авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |

«Закрытое акционерное общество «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» ...»

-- [ Страница 3 ] --

Рисунок 1.38 Удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе электростанций Костромской области за 2007-2011 гг.

Таблица 1.45 Удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в разрезе электростанций Костромской области Удельный расход топлива на Удельный расход топлива на Удельный расход топлива на Удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию по отпущенную теплоэнергию по Компания Станция отпущенную электроэнергию - отпущенную электроэнергию электростанции - норматив, электростанции - факт, норматив, гут/кВт.ч факт, гут/кВт.ч кгут/Гкал кгут/Гкал 2007 2008 2009 2010 2011 2007 2008 2009 2010 2011 2007 2008 2009 2010 2011 2007 2008 2009 2010 ОАО «ИНТЕР Костромская РАО – 309,1 307,1 307,2 306,9 308 170,5 170,6 170,7 169,6 169,5 308,2 306,3 306,2 306 307 170,5 170,6 170,7 169,6 169, ГРЭС Электрогене рация»

Костромская 448,5 459,6 454,8 450,8 446,6 148,1 157 158,7 157,6 154,6 444 456,3 451,8 448,2 444,7 147,1 156,3 157,9 157 ТЭЦ- Костромская 304,4 307,1 303,4 302,5 306,6 138,8 139,3 141,8 141,4 140,4 303,1 306,3 303,1 301,9 306 138,1 138,8 141,6 140,9 140, ТЭЦ- ОАО «ТГК-2» ТЭЦ 482 525,2 522,4 511,9 511,3 188,9 193,1 193 190,1 192,7 476,7 519,1 515,5 506,8 508,2 188,1 192,3 192,2 189,3 Шарьинская Итого ТГК-2 318,8 321 318,9 319 321 148 152 154 153,2 151,9 317,2 320 318 317,7 319,8 148 152 154 152,7 151, Всего 309,8 308 308 308 309 151 154 156 154,8 153,7 308,9 307 307 306,8 307,7 150 153 155 154,3 153, 1.13 Единый топливно-энергетической баланс Костромской области (ЕТЭБ) за 2007-2010 годы Единый топливно-энергетический баланс (ЕТЭБ) региона – это таблица, которая содержит представленные в едином топливном эквиваленте взаимосвязанные показатели количественного соответствия поставок энергетических ресурсов, их распределения и использования потребителями всех видов экономической деятельности на территории данного субъекта Федерации за определенный период времени (как правило, за год).

Основным источником информации для составления ТЭБ за прошедшие годы является официальная статистическая отчетность, выпускаемая Росстатом и его территориальными подразделениями на основе форм федерального статистического наблюдения. В связи с тем, что данные энергетической статистики за 2011 г. на момент составления отчета еще не были опубликованы, ЕТЭБ за этот год в настоящем разделе не приводится. Ниже представлены ЕТЭБ Костромскй области за 2007-2010 гг.(таблицы 1. – 1.49) Балансы разработаны в соответствии с международными стандартами и в формате, используемом Международным энергетическим агентством (МЭА) и Евростатом [9, 10].

В этом случае к сектору «Преобразование энергоресурсов» отнесены не только производство электроэнергии и тепла1, но и отрасли, осуществляющие добычу и преобразование природного топлива.

В связи с отсутствием достоверных данных о ввозе и вывозе в/из региона большинства видов энергоресурсов, принимается допущение о том, что валовые поставки энергоресурсов равны полному потреблению энергии. В этом случае строка «Сальдо экспорта-импорта» является балансирующей, т.е. отражает экспорт тех энергоресурсов, которые регион производит в избытке и импорт недостающих. Статистическое расхождение при этом оказывается равным нулю.

Полное потребление энергии в Костромской области в 2010 г. составило почти 4305.8 тыс т.у.т., из него конечное потребление энергии – почти 1600.4 тыс.т.у.т. (около 37%). Значительная часть энергоресурсов – 2425.2 тыс. т.у.т или 57% полного энергопотребления – была израсходована на электростанциях региона и в большой своей части (примерно 50%) была экспортирована в виде электроэнергии за его пределы.

Собственные нужды сектора трансформации и потери при распределении составили 193. т у.т. (4,5%, в том числе собственно потери – 3%) – таблица 1.49. В целом же, по                                                              Как это принято в статистической практике СССР и России.

имеющимся статистическим данным, полное потребление энергии за период 2007-2010 гг.

снизилось более чем на 6%.

В топливной структуре энергопотребления ключевую роль играет импортируемый природный газ, девять десятых которого поступает на электростанции. Таким образом, несмотря на значительные объемы экспорта электроэнергии, в целом Костромская область является энергодифицитной. Одна из особенностей ТЭБ региона – относительно крупные масштабы использования горючих возобновляемых энергоресурсов (ГВЭР) и отходов (это, прежде всего, дровяная древесина и отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности) в качестве топлива. Так, в 2010 году было израсходовано 300.9 тыс.

т.у.т. этого топлива, что составило около 7% валового энергопотребления. Из них немногим более половины было сожжено в промышленных котельных, незначительное количество – на электростанциях, остальное поступило конечным потребителям. Кроме того, было использовано 59.4 тыс. тут торфа, из них 94% - на Костромской ТЭЦ-1 и Шарьинской ТЭЦ.

Большая часть конечного энергопотребления Костромской области приходится на непроизводственную сферу: 44,4% на бытовой сектор и 15,6% на сферу услуг.

Значительна также доля обрабатывающей промышленности (25,4%).

Среди используемых конечными потребителями энергоресурсов преобладает тепловая энергия (почти 45,5%), около 69% которой расходуется на отопление и горячее водоснабжение жилищной сферы, общественных зданий. На втором месте по объему конечного потребления находится электроэнергия (20,2%), используемая во всех секторах экономики, на третьем – природный газ, широко используемый населением для пищеприготовления: в бытовом секторе расходуется 88,6% от общей величины его конечного использования (рисунок 1.40).

Конечные потребители также относительно широко используют ГВЭР. В 2010 г. их потребление в обрабатывающей промышленности составило 87 тыс. т.у.т, в сфере услуг – 36.7 тыс. т.у.т, у населения – 12.4 тыc. т.у.т, что суммарно дало более 9% конечного энергопотребления.

2,8% 0,2% Сельское хозяйство, охота и 0,0% лесное хозяйство Добыча полезных ископаемых* Обрабатывающая промышленность 24,4% Производство и распределение электроэнергии, газа и воды** 44,4% Строительство Транспорт и связь 5,8% Прочие виды деятельности, в 5,4% т.ч. сфера и услуг 0,4% Население 15,6% Неэнергетические нужды (*) - кроме топливно-энергетических (**) – кроме производства и распределения электроэнергии и тепла Рисунок 1.39 Структура конечного потребления энергии по секторам экономики, 2010 г.

0,2% 0,6% 0,0% 9,1% Уголь Торф 9,4% ГВЭР и отходы 45,5% Сырая нефть 15,0% Нефтепродукты Природный газ Электроэнергия Теплоэнергия 20,2% Рисунок 1.40 Структура конечного потребления по видам энергоресурсов, 2010 г.

Таблица 1.46 ЕТЭБ Костромской области за 2007 г., тыс. т.у.т.

Твердое из него Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло- Всего топливо Уголь Торф ГВЭР и нефть продукты ный газ энергия энергия отходы Производство первичных 174.5 0.0 27.2 147.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 174. энергоресурсов Сальдо экспорта-импорта 193.6 128.4 17.8 47.4 0.0 294.6 5213.5 -1338.4 129.9 4364. Изменение запасов 2.4 0.8 -3.5 5.1 0.0 55.2 0.0 0.0 0.0 56. Статистическое расхождение 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.8 0.0 2. Валовые поставки первичных энергоресурсов/Полное 370.5 129.2 41.5 199.8 0.0 349.8 5213.5 -1341.3 129.9 4593. потребление энергоресурсов Электростанции: всего -54.8 -2.4 -39.5 -12.9 0.0 -70.9 -4625.1 1787.7 331.9 -2628. в т.ч. производство -13.9 -0.6 -11.3 -2.0 0.0 -51.1 -4339.3 1787.7 0.0 -2615. электроэнергии Производство тепловой энергии -196.1 -95.5 -30.1 -70.4 0.0 -75.1 -597.1 0.0 743.5 -29. (все источники), в т.ч.

электростанции -40.9 -1.7 -28.3 -10.9 0.0 -19.8 -285.8 0.0 331.9 -12. котельные и прочие установки -155.2 -93.8 -1.8 -59.5 0.0 -55.3 -311.3 0.0 411.6 -16. Собственные нужды предприятий 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -65.3 0.0 -65. энергетики Потери при распределении 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -65.3 -71.5 -136. Конечное потребление 160.5 33.0 0.2 127.4 0.0 223.6 277.1 315.8 801.9 1746. энергоресурсов Сельское хозяйство, охота и 12.1 1.7 0.0 10.4 0.0 10.1 0.7 10.8 49.3 81. лесное хозяйство Рыболовство и рыбоводство 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0. Добыча полезных ископаемых* 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.0 0. Продолжение таблицы 1.46  из него Твердое Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло- Всего Уголь Торф ГВЭР и топливо нефть продукты ный газ энергия энергия отходы Обрабатывающая 53.7 0.1 0.0 53.6 0.0 39.0 9.4 113.0 144.2 359. промышленность Производство и распределение 20.7 13.8 0.2 6.7 0.0 3.0 57.4 12.5 73.0 152. электроэнергии, газа и воды ** Строительство 1.0 0.2 0.0 0.8 0.0 2.0 0.0 3.6 6.8 13. Транспорт и связь 5.4 2.9 0.0 2.6 0.0 6.4 3.4 60.5 24.2 97. Прочие виды деятельности, в т.ч.

39.8 7.3 0.0 32.5 0.0 0.0 2.7 58.7 169.8 263. сфера услуг Население 27.1 7.1 0.0 20.0 0.0 162.5 203.6 56.4 334.6 777. Неэнергетические нужды 0.7 0.0 0.0 0.7 0.0 0.6 0.0 0.0 0.0 1. (*) кроме топливно-энергетических (**) кроме производства и распределения электроэнергии и тепла Таблица 1.47 ЕТЭБ Костромской области за 2008 г., тыс. т.у.т.

Твердое из него Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло- Всего топливо Уголь Торф ГВЭР и нефть продукты ный газ энергия энергия отходы Производство первичных 135.4 0.0 9.9 125.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 135. энергоресурсов Сальдо экспорта- импорта 257.0 80.1 64.5 112.3 0.0 325.9 5220.6 -1370.3 9.3 4362. Изменение запасов 17.8 29.5 -3.0 -8.6 0.0 48.4 0.0 0.0 0.0 36. Статистическое расхождение 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 0.0 0. Валовые поставки первичных энергоресурсов/Полное 410.3 109.7 71.4 229.3 0.0 374.2 5220.6 -1370.8 9.3 4534. потребление энергоресурсов Электростанции: всего -85.6 -0.4 -66.7 -18.5 0.0 -91.0 -4640.1 1823.2 321.4 -2671. в т.ч. производство -21.7 -0.1 -19.7 -1.9 0.0 -75.3 -4371.3 1823.2 0.0 -2644. электроэнергии Производство тепловой энергии -260.0 -92.1 -48.2 -119.7 0.0 -63.8 -565.9 0.0 743.5 -54. (все источники), в т.ч.

