Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ и выше Костромской области на 2022 - 2026 г оды

Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ и выше Костромской области на 2022 - 2026 г оды

81. Формирование перспективной схемы электрических сетей 110 кВ и выше Костромской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:

1) повышение пропускной способности сети;

2) выполнение мероприятий по объектам электроэнергетики, не соответствующим требованиям НТД, и по которым требуется замена или модернизация существующего оборудования;

3) повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

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

Мероприятия по объектам электроэнергетики, не соответствующим требованиям НТД и по которым требуется замена или модернизация существующего оборудования, представлены в таблице N 73.

В соответствии с инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020 - 2024 гг., утвержденной приказом Минэнерго России от 27 декабря 2019 года N 36@, в 2024 году планируется техническое перевооружение ПС 220 кВ Борок в части замены отделителей и короткозамыкателей (далее - ОД и КЗ) 220 кВ на выключатели с изменением схемы ОРУ 220 кВ (3 шт.) по техническому состоянию.

В настоящей схеме и программе рассматривается базовый вариант развития электроэнергетики Костромской области - развитие электрических сетей и вводы электрооборудования спрогнозированы в соответствии со следующими документами:

Схема и программа развития ЕЭС России;

Перечень инвестиционных проектов на период реализации инвестиционной программы ПАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго";

"Комплексная программа развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Костромской области на 2021 - 2025 гг.".

Таблица N 73

Мероприятия по объектам электроэнергетики, не соответствующим требованиям НТД и по которым требуется замена или модернизация существующего оборудования

N п/п	Объекты электроэнергетики, не соответствующим требованиям НТД, и по которым требуется замена или модернизация существующего оборудования	Мероприятия	Год реализации	Обоснование необходимости нового строительства, реконструкции и технического перевооружения
1.	Неудовлетворительное техническое состояние силового оборудования и строительной части ПС 110 кВ Нерехта-1	Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Нерехта-1 с заменой оборудования (6, 10, 35, 110 кВ) и строительной части, без замены силовых трансформаторов 110 кВ 2 -25 МВА + 2 -16 МВА	2024	Акт общего технического осмотра зданий и сооружений по состоянию на 29.09.2017 г.

Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2022 - 2026 годы и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2026 года представлены в приложениях N 2, 3 к настоящей схеме и программе.

82. В таблице N 74 приведены объемы ввода трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Костромской области в 2022 - 2026 годах по материалам филиала ПАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго".

Значительное количество схем распределительных устройств ПС 110 кВ энергосистемы Костромской области выполнено на ОД и КЗ. Рекомендуется произвести замену ОД и КЗ на элегазовые выключатели.

Строительство ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в 2022 - 2026 годах не планируется.

Таблица N 74

Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Костромской области в 2022 - 2026 годах

N п/п	Наименование ПС	Количество и мощность трансформаторов, МВА		Перечень работ	Примечание	Дата ввода объекта
		факт	план
1.	ПС 110 кВ Яковлево	1х10	1х2,5	Техперевооружение ПС 110 кВ Яковлево с заменой силового трансформатора 10 МВА на 2,5 МВА по техническому состоянию (трансформаторная мощность 2,5 МВА)	В связи с решением технического совета N 4 от 07.02.2017 установка силового трансформатора меньшей номинальной мощности обусловлена следующими причинами: - существующие нагрузки значительно меньше номинальной мощности трансформатора - 0,26 МВА; - перспективная нагрузка по актам и договорам технологического присоединения, находящимся на исполнении, с учетом коэффициента одновременности составляет 0,045 МВт	2023

В таблице N 75 представлены сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению ПС 35 кВ и ВЛ 35 кВ, мероприятия по реконструкции объектов связаны с несоответствием требованиям НТД отдельных элементов оборудования.

