Постановление Губернатора Вологодской области от 25.06.2015 N 386 "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Вологодской области на 2016 - 2020 годы"
ГУБЕРНАТОР ВОЛОГОДСКОЙ ОБЛАСТИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 25 июня 2015 г. № 386
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ВОЛОГОДСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2016 - 2020 ГОДЫ
В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" постановляю:
1. Утвердить прилагаемые Схему и программу развития электроэнергетики Вологодской области на 2016 - 2020 годы (далее - Программа).
2. Рекомендовать распределительным сетевым компаниям, осуществляющим свою деятельность на территории Вологодской области, разрабатывать инвестиционные программы на основе Программы.
3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его подписания и подлежит официальному опубликованию.
Губернатор области
О.А.КУВШИННИКОВ
Утверждена
Постановлением
Губернатора области
от 25 июня 2015 г. № 386
СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ВОЛОГОДСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2016 - 2020 ГОДЫ
1. Общие положения
1.1. Основания для разработки Схемы:
1) Федеральный закон от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике";
2) Федеральный закон от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности";
3) постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";
4) постановление Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года № 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности";
5) необходимость обеспечения сетевых компаний актуальной информацией для формирования инвестиционных программ.
Цели разработки Схемы:
формирование плана мероприятий по развитию энергетики Вологодской области, включая приоритеты технической, экологической и инновационной политики, разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики;
разработка экономических, технических, организационных и правовых условий, обеспечивающих надежное и безопасное функционирование системы обеспечения электроэнергией хозяйственного комплекса Вологодской области;
разработка прогноза развития электроэнергетики, основанного на системе инвестиционных приоритетов развития, обеспечивающей устойчивость электроснабжения;
скоординированное развитие объектов генерации и электросетевых объектов в Вологодской энергосистеме (далее - ЭС) на пятилетний период по годам (с учетом ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации электросетевых объектов и генерирующих мощностей);
скоординированное развитие распределительных и магистральных электрических сетей в ЭС на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе (с учетом ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры);
информационное обеспечение деятельности органов исполнительной власти при формировании политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов.
1.2. Основными задачами разработки Схемы являются:
планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию;
формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории области.
2. Общая характеристика Вологодской области
Вологодская область расположена на севере Европейской части России в 500 км от Москвы. По площади является одной из крупных областей Российской Федерации и составляет почти 1% ее территории (145.7 тыс. кв. км); наибольшая протяженность с севера на юг - 385 км, с запада на восток - 650 км.
Вологодская область граничит на севере с Архангельской областью, на востоке - с Кировской областью, на юге - с Костромской и Ярославской областями, на юго-западе - с Тверской и Новгородской областями, на западе - с Ленинградской областью, на северо-западе - с Республикой Карелия.
На 1 января 2015 года численность постоянного населения области составила 1191.010 тыс. человек.
В состав Вологодской области входят города областного значения Великий Устюг, Вологда, Сокол и Череповец, а также 26 районов - Бабаевский, Бабушкинский, Белозерский, Вашкинский, Великоустюгский, Верховажский, Вожегодский, Вологодский, Вытегорский, Грязовецкий, Кадуйский, Кирилловский, Кичменгско-Городецкий, Междуреченский, Никольский, Нюксенский, Сокольский, Сямженский, Тарногский, Тотемский, Усть-Кубинский, Устюженский, Харовский, Чагодощенский, Череповецкий, Шекснинский.
Административным центром Вологодской области является город Вологда.
Города Вологодской области
N
п/п
Город
Год образования
Население на 01.01.2015, тыс. чел.
N
п/п
Город
Год образования
Население на 01.01.2015, тыс. чел.
1
Вологда
1147
316.614
8
Грязовец
1780
15.08
2
Череповец
1777
316.758
9
Кадников
1780
4.8
3
Сокол
1932
37.72323
10
Кириллов
1776
7.5
4
Великий Устюг
1147
31.9
11
Красавино
1947
6.4
12
Никольск
1780
8.06
5
Бабаево
1925
11.62
13
Тотьма
1138
9.8
6
Белозерск
862
9.38
14
Устюжна
1340
8.9
7
Вытегра
1773
10.3
15
Харовск
1954
9.5
Занимая чуть менее 1% территории России, Вологодская область имеет серьезные позиции в экономике страны.
В области производятся:
каждая седьмая тонна российского проката и стали;
каждая девятая тонна минеральных удобрений;
каждый одиннадцатый кубометр клееной фанеры.
Объем отгруженной промышленной продукции в области в расчете на душу населения более чем в 1.3 раза выше среднероссийского показателя. Среди субъектов Российской Федерации по этому показателю Вологодская область занимает 20 место.
Специализируется Вологодская область и на выпуске продукции пищевой промышленности - молочной продукции, масла животного, мяса и мясопродуктов, кондитерских изделий.
Особенности климата, истории и географическое положение (северная ветка Транссиба, газопроводы, речное сообщение) предопределили основные характеристики экономики области, развития ее социальной системы и системы расселения: наличие базового сектора экономики - металлургии, химии (производство удобрений), лесопромышленного комплекса. Высокая степень индустриального развития региона определяет лидирующие позиции в общероссийском производстве промышленной продукции.
На долю промышленности области приходится более трети объема ВРП, в то время как доля промышленности в российском ВВП - 30%. Доли металлургии, химической промышленности и лесопромышленного комплекса в общем объеме экспорта из Вологодской области составляют 51.3%, 34.9% и 10.2% соответственно.
Вологда - один из крупнейших на Северо-Западе транспортных узлов, имеющий выходы на север (Мурманск, Архангельск, Карелия), на запад (Санкт-Петербург), на восток (Киров, Екатеринбург), а также на южные направления (Ярославль, Москва). По территории области проходят железные дороги, связывающие Москву с Архангельском и Санкт-Петербург с Уралом (с выходом на Транссибирскую магистраль). Федеральные автомагистрали проходят по территории области в северном (М8 "Холмогоры"): Москва - Ярославль - Вологда - Архангельск) и восточном направлениях (А114: а/д М18 - Новая Ладога - Вологда). Кроме того, в области развита сеть водного транспорта. По ее территории проходят два крупных речных канала Северо-Запада Российской Федерации: Волго-Балтийский водный путь и Северодвинская шлюзованная система. Особое значение для области имеет Волго-Балтийский водный путь, который связывает Санкт-Петербург с Москвой и городами Волги, Камы, Дона, обеспечивая выход к Беломоро-Балтийскому каналу, в Белое, Каспийское, Черное и Средиземное моря.
Важнейшее значение для экономики области имеет трубопроводный транспорт. По территории Вологодской области проходит магистральный нефтепровод из Возейского месторождения (Тимано-Печорская группа месторождений) - Ухта - Котлас - Тотьма - Грязовец - Москва, а также системы газопроводов (часть газопровода "Сияние Севера" из Тимано-Печорского территориально-производственного комплекса и часть газопроводов из Западной Сибири), в том числе Ухта - Торжок, Пунга - Вуктыл - Ухта - Грязовец и Нижний Новгород - Череповец.
Развитие газификации области осуществляется на основании Генеральной схемы газификации и газоснабжения Вологодской области.
Вологодская область является своеобразным коридором мощного газового потока в другие регионы России и зарубежные страны. Ежегодно по системе газопроводов Ухта - Торжок и Пунга - Вуктыл - Ухта - Грязовец перекачивается более 150 млрд. кубометров природного газа, при этом на территории области потребляется около 5% объема транспортируемого газа.
Источником газа служат месторождения северных районов Тюменской области и Вуктыльского месторождения Республики Коми.
В рамках реализации ОАО "Газпром" инвестиционных проектов на территории области построены следующие объекты газотранспортной системы:
"Северные районы Тюменской области - Торжок" (5 нитка)", включая КС "Нюксеницкая"; "Починки - Грязовец"; "Северо-Европейский газопровод. Участок Грязовец - Выборг, 1 и 2 нитки", включая КС "Грязовецкая", КС "Бабаевская", КС "Шекснинская"; "Система магистральных газопроводов Ухта - Торжок, 1 очередь", включая КС "Новонюксенская", КС "Новоюбилейная".
Газотранспортная система области представляет собой 4569.9 км магистральных газопроводов и газопроводов-отводов в однониточном исполнении, 5 компрессорных станций, 37 газопроводов-отводов общей протяженностью 643.4 км, 37 газораспределительных станций.
Уровень газификации природным и сжиженным газом по состоянию на 1 января 2015 года составляет 87.41%, в том числе: в городах и поселках городского типа - 96.32%, в сельской местности - 70.94%.
В результате большой протяженности территории области с запада на восток (650 км) экономическое положение отдельных частей области сильно различается. Наиболее благоприятное экономическое и транспортное положение характерно для южной и западной частей области, расположенных в непосредственной близости к развитым регионам Центрального и Северо-Западного федерального округа. Здесь сосредоточена большая часть экономического потенциала, транспортных потоков, большая часть населения области. Обширная северо-восточная часть области характеризуется удаленностью от крупных промышленных центров, менее развитой транспортной сетью и, как результат, меньшей освоенностью территории.
3. Анализ существующего состояния
электроэнергетики Вологодской области
3.1. Характеристика энергосистемы
По данным филиала ОАО "СО ЕЭС" Вологодское РДУ, третья часть потребности области в электроэнергии обеспечивается электростанциями ОАО "ОГК-2" (Череповецкая ГРЭС), ОАО "ТГК-2" (Вологодская ТЭЦ) и ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго" (Красавинская ГТ ТЭЦ), более 36% электроэнергии вырабатывается блок-станциями промышленных предприятий и гидроэлектростанциями ФГУ "Волго-Балтийское государственное бассейновое управление водных путей и судоходства". Остальная электроэнергия поступает с оптового рынка электроэнергии из-за пределов области. Поставка электроэнергии осуществляется по ВЛ 750 кВ от Калининской АЭС и двум ВЛ 500 кВ от Конаковской ГРЭС и Костромской АЭС.
В 2014 году в поставке электроэнергии с оптового рынка на территорию области участвовали:
N
п/п
Наименование организации
Покупка с ОРЭМ, млн. кВтч
% соотношения
1
ОАО "Вологодская сбытовая компания"
4217.93
52.3%
2
ОАО "Межрегионэнергосбыт"
223.43
2.8%
3
ОАО "Мосэнергосбыт"
0.63
0.0%
4
ОАО "Оборонэнергосбыт"
6.54
0.1%
5
ООО "Дизаж М"
46.02
0.6%
6
ООО "Инженерные изыскания"
2219.64
27.6%
7
ООО "Русэнергосбыт"
1055.57
13.1%
8
ООО "Русэнергоресурс"
116.77
1.5%
9
ООО "Союзэнерготрейд"
163.26
2.0%
Итого:
8049.79
100.0%
Эксплуатацией электрических сетей 220 - 750 кВ в области занимается Вологодское предприятие магистральных электрических сетей, филиал ОАО "ФСК ЕЭС". Протяженность сетей напряжением 750 кВ составляет 180.7 км, напряжением 500 кВ - 702.6 км, 220 кВ - 1013.6 км.
Транспортировка электроэнергии по территории области осуществляется по сетям, в подавляющем большинстве принадлежащим филиалу ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго". Эксплуатацию электросетевого хозяйства осуществляют 5 производственных отделений филиала: Вологодские, Череповецкие, Великоустюгские, Тотемские, Кирилловские электрические сети.
На территории области находится 217 понизительных подстанций напряжением 35 - 110 кВ и 9281 трансформаторная подстанция напряжением 6 - 10/0.4 кВ, принадлежащих филиалу ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго", и 26 понизительных подстанций напряжением 35 - 110 кВ, собственниками которых являются другие территориальные сетевые организации и потребители.
Протяженность линий, принадлежащих филиалу ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго", составляет:
N
п/п
Наименование объекта
Количественные показатели
1
ВЛ-110 кВ
3082.0 км по трассе и 3902.899 км по цепям
2
ВЛ-35 кВ
3250.3 км
3
ВЛ-6 - 10 кВ
19614.7 км
4
ВЛ-0.4 кВ
13122.2 км
5
КЛ-6 - 10 кВ
72.4 км
6
КЛ-0.4 кВ
38.5 км
Коммунальная электроэнергетика области представлена 4 государственными энергетическими предприятиями (ГП ВО "Областные электротеплосети", ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго", ГП ВО "Череповецкая электротеплосеть", ГП ВО "Вожегодская электротеплосеть") и 9 муниципальными и частными предприятиями, обеспечивающими электроснабжение городов и районных центров области.
Предприятиями коммунальной энергетики обслуживаются более 6.5 тыс. км линий электропередачи 0.4/6/10/35 кВ и 2476 шт. трансформаторных подстанций 6 - 10/0.4 кВ.
Доля производства энергии путем использования возобновляемых энергоресурсов в Вологодской области на сегодняшний день составляет менее 1%. К 2020 году есть возможность за счет применения имеющегося в области потенциала биоресурсов, прежде всего древесины, торфа, увеличить долю производства энергии из возобновляемых энергоресурсов в 2.5 раза.
В 2005 году в Вологодской области построена промышленная мини-ТЭЦ "Белый Ручей" мощностью 6 МВт, работающая на древесных отходах. Мини-ТЭЦ обеспечивает выработку электроэнергии и тепла за счет переработки низкосортной древесины и отходов лесопереработки. Некоммерческим партнерством "Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью" 8 октября 2012 года ОАО ПМ-ТЭЦ "Белый Ручей" выдано свидетельство о квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе возобновляемого источника энергии.
В 2006 году на ОАО "Великоустюгский фанерный комбинат "Новатор" пущена мини-ТЭЦ мощностью 3 МВт, работающая на древесных отходах. Пуск мини-ТЭЦ позволил на 68% обеспечить комбинат собственной электрической энергией, производить ежемесячно утилизацию приблизительно 7 тыс. плотных отходов деревообработки, что позволяет исключить экологические штрафы.
В 2010 году в г. Красавино Великоустюгского района была запущена газотурбинная ТЭЦ мощностью 63.8 МВт (заказчик - ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго"), что позволяет обеспечить электрической и тепловой энергией инфраструктуру города Красавино, а также существенно снизить потери на передачу электрической энергии и увеличить надежность и качество энергоснабжения северо-восточных районов Вологодской области.
В 2014 году введены в эксплуатацию:
энергоблок ПГУ 110 МВт Вологодской ТЭЦ - с 24 марта 2014 года, установленной мощностью 102.1 МВт;
энергоблок № 4 Череповецкой ГРЭС - с 1 сентября 2014 года, установленной мощностью 421.6 МВт.