электростанции -63.9 -0.3 -47.0 -16.6 0.0 -15.8 -268.8 0.0 321.4 -26. котельные и прочие установки -196.0 -91.8 -1.2 -103.1 0.0 -48.1 -297.1 0.0 422.1 -27. Собственные нужды предприятий 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -66.2 0.0 -66. энергетики Потери при распределении 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -66.0 -53.4 -119. Конечное потребление 128.7 17.5 3.4 107.8 0.0 235.1 283.4 320.1 699.4 1649. энергоресурсов Сельское хозяйство, охота и 4.5 0.1 0.0 4.5 0.0 5.3 0.6 10.9 29.8 51. лесное хозяйство Рыболовство и рыбоводство 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0. Добыча полезных ископаемых* 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0. Продолжение таблицы 1. из него Твердое Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло- Всего ГВЭР и топливо нефть продукты ный газ энергия энергия Уголь Торф отходы Обрабатывающая 44.1 0.1 0.0 44.0 0.0 29.3 11.8 108.4 158.4 351. промышленность Производство и распределение 9.5 2.6 3.4 3.5 0.0 1.6 65.8 12.7 49.0 136. электроэнергии, газа и воды ** Строительство 0.6 0.1 0.0 0.5 0.0 2.3 0.5 3.6 2.4 9. Транспорт и связь 2.0 0.0 0.0 1.9 0.0 10.2 2.2 59.7 20.1 94. Прочие виды деятельности, в т.ч.

50.5 9.7 0.0 40.8 0.0 0.1 2.4 65.2 143.3 251. сфера услуг Население 14.4 4.9 0.0 9.5 0.0 185.9 200.1 58.9 296.4 750. Неэнергетические нужды 3.1 0.0 0.0 3.1 0.0 0.5 0.0 0.0 0.0 3. (*) кроме топливно-энергетических (**) кроме производства и распределения электроэнергии и тепла Таблица 1.48 ЕТЭБ Костромской области за 2009 г., тыс. т.у.т.

из него Твердое Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло Всего ГВЭР и топливо нефть продукты ный газ энергия энергия Уголь Торф отходы Производство первичных 123.9 0.0 33.7 90.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 123. энергоресурсов 295.0 108.1 11.0 175.9 0.0 227.1 4723.4 -1149.9 54.8 4042. Сальдо экспорта- импорта 5.6 -1.8 8.6 -1.2 0.0 51.5 0.0 0.0 0.0 58. Изменение запасов 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 0. Статистическое расхождение Валовые поставки первичных 424.5 106.3 53.3 264.9 0.0 278.6 4723.4 -1150.1 54.8 4224. энергоресурсов/Полное потребление энергоресурсов -62.0 0.0 -50.4 -11.6 0.0 -55.7 -4135.8 1598.7 308.1 -2346. Электростанции: всего в т.ч. производство -14.9 0.0 -13.5 -1.4 0.0 -39.4 -3862.0 1598.7 0.0 -2317. электроэнергии Производство тепловой энергии -251.8 -93.2 -37.5 -121.2 0.0 -61.1 -586.2 0.0 733.5 -72. (все источники), в т.ч.

-47.1 0.0 -36.9 -10.1 0.0 -16.2 -273.8 0.0 308.1 -29. электростанции -204.8 -93.1 -0.6 -111.0 0.0 -44.8 -312.3 0.0 425.5 -43. котельные и прочие установки Собственные нужды 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -59.9 0.0 -59. предприятий энергетики 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -55.5 -69.9 -125. Потери при распределении     Продолжение таблицы 1. из него Твердое Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло Всего ГВЭР и топливо нефть продукты ный газ энергия энергия Уголь Торф отходы Конечное потребление 157.

7 13.2 2.2 142.3 0.0 178.2 275.3 333.1 718.4 1649. энергоресурсов Сельское хозяйство, охота и 4.8 0.2 0.0 4.5 0.0 1.0 0.5 9.8 31.9 47. лесное хозяйство 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0. Рыболовство и рыбоводство 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.0 0. Добыча полезных ископаемых* Обрабатывающая 79.2 0.0 0.0 79.2 0.0 8.2 8.8 103.1 170.4 369. промышленность Производство и распределение 9.6 3.9 2.2 3.4 0.0 0.6 43.3 27.5 63.0 140. электроэнергии, газа и воды ** 0.5 0.1 0.0 0.4 0.0 1.1 0.0 3.3 2.7 7. Строительство 3.6 2.0 0.0 1.7 0.0 5.7 0.6 60.9 20.6 89. Транспорт и связь Прочие виды деятельности, в 41.0 4.6 0.0 36.4 0.0 0.0 4.6 66.8 135.3 243. т.ч. сфера услуг 17.5 2.4 0.0 15.1 0.0 161.5 217.4 61.5 294.6 750. Население 1.5 0.0 0.0 1.5 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 1. Неэнергетические нужды (*) кроме топливно-энергетических.

(**) кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

Таблица 1.49 ЕТЭБ Костромской области за 2010 г., тыс. т.у.т Твердое из него Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло- Всего топливо Уголь Торф ГВЭР и нефть продукты ный газ энергия энергия отходы Производство первичных 175.5 0.0 41.5 134.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 175. энергоресурсов Сальдо экспорта- импорта 269.1 93.4 14.6 161.1 0.0 293.1 4909.5 -1234.9 11.2 4154. Изменение запасов 24.6 15.5 3.2 5.9 0.0 -34.1 0.0 0.0 0.0 -25. Статистическое расхождение 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.6 0.0 -0. Валовые поставки первичных энергоресурсов/Полное 469.3 108.9 59.4 300.9 0.0 259.0 4909.5 -1234.3 11.2 4305. потребление энергоресурсов Электростанции: всего -69.7 0.0 -56.0 -13.7 0.0 -60.3 -4319.7 1674.1 320.7 -2455. в т.ч. производство электроэнергии -16.2 0.0 -14.6 -1.6 0.0 -43.6 -4039.5 1674.1 0.0 -2425. Производство тепловой энергии -293.3 -99.2 -41.8 -152.3 0.0 -64.5 -628.5 0.0 798.7 -88. (все источники), в т.ч.

электростанции -53.5 0.0 -41.4 -12.1 0.0 -16.8 -280.2 0.0 320.7 -29. котельные и прочие установки -239.8 -99.2 -0.4 -140.2 0.0 -47.7 -348.3 0.0 478.0 -58. Собственные нужды предприятий 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -61.0 0.0 -61. энергетики Потери при распределении 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -53.8 -76.9 -130. Конечное потребление 159.7 9.8 3.0 147.0 0.0 151.0 241.5 325.0 733.0 1600. энергоресурсов Сельское хозяйство, охота и 3.4 0.0 0.0 3.4 0.0 0.2 0.3 8.6 31.9 44. лесное хозяйство Рыболовство и рыбоводство 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0. Добыча полезных ископаемых* 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.     Продолжение таблицы 1. из него Твердое Сырая Нефте- Природ- Электро- Тепло Всего ГВЭР и топливо нефть продукты ный газ энергия энергия Уголь Торф отходы Обрабатывающая 87.0 0.0 0.0 87.0 0.0 7.7 9.3 92.7 209.8 406. промышленность Производство и распределение 5.1 0.4 3.0 1.8 0.0 0.7 12.9 29.4 44.7 92. электроэнергии, газа и воды ** Строительство 0.1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.8 0.0 3.1 2.1 6. Транспорт и связь 3.9 2.0 0.0 1.8 0.0 5.4 0.4 60.6 18.0 86. Прочие виды деятельности, в т.ч.

42.2 5.5 0.0 36.7 0.0 0.2 4.7 66.1 142.2 250. сфера услуг Население 14.3 1.9 0.0 12.4 0.0 135.8 214.0 64.4 284.3 710. Неэнергетические нужды 3.7 0.0 0.0 3.7 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 3. (*) кроме топливно-энергетических (**) кроме производства и распределения электроэнергии и тепла.

1.14 Динамика основных показателей энергоэффективности за 2007-2010 годы К основным показателям энергоэффективности относятся:

Энергоемкость ВРП (т.у.т./млн.руб.) – отношение величины потребления энергоресурсов на территории региона к ВРП. Энергоемкость ВРП может быть определена по первичному или конечному потреблению энергоресурсов.

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

Электровооруженность труда (тыс.кВт.ч/чел.) – показатель, характеризующий уровень потребленной в производстве электроэнергии или электрической мощности в единицу рабочего времени или одним рабочим. В настоящем отчете электровооруженность труда определяется делением общей величины потребленной в производстве электрической энергии за период на среднесписочное число рабочих.

В данном разделе приведены данные об отчетных значениях показателей энергоэффективности Костромской области за период 2007 – 2010 гг. Данные по динамике значений показателей энергоемкости ВРП по первичному и конечному потреблению энергоресурсов, электроемкости ВРП, потреблению электрической энергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике представлены в таблице 1.50 и на рисунке 1.41.

Таблица 1.50 Динамика основных показателей энергоэффективности Костромской области за 2007-2010 г.г.

Показатели 2007 2008 2009 Энергоемкость ВРП по первичному потреблению, 69,9 66,4 68,6 65, т.у.т./млн.руб.

Энергоемкость ВРП по конечному потреблению, 26,6 24,2 26,8 24, т.у.т./млн.руб.

Электроемкость ВРП, 55,6 53,9 59,3 54, тыс.кВт.ч/млн. руб.

Потребление электрической энергии на душу населения, 5,2 5,3 5,3 5, тыс.кВт.ч/чел.

Электровооруженность труда в 6,6 6,6 7,0 6, экономике, тыс.кВт.ч/чел.

                                                             Данные за 2011 г. не приведены, поскольку соответствующая официальная отчетность Росстата за 2011г.

на момент подготовки отчета еще не опубликована, а использование других данных не позволит получить оценку показателей в сопоставимом виде.

80,0 8, 70,0 7, 60,0 6,0 Энергоемкость ВРП по первичному потреблению, т.у.т./млн.руб. (левая ось) Энергоемкость ВРП по 50,0 5, конечному потреблению, т.у.т./млн.руб. (левая ось) Электроемкость ВРП, 40,0 4, тыс.кВт*ч/млн. руб. (левая ось) Потребление электрической 30,0 3,0 энергии на душу населения, тыс.кВт*ч/чел. (правая ось) Электровооруженность 20,0 2,0 труда в экономике, тыс.кВт*ч/чел. (правая ось) 10,0 1, 0,0 0, 2007 2008 2009 Рисунок 1.41 Динамика основных показателей энергоэффективности Костромской области за 2007-2010 г.г.

Как можно наблюдать на рисунке 1.41, все показатели за исключением потребления электрической энергии на душу населения, значение которого практически не изменилось в рассматриваемом периоде, имеют характерный вид с максимумом в году. В 2008 году имело место снижение значений данных показателей по отношению к 2007 году (энергоемкость ВРП по первичному потреблению энергоресурсов -4,99%, энергоемкость ВРП по конечному потреблению энергоресурсов -9,08%, электроемкость ВРП -2,97%, электровооруженность труда в экономике -0,27%).

Во время кризиса 2009 г. наблюдался рост значений данных показателей в общем тренде их снижения за период 2007-2010 гг. Энергоемкость ВРП по первичному потреблению энергоресурсов возросла на 3,31%, энергоемкость ВРП по конечному потреблению энергоресурсов на 10,87%, электроемкость ВРП на 9,86%, электровооруженность труда в экономике на 6,16%. Данное увеличение объясняется тем, что при значительном снижении ВРП в 2009 году, которое составило -10% от уровня 2008 года, сокращение потребления энергоресурсов (например, -7% по потреблению первичных энергоресурсов и -1% по электроэнергии за аналогичный период) происходило медленнее, поскольку энергопотребление в краткосрочном периоде времени мало зависит от объемов производства и доходов населения. Кроме того, в кризисный год существенно увеличилась энергоемкость производственных секторов экономики (в основном из-за недогрузки мощностей) и выросли условно-постоянные затраты энергии, а также доля бытового сектора в суммарном расходе энергоресурсов.

