на ПС ГДЗ

1975

7,814

АС-240/32, АС-150/24

1

удовл.

44

46

48

1975

0,368

АС-95/16

1

удовл.

44

46

48

34

ВЛ 110 кВ Очистные-2 с отпайкой на ПС ГДЗ

1975

7,814

АС-240/32, АС-150/24

1

удовл.

44

46

48

1975

0,368

АС-95/16

1

удовл.

44

46

48

35

ВЛ 110 кВ Нефедово — Никольский Торжок

1985

0,931

АС-120/19

1

удовл.

34

36

38

36

ВЛ 110 кВ РП ВТЭЦ — Центральная I цепь с отпайкой на ПС Восточная

1974

5,821

ACCR 300-T16, ПС-70, АС-120/19

1

удовл.

45

47

49

1977

0,77

АС-120/19

1

удовл.

42

44

46

37

ВЛ 110 кВ Печаткино-1

1982

8,313

АС-120/19, АС-240/39

1

удовл.

37

39

41

38

ВЛ 110 кВ Печаткино-2

1982

8,313

АС-120/19, АС-240/39

1

удовл.

37

39

41

39

ВЛ 110 кВ Ростилово — Грязовец I цепь

1973

12,973

АС-150/24

1

удовл.

46

48

50

40

ВЛ 110 кВ Сямжа — Чушевицы

1989

51,46

АС-120/19

1

Хорошее

30

32

34

41

ВЛ 110 кВ Явенга (Тяговая) — Вожега

1990

20,31

АС-120/19

1

Хорошее

29

31

33

42

ВЛ 110 кВ Сокол — Биряково

1967

98,513

АС-95/1, АС-150/24

1

удовл.

52

54

56

43

ВЛ 110 кВ Харовская (Тяговая) — Сямжа с отпайкой на ПС Харовск

1979

53,746

АС-95/1, АС-150/24

1

удовл.

40

42

44

1981

0,508

АС-150/24

1

удовл.

38

40

42

44

ВЛ 110 кВ Харовская (Тяговая) — Никольский Погост

1993

16,067

АС-120/19

1

Хорошее

26

28

30

45

ВЛ 110 кВ Кубенское — Новленское

1985

30,468

АС-120/19

1

удовл.

34

36

38

46

отпайка на ПС 110 кВ Пундуга

1971

3,885

АС-70/11

1

удовл.

48

50

52

47

отпайка на ПС 110 кВ ИП Сокол

2014

0,809

АС-240

2

Хорошее

5

7

9

Всего:

1135,62

КЭС

1

ВЛ 110 кВ Кириллов — Никольский Торжок I, II цепь с отпайками

1986

25,4

АС-120/19

2

Хорошее

33

35

37

2

ВЛ 110 кВ Восточная — Андома с отпайкой на ПС Устье

1996

33,33

АС-120/20

1

Хорошее

23

25

27

3

ВЛ 110 кВ Петринево — Антушево с отпайкой на ПС Бечевинка

1989

64,5

АС-120/21

1

Хорошее

30

32

34

4

ВЛ 110 кВ Белоусово — Восточная I, II цепь

1996

11,59

АС-120/22

2

Хорошее

23

25

27

5

ВЛ 110 кВ Подпорожская — Белоусово II, I цепь с отпайками

1989

61,5

АС-120/23

2

Хорошее

30

32

34

6

ВЛ 110 кВ Антушево — Белозерск

1984

19,2

АС-120/24

1

Хорошее

35

37

39

7

ВЛ 110 кВ Кириллов — Белозерск

1977

40,5

АС-150/24

1

Хорошее

42

44

46

8

ВЛ 110 кВ Нефедово — Никольский Торжок

1976

24,7

АС-150/25

1

Хорошее

43

45

47

Всего:

280,72

ТЭС

1

ВЛ 110 кВ Тарнога — Заячерецкая с отпайкой на ПС В. Спасский Погост (ВЛ 110 кВ Тарнога — Заячерецкая)

1980

72,76

АС-95

1

удовл.

39

41

43

2

ВЛ 110 кВ Тотьма-2 — Бабушкино

1970

33,41

АС-95

1

удовл.

49

51

53

3

ВЛ 110 кВ Рослятино — Зеленцово с отпайкой на ПС Ляменьга

1972

44,8

АС-70

1

удовл.

47

49

51

4

ВЛ 110 кВ Бабушкино — Рослятино

1971

66,7

АС-95

1, 2

удовл.

48

50

52

5

ВЛ 110 кВ Тарнога — Власьевская

1970

36,1

АС-95

1

удовл.

49

51

53

6

ВЛ 110 кВ Тотьма-2 — Власьевская

1970

64,15

АС-95

1

удовл.

49

51

53

7

ВЛ 110 кВ Воробьево — Погорелово

1980

11,32

АС-150

1

удовл.

39

41

43

8

ВЛ 110 кВ Верховажье — Вельск

1983

44,2

АС-95

1

удовл.

36

38

40

9

ВЛ-110 кВ Сямжа-Чушевицы

1989

23,41

АС-120

1, 2

удовл.

30

32

34

10

ВЛ 110 кВ Погорелово — Тотьма-2

1995

71,34

АС-300, АС-185

1, 2

удовл.

24

26

28

11

ВЛ 110 кВ Чушевицы — Верховажье

1994

43,13

АС-120

1

удовл.

25

27

29

12

ВЛ 110 кВ Погорелово — Тотьма-1 с отпайкой на ПС Царева

1967

53,12

АС-95

1

удовл.

52

54

56

1983

1,8

АС-95

1

удовл.

36

38

40

14

ВЛ 110 кВ Тотьма-1 — Тотьма-2

1970

8,4

АСО-240, АС-95

1, 2

удовл.

49

51

53

15

ВЛ 110 кВ Биряково — Погорелово

1967

12,95

АС-95

1, 2

удовл.

52

54

56

Всего:

590,39

ЧЭС

1

ВЛ 110 кВ Октябрьская — Бабаево с отпайкой на ПС Заполье

1970

75,99

АС-120/19

2

удовл.

49

51

53

2

ВЛ 110 кВ Бабаево — Бабаево (Тяговая)

2002

5,31

АС-120/19

удовл.

17

19

21

3

ВЛ 110 кВ Батран-1

1990

34,9

АС-150/24

2

удовл.

29

31

33

4

ВЛ 110 кВ Батран-2

1990

34,9

АС-150/24

удовл.

29

31

33

5

ВЛ 110 кВ Петринево — Антушево с отпайкой на ПС Бечевинка

1972

36

АС-120/19, АС-95/16

1

удовл.

47

49

51

6

ВЛ 110 кВ Завод-1

1969

3,6

АСО-300/39

2

удовл.

50

52

54

7

ВЛ 110 кВ Завод-2

1969

3,6

АСО-300/39

удовл.

50

52

54

8

ВЛ 110 кВ Завод-3

1969

3,8

АСО-300/39

2

удовл.

50

52

54

9

ВЛ 110 кВ Завод-4

1969

3,8

АСО-300/39

удовл.

50

52

54

10

ВЛ 110 кВ Октябрьская — Суда I цепь с отпайкой на ПС Кадуй

1978

30,04

АС-150/24, АС-120/19

2

удовл.

41

43

45

11

ВЛ 110 кВ Октябрьская — Суда II цепь с отпайкой на ПС Кадуй

1978

30,04

АС-150/24, АС-120/19

удовл.

41

43

45

12

ВЛ 110 кВ Кипелово (Тяговая) — Шексна

1984

21,66

АС-185, АС-150

1

удовл.

35

37

39

13

ВЛ 110 кВ РПП-1 — ГПП-1 I цепь с отпайками

1963

4,6

АС-240/39, АСК-185/29

2

удовл.

56

58

60

14

ВЛ 110 кВ РПП-1 — ГПП-1 II цепь с отпайками

1963

4,6

АС-240/39, АСК-185/29

удовл.

56

58

60

15

ВЛ 110 кВ Суда — Коротово

1976

35,03

АС-150/24

1

удовл.

43

45

47

16

ВЛ 110 кВ РПП-1 — Петринево I цепь с отпайками

1972

42,69

АС-120/19, АС-70/11

2

удовл.

47

49

51

17

ВЛ 110 кВ РПП-1 — Петринево II цепь с отпайками

1972

42,69

АС-120/19, АС-70/11

удовл.

47

49

51

18

ВЛ 110 кВ Бабаево — Подборовье с отпайкой на ПС Тешемля (Тяговая)

2000

65,05

АС-300/48, АС-120/19

1

удовл.

19

21

23

19

ВЛ 110 кВ Устюжна — Покровское

1982

59,2

АС-95/16

1

удовл.

37

39

41

20

ВЛ 110 кВ Поселковая-1

1978

1,3

АС-120/19

2

удовл.

41

43

45

21

ВЛ 110 кВ Поселковая-2

1978

1,3

АС-120/19

удовл.

41

43

45

22

ВЛ 110 кВ ТЭЦ ПВС — ГПП-1 I цепь с отпайкой на ГПП-4

1959

2,24

АС-240/39

2

удовл.

60

62

64

23

ВЛ 110 кВ ТЭЦ ПВС — ГПП-1 II цепь с отпайкой на ГПП-4

1959

2,24

АС-240/39

удовл.

60

62

64

24

ВЛ 110 кВ РПП-1 — Суда I цепь с отпайками

1975

33,9

АС-120/19, АС-70/11

2

удовл.

44

46

48

25

ВЛ 110 кВ РПП-1 — Суда II цепь с отпайками

1975

33,9

АС-120/19, АС-70/11

удовл.

44

46

48

26

ВЛ 110 кВ Тяговая-1

1983

4,2

АС-120/19

2

удовл.

36

38

40

27

ВЛ 110 кВ Тяговая-2

1983

4,2

АС-120/19

удовл.

36

38

40

28

ВЛ 110 кВ Октябрьская — Уйта (Тяговая)

2002

21,6

АС-120/19

2

удовл.

17

19

21

29

ВЛ 110 кВ Бабаево (Тяговая) — Уйта (Тяговая)

2002

50,7

АС-120/19

удовл.

17

19

21

30

ВЛ 110 кВ Коротово — Устюжна с отпайкой на ПС Желябово

1978

65,3

АС-120/19

1

удовл.

41

43

45

31

ВЛ 110 кВ Чагода — Анисимово

1980

17,01

АС-95/16

2

Хорошее

39

41

43

32

ВЛ 110 кВ Ефимовская — Анисимово с отпайкой на ПС Сомино

1980

14,21

АС-95/16

удовл.

39

41

43

33

ВЛ 110 кВ Чагода — Покровское с отпайкой на ПС Избоищи

1982

46,15

АС-95/16

1

удовл.

37

39

41

34

ВЛ 110 кВ РПП-1 — Шексна I цепь с отпайками

1979

58,16

АС-120/19, АС-185/29

2

удовл.

40

42

44

35

ВЛ 110 кВ РПП-1 — Шексна II цепь с отпайками

1979

58,16

АС-120/19, АС-185/29

удовл.

40

42

44

36

ВЛ 110 кВ Кварц-1

2008

10,2

АС-120/19

2

Хорошее

11

13

15

37

ВЛ 110 кВ Кварц-2

2008

10,2

АС-120/19

Хорошее

11

13

15

II–14. Основные внешние электрические связи энергосистемы Вологодской области, с указанием существующих ограничений по пропускной способности внешних сечений

Вологодская энергосистема имеет электрические связи с Тверской, Костромской и Ярославской энергосистемами ОЭС Центра, Ленинградской, Новгородской, Архангельской и Карельской энергосистемами ОЭС Северо-Запада и Кировской энергосистемой ОЭС Урала.

Основная часть электроэнергии, поступающая из-за пределов области, передается по двум ЛЭП 500 кВ «Костромская АЭС — Вологодская» и «Конаковская ГРЭС — Череповецкая» и ЛЭП 750 кВ «Калининская АЭС — Белозерская».

Часть электроэнергии поступает в область по линиям 220-110 кВ из энергосистем Костромской, Ярославской, Ленинградской областей. Электрические связи 110 кВ и выше с Ярославской, Костромской, Тверской, Кировской, Карельской, Архангельской и Ленинградской энергосистемами.

Поименный перечень ВЛ напряжением 220 кВ и выше и количество ВЛ напряжением 110 кВ, обеспечивающих внешние связи энергосистемы Вологодской области, представляются в таблице 29.

Таблица 29. Внешние электрические связи энергосистемы Вологодской области

№

Наименование объекта

Протяженность, км

С энергосистемой Санкт-Петербурга и Ленинградской области

1.

ВЛ 110 кВ Бабаево — Подборовье с отпайкой на ПС Тешемля (Тяговая) (ВЛ 110 кВ Подборовская)

65,05

2.

ВЛ 110 кВ Ефимовская — Анисимово с отпайкой на ПС Сомино (ВЛ 110 кВ Чагодощенская 2)

49,9

3.

ВЛ 110 кВ Подпорожская — Белоусово I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Подпорожская 2)

61,5

4.

ВЛ 110 кВ Подпорожская — Белоусово II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Подпорожская 1)

142,8

С энергосистемой Костромской области

1.

ВЛ 500 кВ Костромская АЭС — Вологодская

168,1

2.

ВЛ 110 кВ Буй (тяговая) — Вохтога (тяговая)

47,8

3.

ВЛ 110 кВ Никольск — Павино

70,4

С энергосистемой Тверской области

1.

ВЛ 750 кВ Калининская АЭС — Белозерская

289,5

2.

ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС — Череповецкая

416,8

С энергосистемой Ярославской области

1.

ВЛ 220 кВ Белозерская — Пошехонье с отпайкой на ПС Зашекснинская

136,07

2.

КВЛ 220 кВ Пошехонье — Вологда-Южная

102,05

3.

ВЛ 220 кВ Пошехонье — Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская

102,65

4.

ВЛ 220 кВ Пошехонье — Ростилово

84,45

5.

ВЛ 110 кВ Скалино (тяговая) — Пречистое (ВЛ 110 кВ Скалино — Пречистое)

18,2

С энергосистемой Архангельской области

1.

ВЛ 220 кВ Харовская (тяговая) — Коноша с отпайкой на ПС Кадниковский (тяговая)

124,44

2.

ВЛ 220 кВ Явенга (тяговая) — Коноша

44,65

3.

ВЛ 110 кВ Верховажье — Вельск

57,1

4.

ВЛ 110 кВ Заовражье — РП Красавино I цепь с отпайкой на ПС Приводино

38,94

5.

ВЛ 110 кВ Заовражье — РП Красавино II цепь с отпайкой на ПС Приводино

38,24

6.

ВЛ 110 кВ Тарнога — Заячерецкая с отпайкой на ПС В. Спасский Погост

71,1

7.

ВЛ 110 кВ Савватия — Сусоловка

25,4

С энергосистемой Республики Карелия

1.

ВЛ 110 кВ Каршево — Андома (Л-141)

50,9

С энергосистемой Кировской области

1.

ВЛ 110 кВ Луза — Сусоловка

26,83

Рисунок 27. Блок-схема внешних электрических связей Вологодской области

II–15. Единый топливно-энергетический баланс Вологодской области за предшествующие пять лет, который должен отражать все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД

Топливно-энергетические балансы Вологодской области за 2012-2016 гг. представляют собой таблицы, в которых в едином топливном эквиваленте (тоннах условного топлива) отражены взаимосвязанные показатели количественного соответствия поставок, распределения и использования конечными потребителями основных видов энергетических ресурсов.

К ним относятся:

‒ уголь и продукты его переработки — кокс металлургический, орешек коксовый, мелочь коксовая, а также доменный и коксовый и другие отходящие газы металлургических процессов (в балансе эти энергоресурсы объединены в группу «Уголь»);

‒ различные продукты переработки нефти — бензины, керосины, дизельные топлива, мазуты, углеводородные газы, в том числе сжиженные и прочее («Нефтепродукты»);

‒ природный газ, включая попутный нефтяной газ («Природный газ»);

‒ прочие виды горючих энергоресурсов, в том числе возобновляемые, — торф и торфобрикеты, древесина топливная, древесные топливные гранулы (пеллеты), отходы деревообрабатывающего производства, твердые бытовые отходы и другое («Прочие виды топлива»);

‒ энергия потока водных масс («Гидроэнергия»);

‒ электрическая энергия;

‒ тепловая энергия.

Балансы разработаны в соответствии с международными стандартами и в формате, используемом Международным энергетическим агентством (МЭА) и Евростатом, то есть с выделением следующих основных разделов:

‒ поставки первичных энергоресурсов и их эквиваленты;

‒ преобразование энергоресурсов (сектор трансформации);

‒ потери энергоресурсов при распределении;

‒ конечное потребление.

Поставки первичных энергоресурсов и их эквиваленты.

В течение рассматриваемого периода, значения по строке «Сальдо экспорта-импорта» для всех энергоресурсов положительны. Согласно логике ТЭБ это означает, что регион импортирует топливо, в том числе все основное первичное, и энергию, и он является зависимым от этих внешних поставок.

Таблицы 30-34, представляющие ТЭБ Вологодской области за 2012-2016 годы, сформированы на базе официальной статистической отчетность в сфере энергетики и экономики, выпускаемой Государственным комитетом по статистике и его территориальными подразделениями на основе форм федерального статистического наблюдения.

Таблица 30. ТЭБ Вологодской области за 2012 год, тыс. т у. т.

Параметр

Уголь

Нефтепродукты

Природ-ный газ

Гидро-энергия

Прочие виды топлива

Электро-энергия

Тепло

Всего

Производство

0

0

0

17

490

0

0

507

Сальдо экспорта-импорта

8319

642

8514

-17

-205

923

0

18175

Изменение запасов

2

15

0

0

14

0

0

31

Валовые поставки первичных энергоресурсов

8321

657

8514

0

298

923

0

18713

Полное потребление энергоресурсов

8321

657

8514

0

298

923

-13

18700

Невязка баланса

0

0

0

0

0

0

13

13

Электростанции: всего

-1797

-3

-1834

-17

-63

907

1188

-1621

в т. ч. электроэнергия

-1171

-2

-1195

0

-41

907

0

-1503

Тепловая энергия (все источники)

-606

-9

-1738

0

-156

0

3075

567

в т. ч. электростанции

-526

-1

-537

0

-18

0

1188

105

котельные

-79

-8

-1201

0

-138

0

1233

-192

теплоутилизационные установки

0

0

0

0

0

0

654

654

Собственные нужды предприятий энергетики

-712

0

0

0

0

0

0

-712

Потери при распределении

-446

0

0

0

0

-102

-131

-679

Конечное потребление энергии

0

0

0

0

0

-150

-136

-286

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

5385

646

5581

0

101

1577

2795

16086

Добыча полезных ископаемых[6]

0

61

7

0

9

25

82

185

Обрабатывающие производства

0

0,2

0

0

0

0

0,5

1

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды[7]

0

1

0

0

0

0

0

1

Строительство

5375

103

2549

0

34

1038

1660

10760

Транспорт и связь

0

12

8

0

2

42

67

132

Прочие ВЭД (сфера услуг)

2

19

2

0

0

10

14

47

Бытовой сектор

4

83

1370

0

2

142

53

1653

Неэнергетические нужды

3

46

7

0

25

196

196

473

Население

1

323

196

0

17

123

721

1381

Таблица 31. ТЭБ Вологодской области за 2013 год, тыс. т у. т.

Параметр

Уголь

Нефтепродукты

Природ-ный газ

Гидро-энергия

Прочие виды топлива

Электро-энергия

Тепло

Всего

Производство

0

0

0

13

523

0

0

536

Сальдо экспорта-импорта

9102

796

8321

-13

-240

866

0

18833

Изменение запасов

75

5

0

0

-2

0

0

78

Валовые поставки первичных энергоресурсов

9177

802

8321

0

281

866

0

19447

Полное потребление энергоресурсов

9177

802

8321

0

281

866

-333

19114

Невязка баланса

0

0

0

0

0

0

333

333

Электростанции: всего

-2166

-1

-1698

-13

-67

981

1258

-1706

в т. ч. электроэнергия

-1445

-1

-1133

0

-45

981

-1642

Тепловая энергия (все источники)

-671

-13

-1604

0

-133

0

3086

666

в т. ч. электростанции

-602

0

-472

0

-19

1258

166

котельные

-69

-12

-1132

0

-114

0

1156

-172

теплоутилизационные установки

0

0

0

0

0

0

672

672

Собственные нужды предприятий энергетики

-842

0

0

0

0

0

0

-842

Потери при распределении

-491

0

0

0

0

-114

-137

-741

Конечное потребление энергии

0

0

0

0

0

-146

-131

-277

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

5728

788

5584

0

104

1588

2485

16277

Добыча полезных ископаемых[8]

0

58

2

0

7

21

75

164

Обрабатывающие производства

0

0,2

0

0

0

0

0,5

1

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды[9]

0

1

0

0

0

0

0

1

Строительство

5722

93

2474

0

36

1016

1462

10802

Транспорт и связь

0

10

3

0

3

31

58

105

Прочие ВЭД (сфера услуг)

0

15

2

0

0

8

8

33

Бытовой сектор

5

80

1567

0

2

179

50

1883

Неэнергетические нужды

1

40

7

0

23

199

145

415

Население

0

491

178

0

16

134

687

1505

Таблица 32. ТЭБ Вологодской области за 2014 год, тыс. т у. т.

Параметр

Уголь

Нефтепродукты

Природ-ный газ

Гидро-энергия

Прочие виды топлива

Электро-энергия

Тепло

Всего

Производство

0

0

0

12

500

0

0

512

Сальдо экспорта-импорта

9356

794

8631

-12

-215

685

0

19239

Изменение запасов

-48

8

0

0

-1

0

0

-41

Валовые поставки первичных энергоресурсов

9308

803

8631

0

284

685

0

19710

Полное потребление энергоресурсов

9308

803

8631

0

284

685

-273

19437

Невязка баланса

0

0

0

0

0

0

273

273

Электростанции: всего

-2550

-1

-1529

-12

-49

1116

1248

-1775

в т. ч. электроэнергия

-1775

0

-1064

0

-34

1116

0

-1757

Тепловая энергия (все источники)

-710

-11

-1463

0

-146

0

3062

732

в т. ч. электростанции

-650

0

-389

0

-12

0

1248

197

котельные

-60

-11

-1074

0

-134

0

1120

-159

теплоутилизационные установки

0

0

0

0

0

0

694

694

Собственные нужды предприятий энергетики

-792

0

0

0

0

0

0

-792

Потери при распределении

-508

0

0

0

0

-123

-145

-776

Конечное потребление энергии

0

0

0

0

0

-80

-130

-210

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

5523

791

6103

0

103

1598

2514

16633

Добыча полезных ископаемых[10]

0

60

3

0

9

14

63

150

Обрабатывающие производства

0

0,2

0

0

0

0

0,4

1

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды[11]

0

1

0

0

0

1

0

2

Строительство

5515

102

2788

0

37

1041

1475

10958

Транспорт и связь

0

10

2

0

2

20

65

100

Прочие ВЭД (сфера услуг)

0

16

1

0

0

10

6

32

Бытовой сектор

6

79

1844

0

2

183

52

2166

Неэнергетические нужды

1

40

6

0

17

188

199

451

Население

0

482

177

0

17

142

654

1472

Таблица 33. ТЭБ Вологодской области за 2015 год, тыс. т у. т.

Параметр

Уголь

Нефтепродукты

Природ-ный газ

Гидро-энергия

Прочие виды топлива

Электро-энергия

Тепло

Всего

Производство

0,0

0,0

0,0

12,6

498,0

1333,4

1109,6

2953,6

Сальдо экспорта-импорта

5617,1

261,0

13183,0

-12,6

-218,0

491,9

381,6

19704,0

Изменение запасов

61,9

-4,5

0,0

0,0

-2,7

0,0

0,0

54,7

Валовые поставки первичных энергоресурсов

5617,1

875,6

13183,5

0,0

182,1

797,1

381,6

21036,9

Полное потребление энергоресурсов

5555,2

619,1

13183,5

0,0

184,7

1825,3

1956,4

23324,2

Невязка баланса

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

189,0

189,0

Электростанции: всего

-1804,5

-1,9

-1835,0

-12,6

-47,0

1333,0

1093,0

-1275,0

в т. ч. электроэнергия

-862,5

0,0

-1106,0

0,0

-43,0

1333,0

0,0

-678,5

Тепловая энергия (все источники)

-1014,0

-10,0

-1212,0

0,0

-151,0

-286,4

2890,6

217,3

в т. ч. электростанции

-942,0

0,0

-729,0

0,0

-4,0

0,0

1093,0

-582,0

котельные

-72,0

-10,0

-483,0

0,0

-147,0

0,0

1109,6

397,6

теплоутилизационные установки

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

688,0

688,0

Собственные нужды предприятий энергетики

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-69,9

-154,0

-223,9

Потери при распределении

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-83,1

-118,8

-201,9

Конечное потребление энергии

5510,4

543,4

8664,0

0,0

253,0

1857,1

3866,8

20694,7

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

0,6

27,7

61,0

0,0

9,0

32,8

40,1

171,2

Добыча полезных ископаемых[12]

1,0

0,8

0,0

0,0

0,0

0,7

0,8

3,3

Обрабатывающие производства

4887,0

8,2

3268,0

0,0

112,5

1131,1

1497,0

10903,8

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды[13]

595,1

4,5

1539,7

0,0

52,3

84,5

326,0

2602,1

Строительство

0,6

2,5

1,2

0,0

0,0

7,6

0,6

12,5

Транспорт и связь

1,2

33,7

2013,0

0,0

2,7

175,5

287,0

2513,1

Прочие ВЭД (сфера услуг)

6,7

11,0

19,0

0,0

21,0

57,0

184,0

298,7

Бытовой сектор

3,2

37,0

173,2

0,0

19,0

212,0

860,5

1304,9

Неэнергетические нужды

15,0

1,0

1390,0

0,0

25,6

0,0

0,0

1431,6

Население

0,0

417,0

198,9

0,0

10,9

155,9

670,8

1453,5

Таблица 34. ТЭБ Вологодской области за 2016 год, тыс. т у. т.

Параметр

Уголь

Нефтепродукты

Природ-ный газ

Гидро-энергия

Прочие виды топлива

Электро-энергия

Тепло

Всего

Производство

0

0

0

16,8

568

1665,1

3691,1

5941

Сальдо экспорта-импорта

5702,4

268

14148,1

-16,8

-205

299,3

0

20196

Изменение запасов

48,8

-3,2

0

0

-3,1

0

0

42,5

Валовые поставки первичных энергоресурсов

5751,2

264,8

14148,1

0

359,9

299,3

0

20823,3

Полное потребление энергоресурсов

5623,2

629,8

14148,1

0

429,8

2036,6

4265,7

27133,2

Невязка баланса

79,2

0

0

0

2,2

0

189

270,4

Электростанции: всего

-1711,4

-2,5

-2011

-16,8

-42

1665,1

1253,4

-865,2

в т. ч. электроэнергия

958,4

0

1311,1

0

-40

1665,1

0

3894,6

Тепловая энергия (все источники)

-948,2

-13

-1727

0

-160,2

-289,4

3691,1

553,3

в т. ч. электростанции

-895

0

-833

0

-4

0

1211,7

-520,3

котельные

-69

-12

-894

0

-154

0

1788,4

659,4

теплоутилизационные установки

0

0

0

0

0

0

691

691,0

Собственные нужды предприятий энергетики

0

0

0

0

0

-72,3

-158

-230,3

Потери при распределении

0

0

0

0

0

-89,5

-129,3

-218,8

Конечное потребление энергии

5828,5

554,8

7372,0

0,0

267,6

1874,8

3978,4

19876,1

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

0,7

29,7

61

0

9

33,2

42,1

175,7

Добыча полезных ископаемых[14]

1,1

0,9

0,1

0

0,2

0,8

0,9

4,0

Обрабатывающие производства

5186,6

8,5

3361

0

123,6

1138,2

1564

11381,9

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды[15]

611,2

4,9

64,1

0

52,3

84,9

351,2

1168,6

Строительство

0,8

2,7

1,3

0

0,1

7,8

0,7

13,4

Транспорт и связь

1,5

33,7

2055,6

0

2,9

176,2

290,1

2560,0

Прочие ВЭД (сфера услуг)

7,1

11,4

20,5

0

22,1

58

184,5

303,6

Бытовой сектор

3,5

37

181,1

0

19,5

217,3

868

1326,4

Неэнергетические нужды

16

1

1415,7

0

26,4

0

0

1459,1

Население

0

425

211,6

0

11,5

158,4

676,9

1483,4

Раздел III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Вологодской области

III–1. Особенности функционирования энергосистемы на территории Вологодской области

На основании приведенных в разделе II-13 данных, особенности и проблемы текущего состояния электросетевого оборудования сводятся к следующему:

На ПС 500 кВ Череповецкая выявлен значительный износ силового оборудования 500 и 220 кВ, опорных конструкций. Часть выключателей 220 кВ не соответствует требованиям по отключающей способности. ПС 500 кВ Череповецкая является одним из главных источников питания производственных объектов ПАО «Северсталь» и АО «Апатит», нарушение электроснабжения которых может привести техногенной катастрофе в регионе. Рекомендуется проведение комплексной технической реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая.

ПС 220 кВ Октябрьская является однотрансформаторной без резервного питания по стороне 220 кВ.

Схемы РУ 220 кВ ПС 220 кВ Харовская (Тяговая), ПС 220 кВ Явенга (Тяговая), ПС 220 кВ Кадниковский (Тяговая) выполнены по устаревшей схеме с отделителями и короткозамыкателями. Их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. Рекомендуется произвести замену короткозамыкателей и отделителей на элегазовые выключатели.

