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 |   ...   | 3 | 4 || 6 |

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

-- [ Страница 5 ] --

В ходе реализации первого этапа проекта будут построены: сварочный, механический покрасочный цеха, склад, цех скважинного оборудования, офисные помещения. Объем инвестиций с учетом оборудования составит 2,7 млрд. рублей. Первая продукция по предварительным данным сойдет с конвейера уже в 2013 году.

Общий срок реализации проекта – 8 лет. К 2019 году предприятие планирует выйти на проектную мощность - 16 тысяч тонн в год в виде установок: буксируемые буровые агрегаты, мобильные агрегаты для подземного ремонта скважин, мобильные буровые агрегаты, геофизические вышки и вспомогательные конструкции.

Заявленная мощность предприятия «Varko» по данным Администрации Костромской области составляет порядка 15 МВт.

Для обеспечения питания данного объекта предусматривается строительство в 2013 году ПС 110 кВ Варко с установкой двух силовых трансформаторов мощностью по 25 МВА каждый.

РУ 110 кВ сооружается по схеме № 110-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». Проектируемую подстанцию рекомендуется присоединить отпаечной ВЛ протяженностью порядка 1 км от ВЛ 110 кВ СУГРЭС-КПД.

Следует отметить, что в случае реализации данного проекта в ближайшей перспективе в период 2013-2014 г.г., в региональном варианте развития рекомендуется ускорить планируемый ввод двухцепной ВЛ 110 кВ КПД-Мотордеталь для обеспечения надежного электроснабжения новых и существующих потребителей г. Волгореченск, которые в настоящее время получают питание от Ивановской энергосистемы.

Б) Сооружение ПС 220 кВ ЦБК По данным администрации в Мантуровском районе Костромской области предусматривается строительство целлюлозно-бумажного комбината. По предварительным данным целлюлозно-бумажный комбинат после его возведения должен производить 800 тысяч тонн товарной целлюлозы, максимальная мощность будет составлять порядка 100 МВт.

Согласно пункта 6.1.4 «Норм технологического проектирования промышленных предприятий» для крупных энергоемких предприятий с электрической нагрузкой порядка 100-150 МВт и выше в качестве приемных пунктов рекомендуется использовать узловые распределительные подстанции с первичным напряжением 220-500 кВ. [24] Для обеспечения питания данного объекта рекомендуется строительство в 2017 году ПС 220 кВ ЦБК с установкой двух силовых трансформаторов 220/10 кВ мощностью по 80 МВА каждый. Нагрузку планируется вводить поэтапно: 30 МВт в году, 70 МВт в 2018 году.

РУ 220 кВ сооружается по схеме 220-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

Для присоединения ПС 220 кВ ЦБК к основным сетям Костромской энергосистемы в региональном варианте в 2017 году рекомендуется реконструкция ПС 500 кВ Звезда со строительством РУ 220 кВ и установкой АТ 500/220 кВ мощностью 3х167 МВА, а также организацией захода ВЛ 220 кВ Мантурово-Рыжково на сооружаемое РУ 220 кВ.

Проектируемую подстанцию рекомендуется присоединить по блочной схеме к РУ 220 кВ ПС 500 кВ Звезда.

Следует отметить, что схема присоединения ПС 220 кВ ЦБК к энергосистеме Костромской области требует разработки отдельного проекта по схеме внешнего электроснабжения данного объекта.

В таблицах 3.38 и 3.39 представлены объемы ввода трансформаторной мощности и выключателей на подстанциях напряжением 110 кВ и выше за период 2012-2014 гг. В таблице 3.40 приведены объемы реконструкции и строительства ЛЭП напряжением кВ и выше в Костромской энергосистеме за аналогичный период.

  Таблица 3.38 – Объемы ввода трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше за период 2014 – 2018 гг. Костромской энергосистемы по региональному варианту Характеристика ПС, МВА Год Наименовани ввода существ № е ПС, Перечень работ Примечания объект ующее планируемое Напряжение а, состояни состояние е Варко (ООО Строительство новой 1 "НОВ 2013 - 2х ПС 110 кВ Кострома" ЦБК 220/10 Строительство новой 2 2018 - 2х кВ ПС 220 кВ Реконструкция ПС Нерехта- 3 2014 10+5,6 2х10 110 кВ с заменой Т 110/10 кВ 5,6 МВА на 10 МВА Звезда Реконструкция ПС 3х135+(3х 4 500/220/110/ 2017 3х135 500 кВ с установкой 7)+ 10 кВ АТ 500/220/10 кВ Таблица 3.39 – Объемы установки выключателей на подстанциях напряжением 110 кВ и выше за период 2014 – 2018 гг. Костромской энергосистемы по региональному варианту Кол-во и тип Напряж.

выключателей, шт.

за Год Наименование меняе- планируемое ввода № ПС, мого Перечень работ состояние объекта, существующее Напряжение обо- (кол-во г. состояние руд-я, новых кВ выкл.) Варко (ООО Строительство 1 "НОВ 110 2013 - 2хЭВ новой ПС 110 кВ Кострома" ЦБК Строительство 2 220 2018 - 2хЭВ 220/10 кВ новой ПС 220 кВ Реконструкция Звезда ПС 500 кВ с 3 500/220/110/10 220 2017 - 6хЭВ установкой кВ второго тр-ра 500/220/10 кВ   Таблица 3.40 – Объемы реконструкции и строительства ЛЭП напряжением 110 кВ и выше за период 2014 – 2018 гг. Костромской энергосистемы по региональному варианту Характеристика ВЛ, км Напряж. Год заменяем ввод сущест Наименован Перечень планируе № ого а Примечания вующе ие объекта работ мое оборуд-я, объ е состояни кВ екта состоя е ние 201 8 км, Новое 1 ЦБК - Звезда 220 8 2АС-240 строительство заход на ПС 201 2,5 км, Новое 2 220 Звезда 7 2АС-300 строительство заход на ПС Варко (ООО 201 1 км Новое 3 110 "НОВ 3 2АС-95 строительство Кострома") Кроме предприятия «Varko» и целлюлозно-бумажного комбината на территории Костромской области планируется поэтапное увеличение нагрузки в сумме на 9,5 МВт к 2018 году на Волгореченском заводе «Газтрубинвест», ввод 0,36 МВт на «Костромской бумажной фабрике», а также в период до 2015 года осуществление производства и реализации инновационного вида топлива – древесных пеллет в г.Мантурово (2,4 МВт).

3.5.2.2 Электроснабжение строящихся жилищных комплексов Согласно «Программе комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры городского поселения г. Нерехта на 2012-2014 г.» для повышения надежности электроснабжения г. Нерехта и обеспечения подключения перспективных жилищных нагрузок, в период до 2015 года планируется реконструкция ПС 110 кВ Нерехта-1 с установкой элегазовых выключателей, а также реконструкция ПС 110 кВ Нерехта-2 с заменой силового трансформатора 5,6 МВА на трансформатор 10 МВА.

В связи с неизбежным ростом нагрузок во вновь строящихся микрорайонах и жилищных комплексах таких как Клюшниково, Агашкина Гора и Новый Город, в работе рассмотрен вопрос об их электроснабжении.

В таблице 3.41 представлены данные по прогнозу электропотребления крупных жилищных комплексов, согласно данным, представленным администрацией Костромской области.

  Таблица 3.41 – Основные данные строящихся крупных жилищных комплексов Клюшниково Новый город Агашкина гора Кол-во домов/квартир 2148 2180 Общая площадь жилья, кв.м 322250 120000 Кол-во жителей 6470 3500-4000 Детсады 3* 140 мест 2*280 мест 2*300 мест Школа, учеников 1176 720 Общественно-деловой центр да Торговый центр да Предприятия общепита+Бытовое нет да да обслуживание Электропотребление, млн кВт.ч*) 5-6 млн 4 4-5 млн.

жилье 3,5 4, (ближе к 5) сфера услуг 0,5-0,6 млн ок. 0,4 ок. 0, Максимальная нагрузка, МВт 2,3 1,3 1, По данным таблицы 3.41, суммарная максимальная нагрузка жилищных комплексов, которой они достигнут в 2018 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 3.15), позволяет подключить к шинам НН данных ПС новые нагрузки. Центром питания для вновь возводимого микрорайона Новый Город послужат шины НН ПС 110/10 кВ Кострома-1, а для микрорайонов Агашкина Гора и Клюшниково – шины НН ПС 110/35/10 кВ Южная.

Рисунок 3.15 Взаимное расположение нагрузок и наиболее приближенных к ним центров питания Следует отметить, что, в случае значительного роста нагрузок жилищных комплексов Волжская, Клюшниково, Новый Город, Агашкина Гора в перспективе, за пределами рассматриваемого периода, для их покрытия потребуется строительство новой ПС 110 кВ.

В данной работе приведены предварительные соображения по реконструкции электрических сетей 110 кВ рассматриваемого района г.Костромы, предусматривающие сооружение новой ПС 110 кВ, а также электросетевое строительство для приведения схемы района в соответствие с требованиями нормативных документов: п.5. «Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» (СО153 34.20.118-2003) и указания по применению схем РУ ПС в соответствии со стандартом «Схемы принципиальные электрические РУ ПС 35-750 кВ. Типовые решения» (СТО 56947007-29.240.30.010-2008).

Предварительные рекомендации предусматривают:

1. Для электроснабжения «Микрорайона Волжский» – сооружение ПС 110 кВ Волжская, подключаемой ответвлением к двухцепной линии с двусторонним питанием Заволжская-1,2, с выполнением РУ 110 кВ по схеме № 110-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» и установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 16 МВА.

Для приведения схемы электрических сетей рассматриваемого района в соответствие с требованиями нормативных документов рекомендуется изменить схему подключения ПС 110 кВ Северная с «ответвительной» на «мостиковую» с проведением реконструкции РУ 110 кВ и установкой выключателя в перемычке, создавая таким образом транзит по ВЛ 110 кВ Заволжская-1, а также для исключения «тройника»

осуществить подключение ТЭЦ-1 по схеме «захода» к цепи ВЛ 110 кВ Заволжская-2.

[10,12] 2. Для электроснабжения жилищных комплексов Клюшниково, Новый Город, Агашкина Гора – строительство ПС 110/10 кВ Клюшниково с подключением к одной цепи двухцепной ВЛ 110 кВ Нерехта – Мотордеталь-1, сооружением ОРУ 110 кВ по схеме № 110-5АН «мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов» и установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 25 МВА (см. рисунок 3.16).

Мощности предварительно рекомендуемых понижающих двухобмоточных трансформаторов ТДН-16000/110/10 и ТРДН-25000/110/10 ПС Клюшниково и Волжская в перспективе будут уточняться при конкретном проектировании и наличии более подробной исходной информации о жилищных комплексах, по ходу строительства и росту нагрузок в ходе заселения районов.

  Рисунок 3.16 Схемы присоединения, а также мощности трансформаторов ПС 110/10 кВ Клюшниково и Волжская за 2018 годом 3.5.3 Оценка объема работ, капиталовложений и необходимости реконструкции транзитов 110 кВ Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино Согласно техническому заданию на работу были определены «узкие места», не соответствующие требованиям нормативных документов и не обеспечивающие надежность сети 110 кВ.