В 2010 г. по всем рассматриваемым показателям наблюдалось снижение их значений, что объясняется восстановлением экономики после кризиса и, как следствие, ростом ВРП региона. Вместе с тем, следует отметить, что снизились или вернулись на прежний докризисный уровень только значения показателей энергоемкости ВРП по первичному потреблению энергоресурсов и электровооруженности труда в экономике, в то время как значения показателей электроемкости ВРП и энергоемкости ВРП конечному потреблению энергоресурсов остались выше своих докризисных значений.

1.15 Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше 1.15.1 Анализ технического состояния и возрастная структура электрических сетей (ЛЭП, ПС) и генераторов на отчетный период, определение объемов необходимого технического перевооружения электросетевых объектов В настоящее время в Костромской области имеются ВЛ 110 кВ и выше общей протяженностью ( в одноцепном исчислении) 2 994,9 км, в том числе ВЛ 500 кВ – 530, км, ВЛ 220кВ – 621 км, ВЛ 110кВ – 1843,6 км – по паспортным данным электросетевых предприятий.

Костромская область граничит с Вологодской, Ивановской, Нижегородской, Ярославской и Кировской областями. Основные внешние связи энергосистемы Костромской области представлены в таблице 1.51. и на рисунке 1.42.

Данные о состоянии ВЛ предоставлены филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» - «Волго Окское ПМЭС», в соответствии с письмом № М1/П6/1/2235 от 06.07.2012, и филиалом ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго».

  Таблица 1.51 Основные внешние связи энергосистемы Костромской области Наименование ВЛ, по которой № Год ввода в Техническое осуществляется связь со смежной п/п эксплуатацию состояние на 2012 г.

энергосистемой Энергосистема Московской области ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская Рабочее 1 ГАЭС Энергосистема Владимирской области ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Рабочее 1 Владимирская Энергосистема Нижегородской области Рабочее 1 ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч Рабочее 2 ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово Энергосистема Вологодской области Рабочее 1 ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Вологодская 2 ВЛ 110 кВ Никольск – Павино 1972 Удовлетворительное 3 ВЛ 110 кВ Буй (тяговая) – Вохтога (тяговая) Энергосистема Кировской области Рабочее 1 ВЛ 500 кВ Звезда – Вятка 2 ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево 1968 Удовлетворительное 3 ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево 1968 Удовлетворительное Энергосистема Ивановской области ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга I Рабочее 1 цепь ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга II Рабочее 2 цепь ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново I Рабочее 3 цепь ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново II Рабочее 4 цепь 5 ВЛ 110 кВ Заволжск – Александрово 1972 Удовлетворительное 6 ВЛ 110 кВ Фурманов – Клементьево 1980 Удовлетворительное 7 ВЛ 110 кВ Нерехта – Писцово 1991 Хорошее Энергосистема Ярославской области Рабочее 1 ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославль Рабочее 2 ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая 3 ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй(тяговая) 1985 Удовлетворительное 4 ВЛ 110 кВЛютово – Нерехта 1986 (1993) Хорошее 5 ВЛ 110 кВ Ярцево – Нерехта 1986 (1993) Хорошее   Вологодская ЭС Кировская ЭС 1 ВЛ 500 кВ Ярославская ЭС 2 ВЛ 110 кВ 1 ВЛ 500 кВ 2 ВЛ 110 кВ 3 ВЛ 220 кВ Костромская ЭС 2 ВЛ 110 кВ 1 ВЛ 500 кВ 1 ВЛ 500 кВ 1 ВЛ 220 кВ Нижегородская ЭС Московская ЭС 4 ВЛ 220 кВ 1 ВЛ 500 кВ Владимирская ЭС Ивановская ЭС Рисунок 1.42 Схема внешних электрических связей области Важнейшей характеристикой сети является срок службы оборудования. Из года в год усиливается тенденция старения электрических сетей, ухудшается их техническое состояние, что снижает надежность электроснабжения потребителей и качество отпускаемой им электроэнергии.

Перечень ВЛ 110 кВ и выше, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах 1.52, 1.53.

В таблицах 1.52 – 1.56 срок службы оборудования, превышающий нормативные значения, выделен цветом.

  Таблица 1.52 Перечень ВЛ 220-500 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные сроки службы Протяженность, км Срок службы,лет Год Марка Наименование Ввода провода по на на на всего области 2012 2014 г. г. г.

ВЛ-500 кВ КГРЭС – Загорская ГАЭС 1973 224 14,96 АС-400х3 39 41 КГРЭС – Владимирская 1971 177,3 16,08 АСО-400х3 41 43 КГРЭС – Луч 1970 207 6,77 АСО-400х3 42 44 КГРЭС – Костромская 1981 140 140 АСО-400х3 31 АЭС Костромская АЭС – 1981 165 53,5 АСО-400х3 31 Вологда 1985, Костромская АЭС – Звезда 195,6 196,1 АС-330х3 27 Звезда-Вятка 2006 327 102,9 АС-330х3 6 8 ИТОГО: 1435,9 530, ВЛ-220 кВ КГРЭС – Иваново-1 1975 71,3 15,63 АСО-400 37 39 КГРЭС – Иваново-2 1983 71,3 15,63 АСО-400 29 31 КГРЭС – Вичуга-1 1969 60,2 7,13 АСО-400 43 45 КГРЭС – Вичуга-2 1980 60,4 7,08 АС-400 32 34 Мотордеталь – Тверицкая 1991 109,48 16,7 АС-300 21 23 КГРЭС – Кострома-2 1976 51,66 51,66 АС-300 36 38 КГРЭС – Мотордеталь-1 1969 39,9 39,9 АСО-300 43 45 КГРЭС – Мотордеталь-2 1976 39,9 39,9 АС-300 36 38 КГРЭС – Ярославль 1969 110,16 32,8 АС-500 43 45 Рыжково - Мантурово 1972 136,74 72,5 АСО-300 40 42 Мотордеталь - Борок 1987 102,7 102,7 АС-300 25 27 Кострома-2 - Галич 1976 123,155 123,15 АСО-300 36 38 Борок – Галич 1987 57,72 57,72 АС-300 25 27 Галич – Антропово 1998 38,5 38,5 АСУ-300 14 16 Итого: 1073,115 621,   Таблица 1.53 Перечень ВЛ 110 кВ Костромской области и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние Протяж Срок службы, лет.

Кол Год енность Марка Техническое № Наименование во ввода, км* провода состояние на на на цепей 2012 2014 ВЛ-110 кВ Центральный регион 1 Нерехта-1 - Клементьево 1950 1 22,4 АС-120 удовлетворительное 62 64 Мотордеталь-Кострома 2 1970 2 5,447 АС-120 удовлетворительное 42 44 1(2) 3 отп. на Строммашина 1970 2 0,67 АС-150 удовлетворительное 42 44 АС- 4 Нерехта-Мотордеталь 1959 2 49 удовлетворительное 53 55 АС- 5 отп. на Космынино 1959 2 5,3 АС-120 удовлетворительное 53 55 6 отп. на Нерехта-2 1959 2 1,64 АС-70 удовлетворительное 53 55 7 Южная-1(2) 1986 2 5,05 АС-120 удовлетворительное 26 28 8 Василево-1(2) 1979 2 10,5 АС-70 удовлетворительное 33 35 9 Заволжская-1(2) 1960 2 21,3 АС-120 удовлетворительное 52 54 10 отп. на ТЭЦ-1 1960 2 1,82 АС-70 удовлетворительное 52 54 11 отп. на Центральная 1960 2 2,06 АС-120 удовлетворительное 52 54 12 отп. на Кострома-3 1960 2 0,1 АС-70 удовлетворительное 52 54 13 ТЭЦ-2-Кострома-2 1974 2 3,9 АС-150 удовлетворительное 38 40 АС- 14 Красное -1 (2) 2009 2 5,7 удовлетворительное 3 5 АС- АС- 15 отп. на Восточная-1 2009 2 6,6 удовлетворительное 3 5 АС- 16 Восточная-1(2) 2009 2 2,2 АС-120 удовлетворительное 3 5 АС- 17 Давыдовская-1(2) 2009 2 1,35 удовлетворительное 3 5 АС- 18 Клементьево-Фурманов 1980 5,1 АС-120 удовлетворительное 32 34 19 Аэропорт-1(2) 1994 2 5,7 АС-120 удовлетворительное 18 20 20 Калинки-Судиславль 1973 1 37,8 АС-120 удовлетворительное 39 41 21 Судиславль-Кр.Поляна 1973 1 37,5 АС-120 удовлетворительное 39 41 22 ТЭЦ-2-Калинки 1961 1 21,8 АС-120 удовлетворительное 51 53 23 Приволжская-1(2) 1974 2 11,4 АС-95 удовлетворительное 38 40 24 Александрово-Заволжск 1972 1 14,42 АС-120 удовлетворительное 40 42 25 Борок-Сусанино 1971 1 14,2 АС-150 удовлетворительное 41 43 26 Сусанино-Столбово 1997 1 43,8 АС-120 удовлетворительное 15 17 27 Кр.Поляна-Александрово 1982 1 25,43 АС-120 удовлетворительное 30 32 28 Кр.Поляна-Кадый 1983 1 64,5 АС-150 удовлетворительное 29 31 29 Кр.Поляна-Столбово 1989 1 21,55 АС-120 удовлетворительное 23 25 30 Hерехта-Писцово 1991 1 23,7 АС-120 удовлетворительное 21 23 Галичский регион 31 Борок- Буй(т) 1985 1 25,5 АС-120 удовлетворительное 27 29 32 Борок-Буй© 1985 1 22,9 АС-120 удовлетворительное 27 29 33 Борок-Галич(т) 1985 1 58,4 АС-120 удовлетворительное 27 29 34 Борок – Новая 1992 1 54,6 АС-120 удовлетворительное 20 22 35 отп. на Орехово 1970 2 2,28 АС-120 удовлетворительное 42 44 36 Галич(р)-Галич(т) 1964 1 3,3 АС-120 удовлетворительное 48 50 37 Галич(p)-Антропово 1964 2 32,9 АС-185 удовлетворительное 48 50 38 Галич(р)-Чухлома 1964 1 61,9 АС-95 удовлетворительное 48 50 39 отп. на Луковцино 1988 1 0,2 АС-120 удовлетворительное 24 26 40 Елегино-Солигалич 1987 1 51,5 АС-120 удовлетворительное 25 27 41 Чухлома-Солигалич 1964 1 43,7 АС-120 удовлетворительное 48 50 42 отп. на Федоровское 1983 1 2,1 АС-120 удовлетворительное 29 31 43 Борок-Западная 1971 1 11,2 АС-150 удовлетворительное 41 43 Продолжение таблицы 1.53  Протяж Срок службы, лет Кол Год енность Марка Техническое № Наименование во на на на ввода, км* провода состояние цепей 2012 2014 44 Борок-Елегино 1986 1 50,2 АС-120 удовлетворительное 26 28 45 Буй(с)-Буй(т) 1980 1 6,1 АС-120 удовлетворительное 32 34 46 Западная-Буй(т) 1971 1 4,3 АС-150 удовлетворительное 41 43 47 Галич(р)-Новая 1992 1 7,8 АС-120 удовлетворительное 20 22 48 Буй(т)-Халдеево 1975 1 24,3 АС-120 удовлетворительное 37 39 49 отп. на Лопарево 1979 2 4,7 АС-185 удовлетворительное 33 35 Нейский регион 50 Нея – Антропово(т) 1965 1 55,8 АС-185 удовлетворительное 47 49 51 отп. наНиколо-Полома 1977 2 4,3 АС-70 удовлетворительное 35 37 52 Нея–Антропово(p) 1965 1 54,5 АС-185 удовлетворительное 47 49 53 Hея-Мантурово 1965 2 53,6 АС-150 удовлетворительное 47 49 54 отп. на Октябрьская 1965 2 2,6 АС-70 удовлетворительное 47 49 55 Hея-Макарьев 1967 1 58,5 АС-70 удовлетворительное 45 47 56 отп. на Дьяконово 1967 1 1,1 АС-70 удовлетворительное 45 47 57 Мантурово-Шарья 1966 2 20,2 АС-150 удовлетворительное 46 48 58 Гусево-Ильинское 1982 1 35,68 АС-120 удовлетворительное 30 32 59 Мантурово-Гусево 1982 1 28 АС-120 удовлетворительное 30 32 60 Мантурово-БХЗ 1973 2 4,3 АС-95 удовлетворительное 39 41 61 Кадый-Макарьев 1984 1 58,5 АС-120 удовлетворительное 28 30 62 Ильинское-Hовинское 1987 1 46,1 АС-120 удовлетворительное 25 27 63 отп. на Яковлево 1966 1 0,7 АС-120 удовлетворительное 46 48 Шарьинский регион 64 Звезда - Заря – 1(2) 2006 1 58,347 АС-150 удовлетворительное 6 8 65 Звезда – Мантурово-1(2) 2006 2 4,1 АС-400 удовлетворительное 6 8 66 Шарья(р) - Заря 2006 2 3,5 АС-150 удовлетворительное 6 8 67 Заря – Кроностар – 1(2) 2006 2 0,65 АС-150 удовлетворительное 6 8 68 Заря – Промузел – 1(2) 2006 2 0,68 АС-150 удовлетворительное 6 8 69 Мантурово-Шарья – 1(2) 1966 2 26,1 АС-150 удовлетворительное 46 48 70 отп.