Таблица N 75

Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ на 2022 - 2026 годы

Объемы работ		Год ввода		Обоснование необходимости нового строительства, реконструкции и технического перевооружения		Ориентировочная стоимость объекта в текущих ценах без учета НДС, тыс. руб.
1	2		3		4
Реконструкция ВЛ 35 кВ ПС 110 кВ Антропово - ПС 35 кВ Палкино с заменой провода и опор по техническому состоянию (протяженность 17,5 км)	2026		Ведомость неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при реконструкции ВЛ-35 кВ от 06.12.2017		43 006
Реконструкция ВЛ 35 кВ ПС 110 кВ Антропово - ПС 35 Парфеньево-1 с заменой провода и опор по техническому состоянию (протяженность 48,38 км)	2026		Ведомость неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при реконструкции ВЛ-35 кВ от 06.12.2017		116 570
Реконструкция ВЛ 35 кВ ПС 35 кВ Сущево - ПС 35 кВ Мисково с заменой провода и опор по техническому состоянию (протяженность 20,6 км)	2026		Ведомость неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при реконструкции ВЛ-35 кВ от 06.12.2017		47 942
Реконструкция ВЛ 35 кВ ПС 35 кВ Палкино - ПС 35 кВ Словинка с заменой провода и опор по техническому состоянию (протяженность 26,5 км)	2026		Ведомость неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при реконструкции ВЛ-35 кВ от 06.12.2017		66 907
Реконструкция ВЛ 35 кВ ПС 35 кВ Черменино - ПС 35 кВ Панкратово с заменой провода и опор по техническому состоянию (протяженность 37,3 км)	2026		Ведомость неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при реконструкции ВЛ-35 кВ от 06.12.2017		92 452
Реконструкция ВЛ 35 кВ ПС 110 кВ Кадый - ПС 35 кВ Якимово с заменой провода и опор по техническому состоянию (протяженность по трассе 27,2 км)	2026		Ведомость неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при реконструкции ВЛ-35 кВ от 06.12.2017		66 483

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

В таблице N 76 представлены основные данные строящихся крупных жилищных комплексов.

Таблица N 76

Основные данные строящихся крупных жилищных комплексов

Наименование показателя

"Клюшниково"

"Новый город"

"Агашкина гора"

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

По данным таблицы N 76, суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2026 году, составит 5,2 МВт. Для нагрузки такого уровня является экономически нецелесообразным строительство ПС 110/10 кВ, тем более что запас мощности, которым обладают ближайшие ПС 110 кВ (Кострома-1 и Южная на рисунке N 25), позволяет подключить к шинам НН данных ПС новые нагрузки. Центром питания для вновь возводимых микрорайонов "Новый город", "Агашкина гора" и "Клюшниково" является ПС 110 кВ Южная.

Рисунок N 25

Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных к ним центров питания

"Рисунок N 25"

84. Необходимо оценить объемы работ, капиталовложения и необходимость реконструкции транзитов 110 кВ Мантурово - Павино, 110 кВ Борок - Галич (р), 110 кВ Поназырево (т) - Павино.

В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем установлено:

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

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

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

Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.

Схемы реконструкции транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино представлены на рисунках N 26, 27.

Характеристики отклонения транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино от нормативных документов представлены в таблице N 77.

Таблица N 77

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

N п/п	Наименование объектов	Протяженность транзита между ПС, км	Наименование ПС, присоединенных к транзиту	Количество присоединений к транзиту, шт.
1.	Мантурово - Павино	167,71	Гусево, Яковлево, Ильинское, Новинское, Пыщуг	5
2.	Борок - Галич (р)	201,02	Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино	5
3.	Поназырево (т) - Павино	128,2	Вохма, Никола, Шортюг, Гудково	4

Техническое состояние транзита между ПС Мантурово и Павино, Борок и Галич (р), Поназырево (т) и Павино в целом на данный период удовлетворительное, но некоторые участки линий нуждаются в дальнейшей реконструкции. Так, максимальный срок службы участков ВЛ Мантурово - Гусево (1982 г.), Гусево - Ильинское (1982 г.) достигает 36 лет; для ВЛ Солигалич - Чухлома (1964 г.), Чухлома - Галич (р) (1964 г.) срок службы - 54 года; для ВЛ Поназырево (т) - Никола (1968 г.), Никола - Вохма (1968 г.) срок службы - 50 лет.

Также электрические сети должны обеспечивать минимальные затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание.

Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино определены в ценах 2000 года (таблица N 78) по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35-750 кВ и линий электропередач напряжением 6, 10-750 кВ и пересчитаны в цены 2017 года с учетом коэффициента (с учетом НДС), принятого в соответствии с индексами цен в строительстве.