В Вологодской области традиционно использовалась энергия малых рек для выработки электрической энергии для электрификации удаленных населенных пунктов. В 50 - 60-х годах XX века в области эксплуатировалось 46 гидроэлектростанций малой мощности, в настоящее время осталось только 3.
3.2. Динамика потребления электроэнергии
В целях выявления тенденции изменения электрических нагрузок за прошедший период проведен анализ динамики изменения потребления электроэнергии потребителями Вологодской области за период 2010 - 2014 годов, а также анализ структуры потребления электроэнергии. Как видно из диаграммы, изменение суммарного потребления электроэнергии потребителями Вологодской области в целом по энергосистеме происходит без резких колебаний. Темп роста потребления в 2010 году составил 5.8% по отношению к 2009 году. В период 2011 - 2013 годов потребление электрической энергии в регионе незначительно снизилось, но наметилась тенденция стабильности. Показатели 2014 года свидетельствуют о незначительном увеличении уровня потребления электроэнергии в сравнении с прошлым годом: производство - 9115.237 млн. кВтч, потребление - 13532 млн. кВтч.
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Потребление электроэнергии
13606
13599
13532
13423
13532
Динамика производства и потребления электроэнергии
в Вологодской энергосистеме за период 2010 - 2014 годов
3.3. Структура потребления электроэнергии предприятиями
Вологодской области по видам экономической деятельности
в 2014 году (по данным электробаланса, в процентах)
А - сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство;
Б - обрабатывающие производства;
В - транспорт и связь;
Г - строительство;
Д - предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг;
Е - прочие виды деятельности;
Ж - производство и распределение электроэнергии, газа и воды, в том числе:
З - собственные нужды электростанций;
И - сбор, очистка и распределение воды;
К - прочие нужды.
3.4. Перечень основных крупных потребителей
электрической энергии и мощности
(с присоединенной мощностью более 2.5 МВА)
тыс. кВтч
N
п/п
№ договора
Контрагент
Дата договора
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
1
7100
ОАО "Вологодский текстиль"
12.05.2008
3389.3
4005.1
1982.4
167.0
109.6
2
11
ООО "РН-Архангельскнефтепродукт"
01.01.2008
3129.0
2470.2
1964.0
1417.4
1343.7
3
2590/4
НАО "СВЕЗА Новатор"
01.06.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
9270.3
4
6
ОАО "Агроскон"
01.01.2007
5898.5
6230.9
5075.9
4702.1
2185.7
5
222
ОАО "Вологодская механизированная колонна № 19"
01.01.2007
389.8
369.0
331.0
275.4
347.1
6
64
ООО "Вологодский аккумуляторный завод"
01.01.2008
373.2
401.3
392.3
557.8
770.0
7
8
ОАО "Вологодский вагоноремонтный завод"
01.01.2008
8130.3
7559.8
7173.8
6492.1
7200.3
8
5
ОАО "Вологодский машиностроительный завод"
01.01.2008
4704.3
4850.6
4689.5
4015.2
2144.7
9
185
ООО "Вологодский станкостроительный завод"
01.01.2011
0.0
1719.1
1552.4
1311.8
328.7
10
45
ООО "Вологодское Мороженое"
01.07.2009
14854.8
12199.4
13488.8
13231.1
21296.6
11
2082/2
ООО "Волтекс-М"
01.12.2011
0.0
95.6
1160.2
1187.4
691.6
12
5612/2
ООО "Вохтожский ДОК"
01.02.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
35777.3
13
3041
ЗАО "ГЕРО СЗ Заря"
01.01.2007
0.0
0.0
243.9
927.9
359.7
14
4
ОАО "Завод ЖБИиК"
01.01.2008
2597.4
2980.8
2760.2
3016.2
3099.8
15
6436/2
СХПК Комбинат "Тепличный"
11.07.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
3913.4
16
46
МУП "Коммунальные системы"
01.04.2010
2533.1
11316.1
12952.0
12321.4
11450.6
17
4024/225
ОАО Пищевой комбинат "Вологодский"
01.07.2013
0.0
0.0
0.0
3580.1
6837.9
18
2
ОАО "Северный коммунар"
01.01.2008
4601.1
4843.6
5137.0
4799.5
3951.9
19
6435/2
ОАО "Солдек"
11.07.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
2930.8
20
20
ОАО "Стройиндустрия"
01.01.2008
1001.1
1718.6
2002.2
2042.3
2173.0
21
32
ООО "Харовсклеспром"
01.01.2008
7440.2
7137.4
7664.2
9507.6
10872.4
22
12
ОАО "Белозерский леспромхоз"
01.01.2008
4559.6
4648.7
4576.1
4347.8
4362.3
23
18
ООО "ЛДК № 2"
21.05.2010
2155.7
5879.4
6949.7
7165.1
7289.6
24
2353/6
ОАО "Промышленная мини-ТЭЦ "Белый ручей"
01.11.2012
0.0
0.0
10.7
140.6
76.1
25
555
ПАО "Северсталь"
01.05.2010
5507.3
6996.1
7918.2
8466.3
8560.2
26
179
ЗАО "Вологодский мясокомбинат"
01.01.2008
10371.3
9595.8
9368.0
8690.6
8158.8
27
183/1
ОАО "ВОМЗ"
01.03.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
5470.0
28
214/1
ОАО "Межрегионэнергосбыт"
01.01.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
63044.9
29
282/1
ОАО "Мосэнергосбыт"
01.11.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
55.6
30
1116/2
ООО "Русэнергосбыт"
01.07.2011
0.0
2574.7
19752.9
18500.6
19669.2
31
3012
ОАО "Сокольский ДОК"
01.01.2008
15555.7
13878.1
14119.2
16710.2
16833.5
32
152/1
АО "ФосАгро-Череповец"
01.01.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
177492.5
33
75
ООО "Энерготехснаб"
27.04.2001
494.3
425.6
147.1
175.8
61.0
34
4138/3
ООО "Газпром теплоэнерго Вологда"
01.12.2012
0.0
0.0
4798.3
47043.5
46392.5
35
11
ОАО "ОГК-2"
01.01.2009
379.6
619.8
489.9
450.8
529.7
36
16
ОАО "РЖД"
19.01.1999
3427.5
2232.0
2352.3
2276.5
1942.2
37
1284
ООО "Северсталь ТПЗ-Шексна"
01.10.2010
1553.8
8266.9
9612.2
10559.6
11946.8
38
29
ОАО "Смердомский стеклозавод"
01.01.2008
10331.2
9778.0
9637.3
8843.9
10360.1
39
5775/3
ЗАО "Череповецкий завод металлоконструкций"
03.02.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
3105.6
40
17
ОАО "Череповецкий завод силикатного кирпича"
01.01.2008
3480.3
4005.5
4743.1
4752.0
4719.6
41
5747/3
ЗАО "ЧФМК"
01.01.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
52558.8
42
5776/3
ООО "Шекснинские корма"
01.01.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
2915.4
43
4532/3
ООО "Шекснинский бройлер 2"
01.04.2013
0.0
0.0
0.0
6392.9
8280.4
44
5
ООО "ШКДП"
01.01.2008
89771.6
93691.2
95515.2
97344.3
103861.1
Данные Вологодского РДУ на 23 марта 2015 года
- собственный максимум потребления мощности
на территории Вологодской области за 2010 - 2014 годы
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Собственный максимум потребления мощности
2007
2075
1982
1950
2025
3.5. Динамика изменения максимума нагрузки
3.6. Динамика производства тепловой энергии
Производство энергетических ресурсов
2000
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Производство электроэнергии <1>, млн. кВтч
6190
7770
6831
7861
7855
7513
8091
Производство теплоэнергии <1>, млн. Гкал
19.6
19.9
18.9
19.7
19.1
19.2
18.9
Удельный расход топлива на один отпущенный киловатт-час электроэнергии, кг/кВтч
369
332
361
368
331
334
297
На одну отпущенную Гкал, кг/Гкал
182
179
176
172
175
174
175
--------------------------------
<1> С учетом оценки объемов малого предпринимательства.
3.7. Структура отпуска тепловой энергии
от электростанций и котельных Вологодской области
ТЭС
38%
Котельные
40%
Прочие установки
22%
3.8. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии
Годовое потребление тепловой энергии, млн. Гкал
ПАО "Северсталь"
5.90
АО "ФосАгро-Череповец"
4.69
ОАО "Сокольский ЦБК", ООО "Сухонский ЦБК"
1.00
МУП "Вологдагортеплосеть" - теплоснабжение г. Вологды
2.29
МУП "Теплоэнергия" - теплоснабжение г. Череповца
2.70
3.9. Основное оборудование ТЭЦ Вологодской области
Перечень ТЭЦ Вологодской области
N
п/п
Наименование ТЭЦ
Собственник
Месторасположение
Установленная мощность
электрическая, МВт
тепловая, Гкал/час
ТЭС общего пользования
1
Череповецкая ГРЭС
ОАО "ОГК-2"
п. Кадуй
1051.6
39
2
Вологодская ТЭЦ
ОАО "ТГК-2"
г. Вологда
136.1
649
3
Красавинская ГТ ТЭЦ
ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго"
г. Красавино
63.8
57
ИТОГО
1251.5
675
Ведомственные промышленные ТЭС
4
ТЭЦ АО "ФосАгро-Череповец"
АО "ФосАгро-Череповец"
г. Череповец
102
815
5
ГТЭС АО "ФосАгро-Череповец"
АО "ФосАгро-Череповец"
г. Череповец
32
6
ТЭЦ ОАО "ПМТЭЦ" "Белый Ручей"
ОАО "ПМТЭЦ" "Белый Ручей"
пос. Депо
6.0
42.0
7
ТЭЦ ПАО "Северсталь"
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
507
1962
в том числе
7.1
ТЭЦ ПВС
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
286
1265
7.2
ТЭЦ ЭВС-2
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
160
600
7.3
ГУБТ
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
7.4
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
45
97
7.5
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
7.6
УЭС ТСЦ
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
16
-
8
ЭСН КС-15
Нюксенское ЛПУ МГ ООО "Газпром трансгаз Ухта"
с. Нюксеница
7.5
-
ИТОГО
654.5
2819
ВСЕГО
1906
3494
Прочие ТЭЦ производственных предприятий, не участвующие в балансе СО
9
ТЭЦ ОАО "Великоустюгский ФК "Новатор"
ОАО "Великоустюгский ФК "Новатор"
пос. Новатор
3.0
16.8
10
ТЭЦ ОАО "ВОМЗ"
ОАО "Вологодский оптико-механический завод"
г. Вологда
5.3
25.8
11
Другие промышленные ТЭЦ: ТЭЦ ОАО "Сокольский ЦБК", ТЭЦ ОАО "Сухонский ЦБК", ТЭЦ ООО "Вологодская бумажная мануфактура", ТЭЦ ОАО "Агростройконструкция", ТЭЦ ОАО "Харовсклеспром"
ОАО "Сокольский ЦБК", ОАО "Сухонский ЦБК", ООО "Вологодская бумажная мануфактура", ОАО "Агростройконструкция", ОАО "Харовсклеспром"
г. Сокол, г. Вологда, г. Харовск
54.65
237.49
ИТОГО:
62.95
280.09
ВСЕГО:
1968.95
3777.09
Наиболее крупными ТЭС в Вологодской области по теплу являются Вологодская ТЭЦ ОАО "ТГК-2" (соответственно, 6.9 и 17.3% от суммарной установленной электрической и тепловой мощности региона), ТЭЦ ПВС ОАО "Северсталь" (20.3% и 33.5%), ТЭЦ ЭВС-2 ОАО "Северсталь" (11.4% и 15.9%) и ТЭЦ АО "ФосАгро-Череповец" (9.5% и 21.6%).
Наименьшей по установленной тепловой мощности из ТЭС общего пользования является Череповецкая ГРЭС.
На долю установленной мощности ведомственных ТЭС приходится 46.5% и 82.0% соответственно суммарной установленной электрической и тепловой мощности ТЭС области.
ТЭС общего пользования:
1. Череповецкая ГРЭС - конденсационная электростанция, находящаяся в поселке городского типа Кадуй Кадуйского муниципального района Вологодской области России. ГРЭС введена в эксплуатацию 22 декабря 1976 года. С 1 ноября 2011 года является филиалом ОАО "ОГК-2".
Основное топливо станции - газ и уголь, резервное топливо - мазут.
Череповецкая ГРЭС обеспечивает электрической энергией Вологодско-Череповецкий узел, а также теплом и питьевой водой п. Кадуй.
Состав основного оборудования
Череповецкой ГРЭС на 1 января 2015 года
Состав основного оборудования
Ст. N
Тип
Установленная мощность
Паропроизводительность, тн/час
Расчетные параметры свежего пара
Год ввода в эксплуатацию
Наработка, тыс. час.
Год достижения паркового/индивидуального ресурса
электрическая, МВт
тепловая, Гкал/час
давление кгс/кв. см
темп-ра, C
Паровые турбины
1
К-210-130-3
210
-
-
13.3
540
1976
248.0
2016
2
K-210-130-3
210
-
-
13.3
540
1977
240.8
2017
3
К-210-130-3
210
-
-
13.3
540
1978
237.4
2014
ПГУ
4
SGT5-4000F, SST5-3000
421.6
-
-
2014
ТФУ
б/н
РОУ
-
39
Паровые котлоагрегаты
1
ТПЕ-208-335 TK3 (А, Б)
-
-
670
14.3
555
1976
248.0
-
2
ТПЕ-208-335 TK3 (А, Б)
-
-
670
14.3
555
1977
240.8
-
3
ТПЕ-208-335 ТК3 (А, Б)
-
-
670
14.3
555
1978
237.4
-
4
КУ-Еп-270
-
-
632
1.3
560
2014
Итого
1051.6
39
2642
-
-
-
-
-
в том числе РОУ
-
39
-
-
-
-
-
-
В состав основного оборудования ГРЭС входят три конденсационные паровые турбины типа К-210 и три двухкорпусных паровых котла типа ТПЕ-208-335 суммарной паропроизводительностью 2.01 тыс. тн/час.
В состав основного оборудования энергоблока № 4 (ПГУ) входят газовая турбина типа SGT5-4000F установленной электрической мощностью 280 МВт, трехконтурный горизонтальный котел-утилизатор Еп-270 и конденсационная паровая турбина типа SST5-3000 установленной электрической мощностью 140 МВт.