В «Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем»

(Москва, 2003 г.) указывается:

присоединять не более трёх промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной – не более пяти;

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

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.

Схемы реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино представлены на рисунках 3.17 и 3.18.

Характеристики отклонения транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино от нормативных документов представлены в таблице 3.42.

Таблица 3.42 Характеристики отклонения транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино от нормативных документов Протяженность Наименование ПС, Кол-во Наименование № транзита между присоединенных к присоединений к объектов ПС, км транзиту транзиту, шт.

Гусево, Яковлево, 1 Мантурово – Павино 167,71 ильинское, Новинское, Пыщуг Елегино, Солигалич, 2 Борок – Галич(р) 201,02 Федоровское, Чухлома, Луковцино Поназырево(т) – Вохма, Никола, 3 128,2 Павино Шортюг, Гудково Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002г., определяется в соответствии с Постановлением Совмина СССР от 22.10.90 N 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.

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.) и Гусево-Ильинское(1982 г.) достигает 30 лет, для ВЛ Солигалич-Чухлома(1964 г.);

Чухлома-Галич(р) (1964 г.) срок службы – 48, для ВЛ Поназырево(т)- Никола(1968 г.);

Никола- Вохма(1968 г.) срок службы – 44 года.

Но также электрические сети должны обеспечивать минимальные затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание. Определим капиталовложения для реконструкции транзита Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино.

Капвложения определены в ценах 2000 (см. таблицу 3.43) года по «Укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ» (Стандарт ОАО РАО «ФСК ЕЭС» 2008, СТО 56947007-29.240.014-2008) и пересчитаны в цены июня 2012 г. с учетом коэффициента К=5,875 (с учетом НДС), принятому в соответствии с «Индексами цен в строительство», КО-ИНВЕСТ, г. Москва, выпуск № 80[25].

Таблица 3.43 Капиталовложения для реконструкции транзитов Мантурово – Павино, Борок – Галич(р), Поназырево(т) – Павино Стоимос Стоимость ть в Стоимос Стоимос в ценах ценах ть в ть в 2000 г.(без ценах ценах Наименовани Год ввода участков Характер НДС), г.(без № 2000 е объекта объекта -ка тыс. руб. с НДС), г.(без г.(без учетом тыс. руб.

НДС), НДС), терр. с учетом тыс. руб. тыс. руб.

коэф. повыш.

коэф.

Мантурово Гусево(1982 г.);

Гусево Ильинское(1982 г.);

167, Мантурово – Ильинское- 354203,5 2080945, 1 км 268336 295169, Павино Новинское(1987 г.);

2 АС- Новинское Пыщуг(1991 г.);

Пыщуг-Павино( г.) Борок Елегино(1986);

Елегино 201,02км Борок – Солигалич(1987);

424554,2 2494256, 2 АС-120 + 321632 353795, Галич(р) Солигалич- 4 АС- Чухлома(1964);

Чухлома-Галич(р) (1964);

Поназырево(т) Никола(1968);

128,2км Поназырево Никола- 1590705, 3 АС-120 + 205120 225632 270758, (т) – Павино Вохма(1968);

АС- Вохма Павино(1972);

Всего, тыс. руб.: 795088 874596,8 1049516 По приведенному расчету видно, что с учетом коэффициента пересчета К=5, (с НДС), ориентировочные капвложения составляют 6,2 млн. руб. в ценах 2012 г.

Рисунок 3.17 Схема реконструкции транзитов Мантурово – Павино – Поназырево(т) Рисунок 3.18 Схема реконструкции транзитов Борок – Галич(р) Следует отметить, что:

Существующая схема электрических сетей рассматриваемого района 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 подстанций, 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 данных решений.

3.5.4 Объемы строительства сетевых объектов и оценка капиталовложений Капвложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6, 10-750 кВ» (Стандарт ОАО РАО «ФСК ЕЭС» 2008, СТО 56947007 29.240.014-2008) и пересчитаны в цены июня 2012 г. с учетом коэффициента К=5,875 (с учетом НДС), принятому в соответствии с «Индексами цен в строительство» [25, таблица 1.2].

Сводные и суммарные показатели объемов нового строительства и технического перевооружения подстанций и ЛЭП напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период 2012 – 2018 гг. представлены в таблицах 3.44-3.47.

Таблица 3.44 Сводные показатели объемов вводов трансформаторной мощности на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период 2012 – 2018 гг.

Характеристика ПС, МВА Стоимость Стоимость в ценах в ценах Стоимость Стоимость в Год 2000 г.(без 2000 г.(без в ценах ценах Наименование ввода Источник НДС), тыс. НДС), тыс.

№ Перечень работ 2000 г.(без г.(с учетом существующее планируемое ПС, Напряжение объекта, финансирования руб. с руб. с НДС), тыс. НДС), тыс.

состояние состояние г.г. учетом учетом руб. руб.

террит. повыш.

коэф. коэф.

Шарья (р) Замена сущ. Т 1 2017 20+25 2х25 ИП 7030 7733 11058,19 64966, 110/35/6 кВ 20 МВА.

установка Т Шекшема 2 2017 6,3 6,3+2,5 Не определен мощностью 2,5 2939 3232,9 4623,047 27160, 110/10 кВ МВА установка Октябрьская второго Т 3 2017 2,5 2х2,5 Не определен 2939 3232,9 4623,047 27160, 110/10 кВ мощностью 2, МВА Рождественское Замена сущ. Т 4 2018 10+4 10+6,3 Не определен 4346 4780,6 6836,258 110/35/10 кВ МВА.

5 КПД 110/35/10 кВ 2013 2х16 2х25 ИП Замена сущ. Т 14060 15466 22116,38 129933, Замена сущ. Т 6 Су ГРЭС 110/6 кВ 2014 10+16 2х16 ИП 5496 6045,6 8645,208 50790, 10 МВА.

Центральная 7 2016 2х25 2х40 Не определен Замена сущ. Т 19800 21780 31145,4 182979, 110/10/6 кВ Северная Замена сущ. Т 8 2016 20+25 2х25 ИП 7030 7733 11058,19 64966, 110/6 кВ 20 МВА.

Кострома-3 Замена сущ. Т 9 2015 10+16 2х16 ИП 5496 6045,6 8645,208 50790, 110/35/6 кВ 10 МВА.

Кострома- 10 2013 2х10 2х16 ИП Замена сущ. Т 10992 12091,2 17290,416 101581, 110/6 кВ Буй (р) Замена сущ. Т 11 2017 10+4 10+16 Не определен 5496 6045,6 8645,208 50790, 110/35/10 кВ МВА.

Буй (с/х) 12 2017 2х6,3 2х10 ИП Замена сущ. Т 9460 10406 14880,58 87423, 110/10 кВ     Продолжение таблицы 3. Характеристика ПС, МВА Стоимость Стоимость в ценах в ценах Стоимость Стоимость в Год 2000 г.(без 2000 г.(без в ценах ценах Наименование ввода Источник НДС), тыс. НДС), тыс.

№ Перечень работ 2000 г.(без г.(с учетом существующее планируемое ПС, Напряжение объекта, финансирования руб. с руб. с НДС), тыс. НДС), тыс.

состояние состояние г.г. учетом учетом руб. руб.

террит. повыш.

коэф. коэф.

Мантурово Замена сущ. Т ОАО «ФСК 13 220/110/35/27,5/10 2016 1х125+2х40+1х15 1х200+2х40+1х26 125 МВА и 46530 51183 73191,69 430001, ЕЭС»

кВ 15МВА Галич ОАО «ФСК Замена сущ. Т 14 2016 2х125+1х10 2х125+1х25 5210 5731 8195,33 48147, 220/110/35/10 кВ ЕЭС» 10 МВА.

Кострома – 2 Реконструкция 15 2015 1х125+1х90+2х20 2х125+4х40 ИП 91540 100694 143992,42 845955, 220/110/35/6 кВ ПС 220 кВ Всего по базовому варианту: 238364 262200,4 374946,57 2202811, Строительство Варко (ООО 16 2013 - 2х25 "НОВ Кострома" новой ПС 110 14060 15466 22116,38 129933, "НОВ Кострома" кВ Строительство 17 ЦБК 220/10 кВ 2018 - 2х80 Не определен новой ПС 220 38040 41844 59836,92 351541, кВ Реконструкция Нерехта- 2 ПС 110 кВ с 18 2014 10+5,6 2х10 Не определен 9460 10406 14880,58 87423, 110/10 кВ заменой Т 5, МВА на 10 МВА Реконструкция ПС 500 кВ с Звезда 19 2018 3х135 3х135+(3х167)+167 Не определен установкой еще 127200 139920 200085,60 1175502, 500/220/110/10 кВ одного АТ 500/220/10 кВ Всего по региональному варианту: 188760 207636 296919,48 1744401, Итого: 427124 469836,4 671866,05 3947213, Таблица 3.45 Сводные показатели по объемам установки выключателей на подстанциях напряжением 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период 2012 – 2018 гг.

Стоимость Кол-во и тип выключателей, шт.

в ценах Стоимость Стоимость в Напряж. Год 2000 г.(без Стоимость в в ценах ценах 2000 г.(без Наименование ПС, заменяемого ввода НДС), тыс. ценах 2012 г.(с планируемое № 2000 г.(без НДС), тыс. руб.

существующее Напряжение оборудования, объекта, руб. с учетом НДС)., сост. (кол-во НДС), тыс. с учетом повыш.

состояние кВ г.г. учетом тыс. руб.

новых выкл.) руб. коэф.

террит.

коэф.

Павино 1 110 2016 2хВЭ, 4хМВ 1хВЭ 6300 6930 9909,9 58220, 110/35/10 кВ Пыщуг 2 110 2016 2хОД, 2х КЗ, 1хМВ 2хВЭ 12600 13860 19819,8 116441, 110/35/10 кВ Новинское 3 110 2016 1хОД, 1х КЗ, 1хМВ 1хВЭ 6300 6930 9909,9 58220, 110/10 кВ Яковлево 4 110 2013 1хОД, 1х КЗ 1хВЭ 6300 6930 9909,9 58220, 110/35/10 кВ Шекшема 110/ 5 110 2017 1хОД, 1х КЗ 2хВЭ 12600 13860 19819,8 116441, кВ Шарья(р.) 6 110 2012 13хМВ 13хЭВ 81900 90090 128828,7 756868, 110/35/6 кВ Шарья(т.) 7 110 2015 2хОД, 2х КЗ, 1хМВ 2хВЭ 12600 13860 19819,8 116441, 110/27/6 кВ 8 Якшанга 110/10 кВ 110 2015 1хОД, 1х КЗ 1хВЭ 6300 6930 9909,9 58220, 9 Гудково 110/10 кВ 110 2016 1хОД, 1х КЗ 1хВЭ 6300 6930 9909,9 58220, 10 Шортюг 110/10 кВ 110 2013 1хОД, 1х КЗ 1хВЭ 6300 6930 9909,9 58220, Никола 11 110 2017 1хОД, 1х КЗ, 1хМВ 1хВЭ 6300 6930 9909,9 58220, 110/35/10 кВ 12 Вохма 110/35/6 кВ 110 2013 2хОД, 2х КЗ, 1хМВ 2хВЭ 12600 13860 19819,8 116441, Мантуровский БХЗ 13 110 2015 2хОД, 2х КЗ 2хВЭ 12600 13860 19819,8 116441, 110/6/6 кВ Октябрьская 14 110 2017 1хОД, 1хКЗ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, 110/10 кВ 15 Кадый 110/35/10 кВ 110 2016 2хОД, 2х КЗ, 1хМВ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, Дьяконово 110/ 16 110 2015 1хОД, 1хКЗ 1хЭВ 6300 6930 9909,9 58220, кВ Продолжение таблицы 3. Стоимость Кол-во и тип выключателей, шт.