Таблица N 78

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

N п/п	Наименование объекта	Год ввода участков объекта	Характеристика	Стоимость, тыс. руб.
				в ценах 2000 г. (без НДС)	в ценах 2000 г. (без НДС) с учетом территориального коэффициента	в ценах 2000 г. (без НДС) с учетом повышающего коэффициента	в ценах 2017 г. (с НДС)
1.	Мантурово - Павино	Мантурово - Гусево (1982 г.); Гусево - Ильинское (1982 г.); Ильинское - Новинское (1987 г.); Новинское - Пыщуг (1991 г.); Пыщуг - Павино (1988 г.)	167,71 км АС-120	268 336	295 169,6	354 203,52	2 278 972,6
2.	Борок - Галич (р)	Борок - Елегино (1986 г.); Елегино - Солигалич (1987 г.); Солигалич - Чухлома (1964 г.); Чухлома - Галич (р) (1964 г.)	201,02 км АС-120 + АС-95	321 632	353 795,2	424 554,24	2 731 614,6
3.	Поназырево (т) - Павино	Поназырево (т) - Никола (1968 г.); Никола - Вохма (1968 г.); Вохма - Павино (1972 г.)	128,2 км АС-120 + АС-95	205 120	225 632	270 758,4	1 742 080,3
Всего, тыс. руб.				795 088	874 596,8	1 049 516	6 752 667,5

Ориентировочные капитальные вложения составляют 6,8 млрд. рублей в ценах 2017 года.

Рисунок N 26

Схема реконструкции транзитов Мантурово - Павино - Поназырево (т)

"Рисунок N 26"

Рисунок N 27

Схема реконструкции транзитов Борок - Галич (р)

"Рисунок N 27"

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

Техническое состояние рассматриваемых транзитных ВЛ удовлетворительное.

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

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

85. Одним из направлений развития электросетевого комплекса Костромской области является переход к цифровым сетям.

Цифровая интеллектуальная сеть - это сеть с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами, в которой все процессы информационного обмена между элементами подстанции и воздушной линии, информационного обмена с внешними системами, а также управления работой оборудования осуществляются в цифровом виде на основе протоколов международной электротехнической комиссии (далее - МЭК).

Важной характеристикой цифровой сети является возможность потребителя участвовать в управлении нагрузкой, взаимодействовать с разными сбытовыми компаниями с выбором оптимальных тарифных предложений, интегрировать в сеть собственные источники генерации и накопители электрической энергии. Данный функционал дает широкие возможности всем участникам энергетического рынка обеспечить эффективность передачи и потребления электроэнергии.

Электросетевые компании получают более широкие возможности по прогнозированию потребления, управлению потерями электроэнергии и наблюдаемости сетей.

Ключевые характеристики цифровой интеллектуальной (активно-адаптивной) сети:

способность к самовосстановлению после сбоев в подаче электроэнергии;

возможность активного участия в работе сети потребителей;

устойчивость сети к физическому и кибернетическому вмешательству злоумышленников;

обеспечение требуемого качества передаваемой электроэнергии;

обеспечение синхронной работы источников генерации и узлов хранения электроэнергии;

интеграция в сеть новых высокотехнологичных продуктов и предоставление новых электросетевых услуг на рынках, в частности, для электротранспорта.

Активно-адаптивную сеть характеризуют:

гибкость. Сеть должна быть адаптирована под различные режимы работы поставщиков и потребителей электроэнергии;

доступность. Сеть должна быть доступна для новых потребителей, причем в качестве новых подключений к сети могут выступать пользовательские генерирующие источники, в том числе возобновляемые источники электроэнергии;

надежность. Сеть должна гарантировать надежность поставки и качество электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов;

экономичность. Наибольшую ценность должны представлять инновационные технологии в построении интеллектуальной сети совместно с эффективным управлением и регулированием функционирования сети.

Ключевым фактором реализации цифровой интеллектуальной сети является платформенность решений и единых цифровых шин данных.