Дополнительно на данной станции требуется решение вопроса о реконструкции и (или) выводе из эксплуатации основного паросилового энергетического оборудования энергоблоков К-210-130, индивидуальный продленный ресурс которых заканчивается в 2014 году и в 2016 - 2017 годах.
Основные технико-экономические показатели
работы Череповецкой ГРЭС в 2010 - 2014 годах
N
п/п
Наименование
Един. изм.
Величина на конец года
2010
2011
2012
2013
2014
1
Установленная мощность
- электрическая
МВт
630
630
630
630
1051.6
- тепловая
Гкал/час
39
39
39
39
39
в том числе РОУ
Гкал/час
39
39
39
39
39
2
Располагаемая мощность
- электрическая
МВт
630
630
630
630
630
- тепловая
Гкал/час
39
39
39
39
39
3
Максимум нагрузки
- электрической
МВт
640
634
636
н/д
н/д
- тепловой
Гкал/час
25
34
29
н/д
н/д
4
Выработка электроэнергии, всего
млн. кВтч
3311.0
3184.4
2549.8
2753.0
3208.4
в том числе по конденсационному циклу
млн. кВтч
3233.8
3111.7
2485.5
н/д
н/д
тоже в % от суммарной выработки
%
97.7
97.7
97.5
н/д
н/д
2. Вологодская ТЭЦ расположена в городе Вологде.
Входит в состав ОАО "ТГК-2", предназначена для снабжения предприятий и населения г. Вологды теплом в паре и в горячей воде.
По состоянию на 1 января 2015 года суммарная установленная мощность Вологодской ТЭЦ составила: электрическая - 136.1 МВт, тепловая - 652 Гкал/час, в том числе отборов паровых турбин - 182 Гкал/час.
Состав основного оборудования
Вологодской ТЭЦ на 1 января 2015 года
Состав основного оборудования
Ступень N
Тип
Установленная мощность
Паропроизводительность, тн/час
Расчетные параметры свежего пара
Год ввода в эксплуатацию
Наработка, тыс. час.
Год достижения паркового/индивидуального ресурса
электрическая, МВт
тепловая, Гкал/час
давление, кгс/кв. см
температура, °C
Паровые турбины
1
ПТ-12-35/10М
12
54.5
-
0.35
435
1991
124.1
2036
2
ПТ-12-3.4/1.0
12
54.5
-
0.35
435
2001
67.1
2046.
3
Р-10-35/5М
10
69
-
0.35
435
1972
279.5
2013
Блок ПГУ
4
PG6111 (FA)
77
-
2014
5
Т-28/35-8.8/0.1
25.1
70
2014
Паровые котлоагрегаты
1
БКЗ-50-39Ф
-
-
50
0.39
440
1955 г.
283.7
2014 г.
2
БКЗ-50-39Ф
-
-
50
0.39
440
1955 г.
286.0
2013 г.
3
БКЗ-50-39Ф
-
-
50
0.39
440
1958 г.
310.7
2015 г.
4
БКЗ-50-39Ф
-
-
50
0.39
440
1959 г.
283.3
2014 г.
5
БКЗ-75-39ФБ
-
-
75
0.39
440
1965 г.
282.0
2016 г.
6
БКЗ-75-39ФБ
-
-
75
0.39
440
1971 г.
240.7
2016 г.
Котел, утилизация
HRSG
-
-
128.8
0.9
325
2014
Пиковые водогрейные котлы
1
КВГМ-100
-
100
-
-
-
1980 г.
107.1
2016 г.
2
КВГМ-100
-
100
-
-
-
1981 г.
86.9
2016 г.
3
КВГМ-100
-
100
-
-
-
1989 г.
55.1
2013 г.
4
КВГМ-100 <*>
-
100
-
-
-
1998 г.
10.2
-
Итого
136.1
649
478.8
-
-
-
-
-
в том числе отборов паровых турбин
-
249
-
-
-
-
-
-
Технологическая тепловая схема Вологодской ТЭЦ с поперечными связями. В состав основного оборудования станции входят турбоагрегаты типа ПТ-12 и Р-10, а также паровые котлоагрегаты типа БКЗ-50 и БКЗ-75 суммарной паропроизводительностью 350 тн/час.
Также на ТЭЦ установлены четыре пиковых водогрейных котлоагрегата типа КВГМ-100 суммарной установленной мощностью 400 Гкал/час. В 2006 году водогрейный котел ступени 4 выведен из эксплуатации и находится на консервации.
В 2014 году на территории Вологодской ТЭЦ завершено строительство нового теплофикационного энергоблока ПГУ-110 установленной электрической мощностью 102.1 МВт, тепловой - 70 Гкал/час. В состав основного оборудования энергоблока ПГУ-110 входят газовая турбина типа PG 6111 (FА) установленной электрической мощностью 77.0 МВт, двухконтурный паровой котел-утилизатор и теплофикационная турбина типа Т-28/35-8.8/0.1 установленной электрической мощностью 25.1 МВт, тепловой - 70 Гкал/час.
Ввод в эксплуатацию нового энергоблока ПГУ-110 состоялся 24 марта 2014 года. После ввода ПГУ суммарная установленная мощность Вологодской ТЭЦ составляет 136.1 МВт, тепловая - 649 Гкал/час.
Основным топливом ТЭЦ является природный газ, резервным - мазут.
Система теплоснабжения от Вологодской ТЭЦ централизованная, закрытая. Теплоснабжение объектов осуществляется по магистральным трубопроводам протяженностью по трассе 20.2 км. Протяженность паровой тепловой сети - 0.2 км.
Основные технико-экономические показатели
работы Вологодской ТЭЦ в 2010 - 2014 годах
N
п/п
Наименование
Един. изм.
Величина на конец года
2010
2011
2012
2013
2014
Примечание
1
Установленная мощность
- электрическая
МВт
34
34
34
34
136.1
- тепловая
Гкал/час
582
582
582
582
649
в том числе отборов паровых турбин
Гкал/час
182
182
182
182
249
2
Располагаемая мощность
- электрическая
МВт
34
34
34
34
136.1
- тепловая турбоагрегатов
Гкал/час
182
182
182
182
249
3
Максимум нагрузки
- электрической
МВт
30
34
34
н/д
н/д
- тепловой
Гкал/час
243
243
252
н/д
н/д
4
Выработка электроэнергии, всего
млн кВтч
161.8
167.1
173.5
173.5
656.6
в том числе по конденсационному циклу
млн кВтч
0.0
0.2
0.0
0.0
тоже в % от суммарной выработки
%
0.0
0.1
0.0
0.0
3. Красавинская ТЭЦ
Установленная электрическая мощность - 63.8 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 40 Гкал;
по водогрейным котлам - 80 Гкал.
Паровые турбины
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ГТУ Titan Т-130S
2010
14.4
2
ГТУ Titan T-130S
2010
14.4
3
ГТУ Titan T-130S
2010
14.4
4
SST-300
2010
20.6
0.39
440
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Котел-утилизатор HRSG
2010
19.3
0.39
440
2
Котел-утилизатор HRSG
2010
19.3
3
Котел-утилизатор HRSG
2010
19.3
4
Паровой котел Bresson OKP-25
2010
25
5
Паровой котел Bresson OKP-25
2010
25
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (МВА)
Напряжение, кВ
1
LSA 58 BM-CL14/4р
2010
13.6
10.5
2
LSA 58 BM-CL14/4р
2010
13.6
3
LSA 58 BM-CL14/4р
2010
13.6
4
HTM 110Z04
2012
26.9
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (МВА)
Напряжение, кВ
1
TORc 32000/121
2009
32
110/10
2
TORc 32000/121
2009
4. ТЭЦ - ПВС ПАО "Северсталь"
Установленная электрическая мощность - 286 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 1215 Гкал;
по водогрейным котлам - 540 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Р-6
1956
6
0.9
500
2
ПТ-25-3
1951
25
0.9
500
3
ПТ-30-8.8
1996
30
0.9
500
4
C10-R12T
2012
25
0.9
5
ПТ-50-90/16
1961
50
0.9
500
6
Т-50-130
1962
50
1.3
550
7
Т-100-130
1971
100
1.3
550
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТП-170-1
1952
170
1.0
510
2
ТП-170-1
1952
170
1.0
510
3
ТП-170-1
1952
170
1.0
510
4
ТП-21
1958
170
1.0
510
5
ТП-21
1959
170
1.0
510
6
БКЗ-210-140-ФД
1961
210
1.4
560
7
БКЗ-210-140-ФД
1963
210
1.4
560
8
БКЗ-210-140-ФД
1968
210
1.4
560
9
БКЗ-210-140-ФД
1968
210
1.4
560
10
БКЗ-210-140-ФД
1969
210
1.4
560
Водогрейные котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры воды
1
ПТВМ-180
180
150 - 70
2
ПТВМ-180
180
3
ПТВМ-180
180
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
Т2-6-2
1957
6.0
6.3
2
Т2-25-2
1954
25.0
10.5
3
ТФП-25-2
2000
30.0
10.5
4
TIC-AFT
2012
31.5
10.5
5
ТВ-60-22
1961
60.0
10.5
6
ТВ-60-22
1964
60.0
10.5
7
ТВФ-120-2
1968
150.0
10.5
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
С1Т
ТДНГ 31.5/110
31.5
110/35/10
С2Т
ТДНГ 31.5/110
31.5
110/35/10
С3Т
ТДНГ 60/110
60
110/35/10
С4Т
ТДНГу 63/110
63.0
110/35/10
С5Т
ТДНГу 63/110
63.0
110/35/10
5. ТЭЦ ЭВС - 2 ПАО "Северсталь"
Установленная электрическая мощность - 160 МВт.
Установленная тепловая мощность - 630 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Тип (марка)
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ПТ-80/100-130/13
1986
80
1.3
555
2
ПТ-80/100-130/13
1986
80
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Еп-500-140 (модель ТПГЕ-431)
1986
500
1.4
560
2
Еп-500-140 (модель ТПГЕ-431)
1986
500
Генераторы:
Стационарный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТВФ-120-2
1986
120.0
10.5
2
ТВФ-110-2Е
1986
110.0
10.5
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
АТ-1
АТДЦНТ-125000-220/110/10
125.0
220/110/10
АТ-2
АТДЦНТ-125000-220/110/10
125.0
220/110/10
Вольтодобавочные трансформаторы
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
ВДТ 1-1
ЛТДН-40000-10/10
40.0
10/10
ВДТ 1-2
ЛТДН-40000-10/10
ВДТ 2-1
ЛТДН-40000-10/10
ВДТ 2-2
ЛТДН-40000-10/10
6. ТЭЦ АО "ФосАгро-Череповец"
Установленная электрическая мощность - 102 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 350 Гкал;
по водогрейным котлам - 180 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ПТ-12-35/10М
1973
12.0
0.39
440
2
ПТ-12-35/10М
1974
12.0
3
Р-12-35/5М
1978
12.0
4
Р-12-35/5М
1979
12.0
5
ПТ-12/13-3.4/1.0
2003
12.0
6
ПТ-30/35-3.4/1.0
2004
30.0
7
ПТ-12-3.4/0.6
2007
12.0
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
4
БКЗ-75-39ГМА
1978
75
0.39
440
6
БКЗ-75-39ГМА
1979
75
7
БКЗ-75-39ГМА
1980
75
8
БКЗ-75-39ГМА
1980
75
9
БКЗ-75-39ГМА
1981
75
10
БКЗ-75-39ГМА
1982
75
11
БКЗ-75-39ГМА
1983
75
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
Т2-12-2УЗ
1973
12.0
10.5
2
Т2-12-2УЗ
1974
12.0
10.5
3
Т2-12-2УЗ
1978
12.0
10.5
4
Т2-12-2УЗ
1979
12.0
10.5
5
Т2-12-2УЗ
2003
12.0
10.5
6
ТФП-36-2УЗ
2004
30.0
10.5
7
Т2-12-2УЗ
2007
12.0
10.5
Водогрейные котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры воды
2
ПТВМ-30М-4
1977
40
150 - 70
3
ПТВМ-30М-4
1977
40
5
КВГМ-100
1980
100
7. ГТЭС АО "ФосАгро-Череповец"
Установленная электрическая мощность - 32 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 56 Гкал.
Газовая турбина:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры газа
Р, кгс/кв. см
Т, °C
1
LM 2500 + G4 DLE, модель LM2500-RD-MGD02, заводской/серийный номер № 678-125
2012
32
0.39
360
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, Гкал
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
HRSG "ВАПОР"
2012
56
0.39
360
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
Brush типа BDAX 193ERH, модель 71-193
2012
32.0
10.5
8. ТЭЦ "Сокольский ЦБК"
Установленная электрическая мощность - 30 МВт.
Установленная тепловая мощность - 233 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ПР-6-35/10/5
1976
6
0.39
440
2
ПР-6-35/10/5
1984
6
3
П-6-35/5М
1967
6
4
П-6-35/5М
1969
6
5
П-6-35/5М
1971
6
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, тн/час
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ГМ-50-1
1981
50
0.39
440
2
ГМ-50-1
1975
50
3
ГМ-50-1
1973
50
4
ГМ-50-1
1985
50
5
БКЗ-75-39ГМА
1977
75
6
БКЗ-75-39ГМА
1966
75
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
Т2-6-2
1967
6.0
6.3
2
Т2-6-2
1969
3
Т2-6-2
1971
4
Т2-6-2
1976
5
Т2-6-2
1984
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТМ-5600-6/35
5.6
6/35
2
ТМ-5600-6/35
5.6
6/35
3
ТМ-5600-6/35
5.6
6/35
4
ТМ-2500-6/110
16.0
110
5
ТМ-2500-6/110
16.0
110
9. ТЭЦ ОАО "Сухонский ЦБЗ"
Установленная электрическая мощность - 24 МВт.
Установленная тепловая мощность - 133 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ПР-6-35/10/5
1975
6
0.39
440
2
ПР-6-35/10/5
1961
6
3
П-6-35/5М
1971
6
4
П-6-35/5М
1976
6
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ГМ-50-1
1970
50
0.39
440
7
БКЗ-75-39ФБ
1970
75
8
БКЗ-75-39ФБ
1979
75
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
Т2-6-2
1965
6.0
6.3
2
Т2-6-2
3
Т2-6-2
4
Т2-6-2
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТДН 1600-110/6.3
16.000
110/6.3
2
ТДН 1600-110/6.3
10. ТЭЦ ЗАО "Солдек"
Установленная электрическая мощность - 1.85 МВт.
