Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ. и выше Костромской области на 2017 - 2021 годы (п.п. 93 - 97)

Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ. и выше Костромской области на 2017 - 2021 годы

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

1) повышение пропускной способности сети;

2) ликвидацию районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений;

3) повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

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

Для устранения районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений предлагаются мероприятия, представленные в таблице N 86.

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

1) Схема и программа развития ЕЭС России;

2) перечень инвестиционных проектов на период реализации ИП ПАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго";

3) перечень вводов электросетевых объектов, не вошедших в ИП филиала ПАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго" на 2016 - 2020 годы;

4) "Комплексная программа развития электрических сетей напряжением 35 кВ. и выше на территории Костромской области на 2016 - 2020 гг.".

Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2017 - 2021 годы и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2021 года представлены в приложениях N 3 и 4 к настоящей Программе.

Таблица N 86

Мероприятия
по устранению районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений

N п/п	Наименование районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений	Мероприятия
1	2	3
1.	Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ. Октябрьская и ПС 110 кВ. Шекшема	На ПС 110 кВ. Шекшема и Октябрьская рекомендуется установка вторых трансформаторов при условии увеличения нагрузок и подаче заявок на технологическое присоединение
2.	ПС с трансформаторами без РПН: Новая, Чухлома, Антропово (р), Павино, Шортюг, Якшанга	На указанных ПС рекомендуется проведение реконструкции с установкой трансформаторов с РПН. Проведение реконструкции с заменой трансформаторов без РПН на ПС 110 кВ.: Новая, Чухлома, Антропово (р), Павино, Шортюг, Якшанга рекомендуется при наличии заявок на присоединение мощности к данным подстанциям
4.	ПС на ОД и КЗ: Новинское, Шекшема, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья (т), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т), Василёво, Южная, Дьяконово, Николо-Полома, БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная, Столбово, Октябрьская, Антропово (т), Лопарево	Рекомендуется установка выключателей 110 кВ. вместо ОД и КЗ
5.	При ремонте ВЛ 110 кВ. Вохма - Павино и отключении ВЛ 110 кВ. Поназырево - Никола потребители ПС 110 кВ.: Вохма, Никола, Шортюг, Гудково остаются без питания	Проведена оценка объема работ, капиталовложений и необходимости реконструкции транзитов 110 кВ. Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино. В настоящее время отсутствуют заявки на подключение новых потребителей рассмотренных районов. Финансирование реконструкции сети 110 кВ. нецелесообразно из-за неокупаемости данных решений
6.	При ремонте ВЛ 110 кВ. Борок - Елегино и отключении ВЛ 110 кВ. Галич (р) - Чухлома потребители ПС 110 кВ.: Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино остаются без питания
7.	Электроснабжение ПС 110 кВ. КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ. Приволжская I и II цепь	Рекомендуется строительство дополнительных объектов энергоснабжения за счет средств технологического присоединения крупных потребителей
8.	Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в послеаварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ. Северная, Буй (с)	Необходимо увеличение трансформаторной мощности на данных подстанциях (таблица N 87)
9.	В связи с неудовлетворительным техническим состоянием, для качественного энергоснабжения существующих потребителей необходима замена силового оборудования на ряде ПС. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ. Нерехта-1, ПС 110 кВ. Октябрьская, ПС 110 кВ. Яковлево, ПС 35 кВ. Сандогора	На указанных ПС рекомендуется замена оборудования с неудовлетворительным техническим состоянием

94. В таблице N 87 приведены объемы ввода трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ. и выше Костромской энергосистемы в 2017 - 2021 годах по материалам филиала ПАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго". Увеличение трансформаторной мощности обосновано, как правило, ростом существующих нагрузок и потребностью подключения перспективных потребителей.

Значительное количество схем распределительных устройств ПС 110 кВ. Костромской энергосистемы 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 2017 - 2021 годах не планируется. В период до 2017 года планируется некомплексная реконструкция (частичная замена опор) ВЛ 220 кВ. Костромская ГРЭС - Иваново-1, Костромская ГРЭС - Иваново-2, Костромская ГРЭС - Кострома-2, Костромская ГРЭС - Вичуга-2 с объемом инвестиций 35 млн. руб.