Одним из основных направлений развития цифровизации является повышение уровня автоматизации оперативно-технологического управления. Под оперативно-технологическим управлением (далее - ОТУ) электрическими сетями понимается совокупность мер по управлению технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электросетевого комплекса (далее - ЭСК) компании, включающая выполнение на различных уровнях операционных и неоперационных функций в целях обеспечения:

надежности электроснабжения и качества электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов, технических регламентов и условий договоров оказания услуг по передаче;

надлежащего качества и безопасности эксплуатации объектов электросетевого хозяйства;

эффективной, с наименьшими техническими потерями передачи электроэнергии по сетям.

Система ОТУ должна обеспечивать необходимый уровень наблюдаемости и управляемости ЭСК с целью эффективного управления как процессами функционирования электрических сетей, так и процессами их эксплуатационного обслуживания и развития. Основной при этом является автоматизация функции управления.

Для развития указанного направления предполагается реорганизация существующей системы ОТУ с созданием Единого центра управления сетями, т.е. создание структурного подразделения, находящегося в исполнительном аппарате филиала, позволяющего осуществлять функции технологического управления и ведения в отношении объектов электросетевого хозяйства, входящих в его эксплуатационную зону при помощи инновационных цифровых технологий.

Задачей данного проекта является размещение в одном месте пункта контроля оперативно-технического управления и наблюдения в реальном времени за всеми режимами работы сети.

Целью проекта является переход на более высокий качественный уровень при решении следующих основных технологических, организационных и экономических задач:

оперативный контроль и управление объектами электросетевого хозяйства;

обмен телеинформацией с вышестоящими и соседними пунктами диспетчерского и технологического управления;

планирование нормального режима электрических сетей по указанию регионального центра управления, расчёт схемы работы электросетей для вывода в ремонт оборудования филиала;

проведение переключений в сетях и управление работой мобильных бригад;

планирование ремонтов электрооборудования.

Одним из ключевых элементов цифровизации являются автоматизированные системы управления на подстанции, а в случае их отсутствия, - отдельные технологические системы, обеспечивающие функции передачи информации на верхний уровень управления.

На подстанциях 220 кВ и 110 кВ, относящихся к транзитным, наиболее целесообразным является применение автоматизированной системы управления технологическим процессом (далее - АСУТП) в качестве единой интегрированной системы автоматизации, предназначенной для реализации функций оперативно-диспетчерского и технологического управления подстанцией. АСУТП подстанции должна являться объектом двойного назначения, с одной стороны - информационным ресурсом для внешних систем автоматизации различного назначения, с другой АСУТП должна иметь самостоятельное значение для конкретной подстанции в плане повышения эффективности ее функционирования за счет таких факторов, как:

повышение наблюдаемости сети: отображение состояния присоединений сети в режиме реального времени, обеспечение поддержки принятия решений оперативным персоналом;

повышение общей надежности функционирования сети за счет мониторинга текущего состояния работы оборудования и режимов его работы;

предотвращение возникновения технологических нарушений, в том числе вызванного ошибками персонала, и снижение ущербов;

повышение производительности труда и снижение численности оперативного и эксплуатационного персонала;

автоматизированное управление основным и вспомогательным оборудованием подстанции, в том числе управление оперативными переключениями с удаленных пунктов управления.

Общими требованиями к АСУТП подстанции являются:

открытая, масштабируемая и расширяемая архитектура с приоритетом решений на основе стандартов МЭК (в том числе МЭК 61850);

обеспечение информационного обмена с Центром управления сетями (далее - ЦУС) по протоколам МЭК 60870-5-101/104, в дальнейшем - с поддержкой протокола МЭК 61850-10;

развитие аналитических и экспертных функций в АСУТП, позволяющих выделить в первичной информации сущность произошедшего события и оказать поддержку персоналу в нештатных ситуациях;

реализация функций контроля и управления отдельной единицей оборудования с минимальной зависимостью от состояния (в том числе отказов) других компонентов системы;

обеспечение единства и требуемой точности измерений параметров.

На тупиковых, отпаечных подстанциях 110 кВ и 35 кВ должны применяться системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах ЦУС.

На трансформаторных подстанциях 6-20 кВ также должны реализовываться упрощенные системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах диспетчерского пункта района электрических сетей.