Установленная тепловая мощность - 22 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Лаваль
1952
1.2
0.16
375
2
Лаваль
1951
0.65
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Тампанелла
1951
7.5
0.16
375
2
Тампанелла
1951
7.5
3
Тампанелла
1952
9
4
Тампанелла
1952
9
11. ТЭЦ ОАО "Стройиндустрия", Череповец
Установленная электрическая мощность - 1.5 МВт.
Установленная тепловая мощность - 39 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТГ-0.75А/0.4Р13/2 "Кубань"
2003
0.75
0.13
190
2
ТГ-0.75А/0.4Р13/2 "Кубань"
2003
0.75
0.13
190
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ДКВР-10-13
10
0.13
190
2
ДКВР-10-13
10
3
ДКВР-20-13
20
4
ДКВР-20-13
20
12. ТЭЦ ОАО "Агростройконструкция"
Установленная электрическая мощность - 2.1 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 67 Гкал;
по водогрейным котлам - 120 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТГ-0.75А/0.4Р13/2 "Кубань"
1997
0.75
0.13
190
2
ТГ-0.75А/0.4Р13/2 "Кубань"
1997
0.75
3
ТГ-0.75А/0.4Р13/2 "Кубань"
1997
0.75
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, тн/час
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
4
ДЕ-25-14
1979
25
0.13
190
5
ДЕ-25-14
1979
25
6
ДЕ-25-14
1979
25
7
ДЕ-25-14
1979
25
Водогрейные котлы
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, тн/час
Параметры воды
1
ПТВМ-30М-4
1983
40
150 - 70
2
ПТВМ-30М-4
1983
3
ПТВМ-30М-4
1983
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТГ-0.6/0.4
1997
0.6
0.4
2
ТГ-0.6/0.4
1997
0.6
3
ТГ-0.6/0.4
1997
0.75
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТМ 1000-10/0.4
1.0
10/0.4
2
ТМ 1000-10/0.4
3
ТМ 1000-10/0.4
4
ТМ 1000-10/0.4
13. ГЭС-31 Вытегорский РГС и С
Генераторы (пропеллерного типа):
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ВГСПМ 213/17-16
2000
0.76
6.3
2
ВГСПМ 213/17-16
2000
0.76
ГЭС-32 Вытегорский РГС и С
Генераторы (пропеллерного типа):
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ВГСПМ 213/17-16
2000
0.76
6.3
14. Шекснинский РГС и С
Генераторы (капсульного типа):
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
СГКВ 2-480/115-65
1974
6
3.15
2
СГКВ 2-480/115-65
1973
6
3
СГКВ 2-480/115-65
1965
6
4
СГКВ 2-480/115-65
1966
6
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТРДН-25000/110
1975
110/3
2
ТРДН-25000/110
1975
3
ТДГУ-20000/110
1965
4
ТДГУ-20000/110
1966
15. ТЭЦ ОАО "Новатор"
Установленная электрическая мощность - 3 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 28 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТГП 1.5/10.5-1.4/0.7
2002
1.5 МВт
0.13
250 C
2
ТГП 1.5/10.5-1.4/0.7
2002
1.5 МВт
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, тн/час
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
4
ДКВРПм 10-13-250
1986
10
0.13
250 C
5
ДКВРПм 10-13-250
1986
10
6
ДКВРПм 10-13-250
1986
10
7
ДКВРПм 10-13-250
2002
10
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (МВА)
Напряжение, кВ
1
ТК-1.5-23УХЛЗ
1.5
10
2
ТК-1.5-23УХЛЗ
1.5
16. ТЭЦ ОАО "ВОМЗ"
Установленная электрическая мощность - 3.5 МВт/
Паровая турбина:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТГ-3.5/10-Р12/1.2
2003
3.5
0.12
187
Генератор
Станционный номер
Марка
Год установки
Мощность, кВА
Напряжение, кВ
1
ТК-4-23УЗ
2003
3.5
10.5
17. ТЭЦ ООО "Харовсклеспром"
Установленная электрическая мощность - 0.75 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 49 тн/час (14 Гкал/час).
Турбина:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТГ 0.75А/0.4 Р13/2
2000
0.75
0.13
191
Котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ДКВР 10/13
1958
4.07
0.13
191
2
ДКВР 10/13
1958
4.07
0.13
191
3
ДКВР 10/13
1958
4.07
0.13
191
4
ДКВР 10/13
1973
4.07
0.13
191
Генератор:
Станционный номер
Тип (марка)
Год установки
Мощность, кВА
Напряжение, кВ
1
СГ 2-750-4
2000
0.75
0.4
18. ПМ-ТЭЦ "Белый Ручей"
Установленная электрическая мощность - 6 МВт.
Установленная тепловая мощность - 26 Гкал/час.
Вид топлива - древесные отходы (199.5 тыс. куб. м).
Турбина:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
П-6-3.4/0.5-1
2002
6
0.34
435
Производственный отбор - 0.5 МПа, расход - 40 тн/час.
Расход пара на турбину: при работе с номинальным отбором - 53.4 тн/час,
на конденсационном режиме - 25.8 тн/час.
Котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, тн/час
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Е-25-3.9-440 ДФТ
2001
25
0.39
440
3.10. Структура установленной электрической
мощности на территории Вологодской области
Объект генерации
Установленная мощность, МВт
ТЭС
Череповецкая ГРЭС (ОГК-2)
1051.6
Блок № 1 ТГ-1
210
Блок № 2 ТГ-2
210
Блок № 3 ТГ-3
210
Блок № 4 ТГ-4
421.6
Вологодская ТЭЦ (ТГК-2)
136.1
ТГ-1
12
ТГ-2
12
ТГ-3
10
Блок ПГУ
102.1
Красавинская ГТ ТЭЦ (ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго")
63.8
ГТ-1
14.4
ГТ-2
14.4
ГТ-3
14.4
ПТ-4
20.6
ГЭС
Шекснинская ГЭС (ФБУ "Волго-Балт")
24.0
ГГ-1
6
ГГ-2
6
ГГ-3
6
ГГ-4
6
Вытегорская ГЭС (ФБУ "Волго-Балт")
2.28
Электростанции промышленных предприятий
ТЭЦ ГУБТ (ОАО "Северсталь")
45
ГУБТ-8
8
ГУБТ-12
12
ГУБТ-25
25
УЭС ТСЦ (ОАО "Северсталь")
16
ТГ-1
4
ТГ-2
12
ТЭЦ ПВС (ОАО "Северсталь")
286
ТГ-1
6
ТГ-2
25
ТГ-3
30
ТГ-4
25
ТГ-5
50
ТГ-6
50
ТГ-7
100
ТЭЦ ЭВС-2 (ОАО "Северсталь")
160
ТГ-1
80
ТГ-2
80
ТЭЦ ОАО "ФосАгро-Череповец"
102
ТГ-1
12
ТГ-2
12
ТГ-3
12
ТГ-4
12
ТГ-5
12
ТГ-6
30
ТГ-7
12
ГТЭС ОАО "ФосАгро-Череповец"
32
ТГ-1
32
Промышленная мини-ТЭЦ "Белый Ручей"
6
ТГ-1
6
ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ
7.5
ТГ-1
2.5
ТГ-2
2.5
ТГ-3
2.5
Итого:
Установленная электрическая мощность - 1932.28 МВт
Структура установленной электрической мощности
на территории Вологодской области в период 2010 - 2014 годов
N
п/п
Наименование показателей
2010
2011
2012
2013
2014
1
Установленная мощность станций, МВт
1349
1412.8
1444.8
1408.3
1932.28
- ТЭС
1.1
Череповецкая ГРЭС
630
630
630
630
1051.6
1.2
Вологодская ТЭЦ
34
34
34
34
136.1
1.3
Красавинская ГТ ТЭЦ
0
63.8
63.8
63.8
63.8
- ГЭС
1.4
Шекснинская ГЭС
84
84
84
24
24
1.5
Вытегорская ГЭС
2
2
2
2
2.28
- ТЭС промпредприятий
1.6
ТЭЦ ПВС-1
286
286
286
286
286
1.7
ТЭЦ ЭВС-2
160
160
160
160
160
1.8
ГУБТ
45
45
45
45
45
1.9
УЭС ТСЦ (ОАО "Северсталь", ТЭЦ)
-
-
-
16
16
1.10
ТЭЦ "Фос-Агро"
102
102
102
102
102
1.11
ГТЭС "Фос-Агро"
-
-
32
32
32
1.12
Мини ТЭЦ "Белый Ручей"
6
6
6
6
6
1.13
ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ
-
-
-
7.5
7.5
3.11. Производственные показатели работы станций
Вологодской области (фактическая выработка
электроэнергии, млн. кВтч)
N
п/п
Наименование показателей
2010
2011
2012
2013
2014
- ТЭС
1
Череповецкая ГРЭС
3311.038
3184.42
2549.817
2753.045
3208.43
2
Вологодская ТЭЦ
161.762
167.105
173.522
173.478
656.562
3
Красавинская ГТ ТЭЦ
238.787
355.558
327.286
370.379
321.84
4
Шекснинская ГЭС
99.819
88.746
125.874
93.507
82.85
5
Вытегорская ГЭС
11.093
10.95
11.426
10.994
11.07
6
ТЭЦ ПВС-1
1593.993
1626.50
1774.13
1964.847
2173.4
7
ТЭЦ ЭВС-2
1216.35
1265.74
1277.192
1296.771
1412.61
8
ГУБТ
219.103
154.776
182.168
231.348
182.83
9
УЭС ТСЦ
-
-
-
18.86
108.47
10
ТЭЦ "Фос-Агро"
775.265
745.325
712.205
665.473
659.58
11
ГТЭС "Фос-Агро"
-
-
86.109
261.301
236.63
12
Мини-ТЭЦ "Белый Ручей"
31.826
35.783
31.386
43.336
43.13
13
ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ
-
-
-
0
17.839
3.12. Баланс электрической энергии и мощности за 5 лет
млн. кВтч
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Потребление электроэнергии
13606.418
13599.151
13531.817
13422.700
13531.532
Выработка электроэнергии
7659.036
7634.920
7251.115
7883.338
9115.237
В том числе: ТЭС ОРЭ
3472.800
3351.530
3050.625
3296.902
4186.829
Выработка:
Станции промышленных предприятий ТЭС, ТЭС розничного рынка
4075.324
4183.694
4063.190
4481.935
4834.489
Выработка:
Станции промышленных предприятий ГЭС
110.912
99.696
137.300
104.501
93.918
Сальдо перетоков
5947.382
5964.231
6280.7
5539.362
4416.295
Потери ЕНЭС
403.357
353.125
350.231
285.510
286.253
МВт
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Собственный максимум потребления мощности
2007
2075
1982
1950
2025
Нагрузка энергосистемы
1104
1005.9
1178.7
946.2
1284.8
Сальдо по территории
903
1069.1
803.3
1003.8
740.2
3.13. Динамика изменения основных показателей
энергоэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП,
потребление электроэнергии на душу населения),
по данным Вологдастата на 1 апреля 2015 г.
Наименование показателя
2009
2010
2011
2012
2013
энергоемкость ВРП (кг у.т./тыс. руб.)
79.27
81.98
79.73
53.342
59.12
потребление электроэнергии на душу населения (тыс. кВтч/чел.)
9.92
11.12
11.23
11.29
11.219
3.14. Структура потребления топлива на ТЭС
3.15. Баланс тепла Вологодской области
Наименование
2013
Производство, млн. Гкал.:
13.87
ТЭС
5.988
Котельные
7.168
Прочие установки
1.796
Потребление, всего
1.035
Промышленность
6.776
Энергетика
Сельское хозяйство
0.598
Транспорт и связь
Домашние хозяйства и сфера услуг
Прочие
0.09
Потери
0.868
3.16. Структура расхода топлива
на производство электроэнергии
Виды топлива
2000
2009
2010
2011
2012
2013
Всего
100
100
100
100
100
100
Уголь
14.0
14.5
17.2
11.9
11.2
19.8
Газ природный
51.3
45.1
49.0
54.2
52.4
34.7
Газ горючий искусственный
30.8
38.5
32.6
32.3
34.8
35.6
Прочие виды топлива
3.9
1.9
1.2
1.6
1.6
1.3
Газ сухой отбензиненный
-
-
-
-
-
8.6
3.17. Структура расхода топлива
на производство тепловой энергии
Структура расхода топлива на производство тепловой энергии
2000
2009
2010
2011
2012
2013
Всего
100
100
100
100
100
100
Уголь
4.3
4.3
4.0
3.7
3.6
3.6
Газ природный
67.7
68.2
68.0
65.2
68.5
59.2
Газ горючий искусственный
19.1
19.8
21.3
23.1
21.1
22.8
Мазут топочный
1.3
0.3
0.5
0.4
0.3
0.4
Дрова
3.1
2.5
2.1
1.9
1.7
1.7
Прочие виды топлива
4.7
4.9
4.1
5.7
4.8
4.2
Газ сухой отбензиненный
-
-
-
-
-
8.1
3.18. Структура использования топлива (включая отпуск
населению) по видам в 2013 году (в процентах)
А - газ природный;
Б - газ искусственный;
В - уголь;
Г - кокс металлургический, сухой;
Д - бензин;
Е - дизельное топливо;
Ж - дрова для отопления;
З - прочие виды топлива;
И - газ отбензиненный.
3.19. Использование предприятиями теплоэнергии (тыс. Гкал)
2008
2009
2010
2011
2012
2013
ВСЕГО
16378
15306
15759
15475
15420
13870
Сельское хозяйство, охота и лесозаготовки
754.5
669.1
764.3
580.6
572.9
524.7
Рыболовство, рыбоводство
2.5
4.9
4.1
2.4
3.3
3.4
Добыча полезных ископаемых
3.1
2.7
0.6
1.3
0.1
-
Обрабатывающие производства
12847
12492
12751
12554
12529
11178
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
795.4
341.9
413.9
411.5
471
403.2
Строительство
65.6
45.8
71.1
78.3
100.1
55.8
Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования
75.8
70.4
67.6
56.1
68.1
69.5
Гостиницы и рестораны
32.1
26.7
24.6
18.4
11.3
8.7
Транспорт и связь
293.4
268.2
297.3
498
370.3
349.4
Образование
327.3
322.8
334.4
301.1
357
338.7
Здравоохранение и предоставление социальных услуг
278.5
277.5
289.9
293.8
292.6
293.8
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
115.6
113.8
138.4
128.3
134.1
141.4
Прочие виды деятельности
787.3
669.8
601.5
550.6
509.9
503.5
3.20. Топливно-энергетический баланс Вологодской области
Доля собственных энергоресурсов (дров, торфа и отходов лесозаготовок для отопления) в энергетическом балансе области - около 8%, поэтому поставка первичных энергоресурсов почти полностью осуществляется из других регионов России. Наибольший удельный вес в потреблении первичных энергоресурсов имеет природный газ, который поступает в область из Западной Сибири по газопроводу "Сияние Севера".