в ценах Стоимость Стоимость в Напряж. Год 2000 г.(без Стоимость в в ценах ценах 2000 г.(без Наименование ПС, заменяемого ввода НДС), тыс. ценах 2012 г.(с планируемое № 2000 г.(без НДС), тыс. руб.

существующее Напряжение оборудования, объекта, руб. с учетом НДС)., сост. (кол-во НДС), тыс. с учетом повыш.

состояние кВ г.г. учетом тыс. руб.

новых выкл.) руб. коэф.

террит.

коэф.

Николо-Полома 17 110 2015 1хОД, 1хКЗ 1хЭВ 6300 6930 9909,9 58220, 110/10 кВ Антропово(т) 18 110 2015 2хОД, 2х КЗ, 1хМВ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, 110/27/10 кВ 19 Лопарево 110/10 кВ 110 2015 2хОД, 2х КЗ 2хВЭ 12600 13860 19819,8 116441, Луковцино 110/ 20 110 2016 1хОД, 1хКЗ 1хЭВ 6300 6930 9909,9 58220, кВ Сусанино 21 110 2016 2хОД, 2х КЗ, 1хМВ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, 110/35/10 кВ 22 Столбово 110/10 кВ 110 2016 1хОД, 1х КЗ, 1хМВ 1хЭВ 6300 6930 9909,9 58220, 23 Западная 110/10 кВ 110 2017 2хОД, 2х КЗ, 1хМВ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, Федоровское 24 110 2016 1хОД, 1хКЗ 1хЭВ 6300 6930 9909,9 58220, 110/10 кВ Солигалич 25 110 2016 2хОД, 2х КЗ, 1хМВ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, 110/35/10 кВ 26 Елегино 110/10 кВ 110 2016 1хОД, 1х КЗ, 1хМВ 1хЭВ 6300 6930 9909,9 58220, Буй (р) 110/35/ 27 110 2017 1хМВ 1хЭВ 6300 6930 9909,9 58220, кВ Южная 110/35/ 28 110 2016 2хОД, 2х КЗ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, кВ Мотордеталь 29 110 2018 - 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, 220/110/10 кВ Красное 110/35/ 30 110 2016 2хОД, 2х КЗ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, кВ Кострома – 31 110 2016 - 12хЭВ 75600 83160 118918,8 698647, 220/110/35/6 кВ Александрово 32 110 2015 2хОД, 2х КЗ, 1хМВ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, 110/35/10 кВ Продолжение таблицы 3.45  Стоимость Кол-во и тип выключателей, шт.

в ценах Стоимость Стоимость в Напряж. Год 2000 г.(без Стоимость в в ценах ценах 2000 г.(без Наименование ПС, заменяемого ввода НДС), тыс. ценах 2012 г.(с планируемое № 2000 г.(без НДС), тыс. руб.

существующее Напряжение оборудования, объекта, руб. с учетом НДС)., сост. (кол-во НДС), тыс. с учетом повыш.

состояние кВ г.г. учетом тыс. руб.

новых выкл.) руб. коэф.

террит.

коэф.

33 КПД 110/35/10 кВ 110 2013 2хОД, 2х КЗ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, СуГРЭС 110/35/ 34 110 2014 2хОД, 2х КЗ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, кВ Клементьево 35 110 2015 1хОД, 1хКЗ 1хЭВ 6300 6930 9909,9 58220, 110/10 кВ Григорцево 110/ 36 110 2016 1хОД, 1хКЗ 1хЭВ 6300 6930 9909,9 58220, кВ Василево 37 110 2015 2хОД, 2х КЗ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, 110/35/10 кВ Нерехта-2 110/ 38 110 2015 2хОД, 2х КЗ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, кВ Космынино(т) 39 110 2015 2хОД, 2х КЗ 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, 110/35/10 кВ Нерехта-1 110/35/ 40 110 2014 12хМВ 14хЭВ 88200 97020 138738,6 815089, кВ;

110/10 кВ Кострома – 41 220 2016 - 7хЭВ 89600 98560 140940,8 828027, 220/110/35/6 кВ Мантурово 42 220/110/35/27,5/10 220 2014 1хОД, 1хКЗ 1хЭВ 12800 14080 20134,4 118289, кВ Галич 43 220 2014 2хОД, 2х КЗ 2хЭВ 25600 28160 40268,8 236579, 220/110/35/10 кВ Борок 220/110/ 44 220 2014 2хОД, 2х КЗ 2хЭВ 25600 28160 40268,8 236579, кВ Всего по базовому варианту: 789900 868890 1242512,7 7066879, Варко (ООО "НОВ 45 110 2013 - 2хЭВ 12600 13860 19819,8 116441, Кострома" Продолжение таблицы 3.45  Стоимость Кол-во и тип выключателей, шт.

в ценах Стоимость Стоимость в Напряж. Год 2000 г.(без Стоимость в в ценах ценах 2000 г.(без Наименование ПС, заменяемого ввода НДС), тыс. ценах 2012 г.(с планируемое № 2000 г.(без НДС), тыс. руб.

существующее Напряжение оборудования, объекта, руб. с учетом НДС)., сост. (кол-во НДС), тыс. с учетом повыш.

состояние кВ г.г. учетом тыс. руб.

новых выкл.) руб. коэф.

террит.

коэф.

46 ЦБК 220/10 кВ 220 2018 - 2хЭВ 25600 28160 40268,8 236579, Звезда 47 220 2017 - 6хЭВ 76800 84480 120806,40 709737, 500/220/110/10 кВ Всего по региональному варианту: 115000 126500 180895,00 1062758, ИТОГО: 879700 967670 1383768,10 8129637, Таблица 3.46 Сводные показатели объемов реконструкции и строительства ЛЭП 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период 2012 – 2018 гг.

Характеристика ВЛ, км Стоимость Стоимость в ценах в ценах Стоимость Стоимость Год 2000 г.(без 2000 г.(без в ценах Напряж. в ценах Наименование ввода Источник НДС), НДС), 2012 г.(с № заменяемого Перечень работ 2000 г.(без существующее планируемое объекта объекта, финансирования тыс. руб. с тыс. руб. с учетом оборуд-я, кВ НДС), состояние состояние гг. учетом учетом НДС), тыс.

тыс. руб.

террит. повыш. руб коэф. коэф.

Строительство ВЛ 500 кВ (II цепь) с Костромская заходами ВЛ ГРЭС – 282 км, 1 110 2013 - ИП 500 кВ, 220 кВ 1128000 1240800 1488960 Нижегородская АС-400х (282 км)(по 500кВ территории области – 6, км) 4,75 км Замена провода Мотордеталь 2 110 2013 АС-120, АС-185 ИП 110 кВ и опор 7600 8360 10032 Кострома АС-95 2цепной ЛЭП 42,72 км Замена провода Мотордеталь 3 110 2018 АС-120, АС-150 Не определен 110 кВ и опор 68352 75187,2 90224,64 530069, Нерехта АС-95 2цепной ЛЭП 15,2 км АС- Замена провода (Заволжская-2) 4 Заволжская-1,2 110 2013 АС-185 ИП 110 кВ и опор 28610 31471 37765,2 221870, 19,1 км 2цепной ЛЭП АС- (Заволжская -1) Замена провода ТЭЦ-2 - 3,97 км 5 110 2012 АС-240 ИП 110 кВ и опор 6352 6987,2 8384,64 49259, Кострома 2 АС- 2цепной ЛЭП Замена провода отпайка на ПС 2,06км 6 110 2018 АС-185 Не определен 110 кВ и опор 3296 3625,6 4350,72 25560, "Центральная" АС- 2цепной ЛЭП Продолжение таблицы 3.46  Характеристика ВЛ, км Стоимость Стоимость в ценах в ценах Стоимость Стоимость Год 2000 г.(без 2000 г.(без в ценах Напряж. в ценах Наименование ввода Источник НДС), НДС), 2012 г.(с № заменяемого Перечень работ 2000 г.(без существующее планируемое объекта объекта, финансирования тыс. руб. с тыс. руб. с учетом оборуд-я, кВ НДС), состояние состояние гг. учетом учетом НДС), тыс.

тыс. руб.

террит. повыш. руб коэф. коэф.

Замена провода отпайка на ПС 2,45км 7 110 2018 АС-185 Не определен 110 кВ и опор 3920 4312 5174,4 30399, "Северная" АС- 2цепной ЛЭП Замена провода отпайка на ТЭЦ 1,5км 8 110 2018 АС-185 Не определен 110 кВ и опор 2400 2640 3168 1 АС- 2цепной ЛЭП КПД - 50,8км Новое 9 110 2018 - Не определен 2400 2640 3168 Мотордеталь АС-185 строительство Всего по базовому варианту: 1250930 1376023 1651227,6 9700962, 8 км, Новое 10 ЦБК - Звезда 220 2018 - Не определен 22400 24640 29568 АС-240 строительство заход на ПС 2,5 км, Новое 11 220 2017 - Не определен 7000 7700 9240 Звезда АС-300 строительство заход на ПС Варко (ООО 1 км, ООО "НОВ Новое 12 110 2013 - 1600 1760 2112 "НОВ АС-95 Кострома" строительство Кострома") Всего по региональному варианту: 31000 34100 40920 Итого: 1281930 1410123 1692147,60 9941367,   Таблица 3.47 Суммарные капиталовложения на реконструкцию, новое строительство и техническое перевооружение подстанций и ЛЭП 110 кВ и выше Костромской энергосистемы за период 2012 – 2018 гг.

Стоимость в ценах 2000 г. Стоимость в ценах 2012 г.

Кол-во (без НДС), (с НДС), Оборудование Напряжение, кВ (МВА / шт./ км.*) тыс. руб. тыс. руб.

110 291,3 95084 878706, ТПВиР 220-500 405 157608 1324104, базовый варинт 110 - - НС 220-500 - - Трансформаторы 110 10 9460 87423, ТПВиР максимальный 220-500 668 127200 1175502, вариант 110 50 14060 129933, НС 220-500 160 38040 351541, Всего по базовому варианту: 696,3 252692 2202811, Всего по региональному варианту: 1584,3 441452 3947213, 110 97 611100 5647404, ТПВиР 220-500 12 153600 1419475, базовый варинт 110 - - НС 220-500 - - Выключатели 110 - - ТПВиР максимальный 220-500 6 76800 709737, вариант 110 2 12600 116441, НС 220-500 2 25600 236579, Всего по базовому варианту: 109 764700 7066879, Всего по региональному варианту: 119 879700 8129637, 110 76,55 120530 934710, ТПВиР 220-500 - - базовый варинт 110 332,8 1130400 НС 220-500 - - ЛЭП 110 - - ТПВиР максимальный 220-500 - - вариант 110 1 1600 НС 220-500 10,5 29400 Всего по базовому варианту: 409,35 1250930 9700962, Всего по региональному варианту: 420,85 1281930 9941367, Итого по базовому варианту: 2268322 18970652, Всего по региональному варианту: 2603082 22018217, Примечание: * общая протяженность ЛЭП в одноцепном исполнении.