Одним из перспективных направлений развития современных систем контроля, защиты и управления на подстанциях ЭСК является создание цифровых подстанций (далее - ЦПС). Под ЦПС понимается подстанция с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами (АСУТП, системой сбора и передачи информации, автоматизированной информационно-измерительной системой коммерческого учета электроэнергии, релейной защитой и автоматикой, противоаварийной автоматикой, регистрацией аварийных режимов, определения мест повреждения и др.), в которой все процессы информационного обмена между элементами подстанции, а также управления работой подстанции осуществляются в цифровом виде на основе протокола МЭК 61850. При этом и первичное силовое оборудование ЦПС, и компоненты информационно-технологических и управляющих систем должны быть функционально и конструктивно ориентированы на поддержку цифрового обмена данными. Также предпочтительным является взаимная интеграция всех или части вышеперечисленных систем.

Создание ЦПС должно осуществляться по двум основным направлениям:

функционально-структурное развитие информационно-технологических и управляющих систем подстанции, прежде всего интегрированных в АСУТП, и повышение уровня автоматизации технологических процессов подстанции;

развитие информационных технологий, используемых во вторичных системах подстанции, в качестве основных путей которого рассматривается обеспечение единства точек измерения для всех систем подстанции посредством оцифровки аналоговой и дискретной информации в точках измерения и передачи полученных данных во вторичные системы подстанции через цифровую коммуникационную среду подстанции, а также рациональная организация информационных потоков на базе протоколов МЭК.

Для реализации данного направления планируется применение элементов цифровой подстанции при осуществлении реконструкции ПС 110 кВ Нерехта-1. В настоящее время выполняются проектные работы по реконструкции производственно-технологического электросетевого комплекса ПС 110 кВ Нерехта-1 и ВЛ 110/35/10/6 кВ с заменой масляных выключателей на элегазовые 110 кВ в ОРУ 110 кВ, МВ-35 кВ (на ОРУ 35 кВ), МВ-6 кВ на вакуумные в ЗРУ 6 кВ, оборудования ОПУ и маслохозяйства Т-1, Т-2, и заменой оборудования систем РЗА и ПА, СДТУ и АСКУЭ.

Применение технологий ЦПС позволит:

обеспечить наблюдаемость параметров и режима работы силового оборудования и вторичных систем;

организовать дистанционное управление всеми технологическими процессами в режиме реального времени посредством цифровых систем связи и оборудования, обеспечивающего поддержку протоколов, утвержденных стандартами МЭК;

обеспечить и организовать самодиагностику всего силового оборудования и вторичных систем;

организовать цифровой обмен данными между всеми технологическими системами, оборудованием РЗА и процессами;

обеспечить интеллектуальное, адаптивное управление режимом работы силового оборудования и вторичных систем с учетом режимов работы прилегающей электрической сети и внутренних технологических процессов.

Требования к системам телемеханики и АСУТП цифровых сетей:

для реализации функции телеизмерений в качестве источников информации допускается использование счетчиков автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии и щитовых приборов;

АСУТП ПС должна строиться на базе системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA-системы). Схема функционирования программно-аппаратных средств верхнего уровня АСУТП подстанции выполняется на базе серверов (промышленных контроллеров) с обеспечением горячего резервирования;

локальная вычислительная сеть (далее - ЛВС) АСУТП ПС должна быть резервируемой. Кроме того должна обеспечиваться автоматическая реконфигурация коммутаторов ЛВС АСУТП подстанции при изменении топологии сети;

интеграция оборудования и систем автоматизации в АСУТП подстанции должна осуществляться по протоколам обмена, рекомендованным МЭК (ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/103/104, МЭК 61850);

не должно применяться избыточного резервного управления первичным оборудованием, включая телеуправление.

В составе АСУТП ПС должно быть предусмотрено оборудование доступа к сети сбора и передачи технологической информации (сети передачи данных закрытого типа с пакетной коммутацией на базе протокола межсетевого обмена IP не ниже версии 4) в составе резервируемого маршрутизатора и резервируемого коммутатора уровня распределения.

Протокол передачи телеинформации должен соответствовать протоколу МЭК 61850, но не хуже МЭК 60870-5-104.