Второе место занимает каменный уголь, что объясняется развитой металлургической промышленностью. Уголь завозится из Воркутинского и Кузнецкого бассейнов, причем подавляющая часть завозимого угля - коксующиеся угли.
Топливно-энергетический баланс
Вологодской области за 2014 год
Строки баланса
Номер строк баланса
Уголь
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Гидроэнергия и НВИЭ
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Производство энергетических ресурсов
1
0
0
0
359357
36570
0
0
395926
Ввоз
2
5480930
1109397
12497291
0
0
2310556
0
21398174
Вывоз
3
-2625
-315175
-4215063
-80736
0
-402246
0
-5015844
Изменение запасов
4
-95999
-5186
24
6737
0
0
0
-94424
Потребление первичной энергии
5
5382306
789036
8282252
285358
36570
1908310
0
16683832
Статистическое расхождение
6
0
65833
243834
1133
0
181634
-5030
487405
Производство электрической энергии
7
-1441404
-1251
-1126280
-32797
0
2785362
0
183630
Производство тепловой энергии
8
-603979
-10604
-1542758
-135469
0
156656
2061135
-75019
Теплоэлектростанции
8.1
-542736
-50
-538424
-34426
0
80827
889874
-144934
Котельные
8.2
-61243
-10554
-1004334
-101043
0
75087
1065247
-36841
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
8.3
0
0
0
0
0
742
267
1009
Преобразование топлива
9
0
0
0
0
0
0
0
0
Переработка нефти
9.1
0
0
0
0
0
0
0
0
Переработка газа
9.2
0
0
0
0
0
0
0
0
Обогащение угля
9.3
0
0
0
0
0
0
0
0
Собственные нужды
10
0
0
0
0
0
-250597
0
-250597
Потери при передаче
11
0
0
0
0
0
-404354
-129123
-533477
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
4637434
711348
5369380
115959
0
3781258
1937042
16552420
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
608
58054
94807
26947
0
70397
78
250891
Промышленность
14
1281277
49173
3376956
23704
0
2521111
1005453
8257674
Агломерат железорудный и марганцевый
14.1
51496
0
13255
0
0
188960
25594
279305
Доменное дутье (при t = 20C и Р = 1.4 атм)
14.2
172429
0
35943
0
0
123502
0
331874
Кислород
14.3
0
0
0
0
0
218969
59939
278908
Сжатый воздух (при t = 20C и Р = 1.4 атм)
14.4
0
0
0
0
0
203172
59
203231
Обогрев кауперов (при t = 20C и Р = 1.4 атм)
14.5
566386
0
614
0
0
0
0
567000
Чугун
14.6
0
0
1026683
0
0
84353
20859
1131895
Сталь кислородно-конвертерная (без учета расхода энергии на производство кислорода)
14.7
0
0
53636
0
0
169769
13410
236816
Электросталь
14.8
0
0
40422
0
0
162947
2541
205910
Прокат черных металлов (включая поковки из слитков)
14.9
0
0
729483
0
0
451534
55510
1236528
Трубы стальные
14.10
0
0
0
0
0
9407
0
9407
Кокс 6% влажности
14.11
0
0
0
0
0
70342
142043
212386
Обогрев коксовых батарей
14.12
490713
0
0
0
0
0
0
490713
Огнеупорные изделия
14.13
0
0
4100
0
0
909
0
5009
Серная кислота в моногидрате
14.14
0
0
1082
0
0
40393
7617
49092
Аммиак синтетический
14.15
0
0
611
0
0
52023
16730
69364
Калийные удобрения (в пересчете на 100% К2О)
14.16
0
0
10143
0
0
56199
86926
153268
Фосфатные удобрения (в пересчете на 100% Р2О5)
14.17
0
0
21251
0
0
111061
86926
219238
Карбамид (мочевина) в пересчете на 100% № 2
14.18
0
0
0
0
0
44931
171782
216713
Аммиачная селитра
14.19
0
0
0
0
0
4250
123799
128049
Синтетические смолы и пластические массы
14.20
0
0
0
0
0
985
14154
15138
Литье чугунное (без термообработки)
14.21
0
0
2599
0
0
2071
4042
8712
Литье стальное (без термообработки)
14.22
0
0
1436
0
0
0
0
1436
Термообработка металлов
14.23
0
0
108789
0
0
0
0
108789
Заготовка и первичная переработка древесины
14.24
0
7875
0
503
0
3173
0
11551
Сушка пиломатериалов
14.25
0
47
0
129
0
9845
744
10765
Фанера клееная
14.26
0
0
13834
2970
0
17844
21138
55786
Древесноволокнистые плиты твердые
14.27
0
0
0
0
0
12126
21472
33598
Древесностружечные плиты
14.28
0
13484
28487
19191
0
37602
19037
117801
Целлюлоза
14.29
0
0
0
0
0
4538
9141
13680
Бумага
14.30
0
0
0
0
0
16960
10097
27057
Картон
14.31
0
0
0
0
0
7672
19529
27202
Материалы строительные (нерудные)
14.32
0
895
0
0
0
1231
8546
10672
Кирпич строительный
14.33
0
0
1317
0
0
2812
0
4129
Конструкции и изделия сборные железобетонные
14.34
0
0
0
0
0
960
4269
5230
Производство тканей, обуви, мясомолочных и мучных изделий
14.35
253
0
0
822
0
23548
33826
58449
Очистка сточных вод
14.36
0
0
0
28
0
107470
0
107498
Отопление теплиц
14.37
0
0
0
61
0
16695
1827
18583
Перекачка воды для мелиорации и водоснабжения
14.38
0
0
0
0
0
1542
1360
2902
Работа сельскохозяйственных тракторов и комбайнов
14.39
0
15304
0
0
0
4416
22348
42067
Работа подъемно-транспортных и строительно-дорожных машин и механизмов
14.40
0
9479
0
0
0
0
186
9665
в том числе работа бульдозеров
14.41
0
2089
0
0
0
151
0
2240
Прочая промышленность
14.42
0
0
0
0
0
256749
0
256749
Строительство
15
1858
3230
2105
0
0
22740
8
29942
Транспорт и связь
16
7426
80503
1565007
3891
0
491363
29729
2177918
Железнодорожный
16.1
3208
10590
5694
0
0
321157
16311
356960
Трубопроводный
16.2
0
0
1558353
0
0
135939
0
1694292
Автомобильный
16.3
0
0
960
0
0
0
0
960
Прочий
16.4
0
20977
0
0
0
34267
13418
68661
Сфера услуг
17
9327
30269
12382
29979
0
290914
107
372979
Население
18
14
490102
213356
16127
0
384732
901666
2005998
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19
3336923
16
1346450
15311
0
0
0
4698701
3.21. Основные характеристики электросетевого
хозяйства региона 110 кВ и выше
На территории области на балансе Вологодского предприятия магистральных электрических сетей - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" находятся:
ПС - 750 кВ - 1 (2 x 1251 + 501 МВА);
ПС - 500 кВ - 2 (2 x (2 x 501) МВА);
ПС - 220 кВ - 9 (2198 МВА);
на балансе филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" находятся 87 ПС-110 кВ (1622.5 МВА), а также 40 ПС напряжением 110 - 220 кВ потребителей и сетевых организаций.
Основными источниками питания сети 110 кВ являются опорные ПС 220/110/35/10/6кВ "Вологда - Южная", РПП-1 220/110/10 кВ (г. Череповец), ПС 220/110/35/10/6 кВ "Сокол".
3.22. Основные внешние связи энергосистемы
Централизованное электроснабжение потребителей Вологодской области, входящей в Северо-Западный федеральный округ, осуществляет Вологодская энергосистема в составе ОЭС Центра.
Вологодская энергосистема имеет электрические связи:
с ОЭС Центра - Тверская, Костромская и Ярославская энергосистемы;
с ОЭС Северо-Запада - Ленинградская, Новгородская, Архангельская и Карельская энергосистемы;
с ОЭС Урала - Кировская энергосистема.
Основная часть электроэнергии, поступающая из-за пределов области, передается по двум ВЛ 500 кВ "Костромская АЭС - Вологодская", "Конаковская ГРЭС - Череповецкая" и ВЛ 750 кВ "Калининская АЭС - Белозерская".
Часть электроэнергии поступает в область по линиям 220 - 110 кВ из энергосистем Костромской, Ярославской, Архангельской, Ленинградской областей:
ВЛ 220 кВ Белозерская - Пошехонье с отпайкой на ПС 220 кВ Зашекснинская;
КВЛ 220 кВ Пошехонье - Вологда - Южная;
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская с отпайкой на ПС 220 кВ Зашекснинская;
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Ростилово;
ВЛ 220 кВ Харовская (тяговая) - Коноша с отпайкой на ПС 220 кВ Кадниковский (тяговая);
ВЛ 220 кВ Явенга (тяговая) - Коноша;
ВЛ 110 кВ Буй (тяговая) - Вохтога (тяговая);
ВЛ 110 кВ Никольск - Павино;
ВЛ 110 кВ Ростилово - Скалино (тяговая) с отпайкой на ПС 110 кВ Плоское;
ВЛ 110 кВ Верховажье - Вельск;
ВЛ 110 кВ Заовражье - РП Красавино, I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Приводино;
ВЛ 110 кВ Заовражье - РП Красавино, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Приводино;
ВЛ 110 кВ Савватия - Сусоловка;
ВЛ 110 кВ Тарнога - Заячерецкая с отпайкой на ПС 110 кВ В. Спасский Погост;
ВЛ 110 кВ Бабаево - Подборовье с отпайкой на ПС 110 кВ Тешемля (тяговая);
ВЛ 110 кВ Ефимовская - Анисимово с отпайкой на ПС 110 кВ Сомино;
ВЛ 110 кВ Подпорожская - Белоусово, I цепь с отпайками;
ВЛ 110 кВ Каршево - Андома;
ВЛ 110 кВ Луза - Сусоловка.
3.23. Данные по ПС 750 - 220 кВ,
эксплуатируемым Вологодским ПМЭС
N
Наименование подстанции, местоположение
Год начала эксплуатации
Количество ВЛ 750 кВ
Количество ВЛ 500 кВ
Объект по состоянию на 1 января 2015 года
Количество ВЛ 220 кВ
Количество ВЛ 110 кВ
Количество ВЛ 35 кВ
Количество отходящих присоединений 6 - 10 кВ
Количество и мощность трансформаторов 750 кВ
Количество и мощность трансформаторов АТ 500 кВ
Количество и мощность автотрансформаторов АТ 220 кВ
Количество и мощность трансформаторов 110 кВ
Количество и мощность трансформаторов 10/10 кВ
1
ПС 750 кВ Белозерская
2004
1
2
5
1 <*>
1 <*>
2 x (3 x 417) x МВА
1 x (3 x 167)
2
ПС 500 кВ Череповецкая
1973
2
14
1 <*>
-
2 x (3 x 167) x МВА)
3
ПС 500 кВ Вологодская
1983
2
6
1 <*>
2 x (3 x 167) x МВА)
4
ПС 220 кВ Вологда - Южная
2013
4
11
6
23
4 x 150 МВА
2 x 40 МВА
2 x 10 МВА
5
ПС 220 кВ Сокол
1964
2
11
5
18
2 x 125 МВА
2 x 16 МВА
2 x 16 МВА
6
ПС 220 кВ Ростилово
1972
2
3
30
2 x 125 МВА
2 x 40 МВА
7
ПС 220 кВ РПП-1
1962
3
12
7
2 x 200 МВА
2 x 10 МВА
8
ПС 220 кВ Зашекснинская
1985
2
2
13
2 x 63 МВА
2 x 40 МВА
9
ПС 220 кВ Первомайская
1991
2
17
2 x 40 МВА
10
ПС 220 кВ РПП-2
1969
17
3 <*>
3.24. Технические характеристики подстанций 110 кВ
филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" -
техническое состояние и возрастная структура
основного оборудования ПС 110 кВ
N
Диспетчерское наименование ПС
Класс напряжения ПС, кВ
Диспетчерское название
Тип трансформатора
Номинальная мощность, МВА
Год ввода в эксплуатацию
Техническое состояние
Срок службы
2016 г.
2018 г.