3.6 Электрические расчеты 3.6.1 Режим работы сети 110 кВ и выше Костромской энергосистемы Для анализа работы электрической сети 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в период рассматриваемой перспективы с 2012 г. по 2018 г. на основании представленных выше балансов мощности с учетом перспективного развития электрических сетей соседних энергосистем были проведены следующие расчеты:

с 2012 г. по 2018 г.

- режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня;

- режим зимних минимальных нагрузок выходного дня;

- режим летних максимальных нагрузок рабочего дня;

- режим летних минимальных нагрузок выходного дня.

Данные режимы рассчитаны для двух вариантов прогноза максимума нагрузки:

базового и регионального, и приведены во второй части отчета по НИР.

Электрические расчеты в сети выполнялись в целях:

- выбора схемы сети и параметров ее элементов;

- выбора оптимального потокораспределения;

- определения необходимой мощности и места размещения компенсирующих устройств;

- разработки мероприятий по снижению расходов электроэнергии на ее транспорт.

Расчетные реактивные нагрузки на шинах 110 кВ ПС принимались на основании отчетных данных. Уровни напряжения, поддерживаемые в центрах питания, соответствуют «Методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем»[10].

Результаты выполненных расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения послужили основанием для разработки рекомендаций, позволяющих ликвидировать «узкие места» в сетях 110 кВ и выше энергосистемы на период до 2018г.

Анализ результатов расчетов нормальных режимов показывает, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ и выше находятся в переделах допустимых значений.

Загрузка сети 110 кВ и выше оценивалась согласно п.1.3.22 ПУЭ при температуре в летний период +25С, в зимний -5С.

В таблицах 3.49 и 3.50 приведена загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы на 2012-2018 гг. для двух вариантов развития.

В обоих вариантах наблюдается снижение загрузки автотрансформаторов на Костромской ГРЭС, ПС 220 кВ Мантурово и Кострома-2, что объясняется вводом генерирующих мощностей в соседних энергосистемах: Ивановской, Ярославской и Нижегородской.

В соответствии с п.5.32.1 «Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» для проверки соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов. Исходными данными в послеаварийных режимах следует считать:

для основной сети ОЭС – совпадение отключения одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы с плановым ремонтом другого;

для сети региональной энергосистемы или участка сети – отключение одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы (энергоблок, автотрансформатор связи шин на электростанции или элемент сети) в период максимальных нагрузок [10].

В таблице 3.48 приведен перечень рассмотренных послеаварийных режимов.

Послеаварийные режимы рассмотрены для наиболее тяжелого года и периода:

зимнего и летнего максимума рабочего дня 2018 г.

Таблица 3.48 Перечень послеаварийных режимов № Наименование Рисунок Базовый вариант 1 Отключение АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда А. 2 Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово А. Зимний максимум 3 Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС Мотордеталь А. рабочего дня 4 Отключение ВЛ 110 кВ Заволжская-1 А. г.

5 Отключение ВЛ 110 кВ Борок-Елегино А. 6 Отключение ВЛ 110 кВ Мантурово-Гусево А. 7 Совпадение отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда с ремонтом А. АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово Летний максимум 8 Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – А. рабочего дня Мотордеталь с ремонтом второй г.

9 Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская А. ГРЭС-Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома-Галич Региональный вариант 10 Отключение АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда Б. 11 Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово Б. Зимний максимум 12 Отключение АТ 220/110/10 кВ на ПС Мотордеталь Б. рабочего дня 13 Отключение ВЛ 110 кВ Заволжская-1 Б. г.

14 Отключение ВЛ 110 кВ Приволжская-1 Б. 15 Отключение АТ 500/220 кВ на ПС Звезда Б. 16 Совпадение отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда с ремонтом Б. АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово 17 Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС – Б. Летний максимум Мотордеталь с ремонтом второй рабочего дня 18 Совпадение отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская Б. г.

ГРЭС-Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома-Галич 19 Совпадение отключения АТ 500/110/10 кВ с ремонтом АТ 500/220 Б. кВ на ПС Звезда Таблица 3.49 Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы на 2012-2018 гг. Базовый вариант 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.

№ Наименование Мощность, МВА МВА % МВА % МВА % МВА % МВА % МВА % МВА % АТ-2 3х267 311,8 38,9 195,9 24,5 300,0 37,4 234,3 29,2 233,3 29,1 225,1 28,1 224,5 28, 1 Костромская ГРЭС АТ-4 3х267 отключен 2 ПС 500/110/10 кВ Звезда АТ-1 3х135 216,9 53,6 213,8 52,8 181,2 44,7 181,7 44,9 194,5 48,0 197,8 48,8 201,1 49, 3 ПС 220/110/10 кВ Мантурово АТ-1 125/200 60,5 48,4 62,8 50,3 31,5 25,2 31,6 25,3 46,9 23,5 47,8 23,9 50,1 25, АТ-1 125 67,9 54,3 61,3 49,1 59,5 47,6 60,7 48,5 61,1 48,9 62,2 49,8 67,1 53, 4 ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь АТ-2 125 67,9 54,3 61,3 49,1 59,5 47,6 60,7 48,5 61,1 48,9 62,2 49,8 67,1 53, АТ-1 125 39,7 31,7 40,1 32,1 37,2 29,7 37,3 29,8 38,0 30,4 38,1 30,5 38,5 30, 5 ПС 220/110/10 кВ Борок АТ-2 125 39,7 31,7 40,1 32,1 37,2 29,7 37,3 29,8 38,0 30,4 38,1 30,5 38,5 30, АТ-1 125 34,1 27,3 36,1 28,9 35,7 28,5 35,9 28,7 36,8 29,5 36,3 29,1 36,4 29, 6 ПС 220/110/10 кВ Галич АТ-2 125 34,1 27,3 36,1 28,9 35,7 28,5 35,9 28,7 36,8 29,5 36,3 29,1 36,4 29, АТ-1 125 43,1 34,5 41,6 33,3 37,0 29,6 33,9 27,2 34,1 27,3 34,5 27,6 36,4 29, 7 ПС 220/110/6 кВ Кострома- АТ-2 90/125 40,5 45,0 39,0 43,3 34,6 38,5 33,9 27,2 34,1 27,3 34,5 27,6 36,4 29, Примечание: после дроби указана мощность автотрансформатора после его замены   Таблица 3.50 Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы на 2012-2018 гг. Региональный вариант 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.

№ Наименование Мощность, МВА МВА % МВА % МВА % МВА % МВА % МВА % МВА % АТ-2 3х267 308,3 38,5 199,4 24,9 297,8 37,2 230,4 28,8 228,6 28,5 224,5 28,0 225,8 28, 1 Костромская ГРЭС АТ-4 3х267 отключен АТ-1 3х135 215,0 53,1 214,1 52,9 183,6 45,3 185,2 45,7 199,2 49,2 121,7 30,0 131,0 32, ПС 500/110/10 кВ Звезда АТ-1 3х167 - - - - - - - - - - 169,3 33,8 224,3 44, АТ-1 125 61,2 48,9 62,7 50,2 30,7 24,6 30,6 24,4 45,2 22,6 49,3 24,7 37,8 18, ПС 220/110/10 кВ Мантурово АТ-1 200* - - - - - - - - 45,2 23 49,33 25 37,9 19, АТ-1 125 67,0 53,6 66,4 53,1 65,5 52,4 68,6 54,9 71,4 57,1 75,2 60,1 78,5 62, ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь АТ-2 125 67,0 53,6 66,4 53,1 65,5 52,4 68,6 54,9 71,4 57,1 75,2 60,1 78,5 62, АТ-1 125 39,3 31,5 39,9 31,9 37,3 29,9 37,8 30,2 38,6 30,9 38,1 30,5 39,9 31, ПС 220/110/10 кВ Борок АТ-2 125 39,3 31,5 39,9 31,9 37,3 29,9 37,8 30,2 38,6 30,9 38,1 30,5 39,9 31, АТ-1 125 33,8 27,0 36,0 28,8 35,8 28,6 36,1 28,9 37,0 29,6 34,4 27,5 36,6 29, ПС 220/110/10 кВ Галич АТ-2 125 33,8 27,0 36,0 28,8 35,8 28,6 36,1 28,9 37,0 29,6 34,4 27,5 36,6 29, АТ-1 125 42,6 34,1 42,6 34,1 39,8 31,8 37,6 30,1 38,9 31,1 41,4 33,1 43,5 34, ПС 220/110/6 кВ 7 АТ-2 90 39,9 44,3 39,9 44,4 37,4 41,5 37,6 30,1 38,9 31,1 41,4 33,1 43,5 34, Кострома- АТ-2 125* - - - - - - - - 38,9 31 41,3 33 43,6 Примечание: звездочкой указана мощность автотрансформатора после его замены Анализ послеаварийных режимов для базового варианта показывает:

В послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 г. при отключении ВЛ 110 кВ Мантурово-Гусево (см. Часть 2 Рисунок, А.34) напряжение в сети 110 кВ прилегающего района снижается до 101,3 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ Шарья(р) и ПС 110 кВ Поназырево;

В послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 г. при совпадении отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда с ремонтом АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово (см. Часть 2, Рисунок А.35) напряжение в сети 110 кВ прилегающего района снижается до 57,8 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ Шарья(р) и ПС 110 кВ Поназырево;

В послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 г. при совпадении отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома-Галич (см. Часть 2, Рисунок А.37) загрузка каждого АТ 220/110/10 кВ на ПС Мотордеталь увеличивается до 80% от номинальной мощности.

Анализ послеаварийных режимов для регионального варианта показывает:

В послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 г. при отключении АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда (см. Часть 2, Рисунок Б.29) загрузка АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово увеличивается до 70,6% от номинальной мощности;

В послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 г. при отключении одного АТ 220/110/10 кВ на ПС Мотордеталь (см. Часть 2 Рисунок Б.31) загрузка второго АТ составляет 92,5% от номинальной мощности;

В послеаварийном режиме зимнего максимума рабочего дня 2018 г. при отключении АТ 500/220 кВ на ПС Звезда (см. Часть 2, Рисунок Б.34) питание ПС 220 кВ ЦБК будет осуществляться по ВЛ 110 кВ Звезда-Мантурово-1,2 через АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово;

В послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 г. при совпадении отключения АТ 500/110/10 кВ на ПС Звезда с ремонтом АТ 220/110/10 кВ на ПС Мантурово (см. Часть 2, Рисунок Б.35) происходит недопустимое снижение напряжения в сети 110 кВ. Для регулирования напряжения требуется включение в работу БСК на ПС 110 кВ Шарья(р), ПС 220 кВ Мантурово и ПС 110 кВ Поназырево;

В послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 г. при совпадении отключения одной ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома с ремонтом ВЛ 220 кВ Кострома-Галич (см. Часть 2, Рисунок Б.37) загрузка каждого АТ 220/110/10 кВ на ПС Мотордеталь увеличивается до 87,7% от номинальной мощности;

В послеаварийном режиме летнего максимума рабочего дня 2018 г. при совпадении отключения АТ 500/110/10 кВ с ремонтом АТ 500/220 кВ на ПС Звезда (см.