Оценка технического уровня дана на основании анализа основных параметров электросетевых объектов, предоставленных филиалом ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» и другими компаниями, владеющих оборудованием 110 кВ и выше.

На основании данных, представленных в таблицах, можно заключить, что около 40 % находящегося в эксплуатации электросетевого оборудования отработало срок службы и требует проведения работ по техническому перевооружению или строительству новых подстанций взамен отработавших. Большой уровень износа сетевого и подстанционного оборудования снижает надежность электроснабжения потребителей региона.

Техническое состояние сети 110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя к 2019 году около 60 % трансформаторов подстанций и около 20 % линий электропередач 110 кВ и выше отработало нормативный срок службы. Необходимо обратить внимание на то, что при истечении срока службы электрооборудования вероятность отказа увеличивается на порядок.

Таблица 35. Технический уровень электросетевых объектов 110 кВ филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго»

Показатель

Кол-во подстанций 110 кВ, находящихся на балансе филиала «Вологдаэнерго» (всего 89 шт.)

Наименование

шт.

%

Одно-трансформаторные ПС

ВЭС (110 кВ — 26 шт.)

ПС 110 кВ Нефедово, ПС 110 кВ Ананьино, ПС 110 кВ Жернаково, ПС 110 кВ Семигородняя, ПС 110 кВ Пундуга, ПС 110 кВ Чекшино, ПС 110 кВ Воробьево,

ПС 110 кВ Шуйское (1 трансформатор 110 кВ и 1 трансформатор 35 кВ)

8

30

ЧЭС (110 кВ — 25 шт.)

ПС 110 кВ Заполье, ПС 110 кВ Покровское,

ПС 110 кВ Избоищи (1 трансформатор 110 кВ и 1 трансформатор 35 кВ)

3

12

ВУЭС (110 кВ — 13 шт.)

ПС 110 кВ Сусоловка

1

7,7

ТЭС (110 кВ — 12 шт.)

ПС 110 кВ Царева, ПС 110 кВ Ляменьга, ПС 110 кВ В. Спасский Погост

3

25

КЭС (110 кВ — 13 шт.)

ПС 110 кВ Мегра, ПС 110 кВ Бечевинка, ПС 110 кВ Коварзино, ПС 110 кВ Устье

4

30,8

Итого

17

19

Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне

ВЭС (110 кВ — 26 шт.)

ПС 110 кВ Ананьино, ПС 110 кВ Жернаково, ПС 110 кВ Семигородняя, ПС 110 кВ Никольский Погост, ПС 110 кВ Пундуга, ПС 110 кВ Чекшино,

ПС 110 кВ Плоское (1 трансформатор 110 кВ и 1 трансформатор 35 кВ),

ПС 110 кВ Шуйское (1 трансформатор 110 кВ и 1 трансформатор 35 кВ)

8

30

ЧЭС (110 кВ — 25 шт.)

ПС 110 кВ Желябово, ПС 110 кВ Заполье, ПС 110 кВ Избоищи

3

12

ВУЭС (110 кВ — 13 шт.)

-

0

0

ТЭС (110 кВ — 12 шт.)

ПС 110 кВ Царева, ПС 110 кВ Ляменьга, ПС 110 кВ В. Спасский Погост

3

25

КЭС (110 кВ — 13 шт.)

ПС 110 кВ Бечевинка

1

7,7

Итого

15

16,8

Подстанции на ОД и КЗ

ВЭС (110 кВ — 26 шт.)

ПС 110 кВ Ананьино, ПС 110 кВ Вожега, ПС 110 кВ Воробьево, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Вохтога, ПС 110 кВ ГДЗ, ПС 110 кВ Жерноково, ПС 110 кВ Кипелово, ПС 110 кВ Луговая, ПС 110 кВ Нефедово, ПС 110 кВ Новленское, ПС 110 кВ Плоское, ПС 110 кВ Пундуга, ПС 110 кВ Сямжа, ПС 110 кВ Чекшино

15

57,6

ЧЭС (110 кВ — 25 шт.)

ПС 110 кВ Нелазское, ПС 110 кВ Новые углы, ПС 110 кВ Батран, ПС 110 кВ Заполье, ПС 110 кВ Желябово, ПС 110 кВ Покровское, ПС 110 кВ Поселковая

7

28

ВУЭС (110 кВ — 13 шт.)

ПС 110 кВ Борки, ПС 110 кВ Сусоловка, ПС 110 кВ Зеленцово, ПС 110 кВ Вострое

4

30,8

ТЭС (110 кВ — 12 шт.)

ПС 110 кВ В. Спасский Погост, ПС 110 кВ Царева, ПС 110 кВ Власьевская, ПС 110 кВ Ляменьга

4

33,3

КЭС (110 кВ — 13 шт.)

ПС 110 кВ Коварзино, ПС 110 кВ Вашки

2

15,4

Итого

32

36

Технический уровень сети 110 кВ филиала «Вологдаэнерго», согласно таблице 36, не высокий:

‒ подстанции без резервного питания со стороны высшего напряжения — 15 шт.;

‒ однотрансформаторные подстанции — 17 шт.

‒ подстанции на ОД и КЗ — 32 шт.

В таблице 36 представлена информация об электросетевом оборудовании подстанций, находящихся на балансе сторонних организаций 110 кВ.

Таблица 36. Технический уровень абонентских подстанций 110 кВ

Показатель

Наименование

Кол-во абонентских подстанций, шт.

Подстанции на ОД и КЗ

ПС 110 кВ Скалино (тяговая), ПС 110 кВ Грязовец (тяговая), ПС 110 кВ Печаткино (тяговая), ПС 110 кВ Вологда (тяговая), ПС 110 кВ Кипелово (тяговая).

5

Большая часть схем РУ 110 кВ выполнена по упрощенным схемам с отделителями и короткозамыкателями. Их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 110 кВ, где в схеме установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.

В сети 110 кВ имеются очень длинные транзиты и участки, где структура сети не соответствует рекомендациям по количеству промежуточных подстанций, присоединенных к ВЛ между двумя опорными ПС (таблица 37).

Таблица 37. Участки сети с большим количеством промежуточных ПС

№

Название ЛЭП транзита

Название промежуточных ПС 110 кВ

Протяженность транзита / количество ПС

Длина одноцепного транзита 110 кВ более 120 км

1

ВЛ 110 кВ Дымково — Кич.Городок с отпайкой на ПС Усть Алексеево, ВЛ 110 кВ Кич.Городок — Калинино

Дымково, Усть Алексеево, Кич-Городок, Калинино

140,16 км

2

ВЛ 110 кВ Тотьма-2 — Бабушкино, ВЛ 110 кВ Бабушкино — Рослятино, ВЛ 110 кВ Рослятино — Зеленцово с отпайкой на ПС Ляменьга, ВЛ 110 кВ Калинино — Зеленцово

Тотьма-2, Бабушкино, Рослятино, Ляменьга, Зеленцово, Калинино

171,45 км

3

ВЛ 110 кВ Сокол — Воробьево с отпайками, ВЛ 110 кВ Воробьево — Погорелово

Сокол, Чекшино, Воробьево (Шуйское), Погорелово

132,5 км

4

ВЛ 110 кВ Сокол — Биряково, ВЛ 110 кВ Биряково — Погорелово

Сокол, Биряково, Погорелово

136,7 км

5

ВЛ 110 кВ Харовская (Тяговая) — Сямжа с отпайкой на ПС Харовск, ВЛ 110 кВ Сямжа — Чушевицы, ВЛ 110 кВ Чушевицы — Верховажье, ВЛ 110 кВ Верховажье — Вельск

ПС 220 кВ Харовская (Тяговая), ПС 110 кВ Харовск (Районная) Сямжа, Чушевицы, Верховажье, Вельск

228,65 км

6

ВЛ 110 кВ Дымково — Полдарса, ВЛ 110 кВ Полдарса — Вострое, ВЛ 110 кВ НПС-Вострое, ВЛ 110 кВ Тарнога — НПС

Дымково, Полдарса, Вострое, НПС, Тарнога

178,06 км

7

ВЛ 110 кВ Чагода — Покровское с отпайкой на ПС Избоищи, ВЛ 110 кВ Устюжна — Покровское, ВЛ 110 кВ Коротово — Устюжна с отпайкой на ПС Желябово, ВЛ 110 кВ Суда — Коротово

Чагода, Избоищи, Покровское, Устюжна, Желябово, Коротово, Суда

192,23 км

8

ВЛ 110 кВ Петринево — Антушево с отпайкой на ПС Бечевинка, ВЛ 110 кВ Антушево — Белозерск, ВЛ 110 кВ Кириллов — Белозерск

Петринево, Бечевинка, Антушево, Белозерск, Кириллов

124,15 км

Более трех промежуточных ПС на одноцепном транзите 110 кВ

9

ВЛ 110 кВ Тотьма-2 — Бабушкино, ВЛ 110 кВ Бабушкино — Рослятино, ВЛ 110 кВ Рослятино — Зеленцово с от-пайкой на ПС Ляменьга, ВЛ 110 кВ Калинино — Зеленцово

Бабушкино, Рослятино, Ляменьга, Зеленцово

4

10

ВЛ 110 кВ Чагода — Покровское с отпайкой на ПС Избоищи, ВЛ 110 кВ Устюжна — Покровское, ВЛ 110 кВ Коротово — Устюжна с отпайкой на ПС Желябово, ВЛ 110 кВ Суда — Коротово

Избоищи, Покровское, Устюжна, Желябово, Коротово

5

11

ВЛ 110 кВ Харовская (Тяговая) — Сямжа с отпайкой на ПС Харовск, ВЛ 110 кВ Сямжа — Чушевицы, ВЛ 110 кВ Чушевицы — Верховажье, ВЛ 110 кВ Верховажье — Вельск

ПС 110 кВ Харовск (Районная), Сямжа, Чушевицы, Верховажье

4

III–2. Оценка существующей режимно-балансовой ситуации

Характеристика балансов электрической энергии и мощности на территории Вологодской области за последние 5 лет по данным АО «СО ЕЭС»

Потребность Вологодской области в электрической энергии (мощности) обеспечивается как собственной выработкой электрической энергии ТЭС и ГЭС Вологодской энергосистемы, так и перетоком электроэнергии по магистральным сетям ПАО «ФСК ЕЭС» из соседних энергосистем.

Балансы мощности Вологодской энергосистемы на час прохождения совмещенного с ОЭС Центра максимума нагрузки за период 2013-2017 гг. представлены в таблице 38.

Таблица 38. Баланс мощности Вологодской энергосистемы за 2013-2017 года, МВт

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017

Совмещенный с ОЭС Центра максимум нагрузки

1916

1954

1893

1926

1892

Собственный максимум нагрузки ЭС

1950

2025

1944

1968

1916

Установленная мощность на конец года

1400,8

1932,28

1932,28

1939,78

1985,78

Генерация:

-

-

-

-

-

на час совмещенного максимума

1082

1320

1122

1452

1515

на час собственного максимума

946

1285

1225

1659

1239

Фактический резерв мощности на час совмещенного максимума

217

12,0

53

436

335

То же, в % от совмещенного максимума

11,33

0,62

2,77

22,6

17,7

Сальдо перетоков:

-

-

-

-

-

на час совмещенного максимума

834

634

771

474

377

на час собственного максимума

1004

740

719

309

677

Баланс мощности Вологодской энергосистемы в отчетный период 2013‑2017 гг. складывался дефицитно. В 2013 году дефицит мощности составил 1004 МВт. В 2017 году дефицит мощности снизился и составил 677 МВт. Такая динамика дефицита обусловлена изменением собственного максимума нагрузки Вологодской энергосистемы и увеличением генерации.

Совмещенный c ОЭС Центра максимум нагрузки Вологодской области в 2017 году составил 1892 МВт, что составляло около 5,2 % от общего потребления ОЭС Центра. Величина собственного максимума нагрузки энергосистемы в 2017 году составила 1916 МВт, снизилась на 2,71% по сравнению со значением предыдущего отчетного периода.

Необходимо отметить, что величина дефицита мощности Вологодской ЭС составляет 35,3 % от собственного максимума нагрузки. Оставшаяся часть нагрузки покрывалась за счет перетоков мощности из соседних энергосистем.

Баланс электрической энергии Вологодской энергосистемы за 2013-2017 годы представлен в таблице 39.

Таблица 39. Баланс электроэнергии Вологодской энергосистемы за 2013-2017 года

Год

2013

2014

2015

2016

2017

Электропотребление

13 422,70

13 531,53

13 611,25

13 555,95

13639,99

Производство электроэнергии

7 883,34

9 115,24

10640,67

11490,63

9666,47

Дефицит (-)

-5 539,36

-4 416,30

-2 970,58

-2 065,32

-3973,52

Анализ балансов электроэнергии показывает, что за весь рассматриваемый период Вологодская энергосистема являлась дефицитной. В период 2013-2017 гг. дефицит электроэнергии Вологодской  энергосистемы  находился  в диапазоне            2065,32 - 5539,3 млн. кВт·ч. и покрывался перетоками электроэнергии из смежных энергосистем ОЭС Центра.

Характеристика балансов электрической энергии и мощности на территории Вологодской области за последние 5 лет по данным органов исполнительной государственной власти Вологодской области

Динамика производства энергетических ресурсов на территории Вологодской области проводится путем сопоставления данных предоставленных Росстатом и Системным оператором АО «СО ЕЭС», представлена в табл. 40.

Таблица 40. Фактическое производство электрической энергии по Вологодской энергосистеме в 2013-2017 гг., млн. кВт·ч

Наименование показателя

2013

2014

2015

2016

2017

Производство электрической энергии по данным Росстата

8091

9190

10841

11699

10131,334 (предполагаемое значение показателя по данным Вологдастата)

Официальные данные Росстата не ранее 01.07.2018 г.

Производство электрической энергии по данным АО «СО ЕЭС»

7883

9115

10641

11491

9666,5

Соотношение показателей производства электроэнергии Росстата и АО «СО ЕЭС»

208

75

200

208

464,8

Соотношение показателей, в %

2,6

0,8

1,8

1,8

4,6

III–3. Наличие отдельных частей энергосистемы, характеризующихся повышенной вероятностью возникновения недопустимых режимов работы энергосистемы, связанных с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов

Анализ загрузки сетевого оборудования на территории Вологодской области

Загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ на подстанциях Вологодской энергосистемы по данным предоставленных контрольных замеров в период прохождения максимумов 2013-2017 г. представлена в таблице 41.

Из таблицы 41 следует, что загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ находится в допустимых пределах. Анализ загрузки автотрансформаторов 220/110 кВ Вологодской энергосистемы позволяет сделать вывод о достаточном резерве мощности автотрансформаторов.

Сводные данные за отчетный период о загрузке трансформаторов в нормальном режиме совмещенного зимнего максимума, послеаварийной или ремонтной перегрузке, наличии резервов мощности на ПС 110 кВ филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» приведены в таблице 42.

Согласно приведенной информации, необходима первоочередная замена трансформаторов:

‒ на ПС 110/35/10 кВ Кубенское замена Т-1 и Т-2 мощностью 2×10 МВА;

‒ на ПС 110/10 кВ Вохтога замена Т-1 и Т-2 мощностью 2×10 МВА;

‒ на ПС 110/35/10 кВ Устюжна замена Т-1 и Т-2 мощностью 2×10 МВА.

Таблица 41. Загрузка автотрансформаторов 220 кВ основных центров питания в зимний и летний периоды

Наименование

Установленная мощность, МВА

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

P

Q

Загрузка, МВА

Загрузка, в %

Резерв Мощности, МВА

P

Q

Загрузка, МВА

Загрузка, в %

Резерв Мощности, МВА

P

Q

Загрузка, МВА

Загрузка, в %

Резерв Мощности, МВА

P

Q

Загрузка, МВА

Загрузка, в %

Резерв мощности, МВА

P

Q

Загрузка, МВА

Загрузка, в %

Резерв мощности, МВА

Зимний период

ПС 220 кВ Вологда-Южная (новая)

АТ1

150

45,7

23,4

51,3

34,2

98,7

30,3

12,3

32,7

21,8

117,3

27,7

16,5

32,2

21,4667

117,8

17,7

17,5

24,8906

16,6

125,109

23,9

1,6

24,0

16,0

126,0

АТ2

150

46

23,3

51,6

34,4

98,4

30,7

12,4

33,1

22,1

116,9

28

16,7

32,6

21,7

117,4

19,1

17,9

26,1767

17,5

123,823

24

1,6

24,1

16,0

125,9

АТ3

150

45,9

23,1

51,4

34,3

98,6

30,4

12,3

32,8

21,9

117,2

27,7

16,5

32,2

21,5

117,8

20,3

17,8

26,9987

18,0

123,001

22,4

1

22,4

14,9

127,6

АТ4

150

36,5

18,3

40,8

27,2

109,2

30,4

12,3

32,8

21,9

117,2

27,7

16,5

32,2

21,5

117,8

15

13,9

20,4502

13,6

129,55

22,4

1

22,4

14,9

127,6

ПС 220 кВ Сокол

АТ1

125

40,3

5,9

40,7

32,6

84,3

31,2

11,3

33,2

26,6

91,8

34,3

19

39,2

31,4

85,8

33,7

14

36,4923

29,2

88,5077

40

4,1

40,2

32,2

84,8

АТ2

125

35,5

4,4

35,8

28,6

89,2

28,9

10,4

30,7

24,6

94,3

37,1

16

40,4

32,3

84,6

27,9

11,3

30,1015

24,1

94,8985

38,1

4,3

38,3

30,7

86,7

ПС 220 кВ Ростилово

0

0,0

АТ1

125

37,3

17,9

41,4

33,1

83,6

41,9

13,4

44

35,2

81

34,9

13,9

37,6

30,1

87,4

31,9

11,4

33,8758

27,1

91,1242

42,5

29,2

51,6

41,3

73,4

АТ2

125

26,5

17,2

31,6

25,3

93,4

41,9

13,4

44

35,2

81

34,9

13,9

37,6

30,1

87,4

31,7

11,5

33,7215

27,0

91,2785

42,5

29,2

51,6

41,3

73,4

ПС 220 кВ РПП-1

АТ2

200

70,5

82

108,1

54,1

91,9

53,9

77,7

94,6

47,3

105,4

60,3

51,5

79,3

39,7

120,7

66

60

89,1964

44,6

110,804

75,6

77,5

108,3

54,1

91,7

АТ3

200

70,9

83

109,2

54,6

90,8

53,9

77,7

94,6

47,3

105,4

60,3

51,5

79,3

39,7

120,7

66

60

89,1964

44,6

110,804

76,5

77,5

108,9

54,4

91,1

ПС 220 кВ Зашекснинская

АТ1

63

12,6

4,9

13,5

21,4

49,5

7,9

3,2

8,5

13,5

54,5

12,7

0,8

12,7

20,2

50,3

16

1

16,0312

25,4

46,9688

17,4

9,3

19,7

31,3

43,3

АТ2

63

12,3

4,7

13,2

21

49,8

11,4

4,6

12,3

19,5

50,7

15,6

0,8

15,6

24,8

47,4

13

2

13,1529

20,9

49,8471

12,2

4,5

13,0

20,6

50,0

ПС 220 кВ Первомайская

Т (2x40)

80

18,3

3,7

18,7

23,4

61,3

22,5

6,6

23,4

29,3

56,6

24,3

5,8

25

31,3

55

8,03

1,78

8,22492

10,3

71,7751

17,9

4,2

18,4

23,0

61,6

ПС 220 кВ ГПП-1

АТ1

125

26,1

23,3

35

28

90

20

19,7

28,1

22,5

96,9

24,3

6

25

20

100

24,3

6

25,0298

20,0

99,9702

-

-

-

-

-

АТ2

125

26,1

23,3

35

28

90

20

19,7

28,1

22,5

96,9

24,3

6

25

20

100

24,3

6

25,0298

20,0

99,9702

-

-

-

-

-

ПС 500 кВ Череповецкая

АТ1

501

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

21,1

79,3

82,1

16,4

418,9

57

165

174,568

34,8

326,432

127,5

145,9

193,8

38,7

307,2

АТ2

501

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

7,5

96,7

97

19,4

404

6

138

138,13

27,6

362,87

152,1

165,5

224,8

44,9

276,2

ПС 500 кВ Вологодская

АТ1

501

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

169,5

13,4

170

33,9

331

108,7

15,4

109,785

21,9

391,215

171,4

3,2

171,4

34,2

329,6

АТ2

501

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

169,4

11,9

169,8

33,9

331,2

111

22,3

113,218

22,6

387,782

173,1

3,1

173,1

34,6

327,9

ПС 750 кВ Белозерская

АТ1

1251

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

274,5

95,6

290,7

23,2

960,3

221,1

50,5

226,794

18,1

1024,21

415,2

9,8

415,3

33,2

835,7

АТ2

1251

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

276,6

97,6

293,3

23,4

957,7

218,8

51,2

224,711

18,0

1026,29

413,8

7,2

413,9

33,1

837,1

АТ3

501

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

82

89,6

121,5

24,2

379,5

151,3

113,2

188,96

37,7

312,04

181,2

124,8

220,0

43,9

281,0

Всего

6963

873,7

962,9

1383,1

5192,7

4357,9

Летний период

ПС 220 кВ Вологда-Южная (новая)

АТ1

150

20,4

1,4

20,4

13,6

129,6

31

1,6

31

20,7

119

24,8

26,9

36,6

24,4

113,4

21,9

14,4

26,21

17,47

123,79

25,9

7

26,8

17,9

123,2

АТ2

150

20,6

1,4

20,6

13,7

129,4

31

1,6

31

20,7

119

24,8

26,9

36,6

24,4

113,4

22,2

15,1

26,85

17,90

123,15

-

-

-

-

-

АТ3

150

20,5

1,4

20,5

13,7

129,5

31,2

1,6

31,2

20,8

118,8

25

27,1

36,9

24,6

113,1

23,1

15,8

27,99

18,66

122,01

30

9,2

31,4

20,9

118,6

АТ4

150

20,5

1,4

20,5

13,7

129,5

30,9

1,6

30,9

20,6

119,1

24,7

26,8

36,4

24,3

113,6

18,2

12,2

21,91

14,61

128,09

29,9

8,9

31,2

20,8

118,8

ПС 220 кВ Сокол

АТ1

125

26,6

3,5

26,8

21,4

98,2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

30,1

10,9

32,01

25,61

92,99

-

-

-

-

-

АТ2

125

23,3

2,4

23,4

18,7

101,6

32,8

17,9

37,4

29,9

87,6

33,9

8,8

35

28

90

25,1

8,1

26,37

21,10

98,63

52,6

31

61,1

48,8

63,9

ПС 220 кВ Ростилово

АТ1

125

17,5

17

24,4

19,5

100,6

29,2

20,1

35,4

28,3

89,6

32,7

16,9

36,8

29,4

88,2

29,9

13,3

32,72

26,18

92,28

-

-

-

-

-

АТ2

125

12,6

16,5

20,8

16,6

104,2

29,2

20,1

35,4

28,3

89,6

32,7

16,9

36,8

29,4

88,2

29,9

13,2

32,68

26,15

92,32

65,4

41,6

77,5

62,0

47,5

ПС 220 кВ РПП-1

АТ2

200

65

60,2

88,6

44,3

111,4

-

-

-

-

-

51

60,5

79,1

39,6

120,9

58

41

71,03

35,51

128,97

36,4

55,1

66,0

33,0

134,0

АТ3

200

65

60,2

88,6

44,3

111,4

76

48,5

90,2

45,1

109,8

51

60,5

79,1

39,6

120,9

58

41

71,03

35,51

128,97

36,4

55,1

66,0

33,0

134,0

ПС 220 кВ Зашекснинская

АТ1

63

-

-

-

-

-

1,2

0,7

1,4

2,2

61,6

7,8

13,1

15,2

24,1

47,8

8

0

8,00

12,70

55,00

8,6

0

8,6

13,7

54,4

АТ2

63

14

2

14,1

22,4

48,9

14,2

5,7

15,3

24,3

47,7

9

3,5

9,7

15,4

53,3

9

0

9,00

14,29

54,00

8,6

0

8,6

13,7

54,4

ПС 220 кВ Первомайская

Т (2x40)

80

9

1,6

9,1

11,4

70,9

21,9

3,6

22,2

27,8

57,8

17,3

5,3

18,1

22,6

61,9

8,3

1,7

8,47

10,59

71,53

16,5

3,4

16,8

21,1

63,2

ПС 220 кВ ГПП-1

АТ1

125

-

-

-

-

-

33,9

72

79,6

63,7

45,4

9,4

35,7

36,9

29,5

88,1

9,4

35,7

36,92

29,53

88,08

13,4

13,2

18,8

15,0

106,2

АТ2

125

35,4

20,1

40,7

32,6

84,3

33,9

72

79,6

63,7

45,4

9,4

35,7

36,9

29,5

88,1

9,4

35,7

36,92

29,53

88,08

-

-

-

-

-

ПС 500 кВ Череповецкая

АТ1

501

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

115,4

66,2

133

26,6

368

3,9

1,8

4,30

0,86

496,70

25,9

113,9

116,8

23,3

384,2

АТ2

501

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

158,7

126,9

203,2

40,6

297,8

12,8

94,9

95,76

19,11

405,24

6,2

114,1

114,3

22,8

386,7

ПС 500 кВ Вологодская

АТ1

501

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

187,7

16,7

188,4

37,6

312,6

131,8

3,5

131,85

26,32

369,15

186,5

13,2

187,0

37,3

314,0

АТ2

501

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

187,8

18,3

188,7

37,7

312,3

133,7

7,1

133,89

26,72

367,11

188,3

13,5

188,8

37,7

312,2

ПС 750 кВ Белозерская

АТ1

1251

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

330,8

31,6

332,3

26,6

918,7

156,3

135,8

207,05

16,55

1043,95

588,5

153,6

608,2

48,6

642,8

АТ2

1251

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

330,8

31,8

332,3

26,6

918,7

-

-

0,00

-

-

0,0

АТ3

501

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

5,6

98,6

98,76

19,71

402,24

86,5

216,2

232,9

46,5

268,1

6963

947,4

1359,1

1110,4

4429

3326,2

Таблица 42. Загрузка трансформаторов 110 кВ и резерв пропускной способности подстанций

№ п/п

Перечень центров питания 110 кВ

Напряжение, кВ

Кол-во и мощность установлен-ных тр-ров на 01.01.2017, кВА

Sдоп[16], кВА

Максимум нагрузки потребителей, подключенных к центрам питания, кВА

Коэфф. загрузки

Резерв

2013

2014

2015

2016

2017

2017

2017

Sфакт, кВА

Sфакт, кВА

Sфакт, кВА

Sфакт, кВА

Sфакт, кВА

Кз.ав.[17]

Sрез[18], кВА

ПО «ВЭС»

1

ПС 110 кВ Центральная

110/10/6

40+40

42 000

23 438

20 295

20 246

19 184

16 352

0,39

25 648

2

ПС 110 кВ Восточная

110/35/10

40+40

42 000

28 624

28 717

24 230

26 575

24 604

0,59

17 396

3

ПС 110 кВ Луговая

110/35/10

25+25

26 250

18 575

17 677

20 632

18 972

18 926

0,72

7 324

4

ПС 110 кВ Западная

110/35/10

63+63

66 150

36 810

34 737

42 322

42 054

32 840

0,50

33 310

5

ПС 110 кВ Кубенское

110/35/10

10+10

10 500

14 758

14 481

10 338

10 320

11 940

1,14

-1 440

6

ПС 110 кВ Кипелово

110/10

16+16

16 800

2 837

2 612

3 102

3 017

2 745

0,16

14 055

7

ПС 110 кВ Ананьино

110/6

10

10 000

4 760

4 678

3 989

4 387

3 166

0,32

6 834

8

ПС 110 кВ Новленское

110/10

10+10

10 500

1 871

1 679

2 173

2 435

1 846

0,18

8 654

9

ПС 110 кВ Нефедово

110/35/10

6,3

6 300

946

946

1 109

1 154

1 053

0,17

5 247

10

ПС 110 кВ Грязовец

110/35/10

25+25

26 250

13 774

13 622

14 136

15 325

21 350

0,81

4 900

11

ПС 110 кВ Вохтога

110/10

10+10

10 500

12 228

11 905

12 349

4 699

10 013

0,95

487

12

ПС 110 кВ Плоское

110/35/10

2,5+2,5

2 625

1 286

1 268

668

680

303

0,12

2 322

13

ПС 110 кВ Жернаково

110/35/10

6,3

6 300

1 068

946

1 031

1 166

738

0,12

5 562

14

ПС 110 кВ ГДЗ

110/6-10

10+10

10 500

3 359

3 227

3 436

3 886

3 354

0,32

7 146

15

ПС 110 кВ Биряково

110/10

2,5+2,5

2 625

694

803

686

734

617

0,24

2 008

16

ПС 110 кВ Кадников

110/10

10+10

10 500

5 372

5 231

4 872

4 788

4 226

0,40

6 274

17

ПС 110 кВ Воробьево

110/35/10

6,3

6 300

492

486

572

567

2 204

0,35

4 096

18

ПС 110 кВ Чекшино

110/10

2,5

2 500

631

619

749

594

0,24

1 906

19

ПС 110 кВ Вожега

110/35/10

10+10

10 500

4 678

4 320

4 706

4 689

4 624

0,44

5 876

20

ПС 110 кВ Харовск (Районная)