2020 г.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
ЧЭС
1
Искра
110/10
Т-1
ТДН
40
2011
хорошее
5
7
9
110/10
Т-2
ТДН
40
2011
хорошее
5
7
9
2
Заягорба
110/10
Т-1
ТРДН
40
2007
хорошее
9
11
13
110/10
Т-2
ТРДН
40
2007
хорошее
9
11
13
3
Стеклозавод
110/10
Т-1
ТДН
10
2008
хорошее
8
10
12
110/10
Т-2
ТДН
10
2008
хорошее
8
10
12
4
Анисимово
110/10
Т-1
ТМН
2.5
2003
хорошее
13
15
17
110/10
Т-2
ТМН
6.3
1990
хорошее
26
28
30
5
Бабаево
110/35/10
Т-1
ТДТН
16
2011
удовлетворительное
5
7
9
110/35/10
Т-2
ТДТН
16
2006
удовлетворительное
10
12
14
6
Батран
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1992
удовлетворительное
24
26
28
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1993
удовлетворительное
23
25
27
7
Желябово
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1970
требуется замена
46
48
50
110/10
Т-2
ТМН
2.5
1997
требуется замена
19
21
23
8
Загородная
110/10
Т-1
ТДН
10
1976
удовлетворительное
40
42
44
110/10
Т-2
ТДН
10
1982
удовлетворительное
34
36
38
9
Заполье
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1987
удовлетворительное
29
31
33
10
Избоищи
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
2005
удовлетворительное
11
13
15
11
Енюково <*>
110/10
Т-1
ТМН
6.3
2009
удовлетворительное
7
9
11
110/10
Т-2
ТМН
6.3
2009
удовлетворительное
7
9
11
12
Кадуй
110/35/10
Т-1
ТМТН
6.3
2007
удовлетворительное
7
9
11
110/35/10
Т-2
ТМТН
6.3
1993
удовлетворительное
21
23
25
13
Климовское
110/35/10
Т-1
ТДТН
16
1979
удовлетворительное
35
37
39
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
2005
удовлетворительное
9
11
13
14
Коротово
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
2002
удовлетворительное
12
14
16
110/35/10
Т-1
ТМТН
6.3
1969
удовлетворительное
45
47
49
15
Нелазское
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1982
удовлетворительное
32
34
36
110/10
Т-2
ТМН
2.5
1980
удовлетворительное
34
36
38
16
Нифантово
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
2006
удовлетворительное
8
10
12
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
2006
удовлетворительное
8
10
12
17
Новые Углы
110/35/10
Т-1
ТДТН
25
1977
удовлетворительное
37
39
41
110/35/10
Т-2
ТДТН
25
1981
удовлетворительное
33
35
37
18
Петринево
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1980
удовлетворительное
34
36
38
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1980
удовлетворительное
34
36
38
19
Покровское
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1986
удовлетворительное
28
30
32
20
Поселковая
110/10
Т-1
ТДН
10
2012
удовлетворительное
2
4
6
110/10
Т-2
ТДН
10
1975
удовлетворительное
39
41
43
21
Суда
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1969
требуется замена
45
47
49
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1980
требуется замена
34
36
38
22
Устюжна
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1978
требуется замена
36
38
40
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1969
требуется замена
45
47
49
23
Чагода
110/35/10
Т-1
ТДТН
16
2003
хорошее
11
13
15
110/35/10
Т-2
ТДТН
16
2003
хорошее
11
13
15
24
Шексна
110/35/6
Т-1
ТДТН
40
1984
удовлетворительное
30
32
34
110/35/6
T-2
ТДТН
40
1984
удовлетворительное
30
32
34
Суммарная мощность ЧЭС, МВА
615.3
ТЭС
1
Тотьма-1
110/35/10
T-1
ТДТН
10
1968
хорошее
46
48
50
110/35/10
T-2
ТДТН
10
1995
хорошее
19
21
23
2
Погорелово
110/35/10
T-1
ТДТН
16
1980
хорошее
34
36
38
110/35/10
T-2
ТДТН
16
1979
хорошее
35
37
39
3
Бабушкино
110/35/10
T-1
ТМТН
6.3
1987
удовлетворительное
27
29
31
110/35/10
T-2
ТМТН
6.3
1977
удовлетворительное
37
39
41
4
Тарнога
110/35/10
T-1
ТДТН
10
2014
хорошее
2
4
6
110/35/10
T-2
ТДТН
10
2014
хорошее
2
4
6
5
Верховажье
110/35/10
T-1
ТДТН
10
1993
удовлетворительное
21
23
25
110/35/10
T-2
ТДТН
10
1993
удовлетворительное
21
23
25
6
Чушевицы
110/35/10
T-1
ТДТН
10
1990
удовлетворительное
24
26
28
110/35/10
T-2
ТДТН
10
1990
удовлетворительное
24
26
28
7
Тотьма-2
110/10
T-1
ТДН
10
1970
удовлетворительное
44
46
48
110/10
T-2
ТДН
10
1995
удовлетворительное
19
21
23
8
В. Спасский Погост
110/10
T-1
ТМН
2.5
1981
удовлетворительное
33
35
37
9
Царева
110/10
T-1
ТМТ
6.3
1985
удовлетворительное
29
31
33
10
Власьевская
110/10
T-1
ТАМ
2.5
1970
удовлетворительное
44
46
48
110/10
T-2
ТМН
2.5
1999
удовлетворительное
15
17
19
11
Ляменьга
110/10
T-1
ТМН
2.5
1983
удовлетворительное
31
33
35
12
Рослятино
110/10
T-1
ТМН
2.5
2013
отличное
1
3
5
110/10
T-2
ТМН
2.5
2013
отличное
1
3
5
Суммарная мощность ТЭС, МВА
165.9
ВЭС
1
Ананьино
110/35/6
T-1
ТДТНГ
10
1980
удовлетворительное
34
36
38
2
Биряково
110/10
T-1
ТМН
2.5
2001
хорошее
13
15
17
110/10
T-2
ТМН
2.5
2003
хорошее
11
13
15
3
Вожега
110/35/10
T-1
ТДТН
10
1991
хорошее
23
25
27
110/35/10
T-2
ТДТН
10
1991
хорошее
23
25
27
4
Воробьево
110/35/10
T-1
ТМТН
6.3
1979
удовлетворительное
35
37
39
5
Восточная
110/35/10
T-1
ТДТН
40
2013
отличное
1
3
5
110/35/10
T-2
ТДТН
40
1988
удовлетворительное
26
28
30
6
Вохтога
110/10
T-1
ТДН
10
1977
удовлетворительное
37
39
41
110/10
T-2
ТДН
10
1977
удовлетворительное
37
39
41
7
ГДЗ
110/6
T-1
ТДН
10
1987
удовлетворительное
27
29
31
110/6
T-2
ТДН
10
1986
удовлетворительное
28
30
32
8
Грязовец
110/35/10
T-1
ТДТН
25
2009
удовлетворительное
5
7
9
110/35/10
T-2
ТДТН
25
1996
удовлетворительное
18
20
22
9
Жерноково
110/35/10
T-1
ТМТН
6.3
1982
удовлетворительное
32
34
36
10
Западная
110/35/6
T-1
ТДТНГ
40.5
1969
удовлетворительное
45
47
49
110/35/6
T-2
ТДТН
40
1978
удовлетворительное
36
38
40
11
Кадников
110/10
T-1
ТДН
10
2006
хорошее
8
10
12
110/10
Т-2
ТДН
10
2006
хорошее
8
10
12
12
Кипелово
110/10
Т-1
ТДН
16
1980
удовлетворительное
34
36
38
110/10
Т-2
ТДН
16
1980
удовлетворительное
34
36
38
13
Кубенское
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1986
удовлетворительное
28
30
32
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1986
удовлетворительное
28
30
32
14
Луговая
110/35/10
Т-1
ТДТН
25
1980
удовлетворительное
34
36
38
110/35/10
Т-2
ТДТН
25
1980
удовлетворительное
34
36
38
15
Никольский Погост
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1994
удовлетворительное
20
22
24
110/10
Т-2
ТМН
2.5
1996
удовлетворительное
18
20
22
16
Нефедово
110/35/10
Т-1
ТМТН
6.3
1985
удовлетворительное
29
31
33
17
Новленское
110/10
Т-1
ТДН
10
1989
хорошее
25
27
29
110/10
Т-2
ТДН
10
1991
хорошее
23
25
27
18
Плоское
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1986
удовлетворительное
28
30
32
19
Пундуга
110/10
Т-1
ТМ
2.5
1994
удовлетворительное
20
22
24
20
Семигородняя
110/10
Т-1
ТМН
2.5
2005
хорошее
9
11
13
21
Сямжа
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1978
удовлетворительное
36
38
40
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1980
удовлетворительное
34
36
38
22
Харовск - районная
110/35/10
Т-1
ТДТН
25
1996
хорошее
18
20
22
110/35/10
Т-2
ТДТН
25
1984
хорошее
30
32
34
23
Центральная
110/10/6
Т-1
TOTRc
40
2010
хорошее
4
6
8
110/10/6
Т-2
TOTRc
40
2008
хорошее
6
8
10
24
Чекшино
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1982
удовлетворительное
32
34
36
25
Шуйское
110/35/10
Т-2
ТМТН
6.3
1981
удовлетворительное
33
35
37
Суммарная мощность ВЭС, МВА
617.7
ВУЭС
1
Великий Устюг
110/35/6
Т-1
ТДТН
16
1982
удовлетворительное
32
34
36
110/35/6
Т-2
ТДТН
16
1976
удовлетворительное
38
40
42
2
Дымково
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
2000
удовлетворительное
14
16
18
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
2000
удовлетворительное
14
16
18
3
Приводино
110/35/10
Т-1
ТМТН
16
2007
хорошее
7
9
11
Т-2
ТМТН
16
2007
хорошее
7
9
11
4
Кичм. Городок
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1983
удовлетворительное
31
33
35
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1967
удовлетворительное
47
49
51
5
Никольск
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1984
удовлетворительное
30
32
34
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
2012
удовлетворительное
2
4
6
6
НПС
110/35/10
Т-1
ТДТН
16
2013
хорошее
3
5
7
110/35/10
Т-2
ТДТН
16
2013
хорошее
3
5
7
7
Полдарса
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1995
удовлетворительное
19
21
23
110/10
Т-2
ТАМГ
2.5
1965
удовлетворительное
49
51
53
8
Усть-Алексеево
110/10
Т-1
ТМТН
6.3
2004
удовлетворительное
10
12
14
110/10
Т-2
ТМТН
6.3
1976
удовлетворительное
38
40
42
9
Борки
110/6
Т-1
ТДТН
10
1983
Большой физический износ силовых трансформаторов
31
33
35
110/6
Т-2
ТДТНГ
10
1965
Большой физический износ силовых трансформаторов
49
51
53
10
Сусоловка
110/10
Т-1
ТМН
2.5
2012
удовлетворительное
2
4
6
11
Калинино
110/10
Т-1
ТМН
2.5
2013
удовлетворительное
3
5
7
110/10
Т-2
ТМ
6.3
1980
удовлетворительное
34
36
38
12
Зеленцово
110/10
Т-1
ТАМГ
2.5
1968
удовлетворительное
46
48
50
Т-2
ТМН
2.5
1990
удовлетворительное
24
26
28
13
Вострое
110/10
Т-1
ТАМГ
2.5
1970
удовлетворительное
44
46
48
110/10
Т-2
ТМН
2.5
1988
удовлетворительное
26
28
30
Суммарная мощность ВУЭС, МВА
214.9
КЭС
1
Кириллов
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1986
удовлетворительное
28
30
32
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1988
удовлетворительное
26
28
30
2
Коварзино
110/35/10
Т-1
ТДТН
6.3
1992
удовлетворительное
22
24
26
3
Вашки
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1988
удовлетворительное
26
28
30
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1991
удовлетворительное
23
25
27
4
Белоусово
110/35/6
Т-1
ТДТН
16
1971
удовлетворительное
43
45
47
110/35/6
Т-2
ТДТН
16
2012
хорошее
2
4
6
5
Мегра
110/10
Т-2
ТДМ
2.5
1979
удовлетворительное
35
37
39
6
Антушево
110/35/10
Т-1
ТМТН
6.3
2011
хорошее
3
5
7
110/35/10
Т-2
ТМТН
6.3
2011
хорошее
3
5
7
7
Белозерск
110/10
Т-1
ТДТН
10
1970
хорошее
44
46
48
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1989
хорошее
25
27
29
8
Восточная
110/35/10
Т-1
ТДТН
16
2002
хорошее
12
14
16
110/35/10
Т-2
ТДТН
16
2002
хорошее
12
14
16
9
Андома
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1996
хорошее
18
20
22
110/10
Т-2
ТМН
2.5
1996
хорошее
18
20
22
10
Бечевинка
110/10
Т-1
ТМН
2.5
2007
удовлетворительное
7
9
11
11
Ферапонтово
110/10
Т-2
ТМ
6.3
1993
хорошее
21
23
25
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1996
хорошее
18
20
22
12
Н. Торжок
110/10
Т-1
ТМН
6.3
1996
хорошее
18
20
22
110/10
Т-2
ТМН
6.3
1996
хорошее
18
20
22
13
Устье
110/10
Т-1
ТМН
2.5
хорошее
-
-
-
Суммарная мощность КЭС, МВА
176.8
Всего по филиалу "Вологдаэнерго"
1790.6
3.25. Техническое состояние и возрастная
структура оборудования 35 кВ на ПС 110 кВ
N
п/п
Диспетчерское наименование ПС
Класс напряжения ПС, кВ
Напряжение, кВ
Диспетчерское название
Тип трансформатора
Номинальная мощность, МВА
Год ввода в эксплуатацию
Техническое состояние
Срок службы
2016
2018
2020
ЧЭС
1
Избоищи
110/35/10
35/10
Т-2
ТМ
1.6
1982
удовлетворительное
34
36
38
2
Шексна
110/35/10-6
35/10
Т-3
ТМН
6.3
1984
удовлетворительное
32
34
36
3
Т-4
ТМН
6.3
1984
удовлетворительное
32
34
36
ВЭС
4
Плоское
110/35/10
35/10
Т-2
ТМ
2.5
1970
удовлетворительное
46
48
50
5
Шуйское
110/35/10
35/10
Т-1
ТМН
2.5
1983
удовлетворительное
33
35
37
КЭС
6
Белоусово
110/35/6
35/10
Т-З
ТМ
0.56
1975
удовлетворительное
41
43
45
Всего, МВА
7.16
3.26. Загрузка трансформаторов 110 кВ
и резерв пропускной способности подстанций
N
Параметры трансформаторов ПС
Загрузка в совмещенный с ЕЭС максимум
Коэффициент загрузки
Резерв
Примечание
наименование ПС
диспетчерское наименование
тип
S ном., кВа
2010
2011
2012
2013
2014
2014
2014
2014
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
Кз норм.
Кз авар.