на Шекшема 1966 2 0,34 АС-120 удовлетворительное 46 48 71 Шарья (р) – Шарья (т) 1967 1 12,05 АС-150 удовлетворительное 45 47 72 Шарья (р) – Поназырево(т) 1967 1 54,8 АС-150 удовлетворительное 45 47 73 Шарья (т) – Поназырево (т) 1967 1 48,45 АС-150 удовлетворительное 45 47 74 Hикола-Вохма 1968 1 15 АС-120 удовлетворительное 44 46 75 Поназырево-Ацвеж 1968 1 7,5 АС-120 удовлетворительное 44 46 76 Поназырево-Гостовская 1968 1 15 АС-120 удовлетворительное 44 46 77 Поназырево – Hикола 1968 1 61 АС-120 удовлетворительное 44 46 78 отп. на Шортюг 1968 1 1,33 АС-120 удовлетворительное 44 46 79 отп. на Гудково 1968 1 1,31 АС-95 удовлетворительное 44 46 80 Вохма - Павино 1972 1 48,4 АС-95 удовлетворительное 40 42 81 Павино-Пыщуг 1988 1 38,2 АС-120 удовлетворительное 24 26 82 Hовинское-Пыщуг 1991 1 39,1 АС-120 удовлетворительное 21 23 83 Шарья(р)-Рождественское 1976 2 44 АС-120 удовлетворительное 36 38 Итого: 1843, * протяженность (км) указана в зоне обслуживания Костромской области.

По техническому состоянию каждой ВЛ проводится комплексная качественная оценка линии электропередач. Она определяется с учетом технического состояния отдельных элементов: опор, фундаментов, проводов, тросов, изоляторов и арматуры, а также, используя полученные данные расчетов или испытаний элементов ВЛ.

Рекомендации по реконструкции объектов выдаются на основе заключений этих испытаний и осмотров специализированной организацией.

Перечень подстанций напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах 1.54 – 1.56.

Таблица 1.54 Перечень подстанций напряжением 220 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные Наименование Класс Год Кол-во и Мощность Срок службы, лет напряжения, кВ ввода мощность ПС на на на трансформаторов 2012 г. 2014 г. 2018 г.

(шунтирующих реакторов) ПС 500 кВ 405 МВА «Звезда» 500/110/10 2006 3х135;

6х60 6 8 360 Мвар «Костромская 500 1986 3х60 180 Мвар 26 28 АЭС»

1972 4х400 40 42 1972 3х267 40 42 «Костромская 500 4801 МВА ГРЭС» 1977 3х533 35 37 1993 3х267 19 21 ПС 220 кВ 2х125;

1х25;

«Мотордеталь» 220/110/10 1972 315 МВА 40 42 1х 1х125;

2х40;

220 МВА «Мантурово» 220/110/35/27,5/10 1965 47 49 1х 1х125;

1х90;

«Кострома-2» 220/110/35/6 1961 255 МВА 51 53 2х «Галич» 220/110/35/10 1965 2х125;

1х10 260 МВА 47 59 «Борок» 220/110/10 1987 2х125 250 МВА 25 27 «Костромская 4х400;

2х32;

220 1970 1727 МВА 42 44 ГРЭС» 1х   Таблица 1.55 Перечень подстанций напряжением 110 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние Кол-во Срок службы, лет тр-в и Мощ Класс Заг N Год мощ- ность Техническое Наименование Напряжения, рузка, п/п ввода ть, ПС, состояние на на на кВ % ед.хМ МВА 2012г 2014г 2018г ВА Центральный регион 1 Александрово 110/35/10 1981 2х6,3 12,6 31,7 удовлетворительное 31 33 2 Аэропорт 110/35/6 1993 2х16 32 18,5 удовлетворительное 19 21 3 Василево 110/35/10 1979 2х10 20 10,7 удовлетворительное 33 35 4 Восточная-2 110/35/10 1977 2х25 50 46,1 удовлетворительное 35 37 5 Давыдовская 110/10 2009 2х25 50 17,8 удовлетворительное 3 5 1х16;

6 СУ ГРЭС 110/35/6 1978 26 25,7 удовлетворительное 34 36 1х 7 Григорцево 110/10 1987 1х2,5 2,5 11,6 удовлетворительное 25 27 2х10;

8 Калинки 110/35/10/6 1962 21,6 28,3 удовлетворительное 50 52 1х1, 9 Клементьево 110/10 1980 1х6,3 6,3 10,8 удовлетворительное 32 34 10 Кострома-1 110/6 1951 2х10 20 51,9 удовлетворительное 61 63 1х16;

11 Кострома-3 110/35/6 1963 26 44,2 удовлетворительное 49 51 1х 12 КПД 110/35/10 1986 2х16 32 23,6 удовлетворительное 26 28 13 Кр.Поляна 110/35/10 1972 2х10 20 21,5 удовлетворительное 40 42 14 Красное 110/35/10 1982 2х16 32 38,8 удовлетворительное 30 32 2х25;

15 Нерехта-1 110/35/10/6 1940 82 29,6 удовлетворительное 72 74 2х 1х10;

16 Нерехта-2 110/10/6 1973 15,6 7,4 удовлетворительное 39 41 х5, 17 Строммашина 110/6 1974 2х40 80 17,3 удовлетворительное 38 40 1х25;

18 Северная 110/6 1970 45 42,8 удовлетворительное 42 44 1х 19 Столбово 110/10 1990 1х10 10 4,4 удовлетворительное 22 24 20 Судиславль 110/10 1972 2х10 20 40,7 удовлетворительное 40 42 21 Сусанино 110/35/10 1987 2х10 20 19,7 удовлетворительное 25 27 22 Центральная 110/10/6 1989 2х25 50 32,9 удовлетворительное 23 25 23 Южная 110/35/10 1986 2х25 50 28,0 удовлетворительное 26 28 24 Восточная-1 110/6 2011 2х25 50 44,7 хорошее 1 3 Галичский регион 1х10;

25 Буй районная 110/35/10 1963 14 13,4 удовлетворительное 51 51 1х 26 Буй сельская 110/10 1980 2х6,3 12,6 49,6 удовлетворительное 34 34 27 Елегино 110/10 1985 1х2,5 2,5 8,4 удовлетворительное 29 29 28 Западная 110/10 1992 2х10 20 29,2 удовлетворительное 22 22 29 Лопарево 110/10 1979 2х2,5 5 12,2 удовлетворительное 35 35 30 Луковцино 110/10 1988 1х2,5 2,5 7,6 удовлетворительное 26 26 31 Новая 110/35/10 1993 2х6,3 12,6 23,3 хорошее 21 21 32 Орехово 110/35/10 1965 2х6,3 12,6 10,8 удовлетворительное 49 49 33 Солигалич 110/35/10 1986 2х10 20 28,7 удовлетворительное 28 28 34 Федоровское 110/10 1983 1х2,5 2,5 6,0 удовлетворительное 31 31 35 Чухлома 110/35/10 1965 2х6,3 12,6 31,5 удовлетворительное 49 49 Нейский регион 1х16;

36 Антропово 110/35/10 1965 22,3 29,1 удовлетворительное 47 49 х6, 37 БХЗ 110/6/10 1971 2х25 50 5,2 удовлетворительное 41 43 38 Гусево 110/10 1981 1х2,5 2,5 11,6 удовлетворительное 31 33 39 Дьяконово 110/10 1977 1х2,5 2,5 11,2 удовлетворительное 35 37 Продолжение таблицы 1.55  Кол-во Срок службы, лет тр-в и Мощ Класс Заг N Год мощ- ность Техническое Наименование Напряжения, рузка, на на на п/п ввода ть, ПС, состояние кВ % 2012г 2014г 2018г ед.хМ МВА ВА 40 Ильинское 110/35/10 1990 2х10 20 26,8 удовлетворительное 22 24 41 Кадый 110/35/10 1983 2х10 20 19,4 удовлетворительное 29 31 42 Макарьев-1 110/35/10 1967 2х10 20 37,7 удовлетворительное 45 47 2х40;

43 Нея 110/35/27,5/10 1966 86,3 18,6 удовлетворительное 46 48 х6, 44 Новинское 110/10 1988 1х2,5 2,5 2,0 удовлетворительное 24 26 45 Н-Полома 110/10 1976 1х2,5 2,5 41,6 удовлетворительное 36 38 46 Октябрьская 110/10 1978 1х2,5 2,5 36,4 удовлетворительное 34 36 47 Яковлево 110/35/10 1965 1х10 10 0,9 удовлетворительное 47 49 Шарьинский регион 1х16;

48 Вохма 110/35/10 1968 22,3 25,2 удовлетворительное 44 46 х6, 49 Гудково 110/10 1987 1х2,5 2,5 2,4 удовлетворительное 25 27 50 Никола 110/35/10 1991 1х6,3 6,3 8,3 удовлетворительное 21 23 1х10;

51 Павино 110/35/10 1975 16,3 15,7 удовлетворительное 37 39 х6, 52 Промузел 110/6/6 1976 2х25 50 11,4 удовлетворительное 36 38 53 Пыщуг 110/35/10 1989 2х6,3 12,6 19,2 удовлетворительное 23 25 Рождественск 1х10;

54 110/35/10 1986 14 12,6 хорошее 26 28 ое 1х 1х25;

55 Шарья (р) 110/35/6 1966 45 42,3 удовлетворительное 46 48 1х 56 Шекшема 110/10 1976 1х6,3 6,3 9,2 удовлетворительное 36 38 57 Шортюг 110/10 1968 1х6,3 6,3 8,3 удовлетворительное 44 46 58 Якшанга 110/10 1974 1х6,3 6,3 22,4 удовлетворительное 38 40 Итого 1319, Таблица 1.56 Перечень тяговых подстанций напряжением 110 кВ Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние Кол-во Срок службы, лет Мощ N Класс трансформа Год ность Техническое п/ Наименование напряжения -торов и их на ввода ПС, состояние на на п, кВ мощность, МВА 2012 г 2014 г ед.хМВА г 1 Космынино 110/35/10 1983 2х16 32 удовлетворительное 29 31 2 Буй 110/27,5/10 1968 2х40 80 удовлетворительное 44 46 3 Галич 110/27,5/10 1969 2х40 80 удовлетворительное 43 45 4 Антропово 110/27,5/10 1965 2х40 80 удовлетворительное 47 49 5 Шарья 110/27,5/6 1969 2х40 80 удовлетворительное 43 45 6 Поназырево 110/27,5/10 1969 2х40 80 удовлетворительное 43 45 Итого Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002г., определяется в соответствии с Постановлением Совмина СССР от 22.10.90 № 1072 (ред. от 06.04.2001) «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, для ПС- не менее 25 лет.

