Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ. и выше Костромской области на 2018 - 2022 годы

Глава 21. Развитие электрических сетей и объектов электроэнергетики 110 кВ. и выше Костромской области на 2018 - 2022 годы

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) 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 74.

В 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 ИП ПАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго";

перечень вводов электросетевых объектов, не вошедших в ИП филиала ПАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго" на 2017 - 2021 годы;

"Комплексная программа развития электрических сетей напряжением 35 кВ. и выше на территории Костромской области на 2017 - 2021 гг.".

Схема развития электроэнергетики Костромской области на 2018 - 2022 годы и схема электрических соединений и объектов электроэнергетики до 2022 года представлены в приложениях N 3 и 4 к настоящей Программе.

Таблица N 74

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: Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово (р), Павино, Шортюг, Якшанга	На указанных ПС рекомендуется проведение реконструкции с установкой трансформаторов с РПН при наличии заявок на присоединение мощности к данным подстанциям
3.	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
4.	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. Октябрьская, ПС 110 кВ. Яковлево, ПС 35 кВ. Сандогора	На указанных ПС рекомендуется замена оборудования со сроком эксплуатации, превышающим нормативный
5.	ПС 110 кВ. Вохма	В случае значительного роста электрических нагрузок по указанным ПС рекомендуется проведение реконструкции с увеличением установленной мощности силовых трансформаторов
6.	ПС 35 кВ. Волжская	В случае значительного роста электрических нагрузок в районе пос. Волжский рекомендуется строительство новой ПС 35/6 кВ
7.	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
8.	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
9.	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
10.	Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в послеаварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ. Северная, Шарья (р), ПС 35 кВ. Центральная	Необходимо увеличение трансформаторной мощности на данных подстанциях (таблица N 75)

82. В таблице N 75 приведены объемы ввода трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ. и выше Костромской энергосистемы в 2018 - 2022 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 2018 - 2022 годах не планируется.

Таблица N 75

Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ. и выше Костромской энергосистемы в 2018 - 2022 годах

N п/п	Наименование ПС, класс напряжения	Количество и мощность трансформаторов, МВА		Перечень работ	Примечание	Дата ввода объекта
		существ.	планир.
1	2	3	4	5	6	7
1.	Яковлево 110/35/10 кВ	1х10	1х2,5	Замена существующего силового трансформатора 10 МВА на 2,5 МВА	Планируется вследствие неудовлетворительного технического состояния, вызванного сверхнормативным сроком службы. Установка силового трансформатора меньшей номинальной мощности обусловлена следующими причинами: - существующие нагрузки значительно меньше номинальной мощности трансформатора - 0,26 МВА; - перспективная нагрузка по актам ТП и по договорам ТП, находящимся на исполнении, с учетом коэффициента одновременности составляет 0,045 МВт	2018
2.	Северная 110/10 кВ	1х20; 1х25	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 20,66 МВА. Резерв мощности на основании замеров режимного дня - 3,25 МВА. Перспективная нагрузка по актам ТП и по договорам ТП, находящимся на исполнении, с учетом коэффициента одновременности составляет 9,265 МВт. Дефицит мощности для технологического присоединения составляет 8,8 МВА	2019
3.	Нерехта-1 110 кВ	2х16; 2х25	2х16; 2х25	Реконструкция с заменой силового оборудования и трансформаторов без увеличения мощности	Вследствие неудовлетворительного технического состояния, вызванного сверхнормативным сроком службы	2020
4.	Октябрьская 110 кВ	1х2,5	1х2,5	Замена силового трансформатора без увеличения мощности	Вследствие неудовлетворительного технического состояния, вызванного сверхнормативным сроком службы	2021
5.	Шарья (р) 110/35/6 кВ	1х20; 1х25	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 19,11 МВА. Резерв мощности на основании замеров режимного дня - 4,74 МВА. Перспективная нагрузка по актам ТП и по договорам ТП, находящимся на исполнении, с учетом коэффициента одновременности составляет 6,872 МВт. Дефицит мощности для технологического присоединения составляет 5,83 МВА	2022

Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ. представлены в таблице N 76.

Таблица N 76

Сводные данные по реконструкции и техническому перевооружению сетей напряжением 35 кВ. на 2018 - 2022 годы

Объемы работ	Год ввода	Ориентировочная стоимость объекта в текущих ценах без учета НДС, тыс. руб.
1	2	3
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Макарьев-1 - Якимово с заменой опор	2018	21 710
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Кадый - Якимово с заменой опор	2019	77 840
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Сущево - Мисково с заменой опор	2020	56 211
1	2	3
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Антропово - Парфеньево-1 с заменой опор	2020	136 980
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Антропово - Палкино с заменой опор	2020	50 430
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Палкино - Словинка с заменой опор	2021	78 950
Реконструкция ВЛ 35 кВ. Караваево-1,2 с заменой проводов на большее сечение	2021	10 436
Реконструкция ПС 35 кВ. Центральная с заменой существующих трансформаторов на 2х16 МВА	2021	69 300
Реконструкция ПС 35 кВ. Сандогора с заменой силового трансформатора трансформатор без увеличения мощности	2021	8 400
Реконструкция ПС 35 кВ. Мисково с установкой трансформаторов, оборудованных устройствами РПН	2021	15 660

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 77 представлены основные данные строящихся крупных жилищных комплексов.