110/35/10

25+25

26 250

8 854

9 488

8 562

9 638

7 871

0,30

18 379

21

ПС 110 кВ Семигородняя

110/10

2,5

2 500

481

433

470

452

397

0,16

2 103

22

ПС 110 кВ Никольский Погост

110/10

2,5+2,5

2 625

191

226

281

272

179

0,07

2 446

23

ПС 110 кВ Пундуга

110/10

2,5

2 500

344

330

375

317

380

0,15

2 120

24

ПС 110 кВ Сямжа

110/35/10

10+10

10 500

3 956

3 800

4 716

4 776

4 010

0,38

6 490

25

ПС 110 кВ Шуйское

110/35/10

2,5+6,3

6 300

2 412

1 857

2 058

2 266

1 748

0,28

4 552

26

ПС 110 кВ Ермаково

110/35/10

25+25

26 250

0

0

0

0

0

0,00

26 250

27

ПС 110 кВ ИП Сокол

110/10

25+25

26 250

0

0

0

0

0

0,00

26 250

ПО «ЧЭС»

28

ПС 110 кВ Искра

110/10

40+40

42 000

19 216

18 643

28 362

27 241

22 401

0,53

19 599

29

ПС 110 кВ Нелазское

110/10

2,5+2,5

2 625

1 323

1 404

1 489

1 275

1 208

0,46

1 417

30

ПС 110 кВ Загородная

110/10

10+10

10 500

5 074

5 029

4 182

3 553

2 280

0,22

8 220

31

ПС 110 кВ Заягорба

110/10

40+40

42 000

22 709

20 837

17 454

12 363

18 901

0,45

23 099

32

ПС 110 кВ Енюково

110/6-10

6,3+6,3

6 615

1 828

2 245

2 116

2 311

1 992

0,30

4 623

33

ПС 110 кВ Новые Углы

110/35/10

25+25

26 250

9 117

10 370

10 662

9 018

8 411

0,32

17 839

34

ПС 110 кВ Климовская

110/35/10

16+10

10 500

3 122

3 111

3 346

3 122

2 785

0,27

7 715

35

ПС 110 кВ Петринево

110/35/10

10+10

10 500

1 103

1 987

1 683

1 582

1 615

0,15

8 885

36

ПС 110 кВ Коротово

110/35/10

10+6,3

6 615

4 715

5 072

3 369

3 605

2 863

0,43

3 752

37

ПС 110 кВ Суда

110/35/10

10+10

10 500

7 433

7 431

6 718

6 000

5 852

0,56

4 648

38

ПС 110 кВ Батран

110/35/10

10+10

10 500

6 615

6 273

4 637

5 955

5 700

0,54

4 800

39

ПС 110 кВ Устюжна

110/35/10

10+10

10 500

11 767

11 356

11 080

11 261

10 022

0,95

478

40

ПС 110 кВ Желябово

110/10

2,5+2,5

2 625

1 984

2 198

1 587

1 592

1 431

0,55

1 194

41

ПС 110 кВ Чагода

110/35/10

16+16

16 800

10 685

13 109

10 884

12 077

9 247

0,55

7 553

42

ПС 110 кВ Анисимово

110/10

2,5+6,3

2 625

2 158

2 157

1 798

1 795

1 972

0,75

653

43

ПС 110 кВ Покровское

110/10

2,5

2 500

171

163

182

234

200

0,08

2 300

44

ПС 110 кВ Избоищи

110/35/10

10+1,6

10 000

498

514

636

646

583

0,06

9 417

45

ПС 110 кВ Стеклозавод

110/10

10+10

10 500

636

202

150

142

100

0,01

10 400

46

ПС 110 кВ Шексна

110/35/6-10

40+40

42 000

33 780

32 198

31 001

30 022

44 520

1,06

-2 520

47

ПС 110 кВ Нифантово

110/35/10

10+10

10 500

6 915

7 224

7 167

8 048

6 220

0,59

4 280

48

ПС 110 кВ Поселковая

110/10

10+10

10 500

5 133

4 324

3 692

3 792

3 671

0,35

6 829

49

ПС 110 кВ Кадуй

110/35/10

6,3+6,3

6 615

5 352

4 890

4 528

4 617

3 956

0,60

2 659

50

ПС 110 кВ Бабаево

110/35/10

16+16

16 800

12 548

12 052

11 681

11 613

12 389

0,74

4 411

51

ПС 110 кВ Заполье

110/10

2,5

2 500

457

400

522

505

412

0,16

2 088

52

ПС 110 кВ Южная

110/35/10

40+40

42 000

0

0

0

0

0

0,00

42 000

ПО «ВУЭС»

53

ПС 110 кВ Борки

110/35/10

10+10

10 500

3 347

3 883

3 664

3 047

3 296

0,31

7 204

54

ПС 110 кВ Великий Устюг

110/35/10

16+16

16 800

13 723

12 769

12 432

14 556

11 546

0,69

5 254

55

ПС 110 кВ Дымково

110/35/10

10+10

10 500

7 835

8 184

6 479

6 273

6 984

0,67

3 516

56

ПС 110 кВ Усть-Алексеево

110/35/10

6,3+6,3

6 615

1 362

1 381

1 384

1 402

1 411

0,21

5 204

57

ПС 110 кВ Полдарса

110/10

2,5+2,5

2 625

555

816

680

741

595

0,23

2 030

58

ПС 110 кВ Приводино

110/35/10

16+16

16 800

10 365

10 481

12 483

12 522

10 996

0,65

5 804

59

ПС 110 кВ Сусоловка

110/10

2,5

2 500

348

325

564

390

316

0,13

2 184

60

ПС 110 кВ Кичменгский Городок

110/35/10

10+10

10 500

8 225

8 401

8 249

9 825

8 668

0,83

1 832

61

ПС 110 кВ НПС

110/35/10

16+16

16 800

10 654

10 755

9 648

10 510

7 880

0,47

8 920

62

ПС 110 кВ Вострое

110/10

2,5+2,5

2 625

297

282

282

494

281

0,11

2 344

63

ПС 110 кВ Никольск

110/35/10

10+10

10 500

7 478

7 454

7 438

7 596

7 320

0,70

3 180

64

ПС 110 кВ Калинино

110/10

6,3+2,5

6 615

815

899

781

878

684

0,10

5 931

65

ПС 110 кВ Зеленцово

110/10

2,5+2,5

2 625

869

783

739

742

676

0,26

1 949

ПО «ТЭС»

66

ПС 110 кВ Верхне-Спасский Погост

110/10

2,5

2 625

596

843

588

700

614

0,23

2 011

67

ПС 110 кВ Власьевская

110/10

6,3+2,5

2 625

840

1 073

934

1 003

887

0,34

1 738

68

ПС 110 кВ Тарнога

110/35/10

10+10

10 500

5 922

6 024

6 384

7 375

6 636

0,63

3 864

69

ПС 110 кВ Тотьма-2

110/10

10+10

10 500

3 525

3 611

3 380

4 438

3 108

0,30

7 392

70

ПС 110 кВ Тотьма-1

110/35/10

10+10

10 500

5 178

4 791

5 709

4 801

4 882

0,46

5 618

71

ПС 110 кВ Погорелово

110/35/10

16+16

16 800

9 664

10 395

11 726

11 195

9 346

0,56

7 454

72

ПС 110 кВ Царева

110/35/10

6,3

6 300

517

550

362

571

504

0,08

5 796

73

ПС 110 кВ Бабушкино

110/35/10

6,3+6,3

6 615

4 541

4 594

4 388

5 215

4 541

0,69

2 074

74

ПС 110 кВ Рослятино

110/10

2,5+2,5

2 625

1 847

2 017

1 456

1 630

1 371

0,52

1 254

75

ПС 110 кВ Ляменьга

110/10

2,5

2 500

610

741

671

857

600

0,24

1 900

76

ПС 110 кВ Верховажье

110/35/10

10+10

10 500

5 962

5 749

5 173

5 487

4 354

0,41

6 146

77

ПС 110 кВ Чушевицы

110/35/10

10+10

10 500

1 936

2 150

2 166

2 875

2 875

0,27

7 625

ПО «КЭС»

78

ПС 110 кВ Кириллов

110/35/10

10+10

10 500

9 355

8 298

7 223

7 440

7 025

0,67

3 475

79

ПС 110 кВ Никольский Торжок

110/10

6,3+6,3

6 615

1 390

1 475

1 153

1 221

1 135

0,17

5 480

80

ПС 110 кВ Ферапонтово

110/10

2,5+6,3

2 625

586

577

702

656

700

0,27

1 925

81

ПС 110 кВ Коварзино

110/35/10

6,3

6 300

315

360

385

410

365

0,06

5 935

82

ПС 110 кВ Белозерск

110/35/10

10+10

10 500

6 387

6 236

6 353

6 577

6 111

0,58

4 389

83

ПС 110 кВ Бечевинка

110/10

2,5

2 500

210

178

164

268

259

0,10

2 241

84

ПС 110 кВ Антушево

110/35/10

6,3+6,3

6 615

3 544

3 706

2 850

3 599

2 756

0,42

3 859

85

ПС 110 кВ Вашки

110/35/10

10+10

10 500

3 767

3 858

3 409

3 853

3 865

0,37

6 635

86

ПС 110 кВ Белоусово

110/35/6

16+16

16 800

7 974

5 014

2 167

2 087

4 991

0,30

11 809

87

ПС 110 кВ Андома

110/10

2,5+2,5

2 625

1 643

1 518

1 647

858

918

0,35

1 707

88

ПС 110 кВ Восточная

110/35/10

16+16

16 800

10 782

9 504

8 105

8 460

8 543

0,51

8 257

89

ПС 110 кВ Мегра

110/10

2,5

2 500

444

377

428

422

395

0,16

2 105

90

ПС 110 кВ Устье

110/10

2,5

2 500

298

208

353

1 131

898

0,36

1 602

III–4. Наличие отдельных частей энергосистемы, характеризующихся повышенной вероятностью возникновения недопустимых режимов работы энергосистемы, связанных с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения)

В Вологодской энергосистеме отсутствуют отдельные части энергосистемы, характеризующиеся повышенной вероятностью возникновения недопустимых режимов работы энергосистемы, связанных с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения).

Раздел IV. Основные направления развития электроэнергетики Вологодской области

IV–1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период (с разбивкой по годам) по Вологодской области с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов

Прогноз потребления электроэнергии и мощности по базовому варианту развития Вологодской энергосистемы

В соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы, разработанной АО «СО ЕЭС», предполагается, что потребление электроэнергии в энергосистеме Вологодской области возрастает по базовому варианту прогноза с 13789,3 млн. кВт·ч в 2018 г. до 14129,3 млн. кВт·ч в 2023 г., или на 340 млн. кВт·ч., тем самым среднегодовой темп прироста потребления электроэнергии в период 2019-2023 гг. составит 0,52 %.

Это более чем на порядок ниже среднегодовых темпов прироста в Вологодской области по централизованной зоне в период подъема экономики с 1999 по 2007 год (2,81 %).

Потребление мощности за период 2018-2023 год в рамках базового варианта возрастет — с уровня 2015 МВт в 2018 году до 2065 МВт в 2023 году, т.е. прирост составит 2,48 % к уровню 2018 года со среднегодовым темпом прироста потребления мощности 0,52 %.

Таблица 43. Прогноз спроса на электроэнергию и мощность в энергосистеме Вологодской области по базовому варианту

Показатель

Прогноз

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Электропотребление ЭС Вологодской области — базовый вариант, млн кВт·ч

13789,3

14085,4

13643,2

14109,0

14118,8

14129,3

Среднегодовой темп изменения, %

-

2,1

-3,1

3,4

0,1

0,1

Потребление мощности в ЭС Вологодской области — базовый вариант, МВт

2015

2061

2061

2062

2064

2065

Среднегодовой темп изменения, %

-

2,3

0,0

0,1

0,1

0,1

Прогноз потребления электроэнергии и мощности по максимальному варианту развития энергосистемы

Данный раздел основан на наличии собственного прогноза спроса у Правительства Вологодской области в лице Департамента топливно-энергетического комплекса и тарифного регулирования Вологодской области.

В качестве исходных данных для разработки «максимального» варианта развития электроэнергетики Вологодской области принята информация об инвестиционных проектах, структуре вводов генерирующего оборудования и установленной мощности генерирующего оборудования, предоставленная Департаментом топливно-энергетического комплекса и тарифного регулирования Вологодской области.

Перечень инвестиционных проектов (максимальный вариант) по развитию электросетевого и энергетического комплекса Вологодской области на 2019-2023 годы представлен в таблице 44.

Таблица 44. Перечень инвестиционных проектов (максимальный вариант) но развитию электросетевого и энергетического комплекса Вологодской области на 2019-2023 гг.

Создание на территории Череповецкого муниципального района области особой экономической зоны промышленно-производственного типа «Суда», включающей строительство крупного лесоперерабатывающего комплекса с созданием собственных генерирующих мощностей с возможностью выдачи в сеть ЕЭС России. Предварительно проработаны варианты подключения к электрическим сетям различного класса напряжения. В настоящее время инвестором рассматривается вопрос разработки схемы выдачи мощности электростанции, планируемой к строительству.

№ п/п

Наименование инвестиционного проекта

Мощность, МВт

Срок реализации

Генерация

Потребление

1.

Индустриальный парк «Череповец» и строительство понизительной подстанции 110/10 кВ на новом земельном участке в границах территории ИП – подключение к ВЛ 110 кВ РПП-1-Суда-1 цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Суда-1) и ВЛ 110 кВ РПП-1 – Суда-II цепь с отпайками (ВЛ - 110 кВ Суда-2).

26

До 2020 года

2.

Государственная программа «Энергоэффективность и развитие газификации на территории Вологодской области на 2014-2020 годы», утвержденная постановлением Правительства области от 28 октября 2013 года № 1107. Ввод малых ГЭС на девяти объектах в соответствии с Соглашением о сотрудничестве между Правительством Вологодской области и  ЗАО «Норд Гидро»:

3.

- МГЭС «Череповецкая»

- ГТС Вологодского водоканала

- Плотина «Александровская»

- Плотина «Ковжа»

- Плотина «Депо»

- МГЭС «Опоки»

- Плотина «Красавино»

- Шекснинская гидроэлектростанция

- МГЭС «Вытегра»

0,9

0,4

0,35

0,2

0,08

10

0,04

20-80

1,2

До 2020 года

Город Череповец

4.

Новое строительство на территории котельной № 3 когенерационной установки электрической мощностью

1,5 МВт

1,5

До 2022 года

5.

Новое строительство на территории котельной «Южная» когенерационной установки электрической мощностью

5 МВт

5

До 2018 года

6.

Новое строительство когенерационной установки электрической мощностью 1,5 МВт на территории котельной № 1

1,5

До 2018 года

7.

Новое строительство когенерационной установки электрической мощностью 5 МВт на территории котельной № 2

5

До 2018 года

8.

Новое строительство когенерационной установки электрической мощностью 1,5 МВт на территории котельной «Северная»

1,5

До 2022 года

Необходимо отметить, что ввиду отсутствия точных сроков реализации ряда проектов по строительству энергоисточников не учитывается возможность их поэтапного ввода. При анализе динамики изменения установленной мощности электростанций Вологодской области в 2019-2023 гг. принято допущение, что все станции, сооружаемые по проектам с верхней границей срока реализации (т.е. до какого-либо года), вводятся в работу одномоментно в соответствующий последний год. Мощность планируемой к строительству Шекснинской ГЭС принята максимальной, равной 80 МВт, что соответствует наиболее полной реализации инвестиционных проектов в рамках «максимального» варианта развития электроэнергетики Вологодской области.

Таблица 45. Установленная мощность генерирующего оборудования до 2023 г. по типам электростанций Вологодской области, МВт

Показатель

2018

2019

2020

2021

2022-2023

Вологодская энергосистема, всего

2038,68

2038,68

2131,75

1501,75

1501,75

ГЭС

24

24

105,07

105,07

105,07

ТЭС

2012,4

2012,4

2012,4

1382,4

1382,4

ВИЭ (в т. ч. МГЭС)

2,28

2,28

14,28

14,28

14,28

В соответствии с приведенными выше данными Правительства Вологодской области по реализации инвестиционных проектов и строительству новых генерирующих электрических и тепловых мощностей (и появлению дополнительных собственных нужд этих генерирующих объектов) можно ожидать, что потребление электроэнергии в энергосистеме Вологодской области возрастает по максимальному варианту прогноза с 13,79 млрд кВт·ч в 2018 г. до 14,12 млрд кВт·ч в 2023 г., или более чем на 0,33 млрд кВт·ч со среднегодовым темпом прироста потребления электроэнергии в 0,49 % за рассматриваемый период. Это более чем в пять раз ниже среднегодовых темпов прироста потребления электроэнергии в Вологодской области по централизованной зоне в период подъема экономики с 1999 по 2007 год (2,81 %).

Потребление мощности за период 2018-2023 годов в рамках максимального варианта также возрастет — с уровня 2015 МВт в 2018 году до 2065 МВт в 2023 году (+2,48 %), со среднегодовым темпом прироста потребления мощности 0,52 %.

Таблица 46. Прогноз спроса на электроэнергию и мощность в энергосистеме Вологодской области по максимальному варианту развития

Показатель

Прогноз

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Электропотребление ЭС Вологодской области (максимальный вариант), млрд. кВт·ч

13,79

14,08

13,64

14,10

14,11

14,12

Среднегодовой темп изменения, %

-

2,1

-3,1

3,3

0,07

0,07

Потребление мощности в ЭС Вологодской области (максимальный вариант), МВт

2015

2061

2061

2062

2064

2065

Среднегодовой темп изменения, %

-

2,3

0

0,1

0,1

0,1

Сравнительный анализ прогноза потребления электроэнергии по базовому и максимальному варианту развития энергосистемы Вологодской области

В подразделе приводится прогноз потребления электроэнергии Вологодской области на период до 2023 года для базового и максимального вариантов.

Сравнительный анализ электропотребления по Вологодской области на расчетный период приведен в таблице 47 и на рисунке 14.

Таблица 47. Прогноз электропотребления Вологодской области, млрд.кВт·ч

Показатель

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Базовый вариант(Схема ЕЭС России)

Электропотребление, млрд кВт·ч

13,78

14,08

13,64

14,1

14,11

14,12

Среднегодовые темпы прироста, %

-

2,1

-3,1

3,4

0,1

0,1

Максимальный вариант (ОИВ Вологодской области)

13,789

14,085

13,643

14,109

14,119

14,129

Электропотребление, млрд кВт·ч

13,79

14,08

13,64

14,10

14,11

14,12

Среднегодовые темпы прироста, %

-

2,1

-3,1

3,3

0,07

0,07

Рисунок 36. Прогноз электропотребления Вологодской области, млрд.кВт·ч

По результатам проведенного анализа, и принимая во внимание то, что на текущий период отсутствуют должным образом оформленные намерения (заявки на технологическое присоединение, оформленные технические условия на технологическое присоединение) от инвесторов по вводу новых мощностей в соответствии с максимальным вариантом развития, базовый вариант, подкрепленный заявками на технологическое присоединение и разработанными техническими условиями на технологическое присоединение является основополагающим для стратегии развития энергосистемы Вологодской области.

Сравнительный анализ прогноза потребления мощности (максимума нагрузки) по базовому и максимальному варианту развития энергосистемы Вологодской области

В подразделе приводится прогноз максимума нагрузки Вологодской области на период до 2023 года для вариантов электропотребления, определенных выше.

Сравнительный анализ собственного максимума нагрузки на расчетный период приведен в таблице 48 и на рисунке 15.

Таблица 48. Прогноз собственного максимума нагрузки энергосистемы Вологодской области, МВт

Показатель

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Базовый вариант

Максимум нагрузки, МВт

2015

2061

2061

2062

2064

2065

Среднегодовые темпы прироста, %

2,3

0,0

0,1

0,1

0,1

Максимальный вариант

Максимум нагрузки, МВт

2015

2061

2061

2062

2064

2065

Среднегодовые темпы прироста, %

-

2,3

0

0,1

0,1

0,1

Рисунок 38. Прогноз собственного максимума нагрузки Вологодской области, МВт

По результатам проведенного анализа, и принимая во внимание то, что на текущий период отсутствуют должным образом оформленные намерения (заявки на технологическое присоединение, оформленные технические условия на технологическое присоединение) от инвесторов по вводу новых мощностей в соответствии с максимальным вариантом развития, базовый вариант, подкрепленный заявками на технологическое присоединение и разработанными техническими условиями на технологическое присоединение является основополагающим для стратегии развития энергосистемы Вологодской области.

IV–2. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Вологодской области мощностью более 5 МВт (в том числе генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии) на пятилетний период с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта с учетом максимального развития когенерации

Планируемые к выводу из эксплуатации генерирующие объекты на основании актуальной Схемы и программы развития ЕЭС России на семилетний период на электростанциях Вологодской области представлены в таблице 49.

Таблица 49. Перечень выводимых из эксплуатации энергетических установок

Электростанция

Ст. №

Уст. мощность исходная, МВт

Уст. мощность / изменение уст. мощности, МВт

Год

Тип мероприятия

Череповецкая ГРЭС

1

210

0 / –210

2021

Вывод из эксплуатации

Череповецкая ГРЭС

2

210

0 / –210

2021

Вывод из эксплуатации

Череповецкая ГРЭС

3

210

0 / –210

2021

Вывод из эксплуатации

IV–3. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость)

Планируемых к строительству и вводу новых генерирующих мощностей на территории Вологодской области на основании актуальной Схемы и программы развития ЕЭС России на семилетний период на электростанциях Вологодской области не предусматривается.

IV–4. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период

Базовый вариант

В соответствии с прогнозируемыми уровнями роста нагрузки и планируемым изменением мощности генерирующего оборудования сформированы перспективные балансы мощности по Вологодской энергосистеме на 2019-2023 годы по базовому варианту развития (таблица 50).

Таблица 50. Баланс мощности Вологодской энергосистемы в 2019-2023 гг. по базовому варианту развития, МВт

Вологодская энергосистема

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность (собственный максимум)

2061

2061

2062

2064

2065

Покрытие (установленная мощность)

2002,18

2002,18

1372,18

1372,18

1372,18

ГЭС

26,28

26,28

26,28

26,28

26,28

ТЭС

1975,9

1975,9

1345,9

1345,9

1345,9

Избыток (+) / Дефицит (-)

-58,82

-58,82

-689,82

-691,82

-692,82

Динамика изменения соотношения потребности региона в электрической мощности с возможностью ее покрытия за период 2019-2023 гг. по базовому варианту развития представлена в графическом виде на рисунке 16.

Рисунок 41. Динамика изменения потребности и покрытия электрической мощности 2019-2023 гг. по базовому варианту развития, МВт

Перспективный баланс электропотребления по базовому варианту развития представлен в таблице 51.

Таблица 51. Баланс электрической энергии Вологодской энергосистемы в 2019-2023 гг. по базовому варианту развития, млрд кВт·ч

Вологодская энергосистема

2019

2020

2021

2022

2023

Потребность (потребление электрической энергии)

14,08

13,64

14,11

14,12

14,13

Покрытие (производство электрической энергии)

10,51

10,46

8,80

8,89

9,05

ГЭС

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

ТЭС

10,39

10,33

8,68

8,76

8,92

Избыток (+) / Дефицит (-)

-3,57

-3,19

-5,31

-5,23

-5,08

Динамика изменения соотношения потребности региона в электрической энергии с возможностью ее покрытия за период 2019-2023 гг. по базовому варианту развития представлена в графическом виде на рисунке 17.

Рисунок 42. Динамика изменения потребности и покрытия электрической энергии 2019-2023 гг. по базовому варианту развития, млрд.кВт.час.

Анализ данных, представленных в таблицах 50 и 51, показывает, что Вологодская энергосистема в перспективе останется дефицитной как по мощности, так и по электрической энергии; дефицит мощности к 2023 г. составит 692,82 МВт, электроэнергии — 5,08 млрд. кВт·ч. Таким образом, за рассматриваемый период покрытие балансов электроэнергии и мощности может быть обеспечено только за счет сальдо-перетока из соседних энергосистем.

Максимальный вариант

Анализ данных по производству электрической энергии (собственной электрогенерации) в Вологодской области в период 2012-2017 годов, между Росстатом и АО «СО ЕЭС», приведенный в разделе III-2 настоящей работы показывает, что в среднем разница показателей составляет приблизительно 2,5 %. С учетом поправочного коэффициента 1,025 (Росстат) в соответствии с прогнозируемыми Департаментом стратегического планирования (ДСП) уровнями роста нагрузки и планируемым изменением мощности генерирующего оборудования сформированы перспективные балансы мощности по Вологодской энергосистеме на 2019-2023 годы (табл. 52).

Таблица 52. Баланс мощности энергосистемы Вологодской области                в 2019-2023 гг. по максимальному варианту развития, МВт

Вологодская энергосистема

2019

2020

2021

2022

2023

ПОТРЕБНОСТЬ (собственный максимум)

2061,0

2061,0

2062,0

2064,0

2065,0

ПОКРЫТИЕ *(установленная мощность)

2002,2

2002,2

2002,2-630 =

1372,2

2002,2-630 =

1372,2

2002,2-630 =

1372,2

ГЭС

26,3

26,3

26,3

26,3

26,3

ТЭС

1975,9

1975,9

1975,9- 630=

1345,9

1975,9- 630=

1345,9

1975,9- 630=

1345,9

ИЗБЫТОК (+) /ДЕФИЦИТ (-)

-58,8

-58,8

-689,8

-691,8

-692,8

Таблица 53. Баланс электрической энергии энергосистемы Вологодской области в 2019-2023 гг. по максимальному варианту развития, млрд.кВт·ч

Вологодская энергосистема

2018

2019

2020

2021

2022

2023

ПОТРЕБНОСТЬ (потребление электрической энергии)

13,789

14,085

13,643

14,109

14,119

14,129

ПОКРЫТИЕ (производство электрической энергии)

8,639

8,594

8,46

8,40

8,366

9,72

ПОКРЫТИЕ (производство электрической энергии) – планируемое Росстатом

8,855

8,809

8,672

8,610

8,575

н/д

ГЭС

0,127

0,127

0,127

0,127

0,127

н/д

ТЭС

8,512

8,467

8,333

8,273

8,239

н/д

ИЗБЫТОК (+) / ДЕФИЦИТ (-)

- 4,93

- 5,28

-4,97

-5,5

-5,554

н/д

Анализ данных, представленных в таблицах 1-3, показывает, что Вологодская энергосистема в перспективе останется дефицитной как по мощности, так и по электрической энергии; дефицит мощности к 2023 году составит 692,8 МВт, дефицит электроэнергии к 2022 году – 5,554 млрд. кВт·ч.

IV–5. Предложения по развитию электрических сетей энергосистемы, включая внешние связи энергосистемы напряжением 110 кВ и выше

ПС 110 кВ Индустриальный парк Шексна (ИП Шексна)

Ввод ПС 110 кВ ИП Шексна позволит обеспечить питанием промышленные предприятия в Шекснинском районе. Заявленная мощность потребителей составляет 20 МВт. На ПС 110 кВ ИП Шексна установлены два трансформатора 2x40 МВА. ОРУ 110 кВ подстанции выполнена по схеме №110-9 — «одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Присоединение ПС к энергосистеме на напряжении 110 кВ предусматривается путем заходов ВЛ 110 кВ РПП 1 — Шексна I, II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Шексна 1, 2), отходящими от центра питания — ПС 220/110/10 кВ РПП-1 (рисунок 25). Согласно ТУ №1432/11 01 от 05.08.2011 года для технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрическим сетям филиала ПАО «МРСК Северо Запада» «Вологдаэнерго» присоединение осуществляется в четырёх точках в пролете опор № 166 — 167.

Рисунок 44. Вариант электроснабжения потребителей ИП «Шексна»

Расчет электрических режимов района присоединения ПС 110 кВ ИП Шексна к существующей электрической сети 110 кВ, перечень мероприятий по усилению электрической сети необходимых для обеспечения планируемого ввода ПС 110 кВ ИП Шексна, а также обоснования необходимости оснащения ЛЭП и подстанций данного района устройствами противоаварийной автоматики, изложены в разделах IV-11 настоящей работы.

На основании исходных данных, выданных филиалом ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» письмом № МР2/2/12/854 от 16.02.2018 года «О предоставлении исходных данных», выполнена проработка представленных на рассмотрение мероприятий по строительству, реконструкции и технического перевооружения сетевых объектов.

По результатам технической проработки и выполненных расчетов электрических режимов, в схему и программу развития включены те мероприятия, которые получили обоснованные подтверждения к их выполнению.

В связи с техническим износом в соответствии с информацией, полученной от филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» рассмотрены и проанализированы следующие объекты:

‒ ВЛ 110 кВ Тарнога-НПС;

‒ ВЛ 110 кВ Очистные 1, 2.

ВЛ 110 кВ Тарнога-НПС

Реконструкция ВЛ 110 кВ Тарнога — НПС планируется согласно титулам «Реконструкция линии электропередачи 110 кВ «Тарнога — НПС» Нюксенского района Вологодской области (1 этап)», включающей: замену провода АС 95/16, замену грозозащитного троса, замену опор, протяженность по трассе 23,2 км» и «Реконструкция линии электропередачи 110 кВ «Тарнога — НПС» Тарногского района Вологодской области (2 этап)», включающей: замену провода АС 95/16, замену грозозащитного троса, замену опор, протяженность по трассе 24,7 км».

Технический износ линии составляет 90 %, бухгалтерский износ 25,8 %. ЛЭП введена в эксплуатацию в 1980 году. Существующий провод АС 95/16. По проекту в качестве грозозащитного троса принят ТК-35 ГОСТ 839-59, фактически по участкам смонтирован трос марок ТК-35, ТК-50, ПС-50. Трасса проходит в районах с обычными полевыми загрязнениями. В качестве поддерживающей и натяжной изоляции использованы гирлянды со стеклянными изоляторами ПС-6А. Предпосылками реализации проекта является состояние электроустановки, необходимость обеспечения надежности электроснабжения потребителей с. Нюксеница, в том числе социально значимых (детский сад, ФОК «Газовик», Котельная, средняя школа), и необходимость обновления электроустановок, отработавших нормативный срок, а также вызвана многочисленными аварийными отключениями.