Для объектов, введенных после 1 января 2002г., согласно письму Минфина РФ от 28.02.2002 г. № 16-00-14/75, применяются правила, зафиксированные Постановлением Правительства РФ от 1 января 2002 г. № 1 «О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы». В соответствии с принятой классификацией для начисления амортизации установлен максимальный срок службы линий электропередачи на металлических и ж/б опорах 15 лет, ПС – до 20 лет.

В таблицах 1.57, 1.58 и на рисунках 1.43 1.46 представлены возрастные характеристики ЛЭП и оборудования ПС различных классов напряжения.

Таблица 1.57 Срок эксплуатации существующих ВЛ 110 кВ по состоянию на 2012, 2014, 2018 гг.

на 2012 г. на 2014 г. на 2018 г.

Срок Длина, в%к Длина, в%к Длина, в%к эксплуатации км общ.длине км общ.длине км общ.длине до 30 лет 702,5 38,1 577,427 31,3 279,377 15, 30 лет и выше 1141,02 61,8 1266,127 68,6 1564,177 84, в том числе:

30 - 40 лет 283,01 15,3 313,21 16,9 538,6 19, 40 - 50 лет 732,59 39,7 685,697 37,1 268,4 14, 50 -60 лет 103,02 5,5 244,82 13,2 734,7 39, 60 лет и выше 22,4 1,2 22,4 1,2 22,4 1, 1, 1,2 1, 100% 5, 13, 90% срок эксплуатации более лет 80% 39, 39, срок эксплуатации от 50 до 70% 37, 60 лет 60% срок эксплуатации от 40 до 50% 14,5 50 лет 15, 16, 40% срок эксплуатации от 30 до 40 лет 30% 19, 38,1 срок эксплуатации до 30 лет 20% 31, 15, 10% 0% 2012 год 2014 год 2018 год Рисунок 1.43 Возрастная структура ВЛ 110 кВ по состоянию на 2012, 2014, 2018гг.

Как видно из таблицы 1.57 и из рисунка 1.43 на 2012 год, порядка 7% от общей длины существующих линий 110 кВ в Костромской области имеют срок службы 50 и более лет, при этом к 2018 гоу протяженность таких линий превысит 40%.

100% 15,2 16, 90% 36, 80% срок эксплуатации от 40 до 70% 38,7 38,7 50 лет 60% срок эксплуатации от 30 до 50% 40 лет 49, 40% срок эксплуатации до 30% лет 46 44, 20% 10% 13, 0% 2012 год 2014 год 2018 год Рисунок 1.44 Возрастная структура ВЛ 220 кВ по состоянию на 2012, 2014, 2018гг.

Таблица 1.58 Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 110кВ на 2012, 2014, 2018 гг.

на 2012 г. на 2014 г. на 2018 г.

Общая Общая Общая Срок службы мощность В%к мощность В%к мощность В%к трансформатор трансфор- общей трансфор общей трансфор- общей ов маторов, мощности -маторов, мощности маторов, мощности МВА МВА МВА менее 16 лет 50 2,8 50 2,8 50 2, 16-25лет 173,5 9,9 163,5 9,3 44,6 2, более 25 лет 1528 87,2 1538 87,8 1656,9 94, 100% 90% 80% 70% 87,8 срок службы более 25 лет 60% 87, 94, срок службы 16- 50% срок службы до 16 лет 40% 30% 20% 9,9 9, 10% 2, 2, 2,8 2, 0% 2012 год 2014 год 2018 год   Рисунок 1.45 Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ на 2012, 2014, 2018гг.

100% 90% 80% 70% срок службы более 25 лет 82, 60% 85,3 85, срок службы 16- 50% срок службы до 16 лет 40% 30% 20% 12,7 9,7 9, 10% 4,9 4,9 4, 0% 2012 год 2014 год 2018 год Рисунок 1.46 Состояние парка трансформаторов и автотрансформаторов 220 кВ и выше на 2012, 2014, 2018 гг.

Как видно из таблицы 1.58 и из рисунка 1.44 на 2012 год порядка 87% установленной трансформаторной мощности на ПС c высшим напряжением 110 кВ имеют срок службы 25 и более лет, а уже на 2018 год порядка 94%.

Отметим, что продолжающийся рост количества морально устаревшего электротехнического оборудования, находящегося в эксплуатации и имеющего высокую степень износа, вызывает необходимость ежегодного увеличения эксплуатационных затрат, а также затрат на ремонтные работы, что в свою очередь снижает эффективность функционирования распределительного электросетевого комплекса. Также высокий уровень износа сетевого оборудования и оборудования подстанций снижает надежность электроснабжения потребителей региона.

Для решения обозначенных проблем с целью определения необходимых объемов технического перевооружения и реконструкции распределительных электрических сетей рекомендуется проведение комплексного технического аудита и диагностики технического состояния распределительных электросетевых объектов.

Техническое состояние сети 110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80 % подстанций и около 7 % линий отработало нормативный срок службы. Необходимо обратить внимание на то, что при истечении срока службы электрооборудования вероятность отказа увеличивается на порядок.

Основные сведения о генерирующих компаниях, действующих на территории Костромской области приведены в разделе 1.9. При этом в настоящем разделе приведены параметры генераторов, существующих электростанций Костромской области.

Характеристика генераторов, установленных на Костромской ГРЭС, представлена в таблице 1.59.

Таблица 1.59 – Параметры генераторов филиала ОАО «ИНТЕР РАО Электрогенерация»

«Костромская ГРЭС» на 24.05.2012 г.

Ст.

Qmax № Тип Sном, Рном, Uном, Qmin, Год ввода,МВа cos генер генератора МВА МВт кВ МВар р атора ТГ-1 ТВВ-320-2У3 1969 353 300 0,85 20 247 - 411, ТГ-2 ТВВ-350-2У3 1969/1995* 350 0,85 20 290 - ТГ-3 ТВВ-320-2У3 1970 353 300 0,85 20 247 - 411, ТГ-4 ТВВ-350-2У3 1970/2006* 350 0,85 20 291 - ТГ-5 ТВВ-320-2У3 1971/2007* 353 300 0,85 20 247 - ТГ-6 ТВВ-320-2У3 1972 353 300 0,85 20 247 ТГ-7 ТВВ-320-2У3 1972 353 300 0,85 20 247 ТГ-8 ТВВ-320-2У3 1973 353 300 0,85 20 247 ТВВ-1200 ТГ-9 1980/1991* 1330 1200 0,9 24 900 - 2УЗ * Дата ввода генератора в эксплуатацию после модернизации В таблице 1.60 приведены параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО «ТГК-2» по Костромской области   Таблица 1.60 Параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО "ТГК №2" по Костромской области и ООО "ШТЭЦ" Тип Год n Sном Рном Qмин Qмакс Uном № Станция Ст. № Cos генератора ввода Об/мин МВА МВт МВАр МВАр кВ 1 КТЭЦ-1 2 Т2-12-2 1976 3000 15 12 (9) 6,3 0, 2 КТЭЦ-1 4 Т2-6-2 1958 3000 7,5 6 6,3 0, 3 КТЭЦ-1 5 Т2-12-2 1965 3000 15 12 (9) 6,3 0, 4 КТЭЦ-1 6 Т2-12-2 1966 3000 15 12 (9) 6,3 0, 1 КТЭЦ-2 ТГ-1 ТВФ-63-2 1974 3000 78,75 63 (60) 10/0 37/23 6,3 0, 2 КТЭЦ-2 ТГ-2 ТВФ-120-2 1976 3000 125 100 (110) 30/6 55/32 10,5 0, 1 ООО "ШТЭЦ" ТГ №1 Т2-6-2 1965 3000 7,5 6 (3) 6,3 0, 2 ООО "ШТЭЦ" ТГ №2 Т2-6-2 1966 3000 7,5 6 6,3 0, 3 ООО "ШТЭЦ" ТГ №3 Т-12-2 1979 3000 15 12 6,3 0. 1.15.2 Оценка и анализ потерь мощности и электроэнергии В данном разделе рассматриваются технологические потери электроэнергии, которые возникают при передаче электроэнергии по электрическим сетям 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, за исключением потерь, вызванных погрешностью системы учёта электроэнергии.

В таблицах 1.61 и 1.62 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в отчетный период 2007-2011гг.

Таблица 1.61 Потери мощности в сетях 110 кВ и выше Потери, МВт/отношение потерь к нагрузке Нагрузка энергосистемы,% Напряжение, год энергосистемы, кВ в сетях Всего, МВт % % 110кВ/220кВ кВ и выше 110 19,4 2, 2007 676 50 7, 220 и выше 30,6 4, 110 19,4 2, 2008 712 50,35 7, 220 и выше 30,95 4, 110 18,75 2, 2009 692 48,15 6, 220 и выше 29,4 4, 110 19,32 2, 2010 678 49,12 7, 220 и выше 29,8 4, 110 18,84 2, 2011 654 49,63 7, 220 и выше 30,79 4, Таблица 1.62 Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше Потери, млн.кВт.ч /отношение потерь к Электропотребление электропотреблению энергосистемы,% год энергсистемы, в сети 110 в сети 220 Всего, млн.кВт.ч % % % кВ кВ кВ и выше 2007 3782,12 71,780 1,89 113,22 2,99 185 4, 2008 3790,514 65,96 1,74 105,23 2,78 171,19 4, 2009 3558,905 59,06 1,66 92,61 2,6 151,67 4, 2010 3681,486 69,55 1,89 107,64 2,92 177,19 4, 2011 3611,475 68,77 1,9 112,38 3,11 181,15 5, В таблице 1.63 представлена структура технических потерь мощности электрической сети по участкам за 2011 г.

Таблица 1.63 Структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам за 2011 г.

Потери мощности, Составляющие технических потерь МВт Нагрузочные потери:

в трансформаторы 110 кВ 1, Галичский в ВЛ 110 кВ 0, участок Потери ХХ в трансформаторах 0, Всего 2, Нагрузочные потери:

в трансформаторы 110 кВ 4, Костромской в ВЛ 110 кВ 4, участок Потери ХХ в трансформаторах 1, Всего 9, Нагрузочные потери:

в трансформаторы 110 кВ 1, Нейский участок в ВЛ 110 кВ 0, Потери ХХ в трансформаторах 0, Всего 3, Нагрузочные потери:

в трансформаторы 110 кВ 1, Шарьинский в ВЛ 110 кВ 1, участок Потери ХХ в трансформаторах 0, Всего 3, Всего по сети 110 кВ 18, В отчетном 2011 году потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше составили порядка 181 млн.кВт.ч или 5% от электропотребления энергосистемы.

2 Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Костромской области «Узкие места» в распределительной сети определяются рядом факторов. К наиболее распространенным следует отнести то, что схемы присоединения к сети электросетевых объектов в отдельных случаях не соответствуют требованиям нормативных документов. Другим фактором является неудовлетворительное состояние отдельных линий и подстанций.