Таблица N 77

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

По данным таблицы N 77, суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2022 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 27) 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.

Рисунок N 27

Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных к ним центров питания

84. 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 28 и 29.

Характеристики отклонения транзитов Мантурово - Павино, Борок - Галич (р), Поназырево (т) - Павино от нормативных документов представлены в таблице N 78.

Таблица N 78

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 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 79) по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35 - 750 кВ. и линий электропередач 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 79

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 2014 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 2014 года.

Рисунок N 28

Схема реконструкции транзитов Мантурово - Павино - Поназырево (т)

Рисунок N 29

Схема реконструкции транзитов Борок - Галич (р)

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

Техническое состояние рассматриваемых транзитных ВЛ удовлетворительное.

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

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

85. Капитальные вложения по строительству сетевых объектов определены в ценах 2000 года по укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) ПС 35 - 750 кВ. и ЛЭП напряжением 6, 10 - 750 кВ. и пересчитаны в цены 2014 года с учетом коэффициента, принятого в соответствии с индексами цен в строительстве.

Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность в инвестициях в сетевые объекты на 2018 - 2022 годы представлены в таблице N 80.

Таблица N 80

Вводы мощности (новые/замена) (включая технологическое присоединение) и потребность в инвестициях в сетевые объекты на 2018 - 2022 годы

N п/п	Наименование	2018 год			2019 год			2020 год			2021 год			2022 год			Всего
		ввод, км	ввод, МВА	инвестиции, млн. руб.	ввод, км	ввод, МВА	инвестиции, млн. руб.	ввод, км	ввод, МВА	инвестиции, млн. руб.	ввод, км	ввод, МВА	инвестиции, млн. руб.	ввод, км	ввод, МВА	инвестиции, млн. руб.	ввод, км	ввод, МВА	инвестиции, млн. руб.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
1.	Новые вводы (новое строительство и расширение), в том числе:			17,40		13,60	204,73		2,00	10,61					10,40	167,30		26,00	400,05
1)	вводы ВЛ 220 кВ. и выше
2)	вводы ВЛ 110 кВ.
3)	вводы ВЛ 35 - 0,4 кВ. (суммарные вводы)
4)	всего вводы ВЛ
5)	вводы ПС 220 кВ. и выше
6)	вводы ПС 110 кВ.
7)	вводы ПС 0,4 - 35 кВ. (суммарные вводы)			17,40		13,60	204,73		2,00	10,61					10,40	167,30		26,00	400,05
8)	всего вводы ПС			17,40		13,60	204,73		2,00	10,61					10,40	167,30		26,00	400,05
2.	Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение), в том числе:	88,00	2,50	244,26	70,59	25,00	460,58	195,20	82,00	489,71	64,07	38,70	241,51	102,40	25,00	272,90	520,26	173,20	1 708,97
1)	замена ВЛ 220 кВ. всего, в т.ч.
2)	замена ВЛ 110 кВ
3)	замена ВЛ 35 - 0,4 кВ. (суммарно по всем ВЛ)	88,00		136,44	70,59		180,82	195,20		436,49	64,07		140,78	102,40		212,90	520,26		1 107,43
4)	всего замена ВЛ	88,00		136,44	70,59		180,82	195,20		436,49	64,07		140,78	102,40		212,90	520,26		1 107,43
5)	замена ПС 220 кВ. и выше всего, в т.ч.			73,60															73,60
	ПС Мотордеталь. Перевод присоединений из ЗРУ N 1 в ЗРУ 10 кВ. N 3			73,60															73,60
6)	замена ПС 110 кВ. всего, в том числе:		2,50	34,22		25,00	279,76		82,00	48,74		2,50	11,86		25,00	60,00		137,00	434,58
	ПС 110 кВ. Яковлево Техническое перевооружение с заменой трансформатора 10 МВА на 2,5 МВА		2,50	15,50														2,50	15,50
	ПС 110 кВ. Северная Техническое перевооружение с заменой трансформатора 20 МВА на 25 МВА			0,70		25,00	47,08											25,00	47,78
	ПС 110 кВ. Нерехта-1. Реконструкция с заменой силового оборудования			18,02			232,68		82,00	48,21								82,00	298,91
	ПС 110 кВ. Октябрьская Техническое перевооружение с заменой трансформатора без увеличения мощности									0,53		2,5	8,86					2,50	9,39
	ПС 110 кВ. Шарья (р) Техническое перевооружение с заменой трансформатора 20 МВА на 25 МВА												3,00		25,00	60,00		25,00	63,00
7)	замена ПС 0,4 - 35 кВ. (суммарные вводы)									4,48		36,20	88,88					36,20	93,36
8)	всего замена ПС		2,50	107,82		25,00	279,76		82,00	53,22		38,70	100,74		25,00	60,00		173,20	601,54
3.	Суммарные капитальные вложения на новое строительство и замену сетей, всего	88,00	2,500	261,66	70,59	38,60	665,32	195,20	84,00	500,33	64,07	38,70	241,51	102,40	35,40	440,20	520,26	199,20	2 109,02