Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ и выше Костромской области на 2023 - 2027 г оды

Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ и выше Костромской области на 2023 - 2027 г оды

78. 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.

В соответствии с инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020 - 2024 гг., утвержденной приказом Минэнерго России от 28 декабря 2021 года N 35@, 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 филиала ПАО "Россети Центр" - "Костромаэнерго";

"Комплексная программа развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Костромской области на 2022 - 2026 гг.".

Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2023 - 2027 годы и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2027 года представлены в приложениях N 2, 3 к настоящим Схеме и программе.

79. В таблице N 67 приведены объемы ввода трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Костромской области в 2023 - 2027 годах по материалам филиала ПАО "Россети Центр" - "Костромаэнерго".

Значительное количество схем распределительных устройств ПС 110 кВ энергосистемы Костромской области выполнено на отделителях и короткозамыкателях (далее - ОД и КЗ). Рекомендуется произвести замену ОД и КЗ на элегазовые выключатели.

Строительство ЛЭП напряжением 110 кВ и выше в 2023 - 2027 годах не планируется.

Таблица N 67

Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Костромской области в 2023 - 2027 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 68 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 68

Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ на 2023 - 2027 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

80. 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 69 представлены основные данные строящихся крупных жилищных комплексов.

Таблица N 69

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. кВтч:	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 69, суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2027 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 22), 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 22

Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных к ним центров питания

81. 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 23, 24.

Характеристики отклонения транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино от нормативных документов представлены в таблице N 70.

Таблица N 70

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 71) 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 71

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.

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.

Рисунок N 23

Схема реконструкции транзитов Мантурово - Павино - Поназырево (т)

Рисунок N 24

Схема реконструкции транзитов Борок - Галич (р)

82. 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, расчет 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.

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 "Россети Центр" - "Костромаэнерго" в 2022 - 2026 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.

Еще 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 неповрежденный 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 выбраны Нерехтский, Красносельский и Судиславский РЭС.

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.

83. Сводный перечень реализуемых и перспективных мероприятий по строительству и реконструкции объектов электроэнергетики Костромской области на 2023 - 2027 годы представлен в таблице N 72.

Таблица N 72

Сводный перечень реализуемых и перспективных мероприятий по строительству и реконструкции объектов электроэнергетики Костромской области на 2023 - 2027 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 2022 - 2028 гг.
2.	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 2022 - 2028 гг.
3.	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 2022 - 2028 гг.
4.	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 2022 - 2028 гг.
5.	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 50, 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 2022 - 2028 гг.
6.	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 2022 - 2028 гг.
7.	Костромская ГРЭС	Комплексная замена конденсационной паровой турбины, станционный номер Блок 1, установленной мощностью 300 МВт на конденсационную паровую турбину, станционный номер Блок 1, установленной мощностью 330 МВт	филиал "Костромская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	300 МВт	330 МВт	2027	Проект СиПР ЕЭС России на 2022 - 2028 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 "Россети Центр" - "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.	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 с 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 2022 - 2028 гг.