В инвестиционной программе филиала ПАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго" в 2021 - 2025 годы предусмотрена модернизация ряда подстанций и диспетчерских пунктов районов электрических сетей в части реконструкции существующей системы АСУТП (телемеханика, релейная защита и автоматика, учет электроэнергии, первичное оборудование), направленные на внедрение элементов цифровых электрических сетей, поддерживающих цифровой обмен данными, что является первым этапом на пути к активно-адаптивной сети.

Ещё одним из направлений цифровизации электросетевого комплекса является автоматизация распределительной сети 10 кВ с применением интеллектуальных коммутационных аппаратов (реклоузеров) с интегрированными контроллерами присоединений, поддерживающих цифровой обмен данными и интегрированных в состав оборудования средств мониторинга и диагностики, поддерживающих цифровой обмен данными.

При выполнении работ по реконструкции существующих распределительных сетей 6 (10) кВ необходимо применение оборудования и технологий для обеспечения автономной локализации поврежденных участков сети, переключения потребителей на неповреждённый участок сети, уменьшения сроков поиска повреждений. При этом, в зависимости от топологии сети, необходимо совмещать применение реклоузеров с индикаторами короткого замыкания и коммутационными аппаратами с возможностью дистанционного отключения.

В качестве пилотного проекта по созданию цифрового РЭС в Костромской области выбран Нерехтский РЭС, так как в его зону ответственности и обслуживания входит ПС 110 кВ Нерехта-1.

После реализации проекта, в состав которого входит:

реконструкция распределительной сети 6/10 кВ с установкой реклоузеров, индикаторов короткого замыкания, дистанционно управляемых разъединителей;

организация каналов связи для передачи данных;

установка технического учета на ТП-6(10)/0,4 кВ с возможностью передачи данных о состоянии сети в оперативно-информационный комплекс диспетчера РЭС;

ожидается получение следующих эффектов:

возможность автоматической локализации участка с повреждением;

сокращение издержек на техническое обслуживание и ремонт;

сокращение потерь электроэнергии, а также хищений;

возможность управления нагрузкой потребителей;

оптимизация параметров и режимов электросетей;

достоверность расчетов за потребленную электроэнергию;

автоматизация дистанционного снятия показателей.

Планируемые мероприятия по внедрению элементов цифровых сетей на 2022 - 2026 годы представлены в таблице N 79.

Таблица N 79

Планируемые мероприятия по внедрению элементов цифровых сетей на 2022 - 2026 годы

N п/п	Наименование мероприятия	Планируемые сроки реализации	Основные технические решения по цифровизации	Достигаемый эффект (изменение показателей надежности)
1.	Реконструкция производственно-технологического электросетевого комплекса ПС 110 кВ Нерехта-1 и ВЛ 110/35/10/6 кВ	2020 - 2024	Применение элементов цифровой подстанции	Повышение наблюдаемости сети

86. Сводный перечень реализуемых и перспективных мероприятий по строительству и реконструкции объектов электроэнергетики Костромской области на 2022 - 2026 годы представлен в таблице N 80.

Таблица N 80

Сводный перечень реализуемых и перспективных мероприятий по строительству и реконструкции объектов электроэнергетики Костромской области на 2022 - 2026 годы