S резерв, МВА
ВЭС
1
Центральная 110/10/6 кВ
Т-1
TOTRc
40000
13067
9175
15153
10135
12388
0.31
0.57
19.197
Т-2
TOTRc
40000
10846
11913
10802
15239
10491
0.26
0.57
2
Восточная 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
40000
10611
9970
10250
8733
7293
0.18
0.81
9.734
Т-2
ТДТН
40000
17434
19637
21958
23450
25084
0.63
0.81
3
Луговая 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
11216
20578
13769
13307
13153
0.53
0.89
4.079
Т-2
ТДТН
25000
11939
0
10418
9700
9158
0.37
0.89
4
Западная 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТНГ
40000
37602
18498
33430
30461
29611
0.73
0.96
3.495
Т-2
ТДТН
40000
18897
18500
10998
10996
9463
0.24
0.98
5
Кубенское 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
10348
7133
8916
9518
9003
0.90
1.63
-5.771
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного трансформатора, замена на 2 x 25 МВА
Т-2
ТДТН
10000
7234
6024
7355
7081
7343
0.73
1.63
6
Кипелово 110/10 кВ
Т-1
ТДН
16000
2142
2009
2432
2166
2221
0.14
0.23
13.184
Т-2
ТДН
16000
1419
1291
1353
1040
4124
0.09
0.23
7
Ананьино 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТНГ
10000
3551
3493
4151
5348
5256
0.53
н.д
4.744
8
Новленское 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
1709
1616
2088
1616
1709
0.17
0.19
8.614
Т-2
ТДН
10000
466
449
539
500
177
0.02
0.19
9
Нефедово 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
1213
1079
1308
1063
1063
0.17
н.д
5.237
10
Грязовец 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
6625
6580
7449
7574
14081
0.56
0.61
10.944
Т-2
ТДТН
25000
8082
7005
7753
7903
7654
0.31
0.61
11
Вохтога 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
6762
6024
7806
6425
7209
0.72
1.34
-2.876
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного трансформатора, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДН
10000
6137
6675
6710
7332
6173
0.62
1.34
12
Плоское 110/35/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
687
337
959
1133
964
0.39
0.57
1.200
Т-2
ТМ
2500
403
363
485
386
475
0.19
0.57
13
Жерноково 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
1186
1419
1709
1200
1063
0.17
н.д
5.237
14
ГДЗ 110/6 - 10 кВ
Т-1
ТДН
10000
0
0
2227
2532
2376
0.24
0.36
6.874
Т-2
ТДН
10000
2015
3106
3634
1267
1267
0.13
0.36
15
Биряково 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
451
444
497
397
409
0.16
0.36
1.723
Т-2
ТМН
2500
414
396
488
390
498
0.20
0.36
16
Кадников 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
4955
4440
4235
4780
4115
0.41
0.59
4.622
Т-2
ТДН
10000
969
939
2044
1309
1780
0.18
0.59
17
Воробьево 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
802
726
735
553
681
0.11
н.д
5.754
18
Чекшино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
655
538
782
621
694
0.28
н.д
1.806
19
Вожега 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1558
1373
1558
3980
1208
0.12
0.49
5.646
Т-2
ТДТН
10000
3618
3699
4197
1382
3758
0.38
0.49
20
Харовск (р) 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
7155
6119
7455
6334
7159
0.29
0.43
15.589
Т-2
ТДТН
25000
2235
3056
3043
3799
3581
0.14
0.43
21
Семигородняя 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
710
641
732
540
487
0.19
н.д
2.013
22
Н. Погост 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
170
201
188
165
180
0.07
0.10
2.371
Т-2
ТМН
2500
75
59
130
66
75
0.03
0.10
23
Пундуга 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
429
434
437
386
371
0.15
н.д
2.129
24
Сямжа 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2864
2704
3640
2786
2597
0.26
0.43
6.230
Т-2
ТДТН
10000
1612
1496
2088
1736
1680
0.17
0.43
25
Шуйское 110/35/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
0
0
0
0
0
0
0
3.764
Т-2
ТМТН
6300
2475
2170
2912
2710
2536
0.4
-
ЧЭС
26
Искра 110/10 кВ
Т-1
TOTRc
40000
-
211
10720
9955
0
0
0.52
21.053
Т-2
TOTRc
40000
-
1907
11948
11673
20947
0.52
0.52
27
Нелазское 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
734
768
933
1043
1088
0.44
0.63
1.048
Т-2
ТМН
2500
308
377
439
464
504
0.2
0.63
28
Загородная 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
1728
2637
2953
2796
3634
0.36
0.57
4.850
Т-2
ТДН
10000
4079
2838
2839
2935
2119
0.21
0.57
29
Заягорба 110/10 кВ
Т-1
ТРДН
40000
-
10333
9858
11662
22821
0.57
0.59
18.588
Т-2
ТРДН
40000
-
13703
16240
13903
11536
0.29
0.59
30
Енюково 110/6 - 10 кВ
Т-1
ТМН
6300
1826
1319
1835
1430
1744
0.28
0.40
4.093
Т-2
ТМН
6300
-
628
591
656
787
0.12
0.40
31
Новые Углы 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
4555
4936
4151
4135
3041
0.12
0.47
14.598
Т-2
ТДТН
25000
6300
3966
6955
6149
8697
0.35
0.47
32
Климовская 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4052
3753
3963
3508
3190
0.2
0.22
13.304
Т-2
ТДТН
10000
768
1149
1456
0
316
0.03
0.35
33
Петринево 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1116
830
1217
490
1313
0.13
0.22
8.268
Т-2
ТДТН
10000
814
786
949
757
922
0.09
0.22
34
Коротово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2392
2110
3151
2883
3138
0.31
0.57
4.801
Т-2
ТМТН
6300
1633
1751
2447
2422
2639
0.42
0.90
35
Суда 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
4532
3920
5222
5367
5304
0.53
0.83
2.151
Т-2
ТДТН
10000
1595
2441
3103
3222
3123
0.31
0.83
36
Батран 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2010
2020
1443
2837
2376
0.24
0.70
3.452
Т-2
ТДТН
10000
4345
4067
4846
4742
4691
0.47
0.70
37
Устюжна 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
4547
4836
6115
5789
5555
0.56
1.28
-2.260
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного трансфоматора, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДТН
10000
8256
6590
8495
7445
7241
0.72
1.28
38
Желябово 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
1265
1243
1824
1699
1917
0.77
0.99
0.155
Т-2
ТМН
2500
379
394
482
531
553
0.22
0.99
39
Чагода 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6670
5091
6065
3957
5698
0.36
0.92
2.071
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного трансформатора, перевод нагрузок
Т-2
ТДТН
16000
10044
9390
10844
8522
9404
0.59
0.92
40
Анисимово 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
10
8
29
52
53
0.02
0.97
0.202
Т-2
ТМН
6300
2045
2064
2146
2382
2375
0.38
0.97
41
Покровское 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
250
189
199
192
183
0.07
н.д
2.317
42
Избоищи 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
6504
694
696
559
515
0.05
9.423
Т-2
ТМ
1600
397
403
0.25
43
Стеклозавод 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
-
5688
5962
698
213
0.02
0.02
10.273
Т-2
ТДН
10000
-
19
16
19
16
0
0.02
44
Шексна 110/35/6 - 10 кВ
Т-1
ТДТН
40000
16768
14425
17357
15980
15470
0.39
0.90
5.822
Т-2
ТДТН
40000
23165
18514
17756
21976
20709
0.52
0.90
45
Нифантово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2343
4033
5107
5245
2744
0.27
0.81
2.383
Т-2
ТДТН
10000
3263
3739
2868
2692
5387
0.54
0.81
46
Кадуй 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
3724
3600
4499
4655
3910
0.62
0.87
1.121
Т-2
ТМТН
6300
936
1039
1551
1504
1940
0.31
0.87
48
Поселковая 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
1747
1881
2272
1683
2127
0.21
0.49
5.642
Т-2
ТДН
10000
1581
2412
3819
4149
2773
0.28
0.49
48
Бабаево 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4229
7433
10128
9020
4852
0.3
0.85
3.259
Т-2
ТДТН
16000
4459
4540
6236
4882
8749
0.55
0.85
49
Заполье 110/10 кВ
Т-2
ТМН
2500
780
501
626
513
449
0.18
н.д
2.051
ВУЭС
50
Борки 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2332
2664
3119
2360
2552
0.26
0.44
6.137
Т-2
ТДТНГ
10000
749
1289
1134
1514
1824
0.18
0.44
51
В. Устюг 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6745
7335
8098
7627
6684
0.42
0.9
2.453
Т-2
ТДТН
16000
9101
8174
8525
8030
7665
0.48
0.9
52
Дымково 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3416
3698
5095
5209
5740
0.57
0.92
1.304
Т-2
ТДТН
10000
1096
2329
3603
3618
3528
0.35
0.92
53
У.-Алексеево 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
800
789
805
855
789
0.13
0.25
5.063
Т-2
ТМТН
6300
577
533
626
683
777
0.12
0.25
54
Полдарса 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
528
626
1105
623
917
0.37
0.37
1.708
Т-2
ТАМГ
2500
0
0
0
0
0
0
0.37
55
Приводино 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
7306
7191
11057
11646
6802
0.43
0.74
5.024
Т-2
ТДТН
16000
5272
5234
-
4840
4988
0.31
0.74
56
Сусоловка 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
471
449
505
391
365
0.15
н.д
2.135
57
К. Городок 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3550
3618
4556
5718
4952
0.50
0.94
1.061
Т-2
ТДТН
10000
4176
4708
4303
3527
4934
0.49
0.94
58
НПС 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6555
6395
8182
6662
7084
0.44
0.76
4.716
Т-2
ТДТН
16000
3142
4618
5749
5334
5033
0.31
0.76
59
Вострое 110/10 кВ
Т-1
ТАМГ
2500
0
0
0
0
0
0
0.13
2.308
Т-2
ТМН
2500
447
313
440
334
317
0.13
0.13
60
Никольск 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3768
4175
4289
4318
4196
0.42
0.84
2.125
Т-2
ТДТН
10000
3643
4525
4226
4085
4203
0.42
0.84
61
Калинино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
507
519
436
523
789
0.32
0.31
1.615
Т-2
ТМ
6300
325
365
456
396
369
0.06
0.12
62
Зеленцово 110/10 кВ
Т-1
ТАМГ
2500
0
0
0
0
0
0
0.35
1.745
Т-2
ТМН
2500
885
819
914
818
880
0.35
0.35
ТЭС
63
В. С. Погост 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
656
680
693
626
947
0.38
н.д
1.743
64
Власьевская 110/10 кВ
Т-1
ТАМ
2500
0
0
0
0
0
0
0.48
1.419
Т-2
ТМН
2500
835
877
951
944
1206
0.48
0.48
65
Тарнога 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2383
4160
3801
6654
6768
0.68
0.68
3.732
Т-2
ТДТН
10000
2246
2552
2259
0
0
0
0.68
66
Тотьма-2 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
3274
2712
2490
3156
3410
0.34
0.41
6.443
Т-2
ТДН
10000
455
920
862
807
728
0.07
0.41
67
Тотьма-1 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2082
1777
2084
2024
1911
0.19
0.54
5.117
Т-2
ТДТН
10000
3707
3913
4442
3860
3600
0.36
0.54
68
Погорелово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6011
6166
4950
6326
5773
0.36
0.73
5.120
Т-2
ТДТН
16000
5469
5157
5934
4727
5908
0.37
0.73
69
Царева 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТ
6300
977
591
711
581
618
0.1
н.д
1.138
70
Бабушкино 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
5539
3114
3167
2886
2922
0.46
0.82
1.453
Т-2
ТМТН
6300
0
2475
1998
2323
2249
0.36
0.82
71
Рослятино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
1440
971
0
878
1156
0.46
0.91
0.359
Т-2
ТМН
2500
0
430
1662
1260
1140
0.46
0.91
72
Ляменьга 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
777
962
757
685
832
0.33
н.д
1.668
73
Верховажье 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1183
1439
2021
1824
2197
0.22
0.65
4.041
Т-2
ТДТН
10000
4106
3818
4618
4920
4363
0.44
0.65
74
Чушевицы 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
490
423
563
438
411
0.04
0.24
8.084
Т-2
ТДТН
10000
1368
1576
1572
1856
2040
0.2
0.24
КЭС
75
Кириллов 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1700
1599
2452
2427
2804
0.28
0.93
1.176
Т-2
ТДТН
10000
4810
5186
7456
8315
6522
0.65
0.93
76
Ник. Торжок 110/10 кВ
Т-1
ТМН
6300
804
789
1051
1097
1196
0.19
0.26
4.958
Т-2
ТМН
6300
368
329
489
483
466
0.07
0.26
77
Ферапонтово 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
632
632
215
172
180
0.07
0.26
1.976
Т-2
ТМ
6300
0
0
760
495
475
0.08
0.10
78
Коварзино 110/35/10 кВ
Т-2
ТМТН
6300
510
514
632
354
404
0.06
н.д
5.896
79
Белозерск 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2410
2717
3479
3098
3036
0.3
0.70
3.492
Т-2
ТДТН
10000
2985
3396
4287
4090
3984
0.4
0.70
80
Бечевинка 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
244
239
313
236
244
0.1
н.д
2.300
81
Антушево 110/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
3382
491
532
615
567
0.09
0.66
2.451
Т-2
ТМТН
6300
-
2645
2783
3396
3627
0.58
0.66
82
Вашки 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3341
1814
2175
2771
2877
0.29
0.43
6.164
Т-2
ТДТН
10000
289
1410
1835
1464
1465
0.15
0.43
83
Белоусово 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4896
4097
6212
4701
5249
0.33
0.35
11.165
Т-2
ТДНТ
16000
0
0
0
4663
461
0.03
0.35
84
Андома 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
459
469
659
735
739
0.3
0.68
0.920
Т-2
ТМН
2500
579
762
1539
1138
977
0.39
0.68
85
Восточная 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
2833
4580
7290
7493
6635
0.41
0.67
6.120
Т-2
ТДТН
16000
3721
3885
3752
4751
4050
0.25
0.67
86
Мегра 110/10 кВ
Т-2
ТДМ
2500
537
440
689
499
424
0.17
н.д
2.076
87
Устье 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
-
-
35
335
234
0.09
н.д
2.266
МУП города Череповца "Электросеть"
88
ГПП-9 110/10/10 кВ
Т-1
ТРДН
25000
15552
16612
15592
13561
15010
0.6
0.99
0.3
Т-2
ТРДН
25000
12020
11783
10469
8564
9761
0.39
0.99
Загрузка трансформаторов 110 кВ и резерв
пропускной способности подстанций с учетом
зарезервированной мощности по заключенным договорам
на технологическое присоединение на 1 января 2015 г.