Часть 2, Рисунок Б.38) питание ПС 220 кВ ЦБК будет осуществляться от Нижегородской энергосистемы по межсистемной ВЛ 220 кВ Рыжково-Звезда.

Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов показывает, что уровни напряжений и загрузка сети 110 кВ и выше находятся в переделах допустимых значений.

При рассмотрении в летний период на уровне 2018 года режимов наложения аварийного отключения ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома на плановый ремонт одной цепи ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь (Часть 2, приложения А 40, Б 41), загрузка второй цепи ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь превышает предельно допустимую (249 МВт, 690 А для провода АС-300) и составляет в базовом варианте – МВт (737 А), в региональном варианте – порядка 314 МВт (776 А). Таким образом, для снятия токовой перегрузки в данных режимах, необходимо противоаварийное управление (деление сети или ограничение нагрузки потребителей района).

В таблице 3.51 представлен баланс реактивной мощности в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы.

Таблица 3.51 Баланс реактивной мощности по Костромской энергосистеме, Мвар 2012 г. 2014 г. 2018 г.

I Потребление в т.ч.: 1076 790 1. Нагрузка (с учетом 374 380 собственных нужд электростанций) 2. Потери 80 65 3. Передача в другие 516 267 энергосистемы 4. Необходимый резерв 106 78 II Покрытие в т.ч.: 3584,5 3731,5 3620, 1. Генераторы станций (с 3100 3100 учетом недоиспользования мощности) 2. Генерация ЛЭП 77 78 3. Получение из других 274 420 энергосистем 4. БСК (с учетом 133,5 133,5 133, недоиспользования мощности) Избыток (+) 2508,5 2941,5 2750, Баланс реактивной мощности составлен исходя из режима зимних максимальных нагрузок энергосистемы 2012, 2014 и 2018 гг.

Потребление реактивной мощности учитывает следующие составляющие:

а) реактивная нагрузка потребителей (с учетом нагрузки собственных нужд электростанций и потерь мощности в трансформаторах собственных нужд);

б) постоянные и нагрузочные потери реактивной мощности;

в) необходимый резерв реактивной мощности по системе в целом, определенный условиями обеспечения плановых и аварийных ремонтов источников реактивной мощности, поддержания уровней напряжения в нормальных режимах и при отключении отдельных линий, компенсации непредвиденных увеличений относительного потребления реактивной мощности (величина резерва составляет 11% от суммы потребления);

г) выдача реактивной мощности в соседние энергосистемы по сетям 110-500 кВ Данные потребления реактивной мощности были взяты непосредственно из расчетов установившегося режима.

Для покрытия реактивной мощности выделились следующие составляющие:

а) располагаемая реактивная мощность электростанций б) располагаемая мощность компенсирующих устройств;

в) зарядная мощность линий 110-500 кВ;

г) мощность, поступающая в сеть по межсистемным связям 110-500 кВ.

В результате расчета баланс реактивной мощности сводится с избытком на весь рассматриваемый период развития Костромской энергосистемы. Установка дополнительных источников реактивной мощности не требуется.

3.6.2 Расчет токов короткого замыкания Расчеты токов трехфазных и однофазных к.з. в настоящей работе выполнены для определения перспективных уровней токов к.з. в сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в целях:

проверки соответствия коммутационного оборудования, установленного в РУ действующих электросетевых объектов, расчетным значениям токов к.з.;

выявления требований к оборудованию, рекомендуемому к применению при конкретном проектировании;

разработки мероприятий по ограничению токов к.з.

Как показывают электрические расчеты, на уровне расчетной перспективы до 2018г. максимальные токи трехфазного к.з. и однофазного к.з. в сети 110 кВ и выше составят: в сети 500 кВ – 33,2 кА и 36,8 кА соответственно на ш. 500 кВ Костромской ГРЭС;

в сети 220 кВ – 45,5 кА и 50,5 кА соответственно на ш. 220 кВ Костромской ГРЭС;

в сети 110 кВ – 14,7 кА и 15,9 кА соответственно на ш. 110 кВ ПС Звезда.

В таблице 3.52 приведены перечень РУ 110 кВ и выше с выключателями, с указанием уровней токов короткого замыкания, и мероприятий по приведению в соответствие отключающей способности выключателей перспективным уровням токов к.з.

Таблица 3.52 Перечень РУ 110 кВ и выше с выключателями, с указанием уровней токов короткого замыкания Ток к.з. на Ток к.з. на ши Ток к.з. на шинах, кА на нах, кА на Установленные выклю Наименование ПС кол- Мероприятия Мероприятия Мероприятия шинах, кА 2018 год год чатели и электростанций во по ограниче- по ограниче- по ограничению на 2012год (базовый (региональный 110кВ выкл нию токов к.з. нию токов к.з. токов к.з.

вариант) вариант) Iоткл., I3 I1 I3 I1 I3 I тип кА ФСК ПС 220 кВ 1 СМВ-220кВ 25 4,9 4,4 4,9 4,4 4,9 4, Борок 11 МКП-110Б 20 7,6 8,1 7,7 8,2 7,7 8, 1 СМВ-220 25 4,5 4 4,5 4 4,5 Галич 5 МКП-110М 25 7,4 7,6 7,3 7,6 7,4 7, 5 МКП-110Б 20 7,4 7,6 7,3 7,6 7,4 7, 3 У-220Б 26,3 8,2 6,9 8,2 6,9 8,2 6, 2 У-220Б 25 8,2 6,9 8,2 6,9 8,2 6, 1 МКП-220М 25 8,2 6,9 8,2 6,9 8,2 6, Кострома- 1 У-110Б 50 14,7 15,8 14,4 15,6 14,4 15, 6 МКП-110М 25 14,7 15,8 14,4 15,6 14,4 15, 1 У-110Б 40 14,7 15,8 14,4 15,6 14,4 15, 1 отд. и кз 2,8 2,6 3,5 3,3 7,6 8, 2 МКП-110М 20 13,3 13,2 13,5 14,1 14,6 15, Мантурово 9 МКП-110М 18,4 13,3 13,2 13,5 14,1 14,6 15, 3 LTB-145D1/B 31,5 13,3 13,2 13,5 14,1 14,6 15, 2 GL312 40 13,3 13,2 13,5 14,1 14,6 15, 7 ВВБ-220Б 31,5 15,8 10,8 16,2 11 16,2 Мотордеталь 12 ВВШ-110 20 16,3 15,1 16 14,8 16,2 14, 2 ВВН-110 20 16,3 15,1 16 14,8 16,2 15, ЦБК 220кВ 6,5 5, ПС 500 кВ 5 GL-317-500 50 5,8 4,7 5,9 4,9 6,1 5, Звезда 220кВ 7,9 6 3AP1FG-145/EK 40 13,6 13,6 14,7 15,9 14,7 15,     Продолжение таблицы 3. Ток к.з. на Ток к.з. на ши Ток к.з. на шинах, кА на нах, кА на Установленные выклю Наименование ПС кол- Мероприятия Мероприятия шинах, кА 2018 год год чатели Мероприятия и электростанций во по ограниче- по ограничению на 2012год (базовый (региональный по ограниче 110кВ выкл нию токов к.з. токов к.з.

вариант) вариант) нию токов к.з.

Iоткл., I3 I1 I3 I1 I3 I тип кА Костромская АЭС 4 ВНВ-500Б 40 10,1 7,4 10,4 7,5 10,4 7, ИНТЕР РАО -Электрогенерация 12 ВНВ-500 63 27,7 31,1 33,1 36,8 33,2 36, 4 ВНВ-500 40 27,7 31,1 33,1 36,8 33,2 36, Подлежат Подлежат Подлежат 3 ВВБ-220Б 31,5 42 47,5 45,3 50,4 45,3 50, замене замене замене Костромская ГРЭС 9 Siemens3АР1DT 63 42 47,5 45,3 50,4 45,3 50, Подлежат Подлежат Подлежат 1 ВВД-220 40 42 47,5 45,3 50,4 45,3 50, замене замене замене Подлежат Подлежат Подлежат 4 ВВН-220 39,4 42 47,5 45,3 50,4 45,3 50, замене замене замене ТГК- 2 МКП-110М 18,4 11,6 9,1 11,8 9,6 11,9 9, КостромскаяТЭЦ- 1 МКП-110М 20 11,6 9,1 11,8 9,6 11,9 9, 11 У-110 40 14,7 17,3 14,3 16,9 14,3 16, КостромскаяТЭЦ- 2 ВМТ-110 40 14,7 17,3 14,3 16,9 14,3 16, МРСК Центральный регион Александрово 1 МКП-110М 20 3,9 3 3,9 3 3,9 Аэропорт 2 ВМТ-110 25 9,7 7,4 9,6 7,3 9,6 7, Варко 2,5 1, Василево отд. и кз 7,6 4,5 7,5 4,4 7,5 4, Восточная-1 2 ВГ-110 40 7,6 5,1 7,4 5 7,4 Восточная-2 2 ВГ-110 40 11,4 10 11,2 9,8 11,2 9, Григорцево отд. и кз 6,5 4,2 6,5 4,2 6,5 4, Давыдовская 9 LTB145D1/B 31,5 13,7 14,6 13,4 14,4 13,4 14, 2 МКП-110М 20 5,8 4,4 5,7 4,4 5,7 4, Калинки 2 ВМТ-110Б 25 5,8 4,4 5,7 4,4 5,7 4, Клементьево отд. и кз 7,9 5 7,9 5 7,9 Кострома-1 6 МКП-110 20 15,4 13,4 15,1 12,8 15,2 12, Продолжение таблицы 3. Ток к.з. на Ток к.з. на ши Ток к.з. на шинах, кА на нах, кА на Установленные выклю Наименование ПС кол- Мероприятия Мероприятия Мероприятия шинах, кА 2018 год год чатели и электростанций во по ограниче- по ограниче- по ограничению на 2012год (базовый (региональный 110кВ выкл нию токов к.з. нию токов к.з. токов к.з.