В связи с отсутствием по результатам выполненных расчетов электрических режимов ограничений по пропускной способности ВЛ 110 кВ Тарнога-НПС, изменение существующего сечения провода линии не требуется.

ВЛ 110 кВ Очистные 1, 2

«Реконструкция ВЛ-110 кВ Очистные-1,2 в двухцепном исполнении». ВЛ-110 кВ введена в работу в 1980 году. Технический износ составляет 90 %, бухгалтерский износ 25,8 %. Предпосылками реализации проекта является состояние электроустановки, необходимость обеспечения надежности электроснабжения потребителей и необходимость обновления электроустановок, отработавших нормативный срок.

Необходимость реализации также вызвана аварийными отключениями, имевшими место на данной линии в конце 2014 года.

Реализация проекта позволит снизить аварийность по сети 110 кВ, и затраты на аварийно-восстановительные работы, эксплуатационные затраты, расширит объем реализуемой продукции и даст возможность дальнейшему развитию инфраструктуры северо-восточных районов Вологодской области.

ВЛ 110 кВ «Очистные-1,2» приобретена в 31.05.2012 и предназначена для электроснабжения подстанций 110 кВ: «Очистные», «Индустриальный парк «Сокол», «ГДЗ», «ЦБК», которые в свою очередь обеспечивают электроэнергией социально- значимых потребителей города Сокол и Сокольского района.

Тупиковые ВЛ 110 кВ Очистные 1, 2 реконструируются в связи с физическим износом. Загрузка существующих ЛЭП, состоящих из проводов разных сечений (АСО-240/32, АС-150/24, АС-185/29), согласно отчётным данным в таблице 53 небольшая. На текущей момент в районе ПС 220 Сокол завершено строительство новой ПС 110 кВ ИП Сокол с трансформаторами 2×25 МВА, ПС подключена к ВЛ 110 кВ Очистные 1,2. В сентябре 2015 г. ПС ИП Сокол была введена в работу. По состоянию на текущий период подстанция находится в консервации. Учитывая максимально возможную нагрузку ПС 110 кВ ИП Сокол, загрузка головных участков ВЛ зимой и летом приведена в таблице 54. Нагрузка ПС ИП Сокол принята одинаковой в летний и зимний периоды на уровне 35 МВА (31,3 МВт).

Таблица 54. Перспективная загрузка ВЛ 110 кВ Очистные 1,2

Показатель

Нормальная схема

Ремонт ВЛ 110 кВ Очистные 1

Ремонт ВЛ 110 кВ Очистные 2

зима

лето

зима

лето

зима

лето

Существующая нагрузка ВЛ 110 кВ Очистные 1, кВт/МВА

2100/2352

5400/6048

-

-

6900/7728

5900/6608

Существующая нагрузка ВЛ 110 кВ Очистные 2, кВт/МВА

4800/5376

500/560

6900/7728

5900/6608

-

-

Загрузка ВЛ 110 кВ Очистные 1 с учётом ПС 110 кВ ИП Сокол, кВт/МВА

17753/19939

21053/23635

-

-

38206/42902

37206/41782

Загрузка ВЛ 110 кВ Очистные 2 с учётом ПС 110 кВ ИП Сокол, кВт/МВА

20453/22963

16153/18147

38206/42902

37206/41782

-

-

Загрузка ВЛ 110 кВ Очистные 1 с учётом ПС 110 кВ ИП Сокол, А

104

124

-

-

224

218

Загрузка ВЛ 110 кВ Очистные 2 с учётом ПС 110 кВ ИП Сокол, А

120

95

224

218

-

-

Согласно расчётному значению тока по одной цепи ВЛ 110 кВ Очистные, когда вторая цепь в ремонте, достаточно провода сечением АС-70 с допустимым током зимой 342 А, летом — 265 А.

Выбор сечения по нормированной плотности тока приведен в таблице 55.

Таблица 55. Выбор сечения провода по плотности тока

Ток в линии в нормальном режиме, А

104

120

124

95

Ток в линии с учетом коэффициента, учитывающего изменение нагрузки по годам эксплуатации, принимаемого для линий 110-220 кВ 1,05, А

109,2

126

130,2

99,7

Нормированная плотность тока для алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки 3000-5000 часов/год, А/мм2

0,9

0,9

0,9

0,9

Расчетное сечение провода, мм2

121,3

140

144,7

110,8

Стандартное сечение провода (наиболее близкое), мм2

120

120

120

120

Таким образом, при реконструкции на ВЛ 110 кВ Очистные 1, 2 рекомендуется подвеска провода с сечением 120 мм2

Объем предлагаемой реконструкции ЛЭП 110 кВ в связи с техническим износом приведен в таблице 56.

Таблица 56. Реконструкция ЛЭП 110 кВ в Вологодской энергосистеме в период 2019-2023 гг. в связи с техническим износом

№

Наименование ВЛ

Технические характеристики

Срок ввода, год

Длина, км

Марка провода и сечение

Существующее

Новое

1

ВЛ 110 кВ Тарнога-НПС

23,2

АС-95

АС-95

2021

24,7

АС-95

АС-95

2021

2

ВЛ 110 кВ Очистные 1,2

8,18

АСПТ-150, АС-240

АС-120

2021

IV–6. Формирование перечня реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей напряжением 110 кВ и выше, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) на территории Вологодской области, предусмотренного СиПР, а также для обеспечения надежного энергоснабжения (в том числе, для устранения отдельных частей энергосистемы, характеризующихся повышенной вероятностью возникновения недопустимых режимов работы) и качества электрической энергии на территории Вологодской области, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям

На рассматриваемый период 2019-2023 согласно проекту «Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы» планируется ввод следующих объектов:

- в 2018 году планируется ввод ВЛ 750 кВ Белозерская-Ленинградская протяженностью 473 км с установкой на шинах 750 кВ ПС Белозерская и Ленинградской АЭС ректоров 3×110 Мвар для повышения пропускной способности сечения «Северо-Запад — Центр»;

- в 2023 году планируется завершить «Комплексную реконструкцию ПС 500 кВ Череповецкая» с заменой существующего трансформаторного оборудования на аналогичные по мощности (2×501 МВА), реактора 500 кВ на аналогичные по мощности (180 Мвар).

IV–7. Выполнение расчетов и проведение анализа электроэнергетических режимов энергосистемы для формирования предложений по развитию электрической сети Вологодской области

Расчеты потокораспределения в электрических сетях Вологодской энергосистемы выполнены на расчетный период развития энергосистемы 2019-2023 гг. для характерных нормальных схем и послеаварийных режимов.

Расчеты режимов потокораспределения выполнены по годам расчетного периода 2019-2023 гг. для:

‒ режим зимних максимальных нагрузок;

‒ режим зимних минимальных нагрузок;

‒ режим летних максимальных нагрузок;

‒ режим летних минимальных нагрузок.

Расчеты режимов проводились с целью:

‒ выявления «узких мест» и необходимых объемов реконструкции и нового электросетевого строительства для их ликвидации;

‒ проверки пропускной способности сети для расчетного уровня нагрузок;

‒ оценки уровней напряжения и выбора средств регулирования напряжения в сети;

‒ проверки обоснованности предлагаемых к выполнению мероприятий региональными сетевыми и энергетическими компаниями.

Для анализа загрузки сети в зимних режимах использовались длительно допустимые токи для неизолированных сталеалюминевых проводов при температуре воздуха (-5°С) с учетом поправочного коэффициента. Анализ загрузки сети в летних режимах выполнен для температуры воздуха +25°С.

Допустимые токовые нагрузки проводов и оборудования подстанций приняты по данным, предоставленным собственниками.

Результаты расчетов электрических режимов представлены в приложении 1.

При проведении расчетов установившихся режимов были учтены перспективный рост нагрузок по узлам энергосистемы в соответствии с предоставленными техническими условиями на технологическое присоединение электроустановок.

Уровни напряжений во всех проведенных расчетах соответствуют нормированным значениям, установка дополнительных средств компенсации реактивной мощности в Вологодской энергосистеме не требуется.

Результаты выполненных расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения послужили основанием для разработки рекомендаций, позволяющих обеспечить надежную работу сетей 110 кВ и выше энергосистемы на расчетный период 2019-2023 гг. в районах, которые в настоящее время характеризуются высокими рисками выхода параметров режимов за допустимые границы.

IV–8. Оценка уровня токов короткого замыкания для схемы на период формирования программы развития

Расчеты токов трехфазных и однофазных коротких замыканий в настоящей работе выполнены для определения перспективных уровней токов к.з. в сетях 110 кВ и выше Вологодской энергосистемы в целях:

- проверки соответствия коммутационного оборудования, установленного в РУ действующих электросетевых объектов, расчетным значениям токов к.з.;

- определения параметров нового оборудования;

- разработки мероприятий по ограничению токов к.з.

В таблице 57 представлены токи короткого замыкания на 2019 год и на 2023 год с учетом сложившейся перспективы. В таблице учтены подстанции с выключателями. Подстанции, имеющие отделители и короткозамыкатели, а также подстанции, информация по оборудованию которых отсутствуют, в расчет не включались.

Таблица 57. Токи короткого замыкания на 2019 и 2023 года

Наименование ПС, класс напряжения РУ

Тип выключателя

Кол-во, шт

Iном откл, кА

2019

2023

I(3), кА

I(1), кА

I(3), кА

I(1), кА

ФИЛИАЛ ПАО «ФСК ЕЭС» ВОЛОГОДСКОЕ ПМЭС

ПС Белозерская РУ 750 кВ

HPL-800 B-4-40/3150

3

50

11,9

9,9

12,2

10,2

HPL-800 B-4

1

40

ПС Белозерская РУ 500 кВ

HPL-550 В2

3

50

17,7

15,8

18

16,1

HPL-550 В2

5

31,5

ПС Белозерская РУ 220 кВ

HPL-245 В1

7

50

22,9

20,9

23,2

21,2

ПС Череповецкая РУ 500 кВ

ВВ-500-20/2000

4

20

15,6

14,6

15,9

14,9

ВВ-500Б-31,5/2000

1

31,5

ПС Череповецкая РУ 220 кВ 1,2 СШ 220 кВ

ВВБ-220Б-31,5/2000

11

31,5

22,3

24,7

22,6

25

ПС Череповецкая РУ 220 кВ 3,4 СШ 220 кВ

ВВН-220-15-20/2000

7

40

25,5

27,5

25,8

27,8

ВВБК-220Б-56/3150

4

56

ПС Вологодская РУ 500 кВ

ВВ-500Б-31,5/2000

5

31,5

10,8

9,8

11,1

10,1

ПС Вологодская РУ 220 кВ

ВВБ-220Б-31,5/2000

10

31,5

17,6

19,8

17,9

20,1

ПС Первомайская РУ 220 кВ

HPL-245

3

50

8,6

7,8

8,9

8,1

ПС Зашекснинская РУ 220 кВ

GL-314

2

50

6,1

4,8

6,4

5,1

5,9

4,9

6,2

5,2

ПС Зашекснинская РУ 110 кВ

МКП-110Б

1

20

2,6

3

2,9

3,3

ВМТ-110

2

25

2,6

2,9

2,9

3,2

ПС РПП-1 РУ 220 кВ

В105-СВ

6

40

26

27

26,3

27,3

ПС РПП-1 РУ 110 кВ

У-110-2000

17

40

30,5

34,5

30,8

34,8

ВМТ-110Б-40

2

40

ПС РПП-2 РУ 220 кВ

HPL-245В1

22

40

30,1

34,7

30,4

35

ПС Вологда Южная РУ 220 кВ

В105-СВ

8

40

15,8

15,9

16,1

16,2

ПС Вологда Южная РУ 110 кВ

У-110-2000

20

40

21,2

25,1

21,5

25,4

ПС Ростилово РУ 220 кВ

У-220Б-25/1000

4

25

8,6

7,4

8,9

7,7

ПС Ростилово РУ 110 кВ

МКП-110Б-1000/20

6

20

12,2

13

12,5

13,3

ПС Сокол РУ 220 кВ

LTB-145D1/B

2

40

6,6

6

6,9

6,3

ПС Сокол РУ 110 кВ

МКП-110Б-1000/20

18

20

9,7

11,4

10

11,7

АО «Апатит» (Череповец)

ПС ГПП-1 РУ 220 кВ

HPL245B1

2

50

15,5

14,6

15,8

14,9

ПС ГПП-3 РУ 220 кВ

HPL245B1

2

50

16,2

15,6

16,5

15,9

ПС ГПП-5 РУ 220 кВ

HPL245B1

4

50

11,6

10,6

11,9

10,9

20

20

20,3

20,3

20,1

20,1

20,4

20,4

ПС ГПП-5А РУ 220 кВ

HPL245B1

2

50

12,6

11,7

12,9

12

21,5

22,1

21,8

22,4

Филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго»

ПС Великий Устюг РУ 110 кВ

МКП-110/630

7

20

4

3,8

4

4,1

ПС Дымково РУ 110 кВ

ВМТ-110Б-25/1250

9

25

3,9

3,5

3,9

3,8

ПС Приводино РУ 110 кВ

LTB-145D1/B-31,5

2

31,5

4,4

4

4,4

4,3

ПС Кич-Городок РУ 110 кВ

ВМТ-110Б-25/1250

2

25

2

1,9

2

2,2

HLD-145/1250

3

25

ПС Никольск РУ 110 кВ

ВМТ-110Б-25/1250

2

25

2

2,2

2

2,5

HLD-145/1250

3

25

ПС НПС РУ110 кВ

ММО-110/1250

3

н/д

2,2

2

2,2

2,3

LTB-145D1/B-40

2

40

ПС Красавино РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

4,7

4,7

4,7

5

ПС Полдарса РУ 110 кВ

LTB-145D1/B-40

1

40

2,1

1,9

2,3

2,2

ПС Усть-Алексеево РУ 110 кВ

LTB-145D1/B-31,5

2

31,5

1,6

1,4

1,8

1,7

2

1,7

2,2

2

ПС Борки РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

3,8

3,6

3,8

3,9

ПС Калинино РУ 110 кВ

ВБ-110 II-40/2500

4

40

2,1

2,1

2,1

2,4

ПС Зеленцово РУ 110 кВ

HLD-145/1250

1

25

1,8

1,6

1,8

1,9

КЗ-110

2

ОД-110/600

2

ПС Вострое РУ 110 кВ

ВМТ-110Б-25/1250

1

25

2,1

1,8

2,1

2,1

КЗ-110

2

ОД-110/600

2

ПС Ананьино РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

10,2

8,1

10,2

8,4

ПС Биряково РУ 110 кВ

ВГТ-110

3

40

2,7

1,9

2,7

2,2

ПС Вожега РУ 110 кВ

ВМТ-110Б

1

25

1,9

1,9

1,9

2,2

ОД-110

2

КЗ-110

2

ПС Воробьево РУ 110 кВ

ВМТ-110

1

25

3,1

2,4

3,1

2,7

ОД-110

1

КЗ-110

1

ПС Восточная РУ 110 кВ

н/д

н/д

25

10,4

9,7

10,4

10

ПС Вохтога Р РУ 110 кВ

ЗАР1FJ-145/ЕК

1

20

4,3

4,5

4,3

4,8

ОД-110

2

КЗ-110

2

ПС ГДЗ РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

6,8

6

6,8

6,3

ПС 110 кВ ИП Сокол

LTB-145D-1/B

2

31,5

6,8

6

6,8

6,3

ПС Грязовец РУ 110 кВ

ВМТ-110Б

5

25

10,1

10

10,1

10,3

МКП-110

5

20

ПС Ермаково РУ 110 кВ

ВГТ-110

5

40

11,3

8,9

11,6

9,2

ПС Жернаково РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

5,2

4,2

5,2

4,5

ПС Западная РУ 110 кВ

н/д

н/д

40

8,4

6,2

8,4

6,5

н/д

н/д

40

7,4

5

7,4

5,3

ПС Кадников РУ 110 кВ

LТВ 145D1

2

40

5,1

4,2

5,1

4,5

4,9

3,9

4,9

4,2

ПС Кипелово Р РУ 110 кВ

У-110

3

40

4,9

4,6

4,9

4,9

ОД-110\630

2

КЗ-110

2

5

3,4

5

3,7

ПС Кубенское РУ 110 кВ

ВМТ110Б

6

25

6,7

4,9

6,7

5,2

ПС Луговая РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

13

12

13

12,3

ПС Нефедово РУ 110 кВ

ВМТ-110Б

1

25

3

2,7

3

3

ОД-110

1

КЗ-110

1

ПС Новленское РУ 110 кВ

ВМТ-110Б

1

25

3,6

3,4

3,6

3,7

ОД-110

2

КЗ-110

2

ПС Плоское РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

7,5

5,4

7,5

5,7

ПС Пундуга РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

2,5

2,4

2,5

2,7

ПС Сямжа РУ 110 кВ

ВМТ-110Б

1

25

2,2

1,9

2,2

2,2

ОД-110\2000

2

КЗ-110

2

ПС Харовск-районная РУ 110 кВ

ВМТ-110Б

3

25

3,8

4,6

3,8

4,9

LTB145D1/B

1

40

3,7

4,4

3,7

4,7

Siemens 3AP1 FG

2

31,5

ПС Центральная РУ 110 кВ

LTВ-145

3

40

8,8

8

9

8,3

8,8

8

9

8,3

ПС Чекшино РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

3,6

2,8

3,6

3,1

ПС Шуйское РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

1,6

1,3

1,6

1,6

ПС Кириллов РУ 110 кВ

ВМТ-110Б-25/1250

5

25

2,6

2,4

2,6

2,7

ВГТ-110II-40

1

40

ПС Коварзино РУ 110 кВ

ВМТ-110Б-25/1250

1

25

1,5

1,6

1,5

1,9

ОДЗ-1-110/1000

1

1,8

1,7

1,8

2

КЗ-110У1

1

ПС Вашки РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

1,5

1,4

1,5

1,7

н/д

н/д

н/д

1,2

1,3

1,2

1,6

ПС Белоусово РУ 110 кВ

ВМТ-110Б-25/1250

8

25

1,1

1,3

1,1

1,6

ПС Мегра РУ 110 кВ

ВГТ-110 II-40/2500

1

40

1,2

1,2

1,2

1,5

ПС Антушево РУ 110 кВ

LTB 145D1/В-25

3

25

3,5

2,4

3,5

2,7

ПС Белозерск РУ 110 кВ

ВГТ-40-2500

3

40

2,9

2,4

2,9

2,7

ПС Восточная РУ 110 кВ

ВМТ-110Б-25/1250

4

25

1

1,2

1

1,5

ПС Андома РУ 110 кВ

ВГТ-110II-40/2500

3

40

0,8

0,9

0,8

1,2

ПС Бечевинка РУ 110 кВ

ВМТ-110-25/1250

1

25

3,3

2,2

3,3

2,5

ПС Ферапонтово РУ 110 кВ

ВМТ-110<-25/1250

2

25

2,4

2,4

2,4

2,7

2

2,1

2

2,4

ПС Никольский Торжок РУ 110 кВ

ВМТ-110Б-25/1250

2

25

1,8

1,8

1,8

2,1

ВГТ-110 II-40/2500

2

40

2,6

2,6

2,6

2,9

ПС Устье РУ 110 кВ

ВГП-110

1

40

0,9

0,9

0,9

1,2

ПС Тотьма-1 РУ 110 кВ

ВМТ-110/1250

1

н/д

2,6

2

2,6

2,3

ПС Погорелово РУ 110 кВ

ВМТ-110/1250

8

н/д

3,1

2,5

3,1

2,8

ПС Бабушкино РУ 110 кВ

LTB-127/3150

3

н/д

2,1

1,6

2,1

1,9

ПС Тарнога РУ 110 кВ

МКП-110/630

4

н/д

2,5

2,2

2,5

2,5

ПС Верховажье РУ 110 кВ

ВМТ-110/1250

3

н/д

2,2

2

2,2

2,3

ПС Чушевицы РУ 110 кВ

ВМТ-110/1250

1

н/д

2

1,9

2

2,2

ОДЗ-1-110/1000

2

н/д

КЗ-110У1

2

н/д

ПС Тотьма-2 РУ 110 кВ

ВМТ-110/1250

8

н/д

2,8

2,2

2,8

2,5

ПС В Спасский Погост РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

2,7

2,1

2,7

2,4

ПС Царева РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

2,5

1,9

2,5

2,2

ПС Власьевская РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

2,2

1,8

2,2

2,1

ПС Ляменьга РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

1,7

1,4

1,7

1,7

ПС Рослятино РУ 110 кВ

3AP1-DTC-126 1250 A

3

н/д

1,7

1,4

1,7

1,7

ПС Заягорба РУ 110 кВ

LTB-145/3150/40

2

40

12,1

8,4

12,1

8,7

ПС Анисимово РУ 110 кВ

ВМТ-110/1250/25

1

25

1,8

1,6

1,8

1,9

LTB-145/3150/40

2

40

ПС Бабаево РУ 110 кВ

ВМТ-110Б/1250/25

7

25

2,8

3,1

2,8

3,4

ПС Желябово РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

1,8

1,6

1,8

1,9

ПС Загородная РУ 110 кВ

ВМТ-110/1250/25

2

25

10,7

7,6

10,7

7,9

ПС Заполье РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

3,3

2,9

3,3

3,2

ПС Избоищи РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

1

1

1

1,3

ПС Енюково РУ 110 кВ

LTB-145

2

40

7,7

5,1

7,7

5,4

ПС Кадуй РУ 110 кВ

ВМТ-110Б/1250/25

2

25

8

6,5

8

6,8

ПС Климовская РУ 110 кВ

LTB-145

2

40

7,4

4,9

7,4

5,2

ПС Коротово РУ 110 кВ

ВМТ-110/1250/25

2

25

3,4

2,7

3,4

3

ПС Нелазское РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

9,6

6,2

9,6

6,5

ПС Нифантово РУ 110 кВ

LTB-145/3150/40

2

40

8,7

7,5

8,7

7,8

ПС Новые Углы РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

12,7

8,7

12,7

9

ПС Петринево РУ 110 кВ

HLD-145/1250/25

2

25

6,7

4,1

6,7

4,4

LTB-145

2

40

ПС Покровское РУ 110 кВ

HLD-145/1250/25

1

25

1,1

1,1

1,1

1,4

ОД-110

1

н/д

КЗ-110

1

н/д

ПС Поселковая РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

8,2

8,5

8,2

8,8

ПС Суда РУ 110 кВ

МКП-110М/630/20

4

20

10,2

6,6

10,2

6,9

ВМТ-110Б/1250/25

2

25

У-110/2000/40

3

40

ПС Устюжна РУ 110 кВ

МКП-110М/630/20

4

20

1,5

1,4

1,5

1,7

ВМТ-110Б/1250/25

2

25

ПС Чагода РУ 110 кВ

LTB-145D1/B/3150/40

8

40

0,9

1

0,9

1,3

1,5

1,5

1,5

1,8

ПС Шексна РУ 110 кВ

МКП-110Б/630/20

10

20

8,6

8,7

8,6

9

ПС Подборовье РУ 110 кВ

ВМТ-110Б/1250/25

8

25

2,9

2,8

2,9

3,1

ПС РП ВТЭЦ РУ 110 кВ

LTВ-145

5

40

14,1

14,7

14,1

15

ПС Никольский Погост РУ 110 кВ

ВМТ110Б

3

25

2,9

2,8

2,9

3,1

ПС Стеклозавод РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

0,9

0,9

0,9

1,2

н/д

н/д

н/д

1,4

1,2

1,4

1,5

ПС Батран РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

1,8

1,5

1,8

1,8

ПС Приводино РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

6,1

5,9

6,1

6,2

ПАО «Северсталь»

ПС ГПП-6 РУ 220 кВ

ВМТ-220Б-40/2000-УХЛ1

2

40

10,2

10,2

10,5

10,5

19,8

19,4

20,1

19,7

ПС ГПП-7 РУ 220 кВ

ВГ-220-40/2000-УХЛ4

6

40

22,2

23,2

22,5

23,5

ВГГК 1-220-40/2000-УХЛ4

2

40

ВГ-220-2000

1

н/д

ПС ГПП-7А РУ 220 кВ

н/д

н/д

н/д

21,4

22,4

21,7

22,7

ГПП-2 110 кВ

н/д

н/д

н/д

19,4

18,3

19,7

18,6

ПС ГПП-11 РУ 220 кВ

н/д

н/д

н/д

8,3

10,7

8,6

11

н/д

н/д

н/д

16,4

20,6

16,7

20,9

н/д

н/д

н/д

16,4

20,6

16,7

20,9

ПС ГПП-7Б РУ 220 кВ

н/д

н/д

н/д

21,8

22

22,1

22,3

ПС ГПП-14 РУ 220 кВ

HPL 245В1

4

н/д

21,2

21,4

21,5

21,7

ПС ГПП-12 РУ 220 кВ

н/д

н/д

н/д

10,4

10,6

10,7

10,9

ПС ГПП-3А РУ 220 кВ

ВГБУ-220 II*- 40/2000-У1

2

40

18,3

19,2

18,6

19,5

18,8

19,5

19,1

19,8

ПС ГПП-1 РУ 220 кВ

В105-СВ

5

50

20,1

20,9

20,4

21,2

ПС ГПП-1 РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

29,3

30,5

29,6

30,8

ПС ГПП-3 РУ 220 кВ

ВГБУ-220.II*- 40/2000-У1

6

40

18,4

17

18,7

17,3

19

19,6

19,3

19,9

19,1

19,8

19,4

20,1

18,3

19

18,6

19,3

ПС ГПП-3 РУ 110 кВ

ВБГУ-110 П-40/2000-У1

2

40

16,1

15,7

16,4

16

ТЭЦ ПВС РУ 110 кВ

LTB-145

40

26,8

27,7

27,1

28

ТЭЦ ЭВС-2 РУ 220 кВ

HPL-245B1

2

50

21,7

22

22

22,3

Потребительские объекты

ПС ГПП-2 ЗАО "ВПЗ" РУ 220 кВ

н/д

н/д

н/д

9,8

9,5

10,1

9,8

ПС ГПП-1 ЗАО "ВПЗ" РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

11,9

9,7

12,2

10

ПС ГПП-4 Северсталь Метиз РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

26,6

26,7

26,9

27

ПС Ява РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

10,9

9,8

11,2

10,1

ПС ЧГРЭС РУ 220 кВ

У-220/2000-40

10

40

26,5

29,9

26,8

30,2

242 РМR-40

1

40

ПС Шекснинская ГЭС РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

7,8

7,3

8,1

7,6

ПС Кадниковский тяг РУ 220 кВ

н/д

н/д

н/д

3,8

3,8

4,1

4,1

ПС Харовск тяг РУ 220 кВ

н/д

н/д

н/д

4,2

4,2

4,5

4,5

ПС Харовск тяг РУ 110 кВ

ВМТ-110Б

4

25

4

5,1

4,3

5,4

ПС Явенга тяг РУ 220 кВ

н/д

н/д

н/д

3,9

4

4,2

4,3

ПС Явенга тяг РУ 110 кВ

ВМТ-110Б

5

25

3,6

4,2

3,9

4,5

ПС Кипелово тяг РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

5,4

5,8

5,7

6,1

ПС Тяшемля тяг РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

1,8

1,9

2,1

2,2

ПС Туфаново тяг РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

7,2

7,6

7,5

7,9

ПС Череповец тяг РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

26,9

27,5

27,2

27,8

ПС Вохтога тяг РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

4,4

5,1

4,7

5,4

ПС Октябрьская РУ 220 кВ

н/д

н/д

н/д

25,4

27,7

25,7

28

ПС Октябрьская РУ 110 кВ

ВГТ-110

н/д

25

8,9

9,8

9,2

10,1

ПС Бабаево тяг РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

2,8

3,2

3,1

3,5

ПС Уйта тяг РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

4,8

4,6

5,1

4,9

ПС Сокольский ЦБК РУ 110 кВ

ВМТ-110Б-20/100У1

2

20

6,8

6

7,1

6,3

ПС Сухонский ЦБК РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

6,7

6

7

6,3

ГПП-9 РУ 110 кВ

LTB145D1/B

2

31,5

26,9

27,5

27,2

27,8

ПС Южная РУ 110 кВ

н/д

н/д

н/д

2,5

2,7

2,8

3

ПС ИП Шексна РУ 110 кВ

ВГТ-110

7

40

9,7

8

10

8,3

ПС ИП Череповец РУ 110 кВ

ВГТ-110/2000-10

2

40

14,83

10,15

14,83

10,15

Развитие электрических сетей с повышением их пропускной способности и сохранением точек разрыва со смежными энергосистемами, а также установленными в настоящее время согласно «Нормальной схемы электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Вологодского РДУ» не приводит к существенному росту токов короткого замыкания.

IV–9. Оценка потребности в увеличении трансформаторной мощности и источников реактивной мощности с разбивкой по годам на период формирования программы развития

В таблице 58 приведена загрузка трансформаторов и автотрансформаторов 220 кВ и выше с целью определения необходимости их замены. Проведенный анализ загрузки показал отсутствие ограничений в передаче мощности потребителям. Увеличение трансформаторной мощности в сети 220 кВ и выше не требуется.