N п/п	Наименование объекта электроэнергетики	Наименование мероприятия	Ответственная организация	Характеристика и параметры оборудования		Срок реализации	Обоснование необходимости реализации мероприятия
				до реализации	после реализации
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Костромская ГРЭС	Замена цилиндра высокого давления с заменой или модернизацией части (цилиндра) среднего давления турбины с промежуточным перегревом пара для конденсационной паровой турбины, станционный номер БЛ4 ТГ4, с увеличением установленной мощности с 300 до 330 МВт	филиал "Костромская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	300 МВт	330 МВт	2022	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 гг.
2.	Костромская ГРЭС	Замена цилиндра высокого давления с заменой или модернизацией части (цилиндра) среднего давления турбины с промежуточным перегревом пара для конденсационной паровой турбины, станционный номер БЛ8 ТГ8, с увеличением установленной мощности с 300 до 330 МВт	филиал "Костромская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	300 МВт	330 МВт	2022	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 гг. .
3.	Костромская ГРЭС	Комплексная замена конденсационной паровой турбины, станционный номер БЛ2 ТГ2, установленной мощностью 300 МВт на конденсационную паровую турбину, станционный номер БЛ2 ТГ2, с увеличением установленной мощности до 330 МВт	филиал "Костромская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	300 МВт	330 МВт	2023	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 гг. .
4.	Костромская ГРЭС	Замена цилиндра высокого давления с заменой или модернизацией части (цилиндра) среднего давления турбины с промежуточным перегревом пара для конденсационной паровой турбины, станционный номер БЛ7 ТГ7, с увеличением установленной мощности с 300 до 330 МВт	филиал "Костромская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	300 МВт	330 МВт	2023	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 гг. .
5.	Костромская ГРЭС	Замена цилиндра высокого давления с заменой/модернизацией части (цилиндра) среднего давления турбины с промежуточным перегревом пара для конденсационной паровой турбины станционный номер БЛ 3 ТГ 3 с увеличением установленной мощности с 300 до 330 МВт	филиал "Костромская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	300 МВт	330 МВт	2025	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 гг. .
6.	Костромская ГРЭС	Замена цилиндра высокого давления с заменой или модернизацией части (цилиндра) среднего давления турбины с промежуточным перегревом пара для конденсационной паровой турбины станционный номер БЛ 5 ТГ 5 с увеличением установленной мощности с 300 до 330 МВт	филиал "Костромская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	300 МВт	330 МВт	2025	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 гг. .
7.	Костромская ГРЭС	Комплексная замена конденсационной паровой турбины, станционный номер БЛ6 ТГ6, установленной мощностью 300 МВт на конденсационную паровую турбину, станционный номер БЛ6 ТГ6, с увеличением установленной мощности до 330 МВт	филиал "Костромская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	300 МВт	330 МВт	2026	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 гг.
8.	ПС 110 кВ Яковлево	Техперевооружение ПС 110 кВ Яковлево с заменой силового трансформатора 10 МВА на 2,5 МВА по техсостоянию (трансформаторная мощность 2,5 МВА)	Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго"	10 МВА	2,5 МВА	2023	Неудовлетворительное техническое состояние силового трансформатора и отсутствие перспективных потребителей (решение технического совета N 4 от 07.02.2017 г.)
9.	ПС 110 кВ Нерехта-1	Исполнение строительной части ОРУ 110 кВ, ОРУ 35 кВ; обеспечение заходов ВЛ 35 кВ; строительство здания ОПУ (ЗРУ 6 кВ) и монтаж оборудования; монтаж фундаментов и оборудования маслохозяйства Т-1, Т-2; замена МВ-110 кВ (12 шт), МВ-35 кВ (3 шт) на элегазовые; замена МВ-10 кВ (25 шт), МВ-6 кВ (21 шт) на вакуумные; замена оборудования систем РЗА и ПА, СДТУ и АСКУЭ, а также монтаж систем охранно-пожарной сигнализации	Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго"	82 МВА	82 МВА	2024	Высокая степень износа оборудования (Акт общего технического осмотра зданий и сооружений по состоянию на 29.09.2017 г.)
10.	Костромская ТЭЦ-2	Замена в полном объеме следующих элементов котлоагрегата станционный номер 3 барабанного типа с увеличением паропроизводительности с 210 до 250 тонн/час: барабан котлоагрегата; пароперегреватели котлоагрегата; топочные экраны котлоагрегата; перепускные трубопроводы c арматурой по пароводяному тракту парового котлоагрегата замена в полном объеме следующих элементов котлоагрегата станционный номер 4 барабанного типа с увеличением паропроизводительности с 210 до 250 тонн/час: барабан котлоагрегата; пароперегреватели котлоагрегата; топочные экраны котлоагрегата; перепускные трубопроводы c арматурой по пароводяному тракту парового котлоагрегата замена цилиндра высокого давления для теплофикационной паровой турбины станционный номер ТГ-2 с увеличением установленной мощности с 110 до 120 МВт	ПАО "ТГК-2" г. Кострома	110 МВт	120 МВт	2025	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 гг. .