вариант) вариант) Iоткл., I3 I1 I3 I1 I3 I тип кА 1 МКП-160У 20 15,4 13,4 15,1 12,8 15,2 12, Кострома-3 2 ВГ-110 40 12,7 10,3 12 9,5 12 9, КПД отд. и кз 4,9 3,2 2,5 1,9 2,5 1, 5 МКП-110М 20 4,7 3,8 4,7 3,8 4,7 3, КраснаяПоляна 1 ВМТ-110Б 20 4,7 3,8 4,7 3,8 4,7 3, Красное отд. и кз 3,7 2,7 3,7 2,7 3,7 2, 5 У-110 40 14,4 9,7 14,8 9,7 14,9 9, Нерехта-1 6 МКП-110М 20 14,4 9,7 14,8 9,7 14,9 9, 1 ВМТ-110Б 25 14,4 9,7 14,8 9,7 14,9 9, Нерехта-2 отд. и кз 10,1 5,8 10,2 5,8 10,3 5, 2 ВГ-110 40 10,7 8,2 10 7 10 Северная 1 ВЭБ-110 40 10,7 8,2 10 7 10 Столбово 1 ВМТ-110Б 25 3,8 3 3,8 3 3,6 Строммашина 2 ММО-110 20 14,8 12,3 14,6 12 14,7 12, СУГРЭС отд. и кз 5,3 3,5 5,3 3,4 2,5 1, Судиславль 3 МКП-110М 20 3,9 3 3,9 3 3,9 Сусанино 1 ВМТ-110Б 25 4,1 3,2 4,1 3,3 4,1 3, Центральная 2 ВГ-110 40 10,9 8,8 10,5 7,7 10,5 7, Южная отд. и кз 10,6 7,1 10,5 7 10,5 Галичский регион Буй(р) отд. и кз 6,5 6,2 6,5 6,2 6,5 6, Буй(с) 3 ЗАР1FG-145 40 6,5 6 6,5 6 6,5 Елегино 1 ВМТ-110Б 25 2,7 2,1 2,7 2,1 2,7 2, Западная 1 ВМТ-110Б 25 6,20 5,8 6,2 5,8 6,2 5, Лопарево отд. и кз 4,4 2,9 4,4 2,9 4,4 2, Луковцино отд. и кз 3,1 2,3 3,1 2,3 3,1 2, Новая 3 ВМТ-110Б 25 5,4 4,7 5,4 4,7 5,4 4, Орехово 2 ЗАР1FG-145 40 4,4 3,2 4,4 3,2 4,4 4, Солигалич 1 ВМТ-110Б 25 2,2 1,8 2,2 1,8 2,2 1, Федоровское отд. и кз 2,2 1,7 2,2 1,7 2,2 1, Продолжение таблицы 3. Ток к.з. на Ток к.з. на ши Ток к.з. на шинах, кА на нах, кА на Установленные выклю Наименование ПС кол- Мероприятия Мероприятия Мероприятия шинах, кА 2018 год год чатели и электростанций во по ограниче- по ограниче- по ограничению на 2012год (базовый (региональный 110кВ выкл нию токов к.з. нию токов к.з. токов к.з.

вариант) вариант) Iоткл., I3 I1 I3 I1 I3 I тип кА Чухлома 3 ЗАР1FG-145 40 2,4 1,9 2,4 1,9 2,4 1, Нейский регион 2 ЗАР1FG-145 40 4 2,3 4 2,3 4 2, Антропово(р) 1 МКП-110М 20 4 2,3 4 2,3 4 2, МантуровскийБХЗ отд. и кз 9,5 7,1 9,6 7,3 10,1 7, 1 ЗАР1FG-145 40 4,4 3,2 4,5 3,2 4,5 3, Гусево 1 МКП-110М 20 4,4 3,2 4,5 3,2 4,5 3, Дьяконово отд.


и кз 3,4 2,4 3,4 2,4 3,4 2, 1 ВМТ-110 25 2,8 2,1 2,8 2,1 2,8 2, Ильинское 2 ЗАР1FG-145 40 2,8 2,1 2,8 2,1 2,8 2, Кадый 1 МКП-110М 20 2,6 2 2,6 2 2,6 2 ЗАР1FG-145 40 2,8 2,1 2,8 2,1 2,8 2, Макарьев- 1 МКП-110М 20 2,8 2,1 2,8 2,1 2,8 2, Новинское 1 ВМТ-110 25 2,5 1,8 2,5 1,8 2,5 1, Н.Полома отд. и кз 3,7 2,1 3,7 2,1 3,7 2, 8 МКП-110М 20 6,5 4,9 6,5 4,9 6,6 Нея 2 МКП-110М 18,4 6,5 4,9 6,5 4,9 6,6 Октябрьская отд. и кз 5,3 3,1 5,3 3,1 5,4 3, Яковлево отд. и кз 2,8 2,1 2,8 2,1 2,9 2, Шарьинский регион Вохма 1 МКП-110М 20 2,7 1,8 2,7 1,8 2,7 1, Гудково отд. и кз 2,8 2,1 2,8 2,1 2,2 2, Кроностар 4 н.д. 4,1 3,7 4,1 3,7 4,2 3, Никола 1 ВМТ-110 25 2,6 1,8 2,6 1,8 2,6 1, 4 ММО-110 20 4,7 3,4 4,7 3,4 4,7 3, Павино 2 ЗАР1FG-145 40 4,7 3,4 4,7 3,4 4,7 3, Промузел 2 LTB145D1/B 31,5 4,1 3,8 4,1 3,8 4,2 3, Пыщуг 1 ММО-110 20 2,8 2,1 2,8 2,1 2,8 2, РПЗаря 9 LTB145D1/B 31,5 4,2 3,8 4,2 3,8 4,3 3, Рождественское 2 ВМТ-110 25 2 1,4 2 1,4 2 1, Продолжение таблицы 3. Ток к.з. на Ток к.з. на ши Ток к.з. на шинах, кА на нах, кА на Установленные выклю Наименование ПС кол- Мероприятия Мероприятия Мероприятия шинах, кА 2018 год год чатели и электростанций во по ограниче- по ограниче- по ограничению на 2012год (базовый (региональный 110кВ выкл нию токов к.з. нию токов к.з. токов к.з.

вариант) вариант) Iоткл., I3 I1 I3 I1 I3 I тип кА 8 МКП-110Б 20 5 3,9 5 3,9 5,1 1 МКП-110 18,4 5 3,9 5 3,9 5,1 Шарья(р) 2 ВМТ-110Б 25 5 3,9 5 3,9 5,1 2 У-110А 40 5 3,9 5 3,9 5,1 Шекшема отд. и кз 5,2 3,4 5,2 3,4 5,3 3, Шортюг отд. и кз 2,5 1,8 2,5 1,8 2,6 1, Якшанга отд. и кз 3,1 2,2 3,2 2,2 3,2 2, РЖД Тяговые подстанции Антропово(т) 4 2,4 4,1 2,4 4,1 2, Буй(т) 6,5 6,2 6,5 6,2 6,5 6, Галич(т) 6,6 6,2 6,6 6,2 6,6 6, н.д.

Космынино(т) 6,6 3,5 6,6 3,5 6,6 3, Поназырево(т) 3,2 2,8 3,2 2,8 3,2 2, Шарья(т) 3,8 2,7 3,9 2,7 3,9 2, Токораспределения на 2012 г. и 2018 г. по базовому и региональному варианту представлены в приложениях Д, Е, Ж.

3.6.3 Анализ потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях Расчеты расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях 110 кВ и выше на перспективу до 2018г. выполнялись с целью:

определения уровня потерь электроэнергии;

выявления тенденции и причин изменения их относительных величин по сравнению с отчетными данными;

разработки мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии.

В таблицах 3.53 и 3.54 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в отчетный период до 2018г.

Таблица 3.53 Потери мощности в сетях 110 кВ и выше Потери, МВт/отношение потерь к нагрузке энергосистемы,% Нагрузка Напряжение, Год энергосистемы, Всего, кВ в сетях МВт % 110 кВ % 110кВ/220кВ и выше 110 18,84 2, 2011 654 49,63 7, 220 и выше 30,79 4, 110 19,38 2, 700 38,17 5, (базовый вариант) 220 и выше 18,79 2, 2018 110 20,14 2, 871,2 41,7 4, (региональный 220 и выше 21,56 2, вариант)   Таблица 3.54 Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше Потери, млн.кВт*час /отношение потерь к электропотреблению энергосистемы,% Электропотребление Год энергсистемы, Всего, в сети 110 в сети млн.кВт.час % % 110 кВ и % кВ кВ выше 2011 3611,475 68,77 1,9 112,38 3,11 181,15 5, 3765 72,68 1,93 70,46 1,87 143,14 3, (базовый вариант) 4790 78,55 1,63 84,08 1,76 162,63 3, (региональный вариант) В таблице 3.55 представлена структура технических потерь мощности электрической сети по участкам за 2018 г. для базового и регионального вариантов.

  Таблица 3.55 Структура технических потерь мощности электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам за 2018 г. для базового и регионального вариантов Потери мощности, МВт Составляющие технических потерь Региональный Базовый вариант вариант Галичский Нагрузочные потери:

участок в трансформаторы 110 кВ 1,18 1, в ВЛ 110 кВ 0,31 0, Потери ХХ в трансформаторах 0,51 0, Всего 2 2, Костромской Нагрузочные потери:

участок в трансформаторы 110 кВ 4,06 4, в ВЛ 110 кВ 3,14 3, Потери ХХ в трансформаторах 1,43 1, Всего 8,63 9, Нейский участок Нагрузочные потери:

в трансформаторы 110 кВ 1,63 1, в ВЛ 110 кВ 1,61 1, Потери ХХ в трансформаторах 0,61 0, Всего 3,85 3, Шарьинский Нагрузочные потери:

участок в трансформаторы 110 кВ 1,44 1, в ВЛ 110 кВ 2,97 3, Потери ХХ в трансформаторах 0,49 0, Всего 4,9 5, Всего по сети 110 кВ 19,38 20, В 2018 г. по расчетам, выполненным в настоящей работе, потери оцениваются в 143,14 млн.кВт.ч или 3,8 % от электропотребления энергосистемы в базовом варианте и 162,63 млн.кВт*час или 3,4 % от электропотребления энергосистемы - в региональном варианте.

Анализ результатов показывает, что перспективная схема сетей 110 кВ и выше Костромской энергосистемы характеризуется более низким расходом электроэнергии на ее транспорт относительно электропотребления энергосистемы по сравнению с отчетным периодом.

3.7 Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на перспективу до 2018 года Определение потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе осуществлялось на основе:

перспективных балансов электрической энергии Костромской энергосистемы (раздел 3.4);

прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области (раздел 3.2);

данных о фактических удельных расходах топлива на производство электрической и тепловой энергии (раздел 1.13);

данных о планируемых мероприятиях по развитию на территории Костромской области применения возобновляемых и местных видов топлива (раздел 3.3);

данных о планируемых в рамках программы энергосбережения Костромской области мероприятиях по переводу котельных на природный газ с других видов топлива.

Оценка потребности в топливе основана на перспективных объемах производства электрической и тепловой энергии на территории Костромской области.

При этом объем производимой тепловой энергии определялся на основе прогноза потребления тепловой энергии и прогнозируемой величины потерь тепловой энергии в тепловых сетях. Величина потерь тепловой энергии в тепловых сетях принята для базового варианта на уровне последнего зафиксированного статистикой значения за год в размере 9,5% от полного потребления тепловой энергии, а для регионального варианта – на уровне среднемноголетней величины 8,42% ввиду того, что сценарные условия регионального варианта предполагают более благоприятную экономическую ситуацию в области (а значит и лучшие возможности для модернизации инженерной инфраструктуры).