Таблица 58. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов 220 кВ и выше на 2023 г

№

Параметры трансформаторов

Загрузка в максимум энергосистемы

Коэф. токовой загрузки

Наименование ПС

Дисп. наим.

Sном, МВА

Iном, А

Кав. перег.

Iдоп.авар. (при t=-5°С), А

Sнорм, МВА

Sавар, МВА

Iнорм, А

Iавар, А

Кз норм

Кз авар

1

ПС 750 кВ Белозерская

АТ-1

3×417

963

1,5

1445

386,6

-

299

-

0,2

-

АТ-2

3×417

963

1,5

1445

386,6

713,7

299

554

0,2

0,4

АТ-3

3×167

578

1,5

867

209

-

236

-

0,3

-

2

ПС 500 кВ Череповецкая

АТ1

3×167

578

1,2

694

144,7

-

166

-

0,2

-

АТ2

3×167

578

1,2

694

192,8

237,6

211

283

0,3

0,4

3

ПС 500 кВ Вологодская

АТ-1

3×167

578

1,2

694

192,6

-

221

-

0,3

-

АТ-2

3×167

578

1,5

867

192,6

367

221

426

0,3

0,5

4

ПС 220 кВ Октябрьская

АТ-1

125

314

1,46

458

90,8

-

228

-

0,5

-

5

ПС 220 кВ РПП-1

АТ-2

200

502

1,5

753

60,5

-

154

-

0,2

-

АТ-3

200

503

1,5

755

60,5

84,9

154

217

0,2

0,3

6

ПС 220 кВ ГПП-1

АТ-1

125

314

1,4

440

32,6

-

82

-

0,2

-

АТ-2

125

314

1,4

440

32,6

41

82

104

0,2

0,2

7

ПС 220 кВ Зашекснинская

АТ-1

63

158

1,45

229

19,8

-

98

-

0,4

-

АТ-2

63

158

1,45

229

19,8

39,5

98

159

0,4

0,7

8

ПС 220 кВ Вологда-Южная

АТ-1

150

377

1,5

566

43,3

53,5

109

138

0,2

0,2

АТ-2

150

377

1,5

566

43,3

53,5

109

138

0,2

0,2

АТ-3

150

377

1,5

566

43,3

53,5

109

138

0,2

0,2

АТ-4

150

377

1,5

566

43,3

-

109

-

0,2

-

9

ПС 220 кВ Ростилово

АТ-1

125

313

1,2

376

36,9

-

94

-

0,3

-

АТ-2

125

313

1,2

376

36,9

63,9

94

165

0,3

0,4

10

ПС 220 кВ Сокол

АТ-1

125

313

1,2

376

38,3

-

95

-

0,3

-

АТ-2

125

313

1,5

470

43,6

59,6

108

151

0,2

0,3

11

ПС 220 кВ Харовская (Тяговая)

АТ-1

63

158

1,15

182

11,4

-

29

-

0,2

-

АТ-2

63

158

1,15

182

11,4

18,4

29

46

0,2

0,3

12

ПС 220 кВ Явенга (Тяговая)

АТ-1

63

158

1,15

182

3,2

-

7

-

0,0

-

АТ-2

63

158

1,15

182

3,2

5,4

7

13

0,0

0,1

13

ПС 220 кВ Первомайская

Т-1

40

100

1,5

150

12,8

-

81

-

0,5

-

Т-2

40

100

1,5

150

12,8

25,4

81

142

0,5

0,9

14

ПС 220 кВ Кадниковский (Тяговая)

Т-1

40

100

1,5

150

6,1

-

15

-

0,1

-

Т-2

40

100

1,5

150

6,1

12,2

15

28

0,1

0,2

В таблице 59 приведена загрузка трансформаторов 110 кВ на 2023 год. При рассмотрении максимальной нагрузки в послеаварийном режиме использовалась максимальная мощность подстанций, определенная по контрольным замерам 2017 года с учетом фактически присоединенных новых потребителей к электрической сети 35-110 кВ, выданных технических условий на технологическое присоединение и действующих заявок на технологическое присоединение предоставленных сетевыми организациями. В соответствии с п. 5.3.14 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5 % номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

Перечень перегруженных трансформаторов, рекомендуемых к замене, представлен в таблице 59.

Таблица 59. Рекомендации по замене существующих трансформаторов 110 кВ в порядке приоритетности

№

Параметры тр-ров ПС

Год появления перегрузки

Коэффиц. Загрузки, Кз авар

Рекомендации по замене

Год замены

Наименование ПС

Дисп. Наим.

Sном, кВА

1

ПС 110 кВ Кубенское

Т-1

10 000

2012-2017

1,33

Замена Т-1 и Т-2 2×10 МВА на 2×16 МВА

2020

Т-2

10 000

1,33

2020

2

ПС 110 кВ Устюжна

Т-1

10 000

2017

1,24

Замена Т-1 и Т-2 2×10 МВА на 2×16 МВА

2024

Т-2

10 000

1,24

3

ПС 110 кВ Луговая

Т-1

25 000

2018

1,48

Замена Т-1 и Т-2 2×25 МВА на 2×40 МВА

2022

Таблица 60. Загрузка трансформаторов 110 кВ и резерв пропускной способности подстанций на 2023год

№

Перечень центров питания 110 кВ

Напряже-ние, кВ

Кол-во и мощность установлен-ных тр-ров, кВА

Максимально допустимая нагрузка, кВА

2023 г.

Коэф. Загрузки 2023 г.

Резерв (+) / дефицит (-) 2023 г.

Примечание

Sрасч, МВА

Кз норм

Кз авар

Sрез, МВА

ПО «ВЭС»

1

ПС 110 кВ Центральная

110/10/6

40+40

42,00

38,80

0,46

0,92

3,20

2

ПС 110 кВ Восточная

110/35/10

40+40

42,00

40,80

0,49

0,97

1,20

3

ПС 110 кВ Луговая

110/35/10

40+40

42,00

37,1

0,44

0,88

4,9

4

ПС 110 кВ Западная

110/35/10

63+63

66,15

60,80

0,46

0,92

5,35

5

ПС 110 кВ Кубенское

110/35/10

25+25

26,25

20

0,38

0,76

6,25

6

ПС 110 кВ Кипелово

110/10

16+16

16,80

3,90

0,12

0,23

12,90

7

ПС 110 кВ Ананьино

110/6

10

10,50

4,40

0,42

-

6,10

8

ПС 110 кВ Новленское

110/10

10+10

10,50

3,80

0,18

0,36

6,70

9

ПС 110 кВ Нефедово

110/35/10

6,3

6,62

1,30

0,20

-

5,32

10

ПС 110 кВ Грязовец

110/35/10

25+25

26,25

20,20

0,38

0,77

6,05

11

ПС 110 кВ Вохтога

110/10

16+16

16,8

12,7

0,38

0,76

4,1

12

ПС 110 кВ Плоское

110/35/10

2,5+2,5

2,63

0,80

0,15

0,30

1,83

13

ПС 110 кВ Жернаково

110/35/10

6,3

6,62

1,20

0,18

-

5,42

14

ПС 110 кВ ГДЗ

110/6-10

10+10

10,50

4,00

0,19

0,38

6,50

15

ПС 110 кВ Биряково

110/10

2,5+2,5

2,63

0,80

0,15

0,30

1,83

16

ПС 110 кВ Кадников

110/10

10+10

10,50

5,40

0,26

0,51

5,10

17

ПС 110 кВ Воробьево

110/35/10

6,3

6,62

0,60

0,09

-

6,02

18

ПС 110 кВ Чекшино

110/10

2,5

2,63

0,90

0,34

-

1,73

19

ПС 110 кВ Вожега

110/35/10

10+10

10,50

5,20

0,25

0,50

5,30

20

ПС 110 кВ Харовск (Районная)

110/35/10

25+25

26,25

10,50

0,20

0,40

15,75

21

ПС 110 кВ Семигородняя

110/10

2,5

2,63

0,50

0,19

-

2,13

22

ПС 110 кВ Никольский Погост

110/10

2,5+2,5

2,63

0,40

0,08

0,15

2,23

23

ПС 110 кВ Пундуга

110/10

2,5

2,63

0,30

0,11

-

2,33

24

ПС 110 кВ Сямжа

110/35/10

10+10

10,50

8,20

0,39

0,78

2,30

25

ПС 110 кВ Шуйское

110/35/10

2,5+6,3

2,63

2,50

0,48

0,95

0,13

26

ПС 110 кВ Ермаково

110/35/10

25+25

26,25

22,00

0,42

0,84

4,25

ПО «ЧЭС»

27

ПС 110 кВ Искра

110/10

40+40

42,00

27,20

0,32

0,65

14,80

28

ПС 110 кВ Нелазское

110/10

2,5+2,5

2,63

1,95

0,04

0,08

0,68

29

ПС 110 кВ Загородная

110/10

10+10

10,50

4,50

0,21

0,43

6,00

30

ПС 110 кВ Заягорба

110/10

40+40

42,00

27,80

0,33

0,66

14,20

31

ПС 110 кВ Енюково

110/6-10

6,3+6,3

6,62

3,40

0,26

0,51

3,22

32

ПС 110 кВ Новые Углы

110/35/10

25+25

26,25

20,80

0,40

0,79

5,45

33

ПС 110 кВ Климовская

110/35/10

16+10

10,50

3,90

0,19

0,37

6,60

34

ПС 110 кВ Петринево

110/35/10

10+10

10,50

2,40

0,11

0,23

8,10

35

ПС 110 кВ Коротово

110/35/10

10+6,3

6,62

10,6

0,8

1,6

-3,99

Перегрузка больше допустимой 5 % при отключении одного тр-ра. Для съема перегрузки имеется возможность оперативного перевода нагрузки по сети 6(10) кВ

на ПС 110 кВ Суда

36

ПС 110 кВ Суда

110/35/10

10+10

10,50

10,30

0,49

0,98

0,20

37

ПС 110 кВ Батран

110/35/10

10+10

10,50

15

0,71

1,43

-4,5

Перегрузка больше допустимой 5 % при отключении одного тр-ра. Для съема перегрузки имеется возможность оперативного перевода нагрузки по сети напряжения 35 кВ на ПС 110 кВ Шексна районная

38

ПС 110 кВ Устюжна

110/35/10

16+16

16,8

12,4

0,37

0,74

4,4

39

ПС 110 кВ Желябово

110/10

2,5+2,5

2,63

2,60

0,50

0,99

0,02

40

ПС 110 кВ Чагода

110/35/10

16+16

16,80

12,20

0,36

0,73

4,60

41

ПС 110 кВ Анисимово

110/10

2,5+6,3

2,63

1,90

0,36

0,72

0,73

42

ПС 110 кВ Покровское

110/10

2,5

2,63

0,20

0,08

-

2,43

43

ПС 110 кВ Избоищи

110/35/10

10+1,6

1,68

0,60

0,18

0,36

1,08

44

ПС 110 кВ Стеклозавод

110/10

10+10

10,50

0,20

0,01

0,02

10,30

45

ПС 110 кВ Шексна

110/35/6-10

40+40

42,00

49,7

0,59

1,18

-7,7

Перегрузка больше допустимой 5 % при отключении одного тр-ра. Для съема перегрузки имеется возможность оперативного перевода нагрузки по сети напряжения 35 кВ на ПС 110 кВ Батран и ПС 110 кВ Новые Углы

46

ПС 110 кВ Нифантово

110/35/10

10+10

10,50

9,10

0,43

0,87

1,40

47

ПС 110 кВ Поселковая

110/10

10+10

10,50

4,20

0,20

0,40

6,30

48

ПС 110 кВ Кадуй

110/35/10

6,3+6,3

6,62

5,70

0,43

0,86

0,92

49

ПС 110 кВ Бабаево

110/35/10

16+16

16,80

13,00

0,39

0,77

3,80

50

ПС 110 кВ Заполье

110/10

2,5

2,63

0,70

0,27

-

1,93

51

ПС 110 кВ Южная

110/35/10

40+40

42,00

30,80

0,37

0,73

11,20

ПО «ВУЭС»

52

ПС 110 кВ Борки

110/35/10

10+10

10,50

6,00

0,29

0,57

4,50

53

ПС 110 кВ Великий Устюг

110/35/10

16+16

16,80

16,6

0,49

0,99

0,2

54

ПС 110 кВ Дымково

110/35/10

10+10

10,50

8,23

0,39

0,78

2,27

55

ПС 110 кВ Усть-Алексеево

110/35/10

6,3+6,3

6,62

1,60

0,12

0,24

5,02

56

ПС 110 кВ Полдарса

110/10

2,5+2,5

2,63

0,70

0,13

0,27

1,93

57

ПС 110 кВ Приводино

110/35/10

16+16

16,80

12,50

0,37

0,74

4,30

58

ПС 110 кВ Сусоловка

110/10

2,5

2,63

0,40

0,15

-

2,23

59

ПС 110 кВ Кичменгский Городок

110/35/10

10+10

10,50

10,3

0,49

0,98

0,2

60

ПС 110 кВ НПС

110/35/10

16+16

16,80

12,20

0,36

0,73

4,60

61

ПС 110 кВ Вострое

110/10

2,5+2,5

2,63

1,00

0,19

0,38

1,63

62

ПС 110 кВ Никольск

110/35/10

10+10

10,50

9,80

0,47

0,93

0,70

63

ПС 110 кВ Калинино

110/10

6,3+2,5

2,63

0,90

0,17

0,34

1,73

64

ПС 110 кВ Зеленцово

110/10

2,5+2,5

2,63

0,80

0,15

0,30

1,83

ПО «ТЭС»

65

ПС 110 кВ Верхне-Спасский Погост

110/10

2,5

2,63

0,80

0,30

-

1,83

66

ПС 110 кВ Власьевская

110/10

6,3+2,5

2,63

1,10

0,21

0,42

1,53

67

ПС 110 кВ Тарнога

110/35/10

10+10

10,50

8,90

0,42

0,85

1,60

68

ПС 110 кВ Тотьма-2

110/10

10+10

10,50

5,00

0,24

0,48

5,50

69

ПС 110 кВ Тотьма-1

110/35/10

10+10

10,50

5,60

0,27

0,53

4,90

70

ПС 110 кВ Погорелово

110/35/10

16+16

16,80

14,10

0,42

0,84

2,70

71

ПС 110 кВ Царева

110/35/10

6,3

6,62

0,60

0,09

-

6,02

72

ПС 110 кВ Бабушкино

110/35/10

6,3+6,3

6,62

6,55

0,50

0,99

0,07

73

ПС 110 кВ Рослятино

110/10

2,5+2,5

2,63

2,10

0,40

0,80

0,53

74

ПС 110 кВ Ляменьга

110/10

2,5

2,63

1,10

0,42

-

1,53

75

ПС 110 кВ Верховажье

110/35/10

10+10

10,50

8,00

0,38

0,76

2,50

76

ПС 110 кВ Чушевицы

110/35/10

10+10

10,50

3,30

0,16

0,31

7,20

ПО «КЭС»

77

ПС 110 кВ Кириллов

110/35/10

10+10

10,50

9,88

0,47

0,94

0,62

78

ПС 110 кВ Никольский Торжок

110/10

6,3+6,3

6,62

2,30

0,17

0,35

4,32

79

ПС 110 кВ Ферапонтово

110/10

2,5+6,3

2,63

1,00

0,19

0,38

1,63

80

ПС 110 кВ Коварзино

110/35/10

6,3

6,62

0,60

0,09

-

6,02

81

ПС 110 кВ Белозерск

110/35/10

10+10

10,50

10,30

0,49

0,98

0,20

82

ПС 110 кВ Бечевинка

110/10

2,5

2,63

0,30

0,11

-

2,33

83

ПС 110 кВ Антушево

110/35/10

6,3+6,3

6,62

5,80

0,44

0,88

0,82

84

ПС 110 кВ Вашки

110/35/10

10+10

10,50

4,20

0,20

0,40

6,30

85

ПС 110 кВ Белоусово

110/35/6

16+16

16,80

4,50

0,13

0,27

12,30

86

ПС 110 кВ Андома

110/10

2,5+2,5

2,63

0,90

0,17

0,34

1,73

87

ПС 110 кВ Восточная

110/35/10

16+16

16,80

9,20

0,27

0,55

7,60

88

ПС 110 кВ Мегра

110/10

2,5

2,63

0,50

0,19

-

2,13

89

ПС 110 кВ Устье

110/10

2,5

2,63

1,10

0,42

-

1,53

ПС 110 кВ Кубенское

На ПС 110 кВ Кубенское (год ввода — 1986 г.) максимальная фактическая нагрузка составила 13,3 МВ∙А (дата замера 08.01.2017). На ПС 110 кВ Кубенское установлены два трансформатора мощностью 10 МВ∙А каждый (изготовлены в 1983 г.). Таким образом, в настоящее время при максимальной нагрузке перегрузка одного из трансформаторов при аварийном отключении другого составит 133,0 %, что недопустимо. По заявкам и договорам на технологическое присоединение с 2017 по 2022 года планируется подключение 6,4 МВт (7,1 МВ∙А) дополнительной нагрузки (с учетом ПС 35 кВ, питаемых от ПС 110 кВ Кубенское). Вся зарезервированная мощность — жилые/дачные дома, объекты соцкультбыта (год ввода объектов — 2017-2018 гг.). Таким образом, при аварийном отключении одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе составит около 204 % от его номинальной мощности, что недопустимо. В послеаварийных режимах возможен перевод нагрузки по НН на ПС 35 кВ Макарово, ПС 35 кВ Фетинино и ПС 35 кВ Калинкино суммарной мощностью не более 0,4 МВ∙А. Также возможен перевод нагрузки по 35 кВ на ПС Западная, ПС Вологда-Южная, ПС Шексна. Объемов резервирования недостаточно. Поэтому на ПС 110 кВ Кубенское рекомендуется замена двух трансформаторов мощностью 10 МВ∙А каждый на два трансформатора мощностью 16 МВ∙А каждый.

ПС 110 кВ Луговая

На ПС 110 кВ Луговая (год ввода — 1980 г.) максимальная фактическая нагрузка составила 24,9 МВ∙А (дата замера 08.01.2017). На ПС 110 кВ Луговая установлены два трансформатора мощностью 25 МВ∙А каждый (изготовлены в 1977 и 1980 гг.). Таким образом, в настоящее время при максимальной нагрузке перегрузка одного из трансформаторов при аварийном отключении другого составит 99,6 %. По заявкам и договорам на технологическое присоединение с 2017 по 2022 года планируется подключение 11,4 МВт (12,2 МВ∙А) дополнительной нагрузки.

Заявки на ТП:

‒ Строительное управление 35. Мощность 2,5 МВт. Заявка 26-01577В/14 от 17.04.2014, доп. соглашение 26-01577А/14-004 от 27.09.2017 г. Планируемый год ввода объекта — 2018 г.;

‒ ООО «Южный» мощность 4,0 МВт. Заявка 26-00471В/16 от 25.02.2016г. Планируемый год ввода объекта 2018 г.;

‒ АО «Вологдаоблэнерго» мощность 4,9 МВт. Заявка 26-04264В/16 от 05.10.2016 г. Планируемый год ввода объекта — 2018 г.;

‒ ЗАО «Агромясопром» мощность 400 кВт. Заявка 26-04191В/17 от 12.09.2017. Планируемый год ввода объекта — 2018 г.

Таким образом, при аварийном отключении одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе составит около 148 % от его номинальной мощности, что недопустимо. В послеаварийных режимах возможен перевод нагрузки по НН на ПС 35 кВ Паприха, ПС 35 кВ Надеево, ПС 35 кВ Снасудово, ПС 35 кВ Можайское суммарной мощностью не более 1,4 МВ∙А. Объемов резервирования недостаточно. Поэтому на ПС 110 кВ Луговая рекомендуется замена двух трансформаторов мощностью 25 МВ∙А каждый на два трансформатора мощностью 40 МВ∙А каждый.

ПС 110 кВ Вохтога

ПС 110 кВ Вохтога введена в эксплуатацию в 1977 году, трансформаторы 2×10 МВ∙А 1972 и 1973 года выпуска.

В период 2013-2015 гг. загрузка ПС 110 кВ Вохтога составляла от 14,5 МВт до 13,38 МВт. В 2016 году наблюдался спад нагрузки ПС, обусловленный банкротством ООО «Вохтожский ДОК», являющегося основным потребителем электроэнергии. Была осуществлена консервация всех цехов и оборудования предприятия.

В марте 2017 году объединенными усилиями Череповецкого фанерно-мебельного комбината и компании «Вологодские лесопромышленники» на паритетных началах было создано совместное предприятие «ВохтогаЛесДрев», которое занялось возобновлением деятельности предприятия Вохтожский ДОК. Нынешние собственники Вохтожского ДОКа говорят о возможности реализации на базе предприятия «ВохтогаЛесДрев» инвестиционного проекта по комплексной переработке древесины с увеличением ассортимента и объемов выпуска продукции и даже о строительстве здесь нового фанерного завода.

Зимний максимум по ПС 110 кВ Вохтога за контрольный замер 20.12.2017 г. составил 8,39 МВт.

На сегодняшний день потребление электроэнергии по данным АСКУЭ, предоставленным в качестве исходных данных филиалом ПАО «МРСК Северо Запада» «Вологдаэнерго», по фидерам 10 кВ «ДСП-1,2», по которым осуществляется электроснабжения ООО «Вохтожский ДОК» составляет 5 МВт. Общая максимальная загрузка по ПС 110 кВ Вохтога может составить 12,7 МВт. При аварийном отключении одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе составит около 127 % от его номинальной мощности, что недопустимо. Перевод нагрузки по сети НН кВ с ПС 110 кВ Вохтога невозможен.

Также оборудование, установленное на подстанции, физически и морально устарело, требуется его замена. На основании этого ПС 110 кВ Вохтога рекомендуется замена двух трансформаторов мощностью 10 МВ∙А на равные по мощности по техническому состоянию.

ПС 110 кВ Устюжна

На ПС 110 кВ Устюжна (год ввода — 1969 г.) максимальная фактическая нагрузка составила 12,4 МВ∙А (дата замера 08.01.2017). На ПС 110 кВ Устюжна установлены два трансформатора мощностью 10 МВ∙А каждый (изготовлены в 1976 и 1986 гг.). Таким образом, в настоящее время при максимальной нагрузке перегрузка одного из трансформаторов при аварийном отключении другого составит 124,0 %, что недопустимо. По заявкам и договорам на технологическое присоединение с 2017 по 2022 года планируется подключение 1,07 МВт (1,2 МВ∙А) дополнительной нагрузки. Вся зарезервированная мощность — жилые/дачные дома, объекты соцкультбыта. Таким образом, при аварийном отключении одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе составит около 135,9 % от его номинальной мощности, что недопустимо. В послеаварийных режимах возможен перевод нагрузки по НН на ПС 110 кВ Желябово суммарной мощностью не более 1,1 МВ∙А. Возможен перевод нагрузки ПС 35 кВ Никола, Подольская на ПС 35 кВ Быково. Объемов резервирования недостаточно.

Поэтому на ПС 110 кВ Устюжна рекомендуется замена двух трансформаторов мощностью 10 МВ∙А каждый на два трансформатора мощностью 16 МВ∙А каждый.

ПС 110 кВ Восточная

ПС 110 кВ Восточная введена в эксплуатацию в 1979 году.

Оборудование ПС 110 кВ Восточная имеет значительный физический износ, срок эксплуатации более 38 лет.

На ПС установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ ТДТН 40000/110/35/10. Силовой трансформатор Т-2 эксплуатируется с 1986 года, требуется замена РПН (акт ремонта РПН представителями Тольятинского трансформаторного завода от 21.09.2006).

Действующее оборудование ПС «Восточная» не даёт возможности применения автоматики для регулирования напряжения, что создает прецеденты для жалоб потребителей на качество электрической энергии.

Схема ОРУ 110 кВ представляет собой два блока с ОД и КЗ и неавтоматической перемычкой со стороны линии, схема РУ 35 кВ одна рабочая не секционированная система шин. Отсутствует возможность расширения КРУН 10 кВ для технологического присоединения новых потребителей. Защита присоединений 110, 35, 10 кВ организована на электромеханических реле.

Конструктивное исполнение, состояние силового оборудования, а также устройств РЗиА и средств связи, не позволяет эффективно использовать системы АСУТП и АСКУЭ.

Загрузка ПС составляет 82 %.

Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Восточная с заменой Т-2 с 40 МВА на 40 МВА в 2020 году, ОРУ 110 кВ, РУ 35 кВ, КРУН 10 кВ.

ПС 110 кВ Бабаево

Согласно инвестиционной программе собственника на ПС 110 кВ Бабаево в 2020 году планируется замена силового трансформатора 16 МВ∙А на равный по мощности. Необходимость замены обусловлена техническим состоянием существующих трансформаторов.

ПС 110 кВ Зеленцово

Согласно инвестиционной программе собственника на ПС 110 кВ Зеленцово в 2018 году планируется замена силового трансформатора 2,5 МВ∙А на равный по мощности. Необходимость замены обусловлена техническим состоянием существующих трансформаторов.

ПС 110 кВ Борки

ПС 110/6 кВ Борки введена в эксплуатацию в 1983 году, трансформаторы 2×10 МВА 1965 и 1966 года выпуска с выносными РПН. ПС оборудована КЗ и ОД 110 кВ. Ячейки КРУ 6 кВ типа К-VI-Y наружной установки.

Из-за конструктивных недостатков оборудования возможно аварийное отключение потребителей по стороне 6 кВ. Из-за применения в цепях силовых трансформаторов блоков ОД/КЗ-110 кВ аварийные отключения происходят с отключением ВЛ-110 кВ «В.Устюг-Дымково», что снижает надежность электроснабжения потребителей, а также оказывает воздействие на устойчивость работы узла энергосистемы, так как при отключении указанных ВЛ происходит разрыв транзита 110 кВ между энергосистемами Вологдаэнерго и Архэнерго. Из-за малого диапазона регулирования напряжения устройствами РПН, а также высокой степени их износа невозможно обеспечение требуемого уровня напряжения у потребителей электроэнергии и в сети собственных нужд ПС. Строительные конструкции, металлические конструкции КРУ 6 кВ, фундаменты под оборудование, кабельное хозяйство и охранное ограждение ПС также имеют большую степень износа, что снижает безопасность эксплуатации ПС в черте города.

Оборудование, установленное на ПС, имеет 93 % технический износ, является не ремонтнопригодным, т.к. отсутствуют запасные части и комплектующие.

Основными потребителями электроэнергии, которые запитаны от ПС 110 кВ Борки, являются бытовые потребители, магазины, мелкие предприятия, социально значимые объекты инфраструктуры города, детские сады, школы, гостиницы, пункты общественного питания и организации города Великий Устюг.

За последний 5 лет по ПС прослеживается рост потребления электроэнергии с 3,76 МВт в ЗРД 2013 года до 4,95 МВт в зимний максимум 2017 года. В 2018 году ожидается выполнение мероприятий по договору на технологическое присоединение РП-1 мощностью 2,7 МВт ООО «Электротеплосеть» в г. Великий Устюг. Так как подстанция находится в черте города, предполагается тенденция к сохранению и дальнейшему росту уровня потребления электроэнергии.

Для повышения надежности работы сети, качества передаваемой электроэнергии, требуется замена оборудования подстанции с истекшим нормативным сроком эксплуатации, в том числе ОРУ 110 кВ, КРУ-6кВ и установка новых трансформаторов без увеличения мощности.

Реконструкция ПС 110 кВ Борки позволит снизить затраты на обслуживание ПС, на проведение ремонтных работ; снижение периодичности ремонтов и устранения аварийных ситуаций, позволит высвободить часть персонала, занятого ремонтными работами.

На основании вышеизложенного рекомендуется проведение реконструкция ПС 110 кВ Борки с заменой трансформаторного оборудования 2×10 МВА на аналогичные.

На основании проведенного анализа перечень рекомендуемого к замене трансформаторного оборудования обусловленный техническим состоянием существующих трансформаторов представлен ниже:

‒ ПС 110 кВ Восточная: Т-2 с 40 МВА на 40 МВА в 2021 году;

‒ ПС 110 кВ Бабаево: один трансформатор с 16 МВА на 16 МВА в 2020 году;

‒ ПС 110 кВ Зеленцово: один трансформатор с 2,5 МВА на 2,5 МВА в 2018году;

‒ ПС 110 кВ Борки: 2×10 МВА на 2×10 МВА в 2023 году.

IV–10. Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно актуальной Схемой и программой развития ЕЭС России на семилетний период (проекта)

На рассматриваемый период 2019-2023 согласно проекта «Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 20172018-2023 2024 годы» планируется ввод следующих объектов:

‒ в 2018 году планируется ввод ВЛ 750 кВ Белозерская-Ленинградская протяженностью 450 473 км с установкой на шинах 750 кВ ПС Белозерская и Ленинградской АЭС ректоров 3×110 Мвар для повышения пропускной способности сечения «Северо-Запад — Центр»;

‒ в 2023 году планируется завершить «Комплексную реконструкцию ПС 500 кВ Череповецкая» с заменой существующего трансформаторного оборудования на аналогичные по мощности (2×501 МВА), реактора 500 кВ на аналогичные по мощности (180 Мвар).

IV–11. Предложения по реконструкции или установке новых устройств ПА для ликвидации районов с высокими рисками выхода параметров режимов за область допустимых значений или сетевых ограничений

В соответствии с предложениями Филиала АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ по развитию электрической сети на территории Вологодской области и в соответствии с выполненными расчетами электрических режимов на 2018 год, а также на рассматриваемую перспективу развития электроэнергетики Вологодской области 2019-2023 года в работе отмечены следующие «узкие места» и предложения по их ликвидации.