В Костромской энергосистеме вэксплуатации имеются подстанции, на трансформаторах которых отсутствует РПН и т.п. Есть в энергосистеме также ЛЭП кВ, которые по своему техническому состоянию мало пригодны для дальнейшей эксплуатации. Характеристика «узких мест» схемы электрических соединений сетей кВ и выше на территории Костромской области приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 «Узкие места» схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше.

Характеристика « узких Кол-во Наименование электросетевых объектов мест» ПС/ЛЭП, шт.

Григорцево, Клементьево, Столбово, Елегино, Луковицино, Федоровское, Гусево, ПС с одним Дьяконово, Новинское, Н.Полома, Яковлево, трансформатором Гудково, Шортюг, Якшанга, Никола, Шекшема, Октябрьская, Рождественское.

Федоровское, Луковицино, Дьяконово, ПС без резервного питания Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, со стороны 110 кВ Григорцево, Клементьево ПС с трансформаторами без Кострома-3, Нерехта-2, Новая, Чухлома, РПН Антропово(р.), Павино, Шортюг, Якшанга.

Пыщуг, Новинское, Ильинское, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья(т.), Александрово, Судиславль, Калинки, Приволжская, КПД, СуГРЭС, ПС на ОД и КЗ Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино(т.), Василёво, Южная, Красное, Дьяконово, Николо-Полома, Мантуровский БХЗ, Луковцино, Федоровское, Солигалич, Елегино, Западная, Сусанино, Столбово В «Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем»

(Москва, 2003 г.), в «Нормах технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» (СТО 56947007-29.240.10.028-2009) и согласно положению о единой технической политике ОАО «Холдинг МРСК» в распределительном сетевом комплексе (Москва, 2011 г.) рекомендуется выполнять ПС 110 кВ двухтрансформаторными[10, 11]. В Костромской энергосистеме в рассматриваемый период до 2018 года для однотрансформаторных ПС 110 кВ отсутствует необходимость в установке вторых трансформаторов, что обусловлено отсутствием заявок на подключение новых потребителей к данным ПС и малой загрузкой трансформаторов. Так, например, на ПС Столбово 110/10 кВ с мощностью трансформатора 10 МВА загрузка трансформатора составляет всего 4,4%.

Большая часть схем РУ 110 кВ выполнена по упрощенным схемам (№110-4) на отделителях и короткозамыкателях, морально устаревших, и их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. Для приведения схем ОРУ 110 кВ существующих подстанций в соответствие с требованиями документа «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ.


Типовые решения» при выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели [12].

В «Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем»

(Москва, 2003 г.) указывается:

присоединять не более трёх промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной – не более пяти.

применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий и т.п. 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[10].

Отклонения от указанных рекомендаций снижают надёжность электроснабжения потребителей.

Так, например, при ремонте ВЛ 110 кВ Вохма - Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево - Никола потребители ПС 110 кВ (ПС 110 кВ Вохма, ПС 110 кВ Никола, ПС 110 кВ Шортюг, ПС 110 кВ Гудково) остаются без питания.

Аналогично, 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.

Основным питающим центром Костромской энергосистемы является Костромская ГРЭС, обеспечивающая электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.

Передача мощности в район города Кострома осуществляется по трем ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - Мотордеталь 1 и 2 цепь и по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС Кострома. Собственная генерация района составляет приблизительно 200 МВт в зимний период и 65 МВт в летний период и обеспечивается за счет генерации Костромской ТЭЦ- и Костромской ТЭЦ-2. Приблизительно 50 % мощности передаваемой по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - Мотордеталь 1 и 2 цепь является транзитной в Ярославскую энергосистему и играет существенную роль в балансе.

Электроснабжение потребителей северо-западной части Костромской энергосистемы осуществляется от Костромской ГРЭС по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС Мотордеталь-1 и 2, Костромская ГРЭС - Кострома, Мотордеталь - Борок, Кострома Галич.

Электроснабжение потребителей северо-восточной части осуществляется от ПС 500 кВ Звезда по ВЛ 500 кВ Костромская АЭС - Звезда и Звезда - Вятка и в ремонтных режимах в сети 500 кВ от ПС 220 кВ Мантурово по ВЛ 220 кВ Рыжково - Мантурово.

В нормальном режиме пропускной способности сетей 110 кВ и выше достаточно для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах.

Костромская энергосистема является транзитной. Транзитные перетоки оказывают влияние на режимы работы оборудования энергосистемы.

В ремонтных и аварийных режимах работы Костромской энергосистемы возможен выход параметров электрического режима за допустимые пределы в сетях 220 110 кВ. Исходя из этого, формируются «узкие места» энергосистемы.

К ремонтным и аварийным режимам с выходом параметров за допустимые пределы можно отнести следующее электрические режимы:

- В режимах с выводом в ремонт ВЛ 110 кВ Заволжская-1 (2) цепь или при выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Мотордеталь - Кострома-1 (2) цепь и аварийных отключениях в сети 220 кВ перегруз оставшейся в работе ВЛ 110 кВ достигает 30% в летний период - К тому же значительная часть города Кострома снабжается электроэнергией от трех ПС 110 кВ (Северная, Центральная, Кострома-3), подключенных отпайками к ВЛ 110 кВ Заволжская-1 и 2. Указанные ВЛ являются транзитными между левобережной и правобережными частями города. Аварийное отключение обеих ВЛ при отсутствии генерации Костромской ТЭЦ-1 приводит к погашению значительной части потребителей левобережной части города (в том числе социально-значимых).

Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская 1 и 2 цепь, имеющих низкую надежность электроснабжения и большое число отключений.

Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Шекшема.

В настоящее время появление вышеперечисленных режимов исключается при составлении планов ремонтов и проведении ремонтной компании. Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в подобных режимах применяются схемно режимные мероприятия, заключающиеся в делении сети в определенных точках (что приводит к снижению надежности схемы в целом), устройства противоаварийной автоматики, а в отдельных случаях могут применяться графики аварийного ограничения.

Части Костромской энергосистемы, в которых ликвидация отклонений от допустимых пределов электрического режима производится действием противоаварийной автоматики, не требуют скорейшего решения по усилению сети. Но при подключении энергоемких потребителей потребуется подключение электрических сетей к дополнительным источникам электрической мощности на напряжение 220-500 кВ.

Ограничений на технологическое присоединение потребителей к отдельным частям энергосистемы нет. Однако присоединение крупных и энергоемких потребителей в некоторых частях энергосистемы и к отдельным подстанциям потребует выполнения схемных решений и подведения данных потребителей под отключение действиями противоаварийной автоматики и включения их в графики аварийного ограничения потребления.

К таким районам и подстанциям можно отнести:

северо-западную часть энергосистемы Костромской области: ПС 220 кВ Борок, ПС 110 кВ Буй (т), Буй (р), Буй (с), Западная, подстанции транзита 110 кВ Борок Солигалич-Чухлома-Галич.

северо-восточную часть энергосистемы Костромской области:

ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Шарья (т), Поназырево (т), РП Заря, Промузел, Кроностар.

ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС, питание которых осуществляется от Ивановской энергосистемы.

Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Северная, Кострома-1, Кострома-3, КПД, Буй (р), Буй (с), Шарья (р).

Допустимые уровни напряжения в нормальных, ремонтных и аварийных режимах обеспечиваются за счет:

регулирования реактивной мощности, вырабатываемой Костромской ГРЭС, Костромской ТЭЦ-1 и 2 и Шарьинской ТЭЦ;

регулирования РПН автотрансформаторов ПС 220 кВ Мотордеталь, Кострома-2, Борок, Галич, Мантурово, Звезда;

батарей статических конденсаторов 110 кВ (БСК) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Шарья (р) и Поназырево (т);

работы устройств автоматического ограничения снижения напряжения на ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Промузел, Кроностар.

На текущий момент источников реактивной мощности Костромской энергосистемы достаточно для качественного регулирования напряжения во всех режимах работы энергосистемы.

В данной работе проведен анализ режимной ситуации, который сложился в дни контрольнх замеров 21 декабря и 15 июня 2011 г.

В таблице 2.2 представлены данные по потреблению мощности и генерации электростанций Костромской энергосистемы в дни и часы контрольных замеров.

Таблица 2.2 Потребление мощности и генерация электростанций в дни контрольных замеров Наименование 21.12.2011 г. 21.12.2011 г. 15.06.2011 г. 15.06.2011 г.

18-00 04-00 22-00 04- Потребление, МВт 561 398 369 Генарация, МВт 2589 1418 1549 Как уже отмечалось выше, Костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2200 МВт. Передача мощности напрямую зависит от выработки Костромской ГРЭС. В таблице 2.3 приведены данные по передаче мощности в смежные энергосистемы. В зимний период суммарный переток мощности в смежные энергосистемы достигает около 80% от выработки Костромской ГРЭС, а летом – 95%.

Таблица 2.3 Мощность, передаваемая в смежные энергосистемы Дата и время замера Длительно Смежная 21.12.2011 г. 21.12.2011 г. 15.06.2011 г. 15.06.2011 г.

Наименование ЛЭП Сечение допустимая энергосистема 18-00 04-00 22-00 04- мощность, МВт МВт % МВт % МВт % МВт % 1788 при t=+25°C ВЛ 500 кВ Звезда-Вятка 3хАС-330 88 4 -255,3 -11 239 13 -10 - 2307 при t=-5°C Кировская 68,7 при t=+25°C ВЛ 110 кВ Ацвеж – Поназырево АС- энергосистема 88,6 при t=-5°C отключена 1788 при t=+25°C ВЛ 110 кВ Гостовская – Поназырево АС- 2307 при t=-5°C Московская 2055 при t=+25°C ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Загорская ГАЭС 3хАС-400 77 3 -204 -8 -185 -9 40 энергосистема 2652 при t=-5°C Владимирская 2055 при t=+25°C ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Владимирская 3хАС-400 -380 -14 200 8 отключена энергосистема 2652 при t=-5°C 2055 при t=+25°C ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Вологодская 3хАС-400 -125 -5 263 10 -83 -4 263 2652 при t=-5°C 59,3 при t=+25°C Вологодская ВЛ 110 кВ Никольск – Павино АС-95 -10 -13 16 21 -2 -3 -4 - 76,5 при t=-5°C энергосистема 80,9 при t=+25°C ВЛ 110 кВ Буй(т) – Вохтога(т) АС-150 отключена 104,4 при t=-5°C Нижегородская 2055 при t=+25°C ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Луч 3хАСО-400 -803 -30 -676 -26 -491 -24 -413 - энергосистема 2652 при t=-5°C 249 при t=+25°C ВЛ 220 кВ Рыжково – Мантурово АС-300 -64 -20 -41 -13 -62 -25 -41 - 321 при t=-5°C 301 при t=+25°C ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-1 АС-400 -122 -31 -53 -14 -112 -37 -25 - 388 при t=-5°C 301 при t=+25°C ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Вичуга-2 АС-400 -122 -31 -53 -14 -112 -37 -25 - 388 при t=-5°C 301 при t=+25°C ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-1 АС-400 -105 -27 -44 -11 -85 -28 -24 - 388 при t=-5°C Ивановская энергосистема 301 при t=+25°C ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Иваново-2 АС-400 отключена 388 при t=-5°C 68,7 при t=+25°C ВЛ 110 кВ Заволжск – Александрово АС-120 -1 -1 4 5 2 3 3 88,6 при t=-5°C 68,7 при t=+25°C ВЛ 110 кВ Фурманов – Клементьево АС-120 -1 -1 -2 -2 8 12 9 88,6 при t=-5°C     Продолжение таблицы 2. Дата и время замера Длительно Смежная 21.12.2011 г. 21.12.2011 г. 15.06.2011 г. 15.06.2011 г.