Удельные расходы топлива также приняты на основе последних зафиксированных статистикой значений: для электроэнергии – на основе значения за 2011 год по данным формы 6-ТП, для тепловой энергии – на основе значения за 2010 год, определенного на основе единого топливно-энергетического баланса области, поскольку отраслевая статистика не охватывает весь круг источников генерации, а государственная статистика еще не дает данные за 2011 год.

Для учета потенциального снижения расходов топлива на производство тепловой энергии в результате реализации мероприятий программы энергосбережения Костромской области, реализация которых предполагается за счет средств федеральной субсидии, расчеты, произведенные с использованием отчетных удельных расходов топлива, скорректированы на величину:

определенного в разделе 3.3 изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на местные виды топлива;

изменения общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ (см. таблицу 3.56).

Таблица 3.56 Модернизация котельного оборудования с переводом на использования газа в качестве основного топлива Ориентировочная № Год Наименование котельной Адрес стоимость СМР Исполнитель п/п реализации (тыс.руб.) г.Кострома органы местного 67 Онкологический центр ул.Лесная,27 самоуправления 39 499, Итого: 39 499, г.Нерехта органы местного 68 котельная по адресу ул.Нерехтская ул.Нерехтская самоуправления 23 514, органы местного 69 котельная ул.1-ая Рабочая ул.1-ая Рабочая самоуправления 48 001, Итого: 71 515, г.Галич котельная по адресу органы местного 70 ул.Фестивальная ул.Фестивальная самоуправления 85 366, органы местного 71 котельная по адресу ул.Лермонтова ул.Лермонтова самоуправления 90 102, органы местного 72 котельная по адресу ул.Школьная ул.Школьная самоуправления 27 696, котельная по адресу органы местного 73 ул.Гладышева,71 ул.Гладышева,71 самоуправления 20 915, органы местного 74 котельная по адресу ул.Леднева ул.Леднева самоуправления 11 831, Продолжение таблицы 3. Ориентировочная № Год Наименование котельной Адрес стоимость СМР Исполнитель п/п реализации (тыс.руб.) котельная по адресу органы местного 75 ул.Гладышева,85 ул.Гладышева,85 самоуправления 2 197, Итого: 238 107, пгт Судиславль органы местного 76 котельная по адресу ул.Невского,18 ул.Невского,18 самоуправления 25 436, органы местного 77 котельная по адресу п.Западный п.Западный самоуправления 14 125, органы местного 78 котельная по адресу п.Дружбы п.Дружбы самоуправления 23 280, органы местного 79 котельная по адресу ул.Мичурина ул.Мичурина самоуправления 26 185, органы местного 80 котельная по адресу п.Раслово п.Раслово самоуправления 15 069, Итого: 104 095, Всего: 453 216, Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ определено с учетом увеличения КПД котлоагрегатов и представлено в таблице 3. Таблица 3.57 Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии в результате проведения запланированных мероприятий по переводу котельного оборудования на природный газ Экономия общего Общий расход топлива Общий расход топлива расхода топлива на до модернизации после модернизации производство оборудования с оборудования с тепловой энергии, переводом на ГВЭР переводом на ГВЭР т.у.т Вид топлива Природны Уголь, Природны Уголь, й газ, т.у.т т.у.т й газ, т.у.т т.у.т 2241, Количественное 0 7601,9 5360,5 значение Результаты проведенной оценки потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основе описанных выше исходных данных представлены в таблице 3.58.


Таблица 3.58 Расчет структуры топливного баланса электростанций и котельных Костромской области в 2018 г.

Региональный Базовый вариант вариант Выработка электроэнергии, тыс. кВт.ч 12 714 000 12 714 Конечное потребление тепловой энергии (без учёта 5 715 762 8 852 потерь), Гкал Потери в тепловых сетях, % 9,5 8, Конечное потребление тепловой энергии (с учётом 6 315 759 9 384 потерь), Гкал Удельный расход топлива на производство 307, электроэнергии, г.у.т./кВт.ч Удельный расход топлива на производство тепловой 174, энергии, кг.у.т./Гкал Расход топлива на производство электроэнергии, 3 912 098 3 912 т.у.т.

Расход топлива на производство тепловой энергии, 1 099 574 1 633 т.у.т.

Расход топлива на Всего, т.у.т 3 912 098 3 912 производство электрической Газ, т.у.т 3 854 981 3 854 энергии     Продолжение таблицы 3. Региональный Базовый вариант вариант Нефтепродукты, т.у.т 41 468 41 Торф, т.у.т 14 084 14 ГВЭР и отходы, т.ут 1 565 1 Уголь, т.у.т 0 Всего, т.у.т 1 099 574 1 633 Расход топлива на Газ, тут 700 648 1 234 производство тепловой Нефтепродукты, т.у.т 46 622 46 энергии (без учёта Торф, т.у.т 169 774 169 мероприятий программы ГВЭР и отходы, т.у.т 71 912 71 энергосбережения) Уголь, т.у.т 110 617 110 Всего, т.у.т 1 098 844 1 633 Расход топлива на Газ, т.у.т 706 009 1 239 производство тепловой Нефтепродукты, т.у.т 37 661 37 энергии (с учётом Торф, т.у.т 169 774 169 мероприятий программы ГВЭР и отходы, т.у.т 82 385 82 энергосбережения) Уголь, т.у.т 103 015 103 Всего, тут 5 010 942 5 545 Газ, тут 4 560 990 5 094 Общий расход топлива на Нефтепродукты, тут 79 129 79 производство тепловой и Торф, тут 183 858 183 электрической энергии ГВЭР и отходы, тут 83 950 83 Уголь, тут 103 015 103 Следуете также отметить, что для регионального варианта расход топлива может быть ниже, поскольку в случае строительства современной ПГУ-ТЭЦ для обеспечения потребностей Мантуровского ЦБК, удельные расходы условного топлива такого источника когенерации будут существенно ниже принятых для расчета. Однако поскольку характер решаемой в настоящей работе задачи предполагает выполнение оценки перспективной потребности в топливе для предупреждения появления «узких мест» в обеспечении потребителей области энергоресурсами, в принятии Администрацией области управленческих решений предлагается руководствоваться все же приведенной в таблице 3.58 максимальной оценкой для регионального варианта.

3.8 Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Костромской области Анализ наличия схем теплоснабжения муниципальных образований региона проводился на основании информации, предоставленной Департаментом топливно энергетического комплекса и жилищно-коммунального хозяйства Костромской области.

Сводная информация о разработке схем теплоснабжения поселений и городских округов Костромской области представлена в Приложении К.

При этом следует отметить, что, согласно предоставленным данным, большинство муниципальных образований на сегодняшний день не имеют утверждённой схемы теплоснабжения. Схемы теплоснабжения разработаны для: г. Макарьева, Нежитинского с/п, Тимошинского с/п, Шемятинского с/п, Горчухинского с/п, Николо-Макаровского с/п, Унженского с/п, Усть-Нейского с/п Макарьевского района;

Никольскаго с/п, Родинского с/п, Советского с/п, Георгиевского с/п Межевского района;

Еленского с/п, Кужбальского с/п, Коткишевского с/п, Тотомицкого с/п Нейского района;

Верхнеспасского с/п Головинского с/п, Носковского с/п, Пыщугского с/п Пыщугского района;

поселка Сусанино Сусанинского района Костромской области.

При этом в имеющихся схемах не предусматривается ввод новых ТЭЦ и крупных котельных.

3.9 Модернизация систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Костромской области Сложившаяся парадигма развития топливно-энергетического хозяйства Костромской области, характеризующаяся избытком электрической мощности станций Костромской энергосистемы, обуславливает нецелесообразность строительства дополнительных источников когенерации вместо отопительных котельных, при том, что наиболее значительная часть потребителей расположена на локальных территориях, потребность в тепловой энергии которых покрывается уже существующими ТЭЦ.

Исключения могут составлять:

1. Города Кострома, Волгореченск, Шарья, поскольку теплоснабжение потребителей данных территорий обеспечивают существующие источники когенерации.

В этом случае имеется принципиальная возможность передать нагрузки котельных на данные источники когенерации (примером может служить закрытие районной отопительной котельной №1 ОАО «ТГК-2» в конце 2011 года с передачей её нагрузок на Костромскую ТЭЦ-2). При этом перспектива реализации данных мероприятий должна быть определена при разработке схемы теплоснабжения данных городов и определяется соотношением величины свободной тепловой мощности источников когенерации и договорной нагрузки котельных, а главное, технической и экономической реализуемостью и целесообразностью связанного с этим изменения схемы теплоснабжения. При этом нужно отметить, что схемы теплоснабжения крупных городов Костромской области в настоящий момент отсутствуют, что обуславливает невозможность окончательной оценки вероятности реализации рассмотренных выше переключений нагрузок.

2. Проекты строительства новых объектов промышленности и жилья, для которых отрицательное сальдо баланса тепловой мощности по территории реализации инвестиционного проекта к моменту сдачи в эксплуатацию строящегося объекта не позволяет удовлетворить рост нагрузок.

В рамках обеспечения перспективных инвестиционных проектов необходимой инфраструктурой со стороны Администрации Костромской области, энергокомпаний и самих инвесторов необходим анализ существующих вариантов подключения перспективных потребителей к источникам теплоснабжения.

В таблице 3.59 приведены результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных объектов жилищно-коммунального сектора на территории Костромской области.

Таблица 3.59 Результаты мониторинга степени проработки схем теплоснабжения перспективных потребителей.

Наименование Возможность Необходимость Теплоснабжение, Гкал/час проекта развития подключения к строительства № п/п жилищно- существующему нового Примечание На конец На 2018 реализации коммунального источнику источника проекта сектора теплоснабжения теплоснабжения «Агашкина гора-1»

1 + 11,618 11, (ул.Магистральная) 2 пос. Волжский Требуется проработка в схеме теплоснабжения 6,769 6, Расстояние до 3 д. Каримово + источника – 2200 3,137 3, м 4 мкр-н «Солоница» + 1,479 1, Расстояние до мкр-н «Новый 5 + источника – 1100 7,157 7, город»

м 6 хутор Чернигино Требуется проработка в схеме теплоснабжения 5,069 5, «Агашкина гора-2»

Расстояние до (ул. Магистральная 7 + источника – 2200 18,208 18, Волгореченское м шоссе) 8 мкр-н «Паново-2» + 6,560 6, Караваево (между 9 ТЦ «Коллаж» и п. + 3,071 51, Караваево 10 д. Подолец Требуется проработка в схеме теплоснабжения 2,475 2, 11 д. Становщиково Требуется проработка в схеме теплоснабжения 4,175 9, д. Коряково 12 Требуется проработка в схеме теплоснабжения 4,324 13, («Агротехнопарк») 13 д. Клюшниково Требуется проработка в схеме теплоснабжения 19,222 19, мкр-н № 11 в г.

14 + 1,759 1, Волгореченске 15 п. Апраксино Требуется проработка в схеме теплоснабжения 0,274 0, 16 с. Шунга Требуется проработка в схеме теплоснабжения 0,221 0, м/р-н «Жужелино», 17 Требуется проработка в схеме теплоснабжения 0,716 0, г. Кострома 18 п. Шувалово Требуется проработка в схеме теплоснабжения 0,907 0, 19 д. Стрельниково Требуется проработка в схеме теплоснабжения 0,549 0, 20 д. Петрилово Требуется проработка в схеме теплоснабжения 0,477 0, 21 д. Пустошки Требуется проработка в схеме теплоснабжения 0,107 0, Жилая застройка, ограниченная ул.