Установка АОПО на ПС 220 кВ Октябрьская ВЛ 110 кВ Бабаево-1 и ВЛ 110 кВ Уйта-1 с управляющим воздействием на отключение нагрузки ПС 110 кВ Бабаево, ПС 110 кВ Бабаево (тяговая), ПС 110 кВ Уйта (тяговая)

На рисунках П23-П34 Книги II «Приложения» рассмотрены режимы зимнего максимума нагрузки района размещения ПС 110 кВ Бабаево(тяговая), Уйта(тяговая). При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уйта 1 в схеме ремонта в Ленинградской ЭС и переводом нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС в объеме до 150 А, оставшаяся в работе ВЛ 110 кВ Бабаево 1 перегружается до 129,5 % в режиме зимних максимальных нагрузок 2019 года (Рис. П25 Приложения 3), до 133,1 % в режиме зимних максимальных нагрузок 2023 года (Рис. П31 Приложения 3). При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Бабаево 1 в схеме ремонта в Ленинградской ЭС и переводом нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС в объеме до 150 А, оставшаяся в работе ВЛ 110 кВ Уйта 1 перегружается до 115,1 % в режиме зимних максимальных нагрузок 2019 года (Рис. П27 Приложения 3), до 116,4 % в режиме зимних максимальных нагрузок 2023 года (Рис. П33 Приложения 3).

На основании вышеизложенного, с целью обеспечения параметров электроэнергетического режима в области допустимых значений в ПАР, на ПС 220 кВ Октябрьская необходимо предусмотреть установку АОПО ВЛ 110 кВ Бабаево 1, АОПО ВЛ 110 кВ Уйта 1 с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Бабаево (тяговая), Уйта (тяговая) и ПС 110 кВ Бабаево.

Таблица 61. Загрузка ВЛ 110 кВ Бабаево 1, Уйта 1

Наименование ВЛ

Токовая загрузка ЛЭП

ВЛ 110 кВ Бабаево 1

ВЛ 110 кВ Уйта 1

Длительно/аварийно допустимый ток ЛЭП при t=-5°C с указанием ограничивающих элементов, А

400

400

ТТ (400)

ТТ (400)

Длительно/аварийно допустимый ток ЛЭП при t=+25°C с указанием ограничивающих элементов, А

390

390

Провод ВЛ АС-120/19 (390), ТТ (400)

Провод ВЛ АС-120/19 (390), ТТ (400)

-

А

%

А

%

Зимний максимум 2019 года. Нормальный режим. (Рис. П23 Книги II «Приложения»)

96

24,6

199

49,7

Зимний максимум 2019 года. Ремонтная схема в Ленинградской ЭС. Произведен перевод нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС. (Рис. П24 Книги II «Приложения»)

171

42,9

269

67,3

Зимний максимум 2019 года. Ремонтная схема в Ленинградской ЭС. Произведен перевод нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Уйта 1. (Рис. П25 Книги II «Приложения»)

518

129,5

-

-

Зимний максимум 2019 года. Ремонтная схема в Ленинградской ЭС. Произведен перевод нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Уйта 1. Режим после работы АОПО ВЛ 110 кВ Бабаево 1 с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Бабаево (тяговая), Уйта (тяговая) и ПС 110 кВ Бабаево. (Рис. П26 Книги II «Приложения»)

358

89,4

-

-

Зимний максимум 2019 года. Ремонтная схема в Ленинградской ЭС. Произведен перевод нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бабаево 1. (Рис. П27 Книги II «Приложения»)

-

-

460

115,1

Зимний максимум 2019 года. Ремонтная схема в Ленинградской ЭС. Произведен перевод нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бабаево 1. Режим после работы АОПО ВЛ 110 кВ Уйта 1 с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Уйта (тяговая). (Рис. П28 Книги II «Приложения»)

-

-

396

99,1

Зимний максимум 2023 года. Нормальный режим. (Рис. П29 Книги II «Приложения»)

99

24,8

201

50,1

Зимний максимум 2023 года. Ремонтная схема в Ленинградской ЭС. Произведен перевод нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС. (Рис. П30 Книги II «Приложения»)

173

43,2

271

67,8

Зимний максимум 2023 года. Ремонтная схема в Ленинградской ЭС. Произведен перевод нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Уйта 1. (Рис. П31 Книги II «Приложения»)

532

133,1

-

-

Зимний максимум 2023 года. Ремонтная схема в Ленинградской ЭС. Произведен перевод нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Уйта 1. Режим после работы АОПО ВЛ 110 кВ Бабаево 1 с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Бабаево (тяговая), Уйта (тяговая) и ПС 110 кВ Бабаево. (Рис. П32 Книги II «Приложения»)

352

87,9

-

-

Зимний максимум 2023 года. Ремонтная схема в Ленинградской ЭС. Произведен перевод нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бабаево 1. (Рис. П33 Книги II «Приложения»)

-

-

466

116,4

Зимний максимум 2023 года. Ремонтная схема в Ленинградской ЭС. Произведен перевод нагрузки по транзиту 110 кВ Бабаево-Подборовье на питание от Вологодской ЭС. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бабаево 1. Режим после работы АОПО ВЛ 110 кВ Уйта 1 с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Уйта (тяговая). (Рис. П34 Книги II «Приложения»)

-

-

391

97,7

Отключение нагрузки на ПС 110 кВ Новые Углы и ПС 110 кВ Суда от существующей АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 — Суда I (II) цепь с отпайками

На рисунках П35-42 Книги II «Приложения» рассмотрены режимы летнего максимума нагрузки района размещения ПС 220 кВ РПП-1, Октябрьская. При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Суда 1(2) в схеме ремонта АТ-1 220/110 кВ ПС 220 кВ Октябрьская, оставшаяся в работе ВЛ 110 кВ Суда 2(1) перегружается до 136,2 % в режиме летних максимальных нагрузок 2019 года (Рис. П37 Приложения 3), до 135,9 % в режиме летних максимальных нагрузок 2023 года (Рис. П41 Приложения 3).

Рекомендуется замена провода ВЛ 110 кВ Суда 1 и 2 на провод марки АС-240 (610 А на температуру +25 о С) на участке от ПС 220 кВ РПП-1 до отп. на ПС 110 кВ Новые Углы.

Альтернативным мероприятием реконструкции ВЛ 110 кВ РПП-1 — Суда цепь 1 и 2 предлагается предусмотреть АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 — Суда цепь 1 и 2 с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ ИП Череповец, Новые Углы, Суда.

Таблица 62. Загрузка ВЛ 110 кВ Суда 1 (2)

Наименование ВЛ

Токовая загрузка ЛЭП

ВЛ 110 кВ Суда 1

ВЛ 110 кВ Суда 1

Длительно/аварийно допустимый ток ЛЭП при t=-5°C с указанием ограничивающих элементов, А

503

503

Провод ВЛ АС-120/19

Провод ВЛ АС-120/19

Длительно/аварийно допустимый ток ЛЭП при t=+25°C с указанием ограничивающих элементов, А

390

390

Провод ВЛ АС-120/19 (390)

Провод ВЛ АС-120/19 (390)

-

А

%

А

%

Летний максимум 2019 года. Нормальный режим. (Рис. П35 Книги II «Приложения»).

107

27,3

107

27,3

Летний максимум 2019 года. Ремонт АТ-1 220/110 кВ ПС 220 кВ Октябрьская. (Рис. П36 Книги II «Приложения»).

261

66,9

261

66,9

Летний максимум 2019 года. Ремонт АТ-1 220/110 кВ ПС 220 кВ Октябрьская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Суда 2. (Рис. П37 Книги II «Приложения»).

531

136,2

-

-

Летний максимум 2019 года. Ремонт АТ-1 220/110 кВ ПС 220 кВ Октябрьская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Суда 2. Режим после работы АОПО ВЛ 110 кВ Суда 1. (Рис. П38 Книги II «Приложения»).

384

98,5

-

-

Летний максимум 2023 года. Нормальный режим. (Рис. П39 Книги II «Приложения»).

107

27,4

107

27,4

Летний максимум 2023 года. Ремонт АТ-1 220/110 кВ ПС 220 кВ Октябрьская. (Рис. П40 Книги II «Приложения»).

260

66,7

260

66,7

Летний максимум 2023 года. Ремонт АТ-1 220/110 кВ ПС 220 кВ Октябрьская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Суда 2. (Рис. П41 Книги II «Приложения»).

530

135,9

-

-

Летний максимум 2023 года. Ремонт АТ-1 220/110 кВ ПС 220 кВ Октябрьская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Суда 2. Режим после работы АОПО ВЛ 110 кВ Суда 1. (Рис. П42 Книги II «Приложения»).

383

98,3

-

-

Установка на ПС 220 кВ РПП-1 устройств АОПО ВЛ 110 кВ Шексна-1 и АОПО ВЛ 110 кВ Шексна-2 с управляющим воздействием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Искра, ПС 110 кВ Заягорба, ПС 110 кВ Шексна, ПС 110 кВ ИП Шексна

Для возможности подключения новых потребителей и повышения надёжности электроснабжения подстанций в районе ПС 110 кВ ИП Шексна на основании результатов расчетов рекомендуется произвести реконструкцию ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна I, II цепь с отпайками (существующая ВЛ 110 кВ РПП-1 — Шексна I, II цепь с отпайками) с заменой существующего провода на провод с пропускной способностью не менее 700 А, а также произвести замену разъединителей, ВЧ заградителей и трансформаторов тока в ячейках присоединений ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна I, II цепь с отпайками ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ РПП-1.

В таблице 63 представлена загрузка ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна I, II цепь с отпайками в нормальных, аварийных и ремонтных режимах 2019-2023 гг. В летний максимум 2019 г. загрузка ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна I цепь при отключении ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна II цепь и выводе в ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская — Вологодская достигает 659 А (Рис. П45 Приложения 3), в летний максимум 2023 г. 666А (Рис. П51 приложения 3), что выше допустимого тока 510 А существующего сечения АС-185. Аналогично в летний максимум 2019 г. загрузка ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна II цепь при отключении ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна I цепь и выводе в ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская — Вологодская достигает 658 А (Рис. П47 Приложения 3), в летний максимум 2023 г. 665 А (Рис. П53 Приложения  3), что выше допустимого тока 450 А существующего сечения АС-150. Нового провода с допустимым током летом не менее 700 А, достаточно для исключения перегрузки.

В качестве временного мероприятия до завершения реконструкции ВЛ 110 кВ РПП-1 — Шексна I, II цепь с отпайками предлагается предусмотреть АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна I, II цепь с отпайками.

По информации, приведенной в актуальных инвестиционных программах Филиала ПАО «ФСК ЕЭС» Вологодское ПМЭС и Филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» ввод в работу АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна I, II цепь с отпайками на соответствующих подстанциях (за исключением ПС 110 кВ ИП Шексна находящейся в консервации) предусмотрена в 2018 году.

Таблица 63. Загрузка ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна I, II цепь с отпайками

Наименование ВЛ

Токовая загрузка ЛЭП

ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна I цепь с отпайками

ВЛ 110 кВ РПП-1 — ИП Шексна II цепь с отпайками

Длительно/аварийно допустимый ток ЛЭП при t=-5°C с указанием ограничивающих элементов, А

600

500

Провод ВЛ АС-185/29 (658), ТТ, загр, разъед (600)

Провод ВЛ АС-150/19 (581), ТТ (500), загр, разъед (600)

Длительно/аварийно допустимый ток ЛЭП при t=+25°C с указанием ограничивающих элементов, А

510

450

Провода ВЛ АС-185/29 (510), ТТ, загр, разъед (600)

Провода ВЛ АС-150/19 (450), ТТ (500), загр, разъед (600)

-

А

%

А

%

Летний максимум 2019 г. Нормальный режим (Рис. П43 Книги II «Приложения»)

285

55,9

303

67,3

Летний максимум 2019 г. Ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская-Вологодская (Рис. П44 Книги II «Приложения»)

369

72,4

387

86,1

Летний максимум 2019 г. Ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская-Вологодская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна II цепь с отпайками. (Рис. П45 Книги II «Приложения»)

659

129,2

-

-

Летний максимум 2019 г. Ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская-Вологодская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна II цепь с отпайками. Режим после работы АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна I цепь с отпайками с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Искра, Заягорба, ИП Шексна. (Рис. П46 Книги II «Приложения»)

494

96,9

-

-

Летний максимум 2019 г. Ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская-Вологодская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна I цепь с отпайками. (Рис. П47 Книги II «Приложения»)

-

-

658

146,3

Летний максимум 2019 г. Ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская-Вологодская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна II цепь с отпайками. Режим после работы АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна I цепь с отпайками с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Искра, Заягорба, ИП Шексна, Шексна. (Рис. П48 Книги II «Приложения»)

-

-

443

98,4

Летний максимум 2023 г. Нормальный режим (Рис. П49 Книги II «Приложения»)

287

56,2

305

67,7

Летний максимум 2023г. Ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская-Вологодская (Рис. П50 Книги II «Приложения»)

373

73,2

392

87

Летний максимум 2023 г. Ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская-Вологодская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна II цепь с отпайками. (Рис. П51 Книги II «Приложения»)

666

130,6

-

-

Летний максимум 2023 г. Ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская-Вологодская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна II цепь с отпайками. Режим после работы АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна I цепь с отпайками с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Искра, Заягорба, ИП Шексна. (Рис. П52 Книги II «Приложения»)

501

98,3

-

-

Летний максимум 2023 г. Ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская-Вологодская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна I цепь с отпайками. (Рис. П53 Книги II «Приложения»)

-

-

665

147,8

Летний максимум 2023 г. Ремонт ВЛ 500 кВ Белозерская-Вологодская. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна I цепь с отпайками. Режим после работы АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1-ИП Шексна II цепь с отпайками с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Искра, Заягорба, ИП Шексна, Шексна. (Рис. П54 Книги II «Приложения»)

-

-

442

98,3

IV–12. Оценка потребности в инвестиционных ресурсах на ввод новых электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше

Оценка потребности в инвестиционных ресурсах на ввод новых электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше в работе не приводится вследствие отсутствия предложений по вводу новых электросетевых объектов 220 кВ и выше на рассматриваемый период по территории Вологодской области.

IV–13. Перечень электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше, рекомендуемых к вводу для устранения районов с высокими рисками выхода параметров режимов за область допустимых значений в электрической сети напряжением 220 кВ и выше

Перечень электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в рассматриваемый период для устранения районов с высокими рисками выхода параметров режимов за область допустимых значений в электрической сети напряжением 220 кВ и выше отсутствует.

IV–14. Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ, рекомендуемых к вводу для устранения районов с высокими рисками выхода параметров режимов за область допустимых значений в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

На основании результатов выполненных расчетов электрических режимов сети 110 кВ и выше на рассматриваемую перспективу, с учетом существующей топологии сети, официальной информации о планируемом изменении схем внешнего электроснабжения потребителей, установленной на текущий момент, а так же предлагаемой к установке устройств противоаварийной автоматики согласно рекомендациям раздела IV-11 настоящей работы, в Вологодской энергосистеме отсутствует необходимость к вводу новых электросетевых объектов для устранения районов с высокими рисками выхода параметров режимов за область допустимых значений.

IV–15. Разработанные рекомендации по схемам внешнего электроснабжения объектов, схемам выдачи мощности объектов генерации, сооружаемых на территории энергосистемы на период формирования программы развития в соответствии с программой социально-экономического развития Вологодской области

Схемы внешнего электроснабжения и схемы выдачи мощности электростанций в данной работе не рассматриваются.

IV–16. Формирование сводных данных по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ с выделением сводных данных для сети ниже 110 кВ (для каждого года)

В результате выполненных расчетов электрических режимов сети 110 кВ и выше и проведенного анализа:

‒ выявления «узких мест» и необходимых объемов реконструкции и нового электросетевого строительства для их ликвидации;

‒ проверки пропускной способности сети для расчетного уровня нагрузок;

‒ загрузки трансформаторного оборудования по центрам питания 110 кВ и выше;

‒ необходимости нового строительства электросетевых и энергетических объектов для удовлетворения спроса на электроэнергию по заявкам на технологическое присоединение и выданным техническим условиям;

‒ оценки уровней напряжения и выбора средств регулирования напряжения в сети,

В данном подразделе приводится сводные данные по предлагаемому развитию электрических сетей 110 кВ и выше Вологодской энергосистемы — суммарные вводы (протяженность и трансформаторная мощность) по классам напряжения.

Вводы электросетевых объектов, реконструкция и техперевооружение объектов 110 кВ и выше на территории Вологодской области представлены в таблице 64.

Таблица 64. Объемы строительства сетей 110 кВ и выше Вологодской области на период 2019-2023 гг.*

№

Наименование мероприятия

Параметры

Обоснование

Предлагаемый год ввода/ реконструкции объекта

ответственная организация

Вариант развития базовый/умеренно-оптимистический

Примечание

1.

Мероприятия, необходимые для технологического присоединения

1.1.

Строительство ПС 110 кВ ИП Шексна

2х40 МВА, 7 элегазовых выключателей 110 кВ

Обеспечение питанием промышленных предприятий в Шекснинском районе, заявитель — ГУП «Вологдаоблстройзаказчик».

не определен

Договор ТП №ВЭ2.6-13/0002 от 09.01.2013г. ИП Шексна. Ввод ПС 110 кВ ИП Шексна приостановлен на неопределенное время. Требуется проведение дополнительных работ.

1.2.

Реконструкция головного участка ВЛ-110 кВ "Суда-1,2" от ПС 220 кВ "РПП-1" до опоры №1 отпайки 110 кВ на ПС 110 кВ "ИП Череповец"

(строка в редакции постановления Губернатора Вологодской области от 07.06.2018 № 139)

двухцепная ВЛ длиной 7 км с проводом АС-240

Подключение потребителей согласно второму этапу ТУ на ТП ПС 110 кВ ИП Череповец планируется до 2020 года.

Заявка на ТП: Управление капитального строительства и ремонтов МКУ Договор от 11 марта 2016 № 26-04280Ч/15

2020

ПАО «МРСК Северо-Запада»

базовый

1.3.

Строительство ПС 110 кВ Цветочная и ЛЭП 110 кВ ПС 220 кВ РПП 1 — ПС 110 кВ Цветочная

110 кВ / 25 МВА 110 кв / 1 км

Технические условия от 03.03.2017 с изменениями от 28.07.2017 на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО «Череповецкий тепличный комплекс «Новый»

2018

Включено в предложения Филиала АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ по развитию электрических сетей со сроком реализации 2018 год

2.

Мероприятия, связанные с недостаточной пропускной способностью электрической сети

2.1.

Строительство

ВЛ 750 кВ Белозерская — Ленинградская

750 кВ / 473 км

Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 гг.

2018

Включено в предложения Филиала АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ по развитию электрических сетей со сроком реализации 2018 год

2.2.

Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Кубенское

2х16 МВА

Дефицит мощности

2020

МРСК Северо-Запада

базовый

Трансформаторы перегружены в отчетном году. Замена с увеличением трансформаторной мощности.

2х25 МВА

умеренно-оптимистический

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2021 год

(I_000-21-1-03.13-0131)

2.3.

Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Луговая

2х40 МВА

Дефицит мощности

2022

МРСК Северо-Запада

базовый

Замена с увеличением трансформаторной мощности.

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2023 год

(I_000-21-1-03.13-0011)

2.4.

Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Вохтога

2х16 МВА

Дефицит мощности

2022

МРСК Северо-Запада

базовый

Трансформаторы перегружены в отчетном году. Замена с увеличением трансформаторной мощности.

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2022 год

(I_000-21-1-03.13-0108)

2.5.

Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Устюжна

2х16 МВА

Дефицит мощности

2024

МРСК Северо-Запада

базовый

Трансформаторы перегружены в отчетном году. Замена с увеличением трансформаторной мощности

2х25 МВА

умеренно-оптимистический

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2025 год

(I_000-25-1-03.13-0156)

2.6.

Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Кичменгский городок с 2х10 МВА на 2х16 МВА

замена 2х10 МВА на 2х16 МВА

КПР 2018-2022 гг.

2019-2022

МРСК Северо-Запада

умеренно-оптимистический

Срок завершения мероприятия по КПР 2018-2022: 2022 год

2.7.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Шекснинская 1,2 с отпайками на ПС 110/10 кВ Искра, ПС 110/10 кВ Заягорба, ПС 110/10 кВ Нифантово и Шекснинскую ГЭС

63,793 км

Перегрузка участка ЛЭП в послеаварийных режимах.

2018-2024

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2024 год               (G_000-25-1-01.12-0033)

2.8.

Замена разъединителя, заградителя и ТТ на ПС 220 кВ РПП-1 в ячейке присоединения ВЛ 110 кВ РПП-1 -Шексна I цепь с отпайками

Iном обор = 1000 А

Перегрузка существующего оборудования в послеаварийных режимах.

2019-2024

Инвестиционной программой ПАО «ФСК ЕЭС» реконструкция не предусмотрена.

2.9.

Замена разъединителя, заградителя и ТТ на ПС 220 кВ РПП-1 в ячейке присоединения ВЛ 110 кВ РПП-1 -Шексна II цепь с отпайками

2019-2024

2.10.

Установка АОПО ВЛ 110 кВ Бабаево-1 на ПС 220 кВ Октябрьская

Перегрузка существующего провода ВЛ и оборудования (ТТ) ПС в послеаварийных режимах.

2018-2019

УВ на отключение нагрузки на подстанциях 110 кВ Бабаево (тяговая), Уйта (тяговая) и ПС 110 кВ Бабаево.

Включено в предложения Филиала АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ по развитию электрических сетей со сроком реализации 2018 год

2.11.

Установка АОПО ВЛ 110 кВ Уйта-1 на ПС 220 кВ Октябрьская

Перегрузка существующего провода ВЛ и оборудования (ТТ) ПС в послеаварийных режимах.

2018-2019

УВ на отключение нагрузки на подстанциях 110 кВ Бабаево (тяговая), Уйта (тяговая) и ПС 110 кВ Бабаево. Включено в предложения Филиала АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ по развитию электрических сетей со сроком реализации 2018 год

2.12.

Выполнение УВ на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Новые Углы и ПС 110 кВ Суда от существующей АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 — Суда I (II) цепь с отпайками

Перегрузка существующего провода ВЛ в послеаварийных режимах.

2018-2019

Включено в предложения Филиала АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ по развитию электрических сетей со сроком реализации 2018 год

2.13.

Установка АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 — Шексна I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Шексна 1)

Перегрузка существующего провода ВЛ и оборудования ПС в послеаварийных режимах

2018

УВ на отключение нагрузки на подстанциях 110 кВ ИП Шексна, Искра, Заягорба и Шексна.

Предлагаемый срок ввода в работу ПА соответствует сроку реализации ПА по ИП Вологдаэнерго 2018-2025 гг

(Техническое перевооружение ПС 110 кВ Шексна, Искра, Заягорба  в части монтажа и пуско-наладки устройства УПАСК и каналов связи (УПАСК - 3 шт.)

(I_000-25-1-04.60-0009)

2.14.

Установка АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 — Шексна II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Шексна 2)

2018

Включено в предложения Филиала АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ по развитию электрических сетей со сроком реализации 2018 год

3.

Мероприятия технического перевооружения и реконструкции энергообъектов, не связанные с развитием сети

3.1.

Комплексная реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая

500 кВ / 2х501 МВА

Проект СиПР ЕЭС России на 2018-2024 гг.

2023

Включено в предложения Филиала АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ по развитию электрических сетей со сроком реализации 2023 год

500 кВ / 180 Мвар

3.2.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Тарнога-НПС в Тарногском районе

замена участка ВЛ протяженностью 24,7 км на новый с сечением провода АС-95

Акты расследования технологических нарушений (аварий) №501 от 07.01.2015, № 502 от 07.01.2015, № 503 23.01.2015, № 505 от 07.01.2015, № 505 от 12.01.2015, № 507 от 14.01.2015, № 513 от 26.01.2015, № 514 от 26.01.2015.

2021

МРСК Северо-Запада

базовый

Увеличение сечения провода не требует — раздел IV-5

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2021 и 2022 год соответственно

3.3.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Тарнога-НПС в Нюксенском районе

замена участка ВЛ протяженностью 23,2 км на новый с сечением провода АС-95

2021

(F_000-22-1-01.12-0003 и F_000-22-1-01.12-0002)

3.4.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Очистные 1,2

замена двухцепной ВЛ 110 кВ длиной 8,179 км, рекомендуемое сечение провода АС-120

Акт технического освидетельствования от 10.10.2014 б/н

2021

МРСК Северо-Запада

базовый

Выбор сечения провода — раздела IV-5.

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2022 год 

(F_000-21-1-01.12-0004)

3.5.

Реконструкция ВЛ 110 кВ «В. Устюг – Дымково» с отпайкой на ПС  «Борки»

В-Устюгского района протяженностью 6,2 км

6,2 км

Протокол технического совета от 18.12.2017 № 9, акт технического освидетельствования от 06.09.2017

2024

МРСК Северо-Запада

умеренно-оптимистический

I_000-22-1-01.12-0017

3.6.

Замена силового трансформатора Т-2 на ПС 110 кВ Восточная

40 МВА

Замена трансформатора обусловлена техническим состоянием

2020

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2021 год 

(I_000-21-1-03.13-0028)

3.7.

Замена силового трансформатора на ПС 110 кВ Бабаево

16 МВА

Замена трансформатора обусловлена техническим состоянием

2020

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2020 год 

(F_000-25-1-03.13-0002)

3.8.

Замена силового трансформатора на ПС 110 кВ Зеленцово

2,5 МВА

Замена трансформатора обусловлена техническим состоянием

2018

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2018 год 

(I_000-22-1-03.13-0002)

3.9.

Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Борки

2х10 МВА

Замена трансформатора обусловлена техническим состоянием

2023

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2023 год 

(I_000-22-1-03.13-0001)

3.10.

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Коротово Череповецкого района: замена силового трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА, замена МВ-110 кВ на ЭВ-110 кВ в количестве 3 шт., реконструкция РУ 35 кВ и РУ 10 кВ

10 МВА

Акт оценки технического состояния от 01.03.2015 б/н

2025

МРСК Северо-Запада

базовый

I_000-25-1-03.13-0160

3.11.

Реконструкция ПС 110/35/10 "Суда"  Череповецкого района Вологодской области: замена силовых трансформаторов 2х10 МВА на равные по мощности, реконструкция РУ 110 кВ, РУ 35 кВ, РУ 10 кВ

2х10 МВА

Акт оценки технического состояния от 01.03.2015

2023

МРСК Северо-Запада

базовый

I_000-25-1-03.13-0162

3.12.

Реконструкция ПС 110/6 кВ Ананьино Вологодского района: замена силового трансформатора 1х10 МВА на 2х10 МВА, реконструкция РУ 110 кВ и РУ 6 кВ

2х10 МВА

Акт технического освидетельствования от 30.06.2015 б/н

2025

МРСК Северо-Запада

базовый

I_000-21-1-03.13-3655

3.13.

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Избоищи Чагодощенского района: замена силового трансформатора 1,6 МВА на равный по мощности, замена ОД, КЗ 110 кВ на элегазовый выключатель 110 кВ, реконструкция РУ 35 кВ, замена КРУ 10 кВ

1,6 МВА

Акт технического освидетельствования от 01.03.2015 б/н

2025

МРСК Северо-Запада

базовый

I_000-25-1-03.13-0159

3.1.4.

Строительство КЛ 110 кВ заход на ПС 110 кВ "Западная" от ВЛ 110 кВ "Вологда Южная - Кубенское" в г. Вологда протяжённостью 3,166 км

3,166 км

  Обоснования включения: Акт технического освидетельствования от 2008 года

2023

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2018-2025: 2024 год                 (I_000-21-2-02.11-0001)

4.

Мероприятия по развитию электросетевых объектов 35 кВ и выше, предусмотренные иными программами развития электросетевого комплекса Вологодской области (мероприятия данного раздела не имели проработку в данной работе)

4.1.

Реконструкция

ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ

Восточная-Городская-Северная-Западная

в 2-х-цепном исполнении

12,47 км

«Комплексная программа развития электрических сетей Вологодской области напряжением 35 кВ и выше на пятилетний период 2018 2022 гг.» (далее — КПР 2018-2022)

2018-2023

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок завершения мероприятия по КПР 2018-2022: 2023 год

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2023 год 

F_000-21-1-01.21-0018

4.2.

Реконструкция

ПС 35 кВ Молочное (замена двух трансформаторов мощностью 6,3 МВ∙А каждый на два трансформатора мощностью 16 МВ∙А каждый)

2х16 МВА

КПР 2018-2022, дефицит мощности

2019

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок завершения мероприятия по КПР 2018-2022: 2020 год

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2020 год 

(F_000-21-1-03.21-0111)

4.3.

Реконструкция

ПС 35 кВ Можайское

с заменой силовых трансформаторов

Замена 2х2,5 МВА на 2х4 МВА

КПР 2018-2022, дефицит мощности

2020

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок завершения мероприятия по КПР 2018-2022: 2020 год

Замена 2х2,5 МВА на 2х6,3 МВА

умеренно-оптимистический

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2020 год 

I_000-21-1-03.21-0102

4.4.

Реконструкция

ПС 35 кВ Ягница (замена двух трансформаторов мощностью 1,6 МВ∙А каждый на два трансформатора мощностью 2,5 МВ∙А каждый)

2х2,5 МВА

КПР 2018-2022, дефицит мощности

2018

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок завершения мероприятия по КПР 2018-2022: 2019 год

Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2016-2025: 2018 год 

(I_000-25-1-03.21-0004)

4.5.