Наименование ЛЭП Сечение допустимая энергосистема 18-00 04-00 22-00 04- мощность, МВт МВт % МВт % МВт % МВт % 68,7 при t=+25°C ВЛ 110 кВ Писцово – Нерехта АС-120 7 8 6 7 34 49 32 88,6 при t=-5°C 342 при t=+25°C ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Ярославская АС-500 -172 -39 -66 -15 -161 -47 -81 - 441 при t=-5°C 249 при t=+25°C ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Тверицкая АС-300 -122 -38 -52 -16 -98 -39 -52 - 321 при t=-5°C Ярославская 68,7 при t=+25°C ВЛ 110 кВ Халдеево – Буй(т) АС-120 -19 -21 -3 -3 -15 -22 -3 - энергосистема 88,6 при t=-5°C 68,7 при t=+25°C ВЛ 110 кВ Нерехта-1 АС-120 -32 -36 -13 -15 -31 -45 -20 - 88,6 при t=-5°C 80,9 при t=+25°C ВЛ 110 кВ Нерехта-2 АС-150 -31 -30 -10 -10 -30 -37 -19 - 104,4 при t=-5°C 172/ 489/ 283/ 347/ Итого получение/передача мощности в соседние энергосистемы -2108 -1218 -1467 - Примечание: знак «минус» означает передачу активной мощности в смежную энергосистему Анализ режимной ситуации, сложившейся на день контрольного замера в 2011 г., показывает, что загрузка сети 110 кВ и выше и уровни напряжений находятся в пределах допустимых значений [10].

В таблицах 2.4 и 2.5 представлена загрузка автотрансформаторов и ВЛ 220- кВ Костромской энергосистемы.

Таблица 2.4 Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы Дата и время замера Установле н-ная 21.12.2011 21.12.2011 г. 15.06.2011 15.06. № Наименование мощность, г. 18-00 04-00 г. 22-00 г. 04- МВА МВА % МВА % МВА % МВА % АТ- 444,2 55,0 312,1 39,0 225,4 28,0 253,0 32, 3х 1 Костромская ГРЭС АТ- отключен 3х АТ- 2 ПС 500/110/10 кВ Звезда 200,2 49,0 109,1 27,0 171,8 42,0 118,7 29, 3х ПС 220/110/10 кВ 3 63,7 51,0 41,5 33,0 62,5 50,0 41,6 33, Мантурово АТ-1 АТ-1 125 46,6 37,0 18,8 15,0 отключен ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь АТ-2 125 47,3 38,0 19,1 15,0 51,2 41,0 27,6 22, АТ-1 125 29,0 23,0 21,5 17,0 17,4 14,0 11,6 9, 5 ПС 220/110/10 кВ Борок АТ-2 125 29,0 23,0 21,5 17,0 17,4 14,0 11,6 9, АТ-1 125 23,6 19,0 23,2 19,0 14,9 12,0 12,6 10, 6 ПС 220/110/10 кВ Галич АТ-2 125 21,2 17,0 20,9 17,0 13,1 10,0 11,7 9, АТ-1 125 24,5 20,0 6,8 5,0 41,2 33,0 23,5 19, ПС 220/110/6 кВ Кострома-2 АТ-2 90 27,7 31,0 7,7 9,0 37,8 42,0 21,8 24, Таблица 2.5 Загрузка ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы Дата и время замера Длительно 21.12.2011 21.12.2011 15.06.2011 15.06. № Наименование ЛЭП Сечение допустимая мощность, МВт г. 18-00 г. 04-00 г. 22-00 г. 04- МВт % МВт % МВт % МВт % 2055 при 15 1 134 ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Костромская 1 3хАСО-400 t=+25°C АЭС при t=-5°C 238 9 100 1788 при 69 4 129 2 ВЛ 500 кВ Костромская АЭС – Звезда 3хАС-330 t=+25°C при t=-5°C 112 5 359 АС-300 249 при t=+25°C 3 ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь-1 отключена 321 при t=-5°C 132 41 68 179 72 104 АС-300 249 при t=+25°C 4 ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Мотордеталь- 321 при t=-5°C 135 42 69 29 12 23 АС-300 249 при t=+25°C 5 ВЛ 220 кВ Мотордеталь – Борок 321 при t=-5°C 53 17 46 6 2 0 АС-300 249 при t=+25°C 6 ВЛ 220 кВ Борок – Галич 321 при t=-5°C 3 1 4 34 14 25 АС-300 249 при t=+25°C 7 ВЛ 220 кВ Кострома – Галич 321 при t=-5°C 47 15 40 113 45 67 АС-300 249 при t=+25°C 8 ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Кострома 321 при t=-5°C 95 30 54 3 Основные направления развития электроэнергетики Костромской области 3.1 Прогноз потребления электрической энергии и максимума нагрузки на пятилетний период по Костромской области Прогноз потребления электрической энергии Костромской области представлен в настоящей работе в двух вариантах: первый – базовый – соответствует уровню электропотребления, представленному в Схеме и программе развития Единой энергетической системы России до 2018 г., второй – так называемый «региональный» – отвечает более оптимистическим параметрам развития экономики, демографической ситуации и непроизводственной сферы в рассматриваемом регионе (см. подробнее Приложение Л). Основные отличия заключаются в учете дополнительного спроса на электроэнергию, возникающего при реализации нескольких крупных инвестиционных проектов в обрабатывающей промышленности (см. ниже), при одновременном полном выполнении целевой программы развития жилищного строительства на территории Костромской области с выходом к 2018 г. на норматив по удельному вводу жилья 0, кв.м/чел в год, а также более интенсивном развитии предприятий и учреждений сферы услуг, которые сопровождаются относительно незначительным снижением численности населения области (примерно на 15 тыс. чел. среднегодовой численности постоянного населения к уровню 2012 г.).

Первым годом построения прогноза является 2012 год. В соответствие с базовым прогнозом, разработанным в начале текущего года Системным оператором ЕЭС при участии Института Энергосетьпроект и при согласовании с ЗАО «АПБЭ», полное электропотребление в области составит 3658 тыс. кВт.ч, увеличившись по сравнению с 2011 г. на 1,30%.

В региональном прогнозе электропотребление 2012 г. скорректировано на фактическое электропотребление по результатам прошедших 7 месяцев и составляет тыс. кВт.ч с приростом к 2011 г. 0,06%. Фактическое изменение потребления за 7 мес.

текущего года составило по данным Системного оператора (-0,23)%18. Вероятно, потребление по итогам 2012 г. будет находиться в «коридоре» значений базового и регионального вариантов (Таблица 3.1, таблица 3.9.).

                                                             По итогам 8 месяцев по оперативным данным ОАО «СО ЕЭС» прирост составил +0,32%, однако предварительные данные обычно позднее (с лагом в 1 месяц) по Костромской области корректируются ОАО «СО ЕЭС» в меньшую сторону.

3.1.1 Базовый вариант (по материалам ОАО «СО ЕЭС») Таблица 3.1 Прогноз потребления электрической энергии и мощности в Костромской области по базовому варианту, разработанный ОАО «СО ЕЭС»

Годы Показатель 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Электропотребление, млн.кВт.ч 3658 3693 3710 3723 3737 3751 Среднегодовые темпы прироста, % 0,96 0,46 0,35 0,38 0,37 0, Максимум нагрузки, МВт 684 687 690 692 695 697 Среднегодовые темпы прироста, % 0,44 0,44 0,29 0,43 0,29 0, Число часов использования максимума 5348 5376 5377 5380 5377 5382 нагрузки, ч Для целей построения прогноза данные Росстата адаптированы к уровням потребления электрической энергии, которые фиксирует Системный оператор (о расхождении между ними упоминалось выше в разделе 1.3).

Данный прогноз потребления электрической энергии и мощности на период до 2017 года составлен с учетом социально-экономического развития региона и поступивших заявок на технологическое присоединение (таблица 3.2). Анализ таблицы показывает, что прогнозируемый прирост нагрузки составляет 2-3 МВт в год.

  Таблица 3.2 Перечень заявок потребителей на присоединение к электрической сети Мощность по выданным ТУ, со № Наименование сроком Перспективная нагрузка Примечание п/п потребителя исполнения в 2012 2013 году, МВт Инвестпроект ОАО 9,5 МВт - Организация Реконструкция 1 «Газпромтрубинвест» производства труб среднего ПС включена в (ПС 110кВ КПД) диаметра инвестпрограмму Реконструкция ПС 110 1,3 МВт – ОАО «Русский Реконструкция кВ Кострома-1 с хлеб»;

ПС включена в увеличением 1,85 МВт – микрорайон инвестпрограмму присоединенной жилой застройки;

мощности на 12 МВА и 1,5 МВт – ОАО 2 увеличением 0,726 «Костромамебель»

максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 5,1 МВт Реконструкция ПС 110 2,15 МВт - ОАО Реконструкция кВ Северная с «Костомская областная ПС включена в увеличением больница» инвестпрограмму присоединенной мощности на 5 МВА и 3 увеличением 2, максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 4,25 МВт Реконструкция ПС 110 1,3 МВт – Химический завод;

Реконструкция кВ Буй(р) и Буй(с) с 0,6 МВт – Цех по ПС включена в увеличением производству сульфата инвестпрограмму присоединенной алюминия;

мощности на 9,7 МВА и 2 МВт – Квартал жилой 4 увеличением 1,2 застройки максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 5,1 МВт В таблице 3.3 представлена детализация максимума нагрузки и электропотребления по узлам нагрузки.

В таблицах 3.4, 3.5 представлены данные по максимуму нагрузки и электропотреблению крупных потребителей Костромской энергосистемы за отчетный период и с перспективой до 2018 г.

Анализ таблицы 3.4 показывает, что большее развитие имеет ОАО «Газпромтрубинвест», деятельность которого связана с производством стальных труб. Данный завод получает питание от ПС 110/35/10кВ КПД.

В таблице 3.6 приведен максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% от общего объема электропотребления области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы.

На основании данных ОАО «СО ЕЭС» и Росстат по полному электропотреблению региона с 2012 г. разработан прогноз уровней электропотребления по отдельным секторам экономики и бытовому сектору до 2018 г. по двум вариантам.

В таблице 3.7 и на рисунке 3.1 приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на период с 2012 до 2018 гг. по базовому варианту прогноза, млн.кВт.ч Таблица 3.3 Детализация максимума нагрузки и электропотребления по узлам нагрузки по базовому варианту 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.

э/э, э/э, э/э, э/э, э/э, э/э, Наименование Мощ-ть, млн. Мощ-ть, млн. Мощ- млн. Мощ-ть, млн. Мощ-ть, э/э, млн. Мощ-ть, млн. Мощ-ть, млн.

МВт кВт.ч МВт кВт.ч ть, МВт кВт.ч МВт кВт.ч МВт кВт.ч МВт кВт.ч МВт кВт.ч Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» 122,1 653 114 613 114 613 113 608 113 608 112 603 113 Волго-Окское ПМЭС Электрические станции 124,9 620 128 638 128 638 128 638 128 638 128 638 128 з-д Кроностар 35 187 35 188 35 188 36 194 36 194 36 194 36 Тяговые подстанции 75 401 75 403 75 403 76 409 76 409 77 414 77 Шарьинский 48 257 49 263 49 263 49 264 49 263 49 264 49 энергорайон Нейский энергорайон 45 241 46 247 46 247 46 247 46 247 46 248 46 Костромской 205 1144 211 1184 213 1195 214 1201 217 1217 219 1229 221 энергорайон Галичский энергорайон 29 155 29 156 30 161 30 161 30 161 30 161 30 Всего 684 3658 687 3693 690 3710 692 3723 695 3737 697 3751 700 Таблица 3.