22 Индустриальная- + 2,475 5, Кинешемское шоссе и пос. Караваево Квартал застройки в 23 г. Мантурово по ул. Требуется проработка в схеме теплоснабжения 1,014 1, Нагорная м/р-н «Южный» по 24 ул. Восточной в г. Требуется проработка в схеме теплоснабжения 0,137 0, Нерехте Квартал застройки м/р-н «Южный» по 25 Требуется проработка в схеме теплоснабжения 0,268 0, ул. Южной в г.

Нерехта Квартал застройки в 26 р-не д. Осипово в г. Требуется проработка в схеме теплоснабжения 0,197 0, Шарье Проведенный анализ показывает, что к проектам, для которых необходимо строительство новых источников теплоснабжения, могут быть отнесены участок застройки «Агашкина гора-1» и микрорайон «Солоница». Для обеспечения покрытия потребности в тепловой энергии микрорайона «Солоница» необходимо строительство нового источника теплоснабжения взамен нерентабельной котельной, расположенной по адресу: г. Кострома, ул. Водяная, 95. Для участка застройки «Агашкина гора-1» также требуется строительство нового источника теплоснабжения, так как существующая котельная ОАО «Мотордеталь» не может обеспечить покрытие полной тепловой нагрузки.

Однако, указанные проекты не вызывают необходимости строительства новых источников когенерации, так как их потребность в тепловой энергии, в силу относительно низкого значения последней, наиболее целесообразно удовлетворить мощностями котельных в условиях профицита электрической мощности в Костромской энергосистеме.

При рассмотрении новых объектов промышленности стоит отметить проект строительства целлюлозно-бумажного комбината в городе Мантурово, планируемого к вводу в эксплуатацию в 2017-2018 гг.

Потребление тепловой энергии данным объектом в 2017 году ожидается на уровне 875160 Гкал, в 2018 году - 3060000 Гкал. При этом максимальная нагрузка данного ЦБК составит около 450 Гкал/ч. Учитывая высокое электропотребление данного объекта наряду с потребностью для технических нужд в остром паре, можно констатировать, что для удовлетворения его потребности в энергии целесообразно строительство собственного источника когенерации на базе паро-газовых установок (ПГУ). Этот вывод продиктован следующими соображениями. Во-первых, частный характер инвестирования данного проекта обуславливает потенциал экономической выгоды такого источника энергии для самого инвестора. Во-вторых, именно технологическая схема станции на базе ПГУ обеспечивает оптимальное соотношение производства электрической и тепловой энергии для данной задачи. Между тем, ожидаемые нагрузки для вышеупомянутого ЦБК присутствуют только в региональном сценарии прогноза потребления электрической и тепловой энергии. Это связано с тем, что в последнее время в прессе, в том числе на сайте Администрации Костромской области, появилась информация о снятии моратория на зарезервированную лесосеку для обеспечения проектируемого ЦБК сырьем. Кроме того, по данным ОАО «ФСК» и ОАО «МРСК Центра» в соответствующие службы технологического присоединения этих компаний не подавалась заявка от инвестора на электрическую сетевую мощность. Учитывая, что данный объект относится как минимум ко второй категории электроснабжения, которая предусматривает наличие двух независимых источников энергоснабжения, даже возможная ориентация инвестора на вариант создания собственной генерации не исключает необходимость обращения в сетевые компании для решения данного вопроса. Для принятия решения по схеме внешнего электроснабжения ЦБК, необходимо выполнение отдельной работы.

Необходимо также отметить, что строительство источника когенерации может быть слишком затратным и рискованным для инвестора: для такого источника необходимы большие лимиты газа, чем в случае строительства котельной, кроме того, в случае снижения нагрузки ЦБК поставка электрической энергии такой станцией на оптовый рынок электроэнергии и мощности будет возможна только по низким ценам в связи с необходимостью конкурировать с Костромской ГРЭС в условиях избытка мощностей в Костромской энергосистеме. Таким образом, имеются обоснованные предпосылки и по строительству котельной как более надежного с рисковой точки зрения варианта.

Вышеперечисленные обстоятельства позволяют сделать следующий вывод относительно энергетических нагрузок указанного проекта:

При очередной актуализации Схемы и программы развития электроэнергетики Костромской области принять окончательное решение о целесообразности включения Мантуровского ЦБК в инвестиционную программу региона и, соответственно, планируемых показателей его энергопотребления в региональный сценарий перспективных энергетических нагрузок.

В случае положительного решения о судьбе данного проекта, внести в Схему и программу развития электроэнергетики Костромской области соответствующие предложения о вариантах строительства источника собственной генерации электрической и тепловой энергии (пара) для данного предприятия.

В настоящей работе руководствоваться допущением, что для обеспечения нужд ЦБК отдельного источника когенерации построено не будет.

3.10 Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Костромской области Согласно форме 1-ТЕП доля тепловых сетей, нуждающихся в замене, демонстрирует стабильную динамику роста с 2007 по 2010 год и к концу рассматриваемого периода уже составляла более трети в общей протяженности всех тепловых сетей (см. таблицу 3.60).

Таблица 3.60 Динамика износа тепловых и паровых сетей в период 2007 – 2010 гг.

Год 2007 2008 2009 Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене в 315,3 314,7 320,2 316, двухтрубном исчислении, км Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех 32,61 33,83 34,3 34, тепловых сетей, % Учитывая сложившуюся динамику с износом систем теплоснабжения в Костромской области, особое значение для поддержания ее безаварийности имеют мероприятия по перевооружению, реконструкции и замене тепловых и паровых сетей.

Однако, можно констатировать, что при сохранении наблюдаемых в отчётный период среднегодовых темпов износа и реконструкции (2,8% и 2,3% соответственно) к 2018 году протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, будет составлять около 349 км в двухтрубном исчислении или 38,2% от их общей протяженности (см. таблицу 3.61).

Таблица 3.61 Динамика износа тепловых и паровых сетей в период 2013 – 2018 гг.

Год 2013 2014 2015 2016 2017 Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в 330,60 335,17 335,17 339,73 344,30 348, замене в двухтрубном исчислении, км Удельный вес сетей, нуждающихся в замене в общем 36,2% 36,7% 36,7% 37,2% 37,7% 38,2% протяжении всех тепловых сетей, % В таблице 3.62 приведены расчеты, выполненные ЗАО «АПБЭ» на основе данных формы 1-ТЕП, демонстрирующие, что для сохранения к 2018 году уровня износа сетей на текущем уровне, необходимо ежегодно заменять 28,16 км в двухтрубном исчислении или 3,1 % от общей протяженности. Для того, чтобы к 2018 году полностью отказаться от эксплуатации сетей, выработавших свой ресурс, необходимо ежегодно заменять 79,91 км в двухтрубном исчислении или 8,7 % от общей протяженности. Данные расчеты выполнены исходя из предположения, что общая протяженность сетей в двухтрубном исчислении в течение заданного периода является неизменной и составляет 913.3 км в двухтрубном исчислении.

Предотвращение подобной ситуации требует снижения степени износа основных фондов в системах теплоснабжения Костромской области путем существенного увеличения среднегодовых объёмов реконструкции и замены тепловых сетей.

Таблица 3.62 Оценка необходимости замены тепловых сетей Удельный вес сетей, Величина Замена тепловых и паровых Величина нуждающихся в капиталовложений с сетей в двухтрубном № капиталовложен замене в общем 2013 - 2018 гг.

исчислении сетей в год сценария ий в год, тыс.

протяжении всех накопительным руб. тепловых сетей в итогом, тыс. руб.

% км 2018 г., % 1 34 3,1 28,16 240 458 1 442 2 20 5,4 49,47 512 405 3 074 3 10 7,1 64,69 658 856 3 953 4 0 8,7 79,91 805 306 4 831 Безусловно, форма 1-ТЕП не может предоставлять данные по полному кругу теплоснабжающих компаний Костромской области, однако можно предположить, что представленный выше расчет довольно точно соответствует общей ситуации по Костромской области в целом.

                                                               Расчет проведен на основании средней цены строительства 11 450 тыс. руб. за 1 км двухтрубной теплотрассы, полученной по данным следующих нормативных документов: Государственные сметные нормативы. Укрупненные нормативы цены строительства. Наружные тепловые сети. НЦС 81-02-13-2011., утвержденные Приказом Минрегиона РФ от 22.04.2011 №187 и Приказ Министерства регионального развития Российской Федерации от 04.10.2011. № 482, а также данным формы 1-ТЕП. Для укрупненной оценки стоимостных показателей строительства наружных тепловых сетей приняты следующие допущения:

в городе прокладка тепловых сетей осуществляется в непроходных каналах с изоляцией матами и стеклопластиком, в сельской местности осуществляется прокладка стальных трубопроводов с изоляцией матами и стеклопластиком на низких опорах, коэффициент перехода от цен базового района (Московская область) к уровню цен Костромской области равен 0,69. Нормативы цены строительства рассчитаны в ценах на 1 января 2011 года.

Заключение В соответствии с Техническим заданием на НИР разработаны схема и программа развития электроэнергетики Костромской области на 2014-2018 гг.

Основные выводы из проведенного исследования следующие.

1. По объему ВРП Костромская область занимает последнее место в ЦФО и место в Российской Федерации. Вместе с тем, по ВРП на душу населения Костромская область в рамках ЦФО обходит Орловскую, Тамбовскую, Брянскую и Ивановскую области. Структура ВРП, производимого в Костромской области, отражает ее специализацию в экономике России. Сельское и лесное хозяйство формирует более 10% ВРП Костромской области, что значительно выше средних показателей по России и ЦФО и находится на уровне регионов Черноземья с развитым сельским хозяйством и меньшей урбанизацией. Вклад промышленности в создание ВРП находится на уровне 32-34%, что в целом соответствует аналогичному показателю по России. Однако, в структуре промышленности повышенную роль играет производство и распределение электроэнергии, газа и воды, что связано с работой Костромской ГРЭС, имеющей федеральное значение. Доля обрабатывающей промышленности в структуре ВРП заметно выше, чем в среднем по стране, но ниже, чем в среднем по ЦФО (за исключением Москвы). Вместе с тем основная часть ВРП приходится на сферу услуг (около 41%), что несколько меньше, чем в среднем по России. В сфере услуг доминирует торговля, а также государственное управление и обеспечение военной безопасности.

2. В кризис 2008-2009 гг. рост экономки области был прерван, снижение ВРП за 2009 г. составило 9,8%. Падение ВРП в Костромской области было несколько меньшим, чем в среднем по ЦФО, а последующее восстановление показателей в 2010 г. – более активным (в то время как ВРП ЦФО вырос на 3% ВРП Костромской области увеличился на 6,3%). Таким образом, экономика Костромской области оказалась более устойчивой к кризисным явлениям по сравнению с другими регионами Центральной России. Динамика промышленного производства Костромской области соответствует общим для России тенденциям.



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 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.