Реконструкция

ПС 35 кВ

Борисово-Суда

(замена трансформатора мощностью 2,5 МВ∙А на трансформатор мощностью 4 МВ∙А)

2х4 МВА

КПР 2018-2022, дефицит мощности

2019-2022

МРСК Северо-Запада

умеренно-оптимистический

Срок завершения мероприятия по КПР 2018-2022: 2022 год

4.6.

Реконструкция                                       ПС 35 кВ Морозовица

2х2,5 МВА

КПР 2018-2022, дефицит мощности

2019-2022

МРСК Северо-Запада

умеренно-оптимистический

Срок завершения мероприятия по КПР 2018-2022: 2022 год

(замена двух трансформаторов мощностью 1,6 МВ∙А каждый на два трансформатора мощностью 2,5 МВ∙А каждый)

4.7

Реконструкция ПС 35/10 кВ Абаканово Череповецкого района: замена силового трансформатора 2,5 МВА на равный по мощности, реконструкция РУ 35 кВ, замена КРУ 10 кВ

2,5 МВА

Акт оценки технического состояния от 01.03.2015 б/н

2024

МРСК Северо-Запада

базовый

I_000-25-1-03.21-0005

4.8

Расконсервация

ПС 110 кВ «ИП Сокол»

2х25 МВА

Письмо АО «Вологодская областная энергетическая компания» №7-4/10674 от 13.12.2017 «О предоставлении информации»

Срок не определен собственником оборудования

4.9

Реконструкция ПС 35/10 кВ Ирдоматка Череповецкого района с переводом на класс напряжения 110/10кВ: замена силовых трансформаторов 1х6,3 МВА и 1х4 МВА на 2х6,3 МВА, реконструкция РУ 35 кВ и РУ 10 кВ

2х6,3 МВА

Акт оценки технического состояния от 01.03.2015 б/н, КПР 2018-2022

2026

МРСК Северо-Запада

умеренно-оптимистический

Срок завершения мероприятия по КПР 2018-2022: 2022 год Устанавливаемая мощность трансформаторов по КПР 2018-2022: 2х10 МВА                               Срок окончания реализации согласно ИПР Вологдаэнерго 2018-2025: 2027 год                  

(I_000-25-1-03.13-0161)                      

4.10

Реконструкция

ПС 35 кВ Новатор

с заменой трансформаторов 2х4 МВА на 2х10 МВА

2х10 МВА

Договор ТП от 03.04.2018 №26-02857ВУ/17, Фанерный комбинат НАО СВЕЗА Новатор, КПР 2018-2022, дефицит мощности

2019-2022

МРСК Северо-Запада

базовый

Срок завершения мероприятия по КПР 2018-2022: 2022 год

4.11.

Строительство ПС 35/10 кВ "Поток" 2х10 МВА,заходов от ВЛ-35кВ "Газовая" и от ВЛ-35кВ "Лесная"

2х10 МВА/0,81 км

Исполнение обязательств по договору ТП от 13.02.2017 №26-00244Ч/17, Газпром

2019

МРСК Северо-Запада

базовый

I_002-25-2-03.21-0002

4.12.

Строительство

ПС 35/10 кВ "Балатон" 2х10 МВА 

и двухцепной

ВЛ-35 кВ "Компрессор 1,2"

от ПС 110/35/10 кВ "Бабаево" в Бабаевском районе  

2х10 МВА/8,11 км

Исполнение обязательств по договору ТП от 13.02.2017 №26-00243Ч/17, Газпром

2019

МРСК Северо-Запада

базовый

I_002-25-2-03.21-0001

*Мероприятия по модернизации, реконструкции и новому строительству объектов напряжением 110 кВ и выше выполнять исходя из принципов построения цифровой сети в рамках программы «Цифровая экономика»

IV–17. Прогноз развития энергетики Вологодской области на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива

IV–17.1. Ветроэнергетика

Потенциал развития генерации электроэнергии на ветрогенерирующих установках на территории Вологодской области можно оценить по рисунку 19.

Рисунок 52. Распределение среднегодовой скорости ветров на территории России, м/с

В соответствии с представленным распределением удельного ветропотенциала территория, Вологодской области относится к территориям с низкой эффективностью использования ветрогенерирующих установок. Исходя из показателей ветроэнергетического потенциала, предпосылки его использования на цели энергоснабжения экономически не оправданы.

IV–17.2. Солнечная энергетика

Данный вид энергетики основывается на преобразовании электромагнитного солнечного излучения в электрическую или тепловую энергию. Потенциал развития солнечной энергетики в Вологодской области определяется тем, что выработка солнечной энергии в первую очередь зависит от географической широты, от погоды и времени суток и необходимости очистки панелей от снега и пыли.

На рисунке 20 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории РФ.

Рисунок 53. Поток солнечной радиации, приходящийся на м² за один день на территории РФ

По приведенной выше карте можно отметить, что по территории Вологодской области суммарная солнечная радиация на 1 м² составляет от 3,0 до 3,5 кВт·ч/м². При этом продолжительность солнечного сияния по территории Вологодской области составляет менее 1 700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена на рисунке 21.

Рисунок 54. Продолжительность солнечного сияния на территории РФ

По приведенным картам можно оценить эффективность использования генерирующих установок на основе солнечных батарей как не высокую.

Однако, в настоящее время использование солнечного излучения на цели как тепло-, так и электроснабжения потребителей не является экономически целесообразным в силу капиталоемкости солнечных коллекторов и фотоэлектрических преобразователей. В таких условиях и с учетом того, что в российском законодательстве отсутствуют стимулирующие внедрение ВИЭ меры, развитие солнечной энергетики на территории Вологодской области в ближайшей перспективе маловероятно. При существенном снижении стоимости оборудования по производству электроэнергии на основе энергии солнечного излучения, а также снижения стоимости сопутствующей инфраструктуры для хранения выработанной электроэнергии возможно появление механизмов окупаемости капиталовложений.

IV–17.3. Биоэнергетика

Данный сегмент возобновляемых источников энергии при производстве электрической и тепловой энергии в качестве сырья использует биотопливо — топливо, получаемое из биологического сырья. По типу исходного сырья различают три вида биотоплива: биологические отходы, лигноцеллюлозные соединения и водоросли.

Из биотоплива первого поколения наиболее перспективным направлением является использование леса. Лесопромышленный комплекс занимает третье место в общем объеме экспорта из Вологодской области после металлургии и химической промышленности, поэтому использование древесных отходов в качестве топлива позволяет добиться существенного экономического эффекта.

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

Благоприятные условия для строительства мини-ТЭЦ на древесных отходах позволяют получать электрическую и тепловую энергию при утилизации отходов лесопромышленного комплекса. Целесообразность применения таких станций в отдаленных от центра районах, где наблюдается дефицит электроэнергии, подтверждается успешной работой АО «ТЭЦ «Белый Ручей» мощностью 6 МВт, использующей в качестве основного топлива отходы областных деревообрабатывающих предприятий. Для повышения надежности и эффективности работы станции ТЭЦ «Белый Ручей» предприятием в период 2019-2020 годов планируется строительство склада топлива.  

Вторая мини-ТЭЦ на древесных отходах мощностью 3 МВт электрической энергии введена в работу в 2006 г. на АО «Великоустюгский фанерный комбинат «Новатор». Пуск мини-ТЭЦ позволил на 68 % обеспечить производство собственной электрической энергией, обеспечить ежемесячную утилизацию около 7 тыс. плотных куб. м отходов деревообработки.

В области построено 22 предприятия по производству биотоплива, общей производственной мощностью 138,6 тыс. тонн пеллет в год, перечень которых представлен в таблице 65.

Таблица 65. Предприятия по производству биотоплива (пеллеты, брикеты)

Наименование предприятия

Место размещения предприятия

Вид выпускаемой продукции

Производственная мощность, т/год

ООО «Кадуйский фанерный комбинат»

г. Кадуй

брикеты

383,33

ООО «Харовский лес»

г. Харовск

брикеты

4300

ООО «Бабушкинский союз предпринимателей»

с. им. Бабушкина

брикеты

325

ООО «Вологодский лес»

г. Вологда

брикеты

7000

ООО «Никольский лес»

г. Никольск

брикеты

5644,8

ООО «БиоЛесПром»

д. Терменьга  Верховажский район

пеллеты

15000

ООО «Голдпеллетс»

(ГолдГрупп)

г. Вологда

пеллеты

4800

ООО «Фабрика Дерусса»

п. Хохлово Кадуйский район

пеллеты

9600

АО «Череповецкая спичечная фабрика «ФЭСКО»

г. Череповец

пеллеты

3420

ООО «Восток»

(ООО «МТС «Кичменский»)

с. Кичменский Городок

пеллеты

2400

ООО «Сокол»

г. Сокол

пеллеты

3500

ЗАО «Суда»

Бабаевский район, с. Борисово­-Судское

брикеты

8000

АО «Белозерский леспромхоз»

г. Белозерск

брикеты

10000

ООО «Стройресурс»

г. Сокол

брикеты

2000

ИП Кабанов

Константин Аркадьевич

п. Вохтога

пеллеты

2500

ИП Большаков А.И.

д. Григорово Кичменгско-Городецкий район

брикеты

3000

ООО «Вологодские безотходные технологии»

г. Бабаево

пеллеты

30000

ООО «Гиперком  С-З»

п. Новатор Великоустюгский район

брикеты

7200

ООО «Холбит»

пос. Туровец Междуреченский район

брикеты

530

ООО «Патриот»

п. Морозовица Великоустюгский район

пеллеты

10000

ООО «Устьелес»

г. Сокол

пеллеты

7000

ООО «Леон»

Никольский район, 5 км автодороги Никольск-Чекшино

пеллеты

2000

Также важным и перспективным местным видом топлива является торф, эффективное использование которого на тепловых электростанциях станет возможным после увеличения объемов его добычи и модернизации технологической базы торфяной промышленности. Внедрение современных высокоэффективных технологий и оборудования для добычи, агломерации и сжигания торфяной продукции для нужд малой и средней энергетики позволит значительно увеличить долю использования торфа в топливно-энергетическом балансе Вологодской области.

IV–17.4. Гидроэнергетика

Большое количество гидроресурсов Вологодской области позволяет сделать вывод о высоком приоритете над другими возобновляемыми источниками энергии для условий Вологодской области сооружение малых гидроэлектростанций (МГЭС) различных типов в зависимости от рельефа местности и уклона русел рассматриваемых рек. Существуют предпроектные проработки размещения МГЭС. Однако, в каждом случае необходимо предварительное технико-экономическое обоснование целесообразности сооружения МГЭС. При этом может быть целесообразно сооружение как бесплотинных МГЭС (деривационных и русловых), так и плотинных мощностью до нескольких мегаватт, рассчитанных на пропуск основной части весеннего паводка и сглаживание пиков летних и осенних паводков.

Развитие малой гидрогенерации на территории Вологодской области в настоящий момент является одним из наиболее приоритетных направлений. На территории области сейчас действуют ГЭС № 31, № 32 г. Вытегра мощностью 2,28 МВт и Шекснинская ГЭС мощностью 24 МВт.

IV–17.5. Заключение

Включение генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которого продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему развития электроэнергетики должно осуществляется на конкурсной основе (в соответствии с пунктом 28(1) Постановления Правительства РФ от 17.10.2009 N 823 (в редакции от 16.02.2015 года) «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»).

Порядок и условия проведения конкурсных отборов по включению генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему развития электроэнергетики Вологодской области, а также требования к соответствующим инвестиционным проектам и критерии их отбора устанавливаются администрацией Вологодской области.

В случае принятия собственником объекта по производству электрической энергии решения о работе объекта в составе ОЭС возникает необходимость осуществления процедуры технологического присоединения к электрическим сетям в соответствии с требованиями Постановления Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям.

IV–18. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований

Прогноз потребления тепловой энергии в Вологодской области на период до 2023 года выполнен с учетом:

1) численности населения и социально-экономических показателей в соответствии с базовым сценарием «Прогноза социально-экономического развития Вологодской области на долгосрочный период 2016-2030 годов», утвержденного постановлением Правительства Вологодской области от 30.11.2016 г. № 1022 (в ред. постановления Правительства Вологодской области от 19.12.2016 г. № 1170).

2) данных органов исполнительной государственной власти области о намечаемом развитии жилищно-коммунального сектора и крупных промышленных предприятий региона в период до 2023 года.

3) динамики фактического годового отпуска тепла с коллекторов энергоисточников (ТЭС и котельные) в период 2013-2017 годов.

Прогноз потребления тепловой энергии на территории Вологодской области на период 2019-2023 годы представлен на рисунке 22.

Рисунок 56. Прогноз потребления тепловой энергии на территории Вологодской области на период до 2023 года

В период до 2023 года в связи с перспективным увеличением численности населения Вологодской области годовое потребление тепловой энергии на нужды населения возрастет.

Также в период до 2023 года возрастет годовое потребление тепловой энергии на нужды промышленных предприятий.

IV–19. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований области на 5-летний период

Динамика износа тепловых сетей в Вологодской области по данным формы 1-ТЕП Вологдастата за последние 5 лет представлена в таблице 66 и на рисунке 23.

Таблица 66. Динамика износа тепловых и паровых сетей в Вологодской области в период 2013-2017 годы

Показатель

2013

2014

2015

2016

2017[19]

Протяженность тепловых сетей, всего, км

1 828,1

1 792,2

1 805,0

1 767,0

1 755,9

Протяженность тепловых сетей, нуждающихся в замене, км

758,0

759,3

794,2

736,1

754,2

Удельный вес тепловых сетей, нуждающихся в замене, %

41,5

42,4

44,0

41,7

43,0

Протяженность ветхих тепловых сетей, км

637,3

632,7

650,6

658,3

664,5

Удельный вес ветхих тепловых сетей, %

34,9

35,3

36,0

37,3

37,8

Заменено тепловых сетей, в двухтрубном исчислении, км

23,2

19,7

24,0

19,2

19,7

То же, в % от протяженности тепловых сетей, нуждающихся в замене, %

3,1

2,6

3,0

2,6

2,6

Заменено ветхих тепловых сетей, в двухтрубном исчислении, км

19,0

16,7

20,9

15,8

16,8

То же, в % от протяженности ветхих тепловых сетей, %

3,0

0,9

1,2

0,9

2,5

Рисунок 58. Динамика износа тепловых и паровых сетей в Вологодской области в период 2013-2017 годы

Доля тепловых сетей, нуждающихся в замене, с 2013 по 2017 год увеличилась на 1,5 % (с 41,5 % до 43,0 %) от общей протяженности тепловых сетей.

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

При сохранении наблюдаемых в отчетный период среднегодовых темпов износа тепловых сетей и их реконструкции, к 2023 году протяженность тепловых сетей, нуждающихся в замене, будет составлять 735,7 км в двухтрубном исчислении или 41,9 % от их общей протяженности (см. таблицу 67).

Таблица 67. Прогноз износа тепловых и паровых сетей в период 2019-2023 годы

Показатель

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Протяженность тепловых сетей, нуждающихся в замене, км

751,1

748,0

744,9

741,9

738,8

735,7

Удельный вес тепловых сетей, нуждающихся в замене, %

42,8

42,6

42,4

42,2

42,1

41,9

Среднегодовой темп износа тепловых сетей, %

-0,4

-0,4

-0,4

-0,4

-0,4

-0,4

IV–20. Разработка предложений по модернизации системы теплоснабжения муниципальных образований области

Развитие систем теплоснабжения поселения или городского округа осуществляется на основании схемы теплоснабжения.

По состоянию на 01 января 2018 года в Вологодской области разработаны и утверждены схемы теплоснабжения во всех городских округах, городских и сельских поселениях, имеющих централизованные системы теплоснабжения.

Ниже представлены основные направления развития системы теплоснабжения муниципальных образований Вологодской области с учетом основных технических мероприятий и их ориентировочными объемами капитальных вложений в развитие систем теплоснабжения.

Город Вологда

В соответствии со Схемой теплоснабжения города Вологды до 2028 года (актуализация на 2017 год) предполагается осуществлять теплоснабжение потребителей как от существующих источников централизованного теплоснабжения, так и от индивидуальных источников теплоснабжения в отдельных районах.

Основные технические мероприятия с указанием ориентировочных капитальных вложений в развитие энергоисточников и тепловых сетей города Вологды представлены в таблице 68.

Таблица 68. Основные технические мероприятия по развитию энергоисточников теплоснабжения и тепловых сетей города Вологды

№ п/п

Источник тепловой энергии

Наименование мероприятия

Объем инвестиций, всего, млн руб.

Намечаемый период (год) реализации

1

МУП «Вологдагортеплосеть», Чернышевского, 84а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

137,68

2015-2022 гг.

Реконструкция котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2016-2028 гг.

2

МУП «Вологдагортеплосеть», Прилуцкая, 5

Консервация котельной с переключением ее тепловых нагрузок на котельную по ул. Чернышевского, 84а (перевод потребителей на другой температурный график)

3,70

2015 г.

3

МУП «Вологдагортеплосеть», Энгельса, 54а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

17,286

2015-2022 гг.

Установка дополнительного (третьего котла) КВГ-2,5 или его аналога

2018-2022 гг.

4

МУП «Вологдагортеплосеть», Набережная VI Армии, 91а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

50,723

2018-2022 гг.

Техническое перевооружение котельной и ее реконструкция для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2015-2028 гг.

5

МУП «Вологдагортеплосеть», Добролюбова, 15а

Установка дополнительного котла на имеющемся свободном месте в котельной

18

2023-2028 гг.

6

МУП «Вологдагортеплосеть», Красноармейская, 27

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

137,692

2015-2022 гг.

Реконструкция и техническое перевооружение котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2018-2022 гг.

7

МУП «Вологдагортеплосеть», Комсомольская, 7б

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

46,293

2015-2022 гг.

Техническое перевооружение котельной или ее реконструкция с увеличением ее установленной тепловой мощности

2015-2028 гг.

8

МУП «Вологдагортеплосеть», Колхозная, 71а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

93,457

2015-2022 гг.

Техническое перевооружение котельной или ее реконструкция с увеличением ее установленной тепловой мощности

2017-2028 гг.

9

МУП «Вологдагортеплосеть»,

Старое шоссе, 5

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

62,103

2015-2022 гг.

Увеличение тепловой мощности котельной с установкой тепловых мощностей в пристройке к котельной

2016-2017 гг.

11

МУП «Вологдагортеплосеть», Маяковского, 22а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

123,576

2015-2022 гг.

Реконструкция котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2016-2028 гг.

12

МУП «Вологдагортеплосеть», Пролетарская, 73а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

45,4

2015 г.

Консервация котельной

2018-2022 гг.

13

МУП «Вологдагортеплосеть», Горького, 130а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

51,711

2017 г.

Техническое перевооружение котельной с переводом ее работы без постоянного присутствия обслуживающего персонала

2017-2022 гг.

14

МУП «Вологдагортеплосеть», Горького, 99а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

91,42

2016 г.

Реконструкция котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2017-2028 гг.

15

МУП «Вологдагортеплосеть»,

Карла Маркса, 70

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

90,855

2015-2017 гг.

Реконструкция и техническое перевооружение котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2016-2028 гг.

16

МУП «Вологдагортеплосеть»,

Разина, 53-б

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

45,303

2015-2022 гг.

Реконструкция и техническое перевооружение котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2015-2016 гг.

17

МУП «Вологдагортеплосеть», Пошехонское шоссе, 23-а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

84,041

2015-2022 гг.

Реконструкция и техническое перевооружение котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2015-2028 гг.

18

МУП «Вологдагортеплосеть», Пошехонское шоссе, 36-а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

42,755

2015-2016 гг.

Реконструкция и техническое перевооружение котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2016-2022 гг.

19

МУП «Вологдагортеплосеть», Болонина, 23-а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

3,624

2015-2022 гг.

20

ООО «Теплоисточник»,

Московское шоссе, 44

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

5,75

2017 г.

21

МУП «Вологдагортеплосеть», Залинейная, 22-а

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

132,326

2016-2028 гг.

Реконструкция и техническое перевооружение котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2018-2028 гг.

22

МУП «Вологдагортеплосеть»,

Ленина, 14 в с. Молочное

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

53,705

2017-2022 гг.

Реконструкция и техническое перевооружение котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2015 г.

23

Вологодская ТЭЦ ГУ ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

554,834

2015-2022 гг.

Реконструкция и техническое перевооружение котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

2016-2022 гг.

24

ОАО «Агростройконструкция»

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

74,321

2015-2017 гг.

Выполнение утвержденной инвестиционной программы

2015-2016 гг.

25

ООО «ЗАПАДНАЯ КОТЕЛЬНАЯ», ул. Окружное шоссе, 13

Реконструкция и техническое перевооружение котельной для обеспечения перспективных приростов тепловой энергии

139,871

2016-2022 гг.

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

2015-2022 гг.

26

МУП «Вологдагортеплосеть»,
ул. Машиностроительная, 19

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

60,759

2015-2022 гг.

Реконструкция и техническое перевооружение котельной

2015-2016 гг.

27

АО «ВОМЗ»

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

49,126

2015-2022 гг.

28

ООО «Теплосила»

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

4,075

2015-2022 гг.

Консервация котельной. Переключение тепловых нагрузок на котельную МУП «Вологдагортеплосеть» по адресу: Пошехонское шоссе, 23а

н/д

29

ООО «ЖилСтройИндустрия»

Строительство новой котельной установленной мощностью 10Гкал/ч по ул. Архангельской для подключения жилых домов

30,0

2015-2016 гг.

30

ОАО «Стройиндустрия»

Реконструкция и строительство новых тепловых сетей для подключения перспективных приростов тепловой энергии

38,945

2015-2016 гг.

Реконструкция и техническое перевооружение котельной

2016-2022 гг.

Согласно данным Схемы теплоснабжения города Вологды общая потребность в финансировании проектов развития и реконструкции источников тепловой энергии и тепловых сетей составит 2 289,331 млн. руб.

Город Череповец

В соответствии с действующей Схемой теплоснабжения развитие теплоснабжения г. Череповца до 2030 года предполагается базировать на преимущественном использовании существующих котельных ООО «Вологдагазпромэнерго» с повышением эффективности топливоиспользования путем дооснащения их когенерационными установками.

Кроме нового строительства когенерационных установок, в схеме теплоснабжения г. Череповца намечается новое строительство ПГУ ТЭЦ для обеспечения перспективных потребностей города в тепловой и электрической энергии, мероприятия по строительству тепловых сетей для подключения перспективных потребителей, по реконструкции тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса.

Ориентировочный объем капитальных вложений в развитие систем теплоснабжения г. Череповец составляет 6,34 млрд. руб., в том числе:

в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии — 1,985 млрд. рублей;

в строительство тепловых сетей для подключения перспективных потребителей — 0,863 млрд. рублей;

в реконструкцию тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности нерезервированных магистралей — 0,088 млрд. рублей;

в реконструкцию тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса— 3,278 млрд. рублей;

в мероприятия по регулировке гидравлического режима работы системы теплоснабжения — 0,126 млрд. рублей.

Город Сокол

Согласно материалам действующей «Схемы теплоснабжения муниципального образования город Сокол на период 2013-2028 год» намечается новое строительство и реконструкция источников тепловой энергии, а также реконструкция тепловых сетей:

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения муниципального образования город Сокол представлены в таблице 69.

Таблица 69. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения муниципального образования город Сокол

№ п/п

Наименование мероприятия

Ориентировочные капитальные затраты, млн руб.

Установленная тепловая мощность вновь водимого оборудования, Гкал/ч

Намечаемый период (год) реализации

1

Строительство новых источников теплоснабжения для города, включая:

- котельную мощностью 60 МВт для центральной части города;

- котельную мощностью 25 МВт для микрорайона Солдек и Сокольский ДОК;

- котельная мощностью 25 МВт для микрорайона Печаткино

1 164,128

106,6

2014-2017 гг.

2

Установка оборудования для наладки гидравлического режима на источниках малой мощности

13,5476

-

2015-2016 гг.

3

Реконструкция котельной №7 с установкой дополнительного электрокотла типа ЭНаТС-13/0,38 (ЭДИСОН-13)

0,078

0,011

2015 г.

4

Строительство газовой котельной для нового района «Западный»

15,5

1,9

2017 г.

5

Техническое перевооружение котельных №№ 1,2 за счет установки нового оборудования

19,68

1,3

2015-2016 гг.

6

Реконструкция ветхих тепловых сетей общей протяженностью 37,582 км:

- 14,382 км тепловых сетей в центральной части;

- 13,44 км — на участке 2;

- 6,64 км — на участке 3;

- 3,12 км — на участке 4.

67,2

-

2015-2016 гг.

7

Восстановление изоляции тепловых сетей

10,53

-

2015-2016 гг.

8

Реконструкция оборудования ЦТП № 1, 2, 3 микрорайона ОАО «Сокольский ДОК»

20,16

-

2015-2016 гг.

9

Мероприятия по модернизации и реконструкции теплопотребляющих установок для перевода на закрытую схему теплоснабжения

60,032

-

2015 г.

10

Установка оборудования для диспетчеризации существующих и вновь монтируемых приборов учета энергоресурсов у абонентов

1,12

-

2016 г.

Итого

1 372

109,9

Ориентировочный объем капитальных вложений в развитие систем теплоснабжения г. Сокол составляет 1,37 млрд. руб., в том числе новое строительство источников генерации — 1,2 млрд. руб., реконструкция источников тепла — 0,02 млрд. руб., новое строительство и реконструкция тепловых сетей — 0,1 млрд. руб., реконструкция теплопотребляющих установок потребителей — 0,06 млрд. руб.

Город Бабаево

Согласно действующей «Схеме теплоснабжения города Бабаево Бабаевского муниципального района Вологодской области до 2028 года» теплоснабжение потребителей города Бабаево в период до 2028 года намечается осуществлять как от централизованных систем теплоснабжения котельных, так и от индивидуальных источников теплоснабжения.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Бабаево представлены в таблице 70.

Таблица 70. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Бабаево

№ п/п

Наименование мероприятия

Ориентировочные капитальные затраты, млн руб.

Установленная тепловая мощность вновь водимого оборудования, Гкал/ч

Намечаемый период (год) реализации

1

Замена существующих семи котельных на пять новых

134,0

31,8

2013-2014 гг.

2

Новое строительство участков тепловых сетей для объединения зон теплоснабжения существующих изношенных котельных №1, №3, №4

-

-

2013-2015 гг.

Итого

134,0

31,8

Ориентировочный объем капитальных вложений в новое строительство источников генерации г. Бабаево составляет 134,0 млн. руб.

Город Белозерск

Обеспечение тепловых нагрузок предусматривается Схемой теплоснабжения города Белозерска как от существующих, так и от вновь проектируемых источников теплоснабжения, при этом мер по переоборудованию котельных в источники когенерации не предусмотрено.

Строительство и реконструкция тепловых сетей производится в целях обеспечения нормативной надежности и безопасности теплоснабжения.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Белозерска представлены в таблице 71.

Таблица 71. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Белозерска

№ п/п

Мероприятие

Ориентировочный объем инвестиций, тыс. руб. , всего

Намечаемый период (год) реализации

1

Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии

1.1.

Строительство проектируемой котельной № 1, рабочая мощность 3,8 МВт

21500

2015 г.

1.2.

Строительство проектируемой котельной № 2, рабочая мощность 5,16 МВт

29500

2017 г.

1.3.

Замена 3-х котлов котельной «Оптика»

2100

2019-2023 гг.

1.4.

Замена 6-ти котлов котельной «Агрофирма»

3600

2014-2016 гг.

1.5.

Замена 1-го котла котельной «Агрострой»

400

2016 г.

1.6.

Замена 2-х котлов котельной «Белозерье»

800

2015-2023 гг.

1.7.

Замена 1-го котла котельной «Клуб речников»

400

2017 г.

1.8.

Замена 1-го котла котельной «ПМК»

400

2018 г.

Всего объем финансовых затрат

58700

2

Предложения по реконструкции, модернизации, прокладке тепловых сетей

2.1

Строительство ТС от проектируемой котельной № 1, L=0,99 км

6600

2015 г.

2.2.

Строительство ТС от проектируемой котельной № 1, L=1,52 км

10140

2017 г.

2.3

Строительство ТС от существующей котельной «Оптика», L=1,98 км

13210

2019-2023 гг.

Всего объем финансовых затрат

29950

3

Предложения по величине инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение в связи с изменениями температурного графика и гидравлического режима работы системы теплоснабжения, и прочие расходы

3.1.

Произвести гидравлический расчет тепловой сети, с последующим шайбированием потребителей

200

2024-2029 гг.

Всего объем финансовых затрат

200

ИТОГО: суммарные инвестиционные затраты

88850

Величина суммарных инвестиционных затрат на основные технические мероприятия по развитию теплоснабжения города Белозерск составит 88,85 млн. руб.

Город Великий Устюг

Согласно материалам Схемы теплоснабжения города Великий Устюг теплоснабжение потребителей планируется от существующих источников тепла. Также планируется сохранение действующей закрытой системы теплоснабжения.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Великий Устюг представлены в таблице 72.

Таблица 72. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Великий Устюг на расчетный срок до 2020 года

№ п/п

Наименование котельной

Стоимость строительства и реконструкции, млн руб.

котельной

тепловых сетей

итого

1

Действующая котельная № 1

-

5,60

5,60

2

Действующая котельная № 2

-

1,96

1,96

3

Действующая котельная № 11 (авиалесоохраны)

-

-

-

4

Действующая котельная № 10 (ж/д вокзала)

-

-

-

5

Рекомендуемая данной работой котельная жилого района СРЗ

35,00

8,99

43,99

6

Запроектированная котельная Северо-запад и Яйково

15,23

2,34

17,57

7

Запроектированная котельная перспективной застройки

17,00

-

17,00

Итого

67,23

18,89

86,12

Величина суммарных инвестиционных затрат на основные технические мероприятия по развитию теплоснабжения города Великий Устюг составит 86,12 млн. руб.