Таблица N 87

Объемы ввода
трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ. и выше Костромской энергосистемы в 2017 - 2021 годах

N п/п	Наименование ПС, класс напряжения	Количество и мощность трансформаторов, МВА		Перечень работ	Примечание	Дата ввода объекта
		существ.	планир.
1.	Буй (с) 110/10 кВ	2х6,3	2х10	Замена существующих силовых трансформаторов на 2х10 МВА	Вследствие роста нагрузок и ограничения возможности подключения новых потребителей (максимальная загрузка ПС по данным замеров 5,78 МВА, суммарная мощность по заключенным договорам на ТП с максимальной мощностью менее 670 кВт за 2013 - 2016 гг. с центром питания ПС 110 кВ. Буй (с) составляет 2,25 МВт), а также в связи с ограничением возможности запитывания потребителей от других ЦП в послеаварийных режимах.	2018
2.	Северная 110/6 кВ	20+25	2х25	Замена существующего силового трансформатора 20 МВА на 25 МВА	Вследствие роста нагрузок и ограничения возможности подключения новых потребителей (максимальная загрузка ПС по данным замеров 19,48 МВА. Суммарная мощность по заключенным договорам на ТП с максимальной мощностью менее 670 кВт за 2013 - 2016 гг. составляет 8,75 МВт).	2019

Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ. представлены в таблице N 88.

Таблица N 88

Сводные данные
по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ. на 2017 - 2021 годы

Объемы работ	Год ввода	Ориентировочная стоимость объекта в текущих ценах без учета НДС, тыс. руб.
Реконструкция ВЛ 35 кВ. ПТФ - Пронино с заменой опор	2018	169 406,28
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Кадый - Якимово с заменой опор	2018	95 014,07
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Макарьев-1 - Якимово с заменой опор	2018	28 667,27
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Сущево - Мисково с заменой опор	2020	71 021,44
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Антропово - Парфеньево-1 с заменой опор	2020	166 549,34
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Антропово - Палкино с заменой опор	2020	61 434,02
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Палкино - Словинка с заменой опор	2021	91 231,43
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Караваево-1,2 с заменой проводов на большее сечение	2021	12 618,57
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Черменино - Панкратово с заменой опор	2022	119 847,14

95. 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 89 представлены основные данные строящихся крупных жилищных комплексов.

По данным таблицы N 89, суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2021 году, составит 5,2 МВт. Для нагрузки такого уровня является экономически нецелесообразным строительство ПС 110/10 кВ., тем более что запас мощности, которым обладают ближайшие ПС 110/10 кВ. и 110/35/10 кВ. (Кострома-1 и Южная на рисунке 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 110/35/10 кВ. Южная.

В случае значительного роста нагрузок жилищных комплексов "Волжский", "Клюшниково", "Новый город", "Агашкина гора", а также в районе пос. Зарубино Бакшеевского сельского поселения Костромского района, в перспективе, за пределами рассматриваемого периода, для их покрытия потребуется строительство новых ПС 110 кВ.

Таблица N 89

Основные данные строящихся крупных жилищных комплексов

Показатели	"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

Рисунок N 25

Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных к ним центров питания

96. По результатам определения районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений, не соответствующих требованиям нормативных документов и не обеспечивающих надежность сети 110 кВ., необходимо оценить объемы работ, капиталовложения и необходимость реконструкции транзитов 110 кВ. Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино.

В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем установлено:

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

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

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

Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.

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

Характеристики отклонения транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино от нормативных документов представлены в таблице N 90.

Таблица N 90

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

Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002 года, определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденных постановлением Совета Министров СССР от 22 октября 1990 года N 1072 "О единых нормах амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР" и, в основном, соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 110 кВ. и выше на стальных и железобетонных опорах срок службы составляет 50 лет, для ВЛ на деревянных опорах - 30 лет.

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

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

Капитальные вложения для реконструкции транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино определены в ценах 2000 года (таблица N 91) по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35 - 750 кВ. и линий электропередачи напряжением 6, 10 - 750 кВ. и пересчитаны в цены 2012 года с учетом коэффициента К=5,875 (с учетом НДС), принятого в соответствии с индексами цен в строительстве и далее с учетом коэффициентов инфляции в цены 2014 года.

Таблица N 91

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

N п/п	Наименование объекта	Год ввода участков объекта	Характеристика	Стоимость в ценах 2000 г. (без НДС), тыс. руб.	Стоимость в ценах 2000 г. (без НДС), тыс. руб. с учетом территориального коэффициента	Стоимость в ценах 2000 г. (без НДС),тыс. руб. с учетом повышающего коэффициента	Стоимость в ценах 2014 г. (с НДС), тыс. руб.
1.	Мантурово - Павино	Мантурово - Гусево (1982 г.); Гусево -Ильинское (1982 г.); Ильинское -Новинское (1987 г.); Новинское - Пыщуг (1991 г.); Пыщуг - Павино (1988 г.)	167,71 км АС-120	268 336	295 169,6	354 203,52	2 278 972,6
2.	Борок - Галич (р)	Борок - Елегино (1986 г.); Елегино - Солигалич (1987 г.); Солигалич - Чухлома (1964 г.); Чухлома -Галич (р) (1964 г.);	201,02 км АС-120 + АС-95	321 632	353 795,2	424 554,24	2 731 614,6
3.	Поназырево (т) - Павино	Поназырево (т) - Никола (1968 г.);