4 Максимум нагрузки крупных потребителей Костромской энергосистемы (отчет за 2010-2011 гг. и прогноз до 2018 г.) Максимум нагрузки, МВт Вид Наименование Место расположения экономической 2010 (отчет) 2011 (отчет) предприятия (адрес) деятельности Заявленный Фактический Заявленный Фактический 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Северная дирекция по энергообеспечению структурное подразделение Костромская обл. Транспорт 57,11 84,81 50,39 74,51 75,00 75,00 75,38 75,75 76,13 76,51 76, Трансэнерго - филиала ОАО Российские железные дороги г. Шарья, завод Кроностар пгт. Ветлужский, Деревообработка 31,55 35,02 31,55 35,36 35,00 35,00 35,35 35,70 35,88 36,06 36, ул. Центральная, Производство ОАО «Костромской завод г. Кострома, машин и 13,00 22,13 16,00 22,82 22,82 8,00 7,92 7,52 7,37 7,23 7, Мотордеталь» ул. Московская, оборудования Мантуровский фанерный г. Мантурово, Деревообработка 2,43 2,54 2,54 2,55 2,56 2,57 2,57 2,58 2, комбинат ул. Матросова, Производство Галический автокрановый г. Галич, машин и 3,90 4,37 4,37 4,39 4,41 4,44 4,46 4,48 4, завод ул. Гладышева, оборудования ООО «Совместное г. Кострома, Текстильное 3,27 3,19 3,19 3,24 3,29 3,30 3,32 3,34 3, предприятие Кохлома» ул. Борьбы, 75 производство ОАО г. Волгореченск, производство 2,53 4,50 4,60 5,85 7,02 8,42 10,53 11,58 11, «Газпромтрубинвест» ул. Магистральная, 1 стальных труб Производство г. Кострома, ООО «Стромнефтемаш» машин и 2,96 3,82 3,82 3,86 3,90 3,94 3,98 4,01 4, ул. Вокзальная, оборудования Таблица 3.5 Электропотребление крупных потребителей Костромской энергосистемы (отчет за 2010-2011 гг. и прогноз до 2018 г.) Электропотребление, млн. кВт*ч Вид Место расположения Наименование предприятия экономической 2010 (отчет) 2011 (отчет) (адрес) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 деятельности Фактический Фактический Северная дирекция по энергообеспечению структурное подразделение Костромская обл. Транспорт 457,37 401,48 407,92 407,92 409,96 412,01 414,07 416,14 418, Трансэнерго - филиала ОАО Российские железные дороги г. Шарья, завод Кроностар пгт. Ветлужский, Деревообработка 246,31 252,08 258,95 258,95 261,53 264,15 265,47 266,80 268, ул. Центральная, Производство ОАО «Костромской завод г. Кострома, машин и 102,81 69,90 69,90 32,00 30,40 28,88 28,30 27,74 27, Мотордеталь» ул. Московская, оборудования Мантуровский фанерный г. Мантурово, Деревообработка 17,66 22,63 22,63 22,69 22,76 22,83 22,90 22,97 23, комбинат ул. Матросова, Производство Галический автокрановый г. Галич, машин и 13,06 15,56 15,56 15,64 15,72 15,80 15,87 15,95 16, завод ул. Гладышева, оборудования ООО «Совместное г. Кострома, Текстильное 26,19 23,57 23,57 27,52 24,74 24,87 24,99 25,12 25, предприятие Кохлома» ул. Борьбы, 75 производство г. Волгореченск, производство ОАО «Газпромтрубинвест» 31,74 34,12 34,15 34,80 41,76 50,11 62,64 68,90 69, ул. Магистральная, 1 стальных труб Производство г. Кострома, ООО «Стромнефтемаш» машин и 15,82 17,41 17,41 17,59 17,76 17,94 18,12 18,30 18, ул. Вокзальная, оборудования Таблица 3.6 Максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1% и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы (базовый вариант) Максимум нагрузки, МВт Вид 2010 Наименование предприятия Место расположения (адрес) экономической (отчет) (отчет) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 деятельности Факти- Факти ческий ческий Производство и МУП г.Костромы г. Kострома, ул.1 Мая, д.2 распределение 8,21 7,15 7,67 7,86 7,86 7,86 7,86 7,86 7, "Костромагорводоканал" воды Промышленное ОАО "Фанплит" г. Kострома, ул.Kомсомольская, д.2 4,89 4,83 5,18 5,31 5,31 5,31 5,31 5,31 5, производство Промышленное ООО "Резилюкс-Волга" г. Кострома, ул.Базовая, 12 3,08 2,79 2,99 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3, производство Костромской район, Красносельское ООО "Костромаинвест" Сфера услуг 4,95 5,31 5,69 5,83 5,83 5,83 5,83 5,83 5, шоссе, д. Промышленное ООО "БКЛМ-Актив" г. Кострома, ул.Ерохова, 3 2,87 2,18 2,33 2,39 2,39 2,39 2,39 2,39 2, производство Производство и распределение ОАО "ТГК-2" г. Кострома, ул. Индустриальная, 38 1,64 1,65 1,77 1,81 1,81 1,81 1,81 1,81 1, электрической и тепловой энергии Жилищно МКУ "СМЗ по ЖКХ" г. Кострома, пер.Кадыевский, 4 коммунальный 7,09 7,27 7,80 7,99 7,99 7,99 7,99 7,99 7, сектор Производство и ООО "КТЭК" г. Кострома, ул. Лагерная, д.15 а распределение - 1,76 1,88 1,93 1,93 1,93 1,93 1,93 1, тепловой энергии Другие виды ОАО "Оборонэнергосбыт" г. Кострома, ул. Сенная, д.24 экономической 2,05 2,66 2,85 2,92 2,92 2,92 2,92 2,92 2, деятельности ОАО "Ростелеком" г. Кострома, ул.Подлипаева, д.1 Связь 4,62 3,93 4,21 4,32 4,32 4,32 4,32 4,32 4, Транспортировка ОАО "МРСК Центра" г. Кострома, пр-т Мира, д.53 электрической 4,13 4,21 4,51 4,63 4,63 4,63 4,63 4,63 4, энергии Костромская область, г.Буй, Промышленное ЗАО "Экохиммаш" 1,20 1,06 1,14 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1, ул.Чапаева, д.1 производство     Продолжение таблицы 3. Максимум нагрузки, МВт Вид 2010 Наименование предприятия Место расположения (адрес) экономической (отчет) (отчет) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 деятельности Факти- Факти ческий ческий Жилищно Костромская область, г.Буй, ул.

ООО "Жилкомсервис" коммунальный 6,09 3,03 3,25 3,33 3,33 3,33 3,33 3,33 3, Республиканская, д. сектор Производство и МУП "Коммунсервис" Костромской район, п.Никольское, распределение 1,83 1,79 1,92 1,97 1,97 1,97 1,97 1,97 1, Костромского района ул.Мира, д. тепловой энергии Костромской район, п. Шувалово, Промышленное ЗАО "Шувалово" 2,51 2,38 2,55 2,61 2,61 2,61 2,61 2,61 2, ул.Рабочая, д.1 производство ОАО "Костромской Промышленное г. Кострома, ул.Ярославская, д.43 1,23 1,25 1,34 1,38 1,38 1,38 1,38 1,38 1, силикатный завод" производство Промышленное ОАО "Фанплит" г. Кострома, ул. Комсомольская, д.2 3,88 3,87 4,15 4,25 4,25 4,25 4,25 4,25 4, производство Таблица 3.7 Структура потребления электрической энергии в Костромской области на период с 2012 до 2018 гг. по базовому варианту прогноза, млн кВт.ч.

Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Всего потребление 3 658 3 693 3 710 3 723 3 737 3 751 3 Потери в электросетях 494 493 502 500 493 490 общего пользования Сельское хозяйство, охота и лесное 60 59 62 62 63 62 хозяйство Добыча полезных 2 3 4 4 4 4 ископаемых Обрабатывающее 769 794 792 789 789 797 производство Производство и распределение 727 723 719 717 717 714 электроэнергии, газа и воды, всего на собственные нужды 499 499 499 499 499 499 электростанции* прочее 228 224 220 218 218 215 Строительство 26 26 26 26 27 27 Транспорт и связь 493 492 494 495 496 493 Прочие виды 557 564 573 581 588 596 деятельности 530 534 539 550 560 568 Население * Оценка потребления электрической энергии на собственные нужды электростанций по базовому варианту по данным Росстата ниже, чем аналогичнае оценки по данным ОАО «СО ЕЭС» (о расхождении данных упоминалось в разделе 1.3).

Рисунок 3.1 Изменение структуры электропотребления Костромской области в базовом варианте прогноза (2012 и 2018 гг.) В соответствие с базовым вариантом прогноза, полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2018 году возрастет до 3765 тыс. кВт.ч;

за период 2012-2018 гг. средний темп его прироста составит 0,6%, а за период 2014- гг. – почти 0,4%. Конечное потребление электроэнергии достигнет 2786 млн. кВт.ч, увеличившись по сравнению с 2012 годом на 121 млн. кВт.ч.

Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций останется на прежнем уровне 500 млн. кВт.ч в связи с отсутствием ввода новых крупных генерирующих мощностей. Потери в электрических сетях к концу рассматриваемого периода снизятся примерно на 1 проц. пункт (до 14,7% от отпуска электроэнергии в сеть).

В этом варианте прогноза две трети прироста потребления электроэнергии создаст непроизводственная сфера (бытовые потребители и предприятия и учреждения сферы услуг), остальное – практически исключительно обрабатывающие производства.

В структуре электропотребления возрастут доли бытового сектора (с 14,5 до 15,3%) и «прочих» видов деятельности (сферы услуг, с 15,2 до 16%). Однако, обрабатывающая промышленность в 2012-2018 гг. сохранит лидерство по доле в полном (и конечном) потреблении электроэнергии, которая немного возрастет (с 21% до 21,7%). Снизятся доли сектора Е ОКВЭД с 19,9% до 18,8% и потерь в сетях (с 13,5 до 12,7%). Динамика остальных составляющих потребления будет достаточно стабильна.

3.1.2 Региональный вариант (по данным Администрации Костромской области) Региональный вариант развития разработан в соответствии с заявками потребителей на присоединение к электрической сети, представленных в таблице 3.8.

Таблица 3.8 – Перечень заявок потребителей на присоединение к электрической сети Номинальная нагрузка № Наименование Место Вид Год Источник (увеличение п/п потребителя расположения деятельности ввода информации нагрузки), МВт Завод по Филиал ОАО Костромская ООО "НОВ производству 2013- «МРСК 1 обл. Кострома" буровых 2014 Центра» г.Волгореченск установок Костромаэнерго Костромская Целлюлозно ЗАО "АСПЕК- обл.

2 бумажный 2017 Леспром"- ЦБК Мантуровский комбинат р-он     Продолжение таблицы 3. Номинальная нагрузка № Наименование Место Вид Год Источник (увеличение п/п потребителя расположения деятельности ввода информации нагрузки), МВт «Костромская Производство Администрация 2012 3 бумажная г. Кострома бумажных 0,36 Костромской фабрика» изделий области Производство и реализация Производство инновационного и реализация 2010 4 г. Мантурово 2, вида топлива – древесных древесных пеллет пеллет Микрорайон Жилая 2013 5 г. Кострома 1, «Новый город» застройка Микрорайон Жилая 2014 6 «Агашкина г. Кострома 1, застройка гора»



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.