Поселок Кадуй

Схемой теплоснабжения поселка Кадуй предусмотрено три варианта развития систем централизованного теплоснабжения: первый — предполагает использование существующих источников тепловой энергии, второй — предполагает модернизацию источников теплоснабжения с проведением капитального ремонта с мероприятиями по продлению ресурса оборудования котельных, третий — предполагает отказ от теплоснабжения от Череповецкой ГРЭС и котельной ГК М.Руковицкая и строительство собственных источников тепловой энергии. При этом строительство собственных источников комбинированной выработки в поселке не целесообразно.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения поселка Кадуй отражены в таблице 73.

Таблица 73. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения поселка Кадуй

№ п/п

Наименование

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Стоимость строительства и реконструкции,
млн руб.

Намечаемый период (год) реализации

Стоимость строительства и реконструкции,
млн руб.

Намечаемый период (год) реализации

Стоимость строительства и реконструкции,
млн руб.

Намечаемый период (год) реализации

1

ГК М.Руковицкая

6,344

2018-2022 гг.

6,344

2018-2022 гг.

-

-

2

ГК Судский Рейд

12,687

2013-2014 гг,

2023-2027 гг.

12,687

2013-2014 гг,

2023-2027 гг.

6,344

2018-2022 гг.

3

Котельная ул. Строителей

-

-

-

-

173,399

2015-2022 гг.

4

Котельная пер. Березовый

-

-

-

-

53,058

2014-2015 гг.

5

Котельная ДОЗ

-

-

-

-

6,773

2013-2014 гг.

Итого

19,031

-

19,031

-

239,574

-

Таким образом, капитальные вложения в развитие системы теплоснабжения поселка Кадуй для трех различных вариантов составят 19,031 млн. руб. — для первого и второго вариантов и 239,574 млн. руб. — для третьего варианта.

Муниципальное образование Городецкое

Согласно материалам Схемы теплоснабжения муниципального образования Городецкое теплоснабжение потребителей планируется как от существующих источников тепла, так и от источников индивидуального теплоснабжения.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения муниципального образования Городецкое отражены в таблице 74.

Таблица 74. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения муниципального образования Городецкое

№ п/п

Мероприятие

Ориентировочный объем инвестиций, тыс. руб.

Намечаемый период (год) реализации

1.

Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии

1.1.

Капитальный ремонт котельной, замена дымовых труб

15750,0

2014-2023 гг.

1.2.

Строительство новой модульной автоматизированной котельной на базе котельной БУЗ ВО "Кич-Городецкая ЦРБ" и переключение на нее нагрузок с котельной БОУ "Первомайская СОШ"

1.3.

Строительство новой модульной котельной взамен котельной БОУ "Кич-Городецкая СОШ" и переключение на нее нагрузок с котельной БДОУ "Детский сад "Улыбка", РДК, церкви, БДОУ "Детский сад "Солнышко"

1.4.

Строительство новой модульной котельной взамен котельной Районного исполнительного комитета

2.

Предложения по реконструкции, модернизации, прокладке тепловых сетей

2.1.

Ремонт теплосетей на территории МО Городецкое

6782,4

2014-2018 гг.

2.2.

Прокладка 11029,7 п. м. труб новой теплотрассы

39960,0

2019-2023 гг.

2.3.

Строительство тепловой сети от котельной до зданий БОУ «Первомайская СОШ» и БДОУ «Детский сад «Аленушка»

2.4.

Строительство новой тепловой сети от котельной до потребителей: БДОУ «Детский сад «Улыбка», РДК, церковь, БДОУ «Детский сад «Солнышко

2.5.

Строительство новой тепловой сети от котельной БДОУ «ДДТ» для подключения новых потребителей (перспективное строительство)

3.

Предложения по величине инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение в связи с изменениями температурного графика и гидравлического режима работы системы теплоснабжения, и прочие расходы

3.1.

Произвести гидравлический расчет тепловой сети, с последующим шайбированием потребителей

1000

2024-2028 гг.

ИТОГО: суммарные инвестиционные затраты

63492,4

Величина суммарных инвестиционных затрат на основные технические мероприятия по развитию теплоснабжения муниципального поселения Городецкое составит 63,5 млн. руб.

Город Кириллов

Согласно материалам Схемы теплоснабжения города Кириллов теплоснабжение потребителей планируется от существующих источников тепла.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Кириллова отражены в таблице 75.

Таблица 75. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Кириллова на период 2016-2023 годов

№ п/п

Мероприятие

Ориентировочный объем инвестиций, тыс. руб.

1

Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии

1.1.

Реконструкция котельной № 2 с установкой котельного оборудования на паллетах мощностью 1400 кВт

6681,910

1.2.

Реконструкция котельной № 3 с установкой котельного оборудования на паллетах мощностью 2000 кВт

8180,560

1.3.

Реконструкция котельной № 4 с установкой котельного оборудования на паллетах мощностью 1060 кВт

5559,595

1.4.

Реконструкция котельной № 5 с установкой котельного оборудования на паллетах мощностью 1400 кВт

6681,910

1.5.

Реконструкция котельной № 6 с установкой котельного оборудования на паллетах мощностью 1700 кВт

7636,235

1.6.

Реконструкция котельной № 8 с установкой котельного оборудования на паллетах мощностью 720 кВт

4838,280

1.7.

Реконструкция котельной № 10 с установкой котельного оборудования на паллетах мощностью 540 кВт

3591,710

ИТОГО: суммарные инвестиционные затраты

43170,2

Величина суммарных инвестиционных затрат на основные технические мероприятия по развитию теплоснабжения города Кириллова составит 43,2 млн. руб.

Город Тотьма

Согласно Схеме теплоснабжения города Тотьма теплоснабжение потребителей намечается осуществлять от существующих источников тепла.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Тотьма представлены в таблице 76.

Таблица 76. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Тотьма

Группа мероприятий

Ориентировочный объем инвестиций, тыс. руб.

Намечаемый период (год) реализации

Техническое перевооружение котельных (модернизация, замена котельного и вспомогательного оборудования),
в том числе:

15300

2015-2019 гг.

Котельная № 2

1500

2015 г.

Котельная № 4

1500

2017 г.

Котельная № 5

1000

2016 г.

Котельная № 6

1500

2018 г.

Котельная № 7

2000

2018 г.

Котельная № 8

1500

2019 г.

Котельная № 9

2000

2016 г.

Котельная № 10

1000

2015 г.

Котельная № 13

2000

2017 г.

Вывод из эксплуатации котельной № 12 «Нефтебаза» и перевод жилого фонда на индивидуальное (электрическое) отопление

1300

2015 г.

Приобретение и установка приборов учета выработки и отпуска тепловой энергии в сеть,
в том числе:

25000

2015-2019 гг.

Котельная № 2

3000

2015 г.

Котельная № 4

0

-

Котельная № 5

3000

2017 г.

Котельная № 6

3900

2016 г.

Котельная № 7

5800

2017-2018 гг.

Котельная № 8

2100

2015 г.

Котельная № 9

3000

2019 г.

Котельная № 10

2100

2016 г.

Котельная № 13

2100

2015 г.

Реконструкция трубопроводов тепловых сетей,
в том числе:

36608,2

2015-2029 гг.

Котельная № 2

3651,6

2016 г.

Котельная № 4

1794

2017 г.

Котельная № 5

2341

2015 г.

Котельная № 6

5608,8

2018-2024 гг.

Котельная № 7

9664,8

2020-2029 гг.

Котельная № 8

2749,2

2016 г.

Котельная № 9

3811,2

2018 г.

Котельная № 10

3676,8

2019 г.

Котельная № 13

3310,8

2019 г.

ВСЕГО

76908,2

Ориентировочный объем капитальных вложений в развитие системы теплоснабжения города Тотьмы составляет 76,9 млн. руб.

Город Вытегра

Согласно Схеме теплоснабжения города Вытегра теплоснабжение потребителей намечается осуществлять от существующих и перспективных источников тепла, при этом в городе ццентрализованное теплоснабжение осуществляется от тринадцати отопительных котельных. В зданиях, не подключенных к централизованному теплоснабжению, имеется индивидуальное отопление, основным топливом индивидуальных источников тепловой энергии являются твердое топливо: дрова, уголь, отходы.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Вытегра представлены в таблице 77.

Таблица 77. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения города Вытегра

№ п/п

Мероприятие

Ориентировочный объем инвестиций, тыс. руб.

Намечаемый период (год) реализации

1.

Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии

1.1.

Строительство блочно-модульной газовой котельной №11 мощностью 5,7 Гкал/ч

85500

2018-2023 гг

1.2.

Строительство блочно-модульной газовой котельной №1 мощностью 3,9 Гкал/ч

58500

2018-2023 гг

1.3.

Предложение по замене дымовой трубы котельной № 3

500

2016 г.

1.4.

Строительство котельной в д. Шестово с 2 котлами КВУ-750 общей мощностью 1,5 МВт

10700

2016-2017 гг

1.5.

Модернизация котельной № 3, замена котлоагрегатов КВТС-1р суммарной мощностью 1,4 МВт на 2 котлоагрегата КВУ-750 мощностью 1,5 МВт

5218,1

2016 г.

Всего объем финансовых средств

160418,1

2.

Предложения по реконструкции, модернизации, прокладке тепловых сетей:

2.1.

Реконструкция участков тепловых сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

300

2015-2016 гг, 2018 г.

2.2.

Произвести гидравлический расчет тепловой сети, с последующим шайбированием потребителей

300

2024-2028 гг

2.3.

Строительство тепловой сети по ул. Карла Маркса 0100 мм длиной 180 м (от котельной №8 к котельной №4)

1400

2019-2023 гг

2.4.

Строительство тепловой сети через дорогу по просп. Ленина 0150 мм длиной 55м (от котельной №4 к котельной №11)

800

2019-2023 гг

2.5.

Перекладка тепловой сети по просп. Ленина с увеличением диаметра трубопроводов 0100 мм на 0150 мм длиной 180 м (с целью объединения котельных №№ 11, 8, 4 для увеличения пропускной способности существующих трубопроводов)

2500

2019-2023 гг

Всего объем финансовых средств

5300

ИТОГО: суммарные инвестиционные затраты

165718,1

Ориентировочный объем капитальных вложений в развитие системы теплоснабжения города Вытегра составляет 165,7 млн. руб.

Городское поселение Вожегодское

Согласно Схеме теплоснабжения городского поселения Вожегодское теплоснабжение потребителей намечается осуществлять от существующих источников тепла, при этом в поселении отсутствует централизованная система теплоснабжения: потребители обеспечиваются тепловой энергией от индивидуальных источников.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения городского поселения Вожегодское представлены в таблице 78.

Таблица 78. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения городского поселения Вожегодское

№ п/п

Мероприятие

Ориентировочный объем инвестиций, тыс. руб.

Намечаемый период (год) реализации

1

Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии

1.1

Замена котлов котельной №4

1200

2016-2017 гг.

1.2

Замена котла котельной №5

500

2015 г.

1.3

Замена котлов котельной №6

800

2014,2018 гг.

1.4

Замена котлов котельной №7

1000

2018 г.

1.5

Замена котла котельной №10

1000

2024-2029 гг.

1.6

Замена котлов котельной №13

1500

2015-2016 гг.

1.7

Замена котлов котельной №15

1300

2015-2016 гг.

1.8

Замена котлов котельной №17

1500

2015,2017 гг.

1.9

Замена котлов котельной №18

1400

2016,2019-2023 гг.

1.10

Замена котлов котельной №25

1800

2017-2018 гг.

1.11

Замена котлов котельной №26

900

2019-2023 гг.

1.12

Предложение по замене дымовой трубы:

-

-

- котельной №4

500

2016 г.

- котельной №5

1000

2017 г.

- котельная №10

500

2015 г.

2

Предложения по реконструкции, модернизации, прокладке тепловых сетей

2.1

Реконструкция участков тепловых сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса

1480

2015-2018 гг.

3

Предложения по величине инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение в связи с изменениями температурного графика и гидравлического режима работы системы теплоснабжения, и прочие расходы

3.1

Произвести гидравлический расчет тепловой сети, с последующим шайбированием потребителей

300

2024-2029 гг.

ИТОГО: суммарные инвестиционные затраты

16680

Ориентировочный объем капитальных вложений в развитие системы теплоснабжения городского поселения Вожегодское составляет 16,6 млн. руб.

Сельское поселение Майское

Согласно Схеме теплоснабжения сельского поселения Майское теплоснабжение потребителей намечается осуществлять от существующих источников тепла, при этом в городе отсутствует централизованная система теплоснабжения: потребители обеспечиваются тепловой энергией от индивидуальных источников.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения сельского поселения Майское представлены в таблице 79.

Таблица 79. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения сельского поселения Майское

№ п/п

Наименование источников

Стоимость, тыс. руб.

Намечаемый период (год) реализации

1

Инвестиционные проекты по реконструкции, модернизации, строительству тепловых источников

Всего объем финансовых затрат

-

-

2

Инвестиционные затраты по реконструкции, модернизации, прокладке тепловых сетей

2.2

Прокладка новых теплосетей 0,850 км

Всего объем финансовых затрат

40000

2013-2016 гг.

3

Инвестиционные затраты по прочим расходам

3.1

Произвести гидравлический расчет тепловой сети по каждой котельной, с последующим шайбированием потребителей

600,0

2014-2016 гг.

3.2

Проведение энергоаудита объектов теплоснабжения предприятия

350

2013 г.

3.3

Установка приборов учета на объектах теплоснабжения

320

2013-2016 гг.

Всего объем финансовых затрат

1270

ИТОГО: суммарные инвестиционные затраты

41270

Ориентировочный объем капитальных вложений в развитие системы теплоснабжения сельского поселения Майское составляет 41,3 млн. руб.

Сельское поселение Тоншаловское

Согласно Схеме теплоснабжения сельского поселения Тоншаловское теплоснабжение потребителей намечается осуществлять от существующих источников тепла.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения сельского поселения Тоншаловское представлены в таблице 80.

Таблица 80. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения сельского поселения Тоншаловское

№ п/п

Наименование мероприятий

Ориентировочные затраты, млн руб.

Намечаемый период (год) реализации

1

Увеличение тепловой мощности котельной №3 (ООО «Аникор+», д.Ясная поляна) за счет установки котлов Viessmann — двух Vitoplex 200 SX2 — 1,95 МВт и одного Vitoplex 200 SX2 — 1,6 МВт, или котлов иного производителя суммарной теплопроизводительностью 5,2 МВт (4,5 Гкал/ч)

7,80

2018 г.

2

Проектирование и строительство блочно-модульной котельной теплопроизводительностью 15МВтс последующим увеличением мощности на конец расчетного периода до 22 МВт.

87,00

2018-2028 гг.

3

Проведение обследования состояния тепловых сетей

0,20

2014 г.

4

Разработка перспективных плановнового строительства и перекладок тепловых сетей до 2018 и 2028 годов, согласно результатам обследования, и в связи с новым строительством и реконструкцией источников теплоснабжения.
В среднем, ежегодно необходима перекладка 1,6 км тепловых сетей.

0,10

2014-2018 гг.

5

Строительство новых и реконструкции старых тепловых сетей в связи с подключением дополнительных нагрузок к тепловым сетям, согласно перспективным планам.

32,00

2014-2028 гг.

Ориентировочный объем капитальных вложений в развитие системы теплоснабжения сельского поселения Тоншаловское составляет 127,1 млн. руб.

Сельское поселение Тарногское

Согласно Схеме теплоснабжения сельского поселения Тарногское теплоснабжение потребителей намечается осуществлять от существующих источников тепла, при этом в городе отсутствует централизованная система теплоснабжения: потребители обеспечиваются тепловой энергией от индивидуальных источников.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения сельского поселения Тарногское представлены в таблице 81.

Таблица 81. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения сельского поселения Тарногское

№ п/п

Мероприятие

Ориентировочный объем инвестиций, тыс. руб.

Намечаемый период (год) реализации

1

Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии

1.1

Техническое перевооружение котельной БУК «Шебеньгский дом культуры» с выносом из здания.

1631,31

2018 г.

1.2

Реконструкция поселковой газовой котельной ул. Кирова с. Тарногский Городок.

18000

2015 г.

ИТОГО: суммарные инвестиционные затраты

19631,31

Ориентировочный объем капитальных вложений в развитие системы теплоснабжения сельского поселения Тарногское составляет 19,6 млн. руб.

Сельское поселение Верховажское

Согласно Схеме теплоснабжения сельского поселения Верховажское теплоснабжение потребителей намечается осуществлять от существующих источников тепла, при этом в городе отсутствует централизованная система теплоснабжения: потребители обеспечиваются тепловой энергией от индивидуальных источников.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения сельского поселения Верховажское представлены в таблице 82.

Таблица 82. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения сельского поселения Верховажское

№ п/п

Мероприятие

Ориентировочный объем инвестиций, тыс. руб.

Намечаемый период (год) реализации

1

Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии

1.1

Перевод котельной № 11 по ул. Смидовича, с. Верховажье, Верховажского района, Вологодской области на природный газ

2100,0 0

2015-2016 гг.

1.2

Перевод котельной № 4 по ул. Гагарина, 65 с дров на природный газ

11000, 00

2016-2017 гг.

1.3

Перевод котельной № 5 по ул. Тендрякова, 32г с дров на природный газ

12000, 00

2017-2018 гг.

2

Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей

2.1

Замена подземной теплотрассы от котельной № 9 по адресу: Вологодская область, Верховажский район, с. Верховажье, пос. Теплый ручей, ул. Лесная, д. 29

2040,00

2015 г.

ИТОГО:

27140,00

Ориентировочный объем капитальных вложений в развитие системы теплоснабжения сельского поселения Верховажское составляет 27,1 млн. руб.

Поселок Шексна

«Схема теплоснабжения поселка Шексна на период с 2013 года по 2028 год» предусматривает развитие систем централизованного теплоснабжения п. Шексна по следующим направлениям:

‒ усовершенствование существующих систем централизованного теплоснабжения с применением современных видов основного оборудования и автоматизации систем управления технологическими процессами;

‒ реконструкция котельных с заменой морально устаревших котлов на современные котлы;

‒ строительство новых котельных с целью подключения потребителей, находящихся в зонах, не отвечающих требованиям надежности и больших тепловых потерь на транспорт теплоносителя;

‒ перекладка тепловых сетей для приведения в нормативное состояние существующих систем транспорта теплоносителя.

Перспективное развитие систем теплоснабжения п. Шексна предлагается по двум вариантам:

Вариант 1 — отказ от покупки тепловой энергии у сторонних источников для теплоснабжения потребителей п. Шексна и строительство новой котельной.

Вариант 2 — демонтаж котельной № 1 ШКДП и котельной № 3 «Спецшкола», и строительство собственных источников тепловой энергии для обеспечения существующих и перспективных нагрузок.

По варианту 1 намечается строительство котельной пос. Шексна — Северная мощностью 49 МВт для обеспечения существующей тепловой нагрузки котельной «ШКДП» и перспективных потребителей кварталов 6 и 7, а также реконструкция котельной № 2 (Центральная).

Вариант 2 предусматривает строительство котельной пос. Шексна-Северная мощностью 25,5 МВт для обеспечения существующей тепловой нагрузки котельной «ШКДП», строительство котельной установленной тепловой мощностью 20,5 Гкал/ч для теплоснабжения перспективных кварталов 6, 7 и реконструкция котельной № 2 «Центральная».

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения п. Шексна представлены в таблице 83.

Таблица 83. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения п. Шексна

№ п/п

Наименование мероприятия

Ориентировочные капитальные затраты, млн руб.

Намечаемый период (год) реализации

Вариант 1

Вариант 2

1

Строительство котельной пос. Шексна — Северная

154,7

123,9

2014-2017 гг.

2

Новое строительство котельной для теплоснабжения перспективных кварталов 6, 7

-

37,3

2018-2022 гг.

3

Реконструкция котельной № 2 (Центральная)

42,0

2013-2014 гг.

4

Перекладка участков сети с большего диаметра на меньший котельная № 2 общей протяженностью 873 м

Затраты в тепловые сети учтены в источниках тепла

до 2028 г.

5

Перекладка участков сети с меньшего диаметра на больший (котельная № 2) общей протяженностью 5 026 м

Затраты в тепловые сети учтены в источниках тепла

до 2028 г.

6

Перекладка участков сети с большего диаметра на меньший (котельная № 5) общей протяженностью 150 м

Затраты в тепловые сети учтены в источниках тепла

до 2028 г.

Итого

196,7

203,2

По результатам выполненных в схеме теплоснабжения расчетов эффективности инвестиций к реализации рекомендуется первый вариант намечающих строительство новой котельной п. Шексна — Северная установленной тепловой мощностью 49 МВт и реконструкцию котельной № 2 Центральная.

Суммарные капитальные вложения в развитие систем теплоснабжения п. Шексна по рекомендуемому варианту оцениваются в 196,7 млн. руб.

Поселок Чагода

Согласно Схеме теплоснабжения поселка Чагода теплоснабжение потребителей намечается осуществлять от существующих источников тепла, также планируется строительство газовой и блочно-модульной котельных.

Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения поселка Чагода представлены в таблице 84.

Таблица 84. Основные технические мероприятия по развитию систем теплоснабжения поселка Чагода

№ п/п

Адрес объекта, наименование мероприятий

Ед. изм.

Объемные показатели

Величина инвестиций, тыс. руб.

Намечаемый период реализации (год)

Мероприятия по реконструкции объектов теплоснабжения

1.

Котельная «Центральная» ул. Кооперативная, д. 1

1.1

Разработка ПСД реконструкции разводящих сетей от котельной до потребителей

к-т

1

575,50

2014

1.2

Реконструкция разводящих сетей с заменой запорной арматуры, ветхих участков и тепловой изоляции:

- с оптимизацией диаметров:

Ду 200 мм на Ду 100 мм

м

60

476,20

2014

Ду 200 мм на Ду 125 мм

м

191

Ду 200 мм на Ду 100 мм

м

128

Ду 150 мм на Ду 100 мм

м

93

Ду 200 мм на Ду 250 мм

м

153

6920,80

2015

Ду 150 мм на Ду 125 мм

м

72

Ду 250 мм на Ду 125 мм

м

251

Ду 250 мм на Ду 200 мм

м

167

Ду 200 мм на Ду 150 мм

м

720

- реконструкция подземных тепловых сетей с большим износом:

Ду 25

м

225

1854,3

2016

Ду 32

м

553

Ду 40

м

380

Ду 50

м

1882

Ду 70

м

1596

Ду 80

м

901

Ду 100

м

2328

33287,60

2016

Ду 125

м

104

Ду 150

м

501

Ду 200

м

1518

Ду 250

м

421

Ду 300

м

592

2.

Котел в жилом доме по ул. Сенная, 2б

2.1

Замена электрического котла на газовый, мощностью 27 кВт

шт.

1

62,6

2015

3.

Котел в жилом доме по ул. Высоцкого, д. 71

3.1

Замена электрического котла на газовый, мощностью 42 кВт

шт.

1

75,00

2015

4.

Котельная «Баня ЛПХ»

4.1

Замена твердотопливного котла на газовый, мощностью 302 кВт

шт.

1

610,20

2016

5.

Котельная «Баня № 1»

5.1

Замена твердотопливного котла на 2 газовых, мощностью по 291 кВт

шт.

2

1213,8

2016

6.

Котельная ООО «Тепловые системы», ул. Кооперативная , д. 1

6.1

Разработка ПСД реконструкции котельной с заменой котлов и оборудования, выработавших ресурс: реконструкции котельной с выделением первого этапа реконструкции с переводом ее работы с парового на водогрейный режим

к-т

1

100,00

2015

6.2

Выполнение первого этапа реконструкции: установка водогрейного котла мощностью 7 МВт

шт.

1

1725,80

2016

6.3

Выполнение второго этапа реконструкции: установка двух водогрейных котлов мощностью 7 МВт каждый

шт.

2

3451,60

2017

7.

Котельная на территории клуба Леспромхоза

7.1

Разработка ПСД блочно-модульной газовой котельной для целей отопления и горячего водоснабжения существующих зданий детского сада «Сказка» и здания клуба, по ул. Центральная

к-т

1

100,00

2015

7.2

Установка и монтаж блочно-модульной котельной, мощностью 180 кВт

шт.

1

2040,30

2016

7.3

Демонтаж существующих электрических радиаторов в здании детского сада

шт.

100

21,80

2016

7.4

Демонтаж электрического котла в здании клуба, мощностью 42 кВт

шт.

1

4,60

2016

7.5

Разработка ПСД разводящих сетей от котельной до потребителей

к-т

1

101,20

2016

7.6

Прокладка тепловых сетей к зданию детского сада и зданию клуба подземно в каналах

1 км канала

0,030

482,20

2017

7.7

Монтаж системы отопления в здании детского сада

объект

1

н/д

Мероприятия по теплоснабжению новых объектов общественной и жилой застройки

8.

Автономное теплоснабжение запроектированной общественной и усадебной застройки от газовых котлов для целей отопления и горячего водоснабжения. Поквартирное теплоснабжение от газовых котлов в новой многоквартирной застройке:

8.1

Установка газового двухконтурного котла, мощностью 24 кВт, в каждом запроектированном усадебном доме (320 квартир)

котел

320

18003,2

2018

8.2

Установка газового двухконтурного котла, мощностью 24 кВт, в каждой квартире многоквартирных домов (80 квартир)

котел

80

4500,80

2018

8.3

Установка в здании детского сада на 20-25 мест двухконтурного газового котла для целей отопления и горячего водоснабжения, мощностью 65 кВт

котел

1

175,20

2018

8.4

Установка в здании магазина одноконтурного газового котла для целей отопления, мощностью 12 кВт

котел

1

37,80

2018

8.5

Установка в здании бытового обслуживания с парикмахерской одноконтурного газового котла для целей отопления, мощностью 40 кВт

котел

1

153,30

8.6

Установка в административном здании двухконтурного газового котла для целей отопления и горячего водоснабжения, мощностью 70 кВт

котел

1

175,20

8.7

Установка в здании церковно-приходской школы газового двухконтурного котла для целей отопления и горячего водоснабжения, мощностью 70 кВт

котел

1

175,20

8.8

Установка в здании детского сада на 40-45 мест двухконтурного газового котла для целей отопления и горячего водоснабжения, мощностью 65 кВт

котел

1

175,20

2018

8.9

Установка в здании спортзала двухконтурного газового котла для целей отопления и горячего водоснабжения, мощностью 95 кВт

котел

1

228,70

8.10

Установка в здании клуба на 300 мест с библиотекой газового двухконтурного котла для целей отопления и горячего водоснабжения, мощностью 130 кВт

котел

1

274,50

8.11

Установка в здании отделения связи одноконтурного газового котла для целей отопления, мощностью 12 кВт

котел

1

37,80

8.12

Установка в здании аптеки одноконтурного газового котла для целей отопления, мощностью 12 кВт

котел

1

37,80

8.13

Установка в здании кафе двухконтурного газового котла для целей отопления и горячего водоснабжения, мощностью 150 кВт

котел

1

361,00

8.14

Установка в здании ФАП с аптекой и с молочной кухней одноконтурного газового котла для целей отопления, мощностью 40 кВт

котел

1

153,30

8.15

Установка в здании детского сада с начальной школой на 65 мест и с молочной кухней двухконтурного газового котла для целей отопления и горячего водоснабжения, мощностью 75 кВт

котел

1

175,20

Итого финансовые потребности:

77767,90

Ориентировочный объем капитальных вложений в развитие системы теплоснабжения поселка Чагода составляет 77,8 млн руб.

[1] — Ожидаемые (прогнозные) значения. Отчетные данные по отпуску тепловой энергии на территории Вологодской области будут представлены Вологдастатом в мае 2018 года.

[2] — Ожидаемые (прогнозные) значения. Отчетные данные по отпуску тепловой энергии на территории Вологодской области будут представлены Вологдастатом в мае 2018 года.

[3] — Учтен ввод в работу ТГ-2 на ГТЭС Фосагро-Череповец.

[4] — Включены ГТЭС 2,5 производства НПО «Сатурн — Рыбинские моторы», установленных на ЭСН КС-15 и ЭСН КС-16.

[5] — Учтена установленная мощность ГЭС № 31 и № 32 в г. Вытегра.

[6] — Кроме топливно-энергетических.

[7] — Кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

[8] — Кроме топливно-энергетических.

[9] — Кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

[10] — Кроме топливно-энергетических.

[11] — Кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

[12] — Кроме топливно-энергетических.

[13] — Кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

[14] — Кроме топливно-энергетических.

[15] — Кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

[16] — Sдоп.=Sтр.*Кперег., где Sдоп. — максимально допустимая нагрузка подстанции, когда один трансформатор отключен, Sтр. — установленная мощность наименьшего трансформатора подстанции, Кперег. — допустимый коэффициент загрузки оставшегося в работе трансформатора, равный 1,05 для трансформаторов со сроком службы более 25 лет, 1,4 — менее 25 лет при длительном отключении второго (более 24 часов).

[17] — Кз ав.= Sфакт/Sдоп., где S факт — загрузка подстанции в зимний максимум. Кз ав. — коэффициент загрузки подстанции в послеаварийном или ремонтном режиме, когда второй отключен. Если Кз ав.>1, то подстанция перегружена.

[18] — Sрез.= Sдоп. — Sфакт., где S рез. — резерв мощности на подстанции.

[19] — Прогнозные значения. Отчетные данные по отпуску тепловой энергии на территории Вологодской области будут представлены Вологдастатом в сентябре 2018 года.