N
п/п
Параметры трансформаторов ПС
Загрузка в совмещенный с ЕЭС максимум
Мощность по договорам на технологическое присоединение на 01.04.2015
Коэффициент загрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение
Резерв
Примечание
наименование ПС
диспетчерское наименование
Тип
S ном., кВА
2010
2011
2012
2013
2014
Sту, кВА
2014
2014
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
S резерв, МВА
ВЭС
1
Центральная 110/10/6 кВ
Т-1
TOTRc
40000
13067
9175
15153
10135
12388
26440
1.22
-9.319
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, перевод нагрузок
Т-2
TOTRc
40000
10846
11913
10802
15239
10491
2
Восточная 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
40000
10611
9970
10250
8733
7293
3174
0.88
4.449
Т-2
ТДТН
40000
17434
19637
21958
23450
25084
3
Луговая 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
11216
20578
13769
13307
13153
11927
1.3
-9.238
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 40 МВА
Т-2
ТДТН
25000
11939
0
10418
9700
9158
4
Западная 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТНГ
40000
37602
18498
33430
30461
29611
11236
1.2
-10.310
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 63 МВА
Т-2
ТДТН
40000
18897
18500
10998
10996
9463
5
Кубенское 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
10348
7133
8916
9518
9003
1523
1.7
-7.869
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 25 МВА
Т-2
ТДТН
10000
7234
6024
7355
7081
7343
6
Кипелово 110/10 кВ
Т-1
ТДН
16000
2142
2009
2432
2166
2221
711
0.42
8.944
Т-2
ТДН
16000
1419
1291
1353
1040
4124
7
Ананьино 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТНГ
10000
3551
3493
4151
5348
5256
0
0.52
4.744
8
Новленское 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
1709
1616
2088
1616
1709
1023
0.28
6.891
Т-2
ТДН
10000
466
449
539
500
177
9
Нефедово - 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
1213
1079
1308
1063
1063
90
0.18
5.147
10
Грязовец 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
6625
6580
7449
7574
14081
1690
0.89
1.575
Т-2
ТДТН
25000
8082
7005
7753
7903
7654
11
Вохтога 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
6762
6024
7806
6425
7209
313
1.3
-3.695
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДН
10000
6137
6675
6710
7332
6173
12
Плоское 110/35/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
687
337
959
1133
964
145
0.6
0.916
Т-2
ТМ
2500
403
363
485
386
475
13
Жернаково 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
1186
1419
1709
1200
1063
56
0.18
5.181
14
ГДЗ 110/6 - 10 кВ
Т-1
ТДН
10000
0
0
2227
2532
2376
4065
0.73
2.292
Т-2
ТДН
10000
2015
3106
3634
1267
1267
15
Биряково 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
451
444
497
397
409
64
0.37
1.529
Т-2
ТМН
2500
414
396
488
390
498
16
Кадников 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
4955
4440
4235
4780
4115
849
0.64
3.256
Т-2
ТДН
10000
969
939
2044
1309
1780
17
Воробьево 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
802
726
735
553
681
142
0.13
5.477
18
Чекшино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
655
538
782
621
694
396
0.44
1.410
19
Вожега 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1558
1373
1558
3980
1208
178
0.49
4.856
Т-2
ТДТН
10000
3618
3699
4197
1382
3758
20
Харовск (р) 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
7155
6119
7455
6334
7159
467
0.43
13.793
Т-2
ТДТН
25000
2235
3056
3043
3799
3581
21
Семигородняя 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
710
641
732
540
487
0
0.19
2.013
22
Н. Погост 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
170
201
188
165
180
264
0.20
1.981
Т-2
ТМН
2500
75
59
130
66
75
23
Пундуга 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
429
434
437
386
371
0
0.15
2.129
24
Сямжа 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2864
2704
3640
2786
2597
789
0.48
4.934
Т-2
ТДТН
10000
1612
1496
2088
1736
1680
25
Шуйское 110/35/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
0
0
0
0
0
156
0.48
3.232
Т-1
ТМТН
6300
2475
2170
2912
0
2912
ЧЭС
26
Искра 110/10 кВ
Т-1
TOTRc
40000
-
211
10720
9955
0
180
0.50
18.873
Т-2
TOTRc
40000
-
1907
11948
11673
20947
27
Нелазское 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
857
768
933
1043
1088
338
0.74
0.570
Т-2
ТМН
2500
427
377
439
464
504
28
Загородная 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
2413
2637
2953
2796
3634
1104
0.65
3.143
Т-2
ТДН
10000
2557
2838
2839
2935
2119
29
Заягорба 110/10 кВ
Т-1
ТРДН
40000
8766
10333
9858
11662
22821
0
0.82
5.643
Т-2
ТРДН
40000
15317
13703
16240
13903
11536
30
Енюково 110/6 - 10 кВ
Т-1
ТМН
6300
1723
1319
1835
1430
1744
1064
0.54
2.705
Т-2
ТМН
6300
617
628
591
656
787
31
Н. Углы 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
3717
4936
4151
4135
3041
73
0.45
13.189
Т-2
ТДТН
25000
4815
3966
6955
6149
8697
32
Климовская 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4926
3753
3963
3508
3190
163
Т1-0.22;
Т2-0.35
6.331
Т-2
ТДТН
10000
879
1149
1456
0
316
33
Петринево 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
906
830
1217
490
1313
562
0.27
7.203
Т-2
ТДТН
10000
815
786
949
757
922
34
Коротово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2314
2110
3151
2883
3138
787
Т1-0.62;
Т2-0.99
-2.964
Т-2
ТМТН
6300
2059
1751
2447
2422
2639
35
Суда 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
4651
3920
5222
5367
5304
5418
1.32
-3.845
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДТН
10000
1984
2441
3103
3222
3123
36
Батран 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2179
2020
1443
2837
2376
725
0.74
2.208
Т-2
ТДТН
10000
4435
4067
4846
4742
4691
37
Устюжна 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
5642
4836
6115
5789
5555
483
1.26
-3.279
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДТН
10000
7993
6590
8495
7445
7241
38
Желябово
Т-1
ТМН
2500
1416
1243
1824
1699
1917
1979
1.69
-1.751
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТМН
2500
443
394
482
531
553
39
Чагода 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6516
5091
6065
3957
5698
264
0.91
0.634
Т-2
ТДТН
16000
9731
9390
10844
8522
9404
40
Анисимово 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
21
8
29
52
53
194
Т1-0.99;
Т2-0.40
2.500
Т-2
ТМН
6300
2168
2064
2146
2382
2375
41
Покровское 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
205
189
199
192
183
34
0.09
2.283
42
Избоищи 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
654
694
696
559
515
39
0.09
9.043
Т-2
ТМ
1600
397
403
43
Стеклозавод 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
8521
5688
5962
698
213
0
0.02
9.771
Т-2
ТДН
10000
19
19
16
19
16
44
Шексна 110/35/6 - 10 кВ
Т-1
ТДТН
40000
12586
14425
17357
15980
15470
3601
0.95
0.22
Т-2
ТДТН
40000
20112
18514
17756
21976
20709
45
Нифантово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3595
4033
5107
5245
2744
2893
1.05
-1.024
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, перевод нагрузок
Т-2
ТДТН
10000
3597
3739
2868
2692
5387
46
Кадуй 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
3692
3600
4499
4655
3910
446
0.95
0.004
Т-2
ТМТН
6300
1251
1039
1551
1504
1940
47
Поселковая 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
1529
1881
2272
1683
2127
284
0.49
4.816
Т-2
ТДН
10000
1845
2412
3819
4149
2773
48
Бабаево 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4049
7433
10128
9020
4852
966
0.87
1.433
Т-2
ТДТН
16000
5192
4540
6236
4882
8749
49
Заполье 110/10 кВ
Т-2
ТМН
2500
602
501
626
513
449
426
0.35
1.625
ВУЭС
50
Борки 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2708
2664
3119
2360
2552
0
0.42
5.624
Т-2
ТДТНГ
10000
1075
1289
1134
1514
1824
51
В. Устюг 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
16000
7279
7335
8098
7627
6684
440
0.88
0.211
Т-2
ТДТН
16000
7601
8174
8525
8030
7665
52
Дымково 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
5288
3698
5095
5209
5740
152
0.90
0.580
Т-2
ТДТН
10000
2149
2329
3603
3618
3528
53
У.-Алексеево 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
755
789
805
855
789
342
0.29
4.392
Т-2
ТМТН
6300
385
533
626
683
777
54
Полдарса 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
1095
626
1105
623
917
69
0.37
1.514
Т-2
ТАМГ
2500
0
0
0
0
0
55
Приводино 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4752
7191
11057
11646
6802
0
0.70
4.210
Т-2
ТДТН
16000
7356
5234
-
4840
4988
56
Сусоловка 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
480
449
505
391
365
173
0.15
1.962
57
К. Городок 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2670
3618
4556
5718
4952
2309
1.16
-2.195
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДТН
10000
5169
4708
4303
3527
4934
58
НПС 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
7769
6395
8182
6662
7084
17
0.72
3.866
Т-2
ТДТН
16000
4411
4618
5749
5334
5033
59
Вострое 110/10 кВ
Т-1
ТАМГ
2500
112
0
0
0
0
17
0.13
2.166
Т-2
ТМН
2500
234
313
440
334
317
60
Никольск 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
4129
4175
4289
4318
4196
1473
0.94
0.128
Т-2
ТДТН
10000
4279
4525
4226
4085
4203
61
Калинино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
516
519
436
523
789
62
Т1-0.46;
Т2-0.18
2.500
Т-2
ТМ
6300
355
365
456
396
369
62
Зеленцово 110/10 кВ
Т-1
ТАМГ
2500
0
0
0
0
0
11
0.34
1.609
Т-2
ТМН
2500
896
819
914
818
880
ТЭС
63
В. С. Погост 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
613
680
693
626
947
11
0.38
1.542
64
Власьевская 110/10 кВ
Т-1
ТАМ
2500
0
0
0
0
0
11
0.46
1.283
Т-2
ТМН
2500
759
877
951
944
1206
65
Тарнога 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3039
4160
3801
6654
6768
951
0.74
2.281
Т-2
ТДТН
10000
2259
2010
2892
0
0
66
Тотьма-2 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
2665
2712
2490
3156
3410
382
0.43
5.480
Т-2
ТДН
10000
841
920
862
807
728
67
Тотьма-1 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1773
1777
2084
2024
1911
1033
0.62
3.456
Т-2
ТДТН
10000
4157
3913
4442
3860
3600
68
Погорелово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6092
6166
4950
6326
5773
3949
0.93
0.370
Т-2
ТДТН
16000
7023
5157
5934
4727
5908
69
Царева 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТ
6300
646
591
711
581
618
11
0.1
5.671
70
Бабушкино 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
4721
3114
3167
2886
2922
958
0.93
0.171
Т-2
ТМТН
6300
1163
2475
1998
2323
2249
71
Рослятино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
1126
971
0
878
1156
64
0.90
0.140
Т-2
ТМН
2500
579
430
1662
1260
1140
72
Ляменьга 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
805
962
757
685
832
26
0.34
1.642
73
Верховажье 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1457
1439
2021
1824
2197
1746
0.79
1.694
Т-2
ТДТН
10000
4419
3818
4618
4920
4363
74
Чушевицы 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
278
423
563
438
411
421
0.27
7.128
Т-2
ТДТН
10000
1731
1576
1572
1856
2040
КЭС
75
Кириллов 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2000
1599
2452
2427
2804
3211
1.19
-2.537
Т-2
ТДТН
10000
5570
5186
7456
8315
6522
76
Ник. Торжок 110/10 кВ
Т-1
ТМН
6300
823
789
1051
1097
1196
955
0.39
3.683
Т-2
ТМН
6300
312
329
489
483
466
77
Ферапонтово 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
747
632
215
172
180
575
Т1-0.47;
Т2-0.19
1.745
Т-2
ТМ
6300
0
0
760
495
475
78
Коварзино 110/35/10 кВ
Т-2
ТМТН
6300
563
514
632
354
404
102
0.08
5.794
79
Белозерск 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2324
2717
3479
3098
3036
185
0.69
2.795
Т-2
ТДТН
10000
3889
3396
4287
4090
3984
80
Бечевинка 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
278
239
313
236
244
27
0.11
2.229
81
Антушево 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
3585
491
532
615
567
544
0.72
1.562
Т-2
ТМТН
6300
-
2645
2783
3396
3627
82
Вашки 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3161
1814
2175
2771
2877
487
0.45
5.171
Т-2
ТДТН
10000
979
1410
1835
1464
1465
83
Белоусово 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4959
4097
6212
4701
5249
268
0.35
10.022
Т-2
ТДНТ
16000
0
0
0
4663
461
84
Андома 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
612
469
659
735
739
1091
1.07
-0.307
Т-2
ТМН
2500
973
762
1539
1138
977
85
Восточная 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4046
4580
7290
7493
6635
249
0.65
5.066
Т-2
ТДТН
16000
4758
3885
3752
4751
4050
86
Мегра 110/10 кВ
Т-2
ТДМ
2500
462
440
689
499
424
70
0.20
2.006
87
Устье 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
-
-
35
335
234
0
0.09
2.266
3.27. Техническое состояние и возрастная структура
основного оборудования ЛЭП 110 кВ филиала
ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго"
N
п/п
Диспетчерское наименование
Год ввода
Год последнего капитального ремонта
Протяженность, км
Марка провода
Физическое состояние
Срок службы
2016
2018
2020
1
ВЛ 110 кВ Великий Устюг - Дымково-1
1965
2008
5.6
АС-70/72, АС-70/11, АС-300/66, АС-120/19
удовлетворительное
48
50
52
2
ВЛ 110 кВ Великий Устюг - Дымково-2
1965
2008
5.6
АС-70/72, АС-70/11, АС-300/66, АС-120/19
удовлетворительное
48
50
52
3
ВЛ 110 кВ Дымково - Кичм. Городок
1966
2013
106.5
АС-70/11, АС-120/19
удовлетворительное
48
50
52
4
ВЛ 110 кВ Дымково - Полдарса
1997
2007
56.86
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
17
19
21
5
ВЛ 110 кВ Дымково - У.-Алексеево
2001
2011
48.7
АС-120/19
удовлетворительное
17
19
21
6
ВЛ 110 кВ Заовражье - Великий Устюг-1
1965
2010
62.146
АС-95/16, АСУ-300, АС-120/19
хорошее
44
46
48
7
ВЛ 110 кВ Заовражье - Великий Устюг-2
1965
2010
62.146
АС-95/16, АСУ-300, АС-120/19
хорошее
44
46
48
8
ВЛ 110 кВ Калинино - Зеленцово
1970
2008
27.800
АС-70/11
удовлетворительное
44
46
48
9
ВЛ 110 кВ Калинино - Никольск
1967
2007
28.400
АС-70
удовлетворительное
47
49
51
10
ВЛ 110 кВ Кичм. Городок - Калинино
1967
2012
44.500
АС-70/11
удовлетворительное
47
49
51
11
ВЛ 110 кВ Никольск - Павино
1972
2012
70.400
АС-95
удовлетворительное
42
44
46
12
ВЛ 110 кВ НПС - Вострое
1988
2008
42.100
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
26
28
30
13
ВЛ 110 кВ Полдарса - Вострое
1996
2007
30.500
АС-120/19
удовлетворительное
19
21
23
14
ВЛ 110 кВ Тарнога - НПС
1982
20134
48.6
АС95/16
удовлетворительное
33
35
37
Всего по ВУЭС:
639.852
1
ВЛ 110 кВ Биряково - Погорелово (участок ВЭС)
1967
2014
23.126
АС-95/16
удовлетворительное
47
49
51
2
ВЛ 110 кВ Воробьево - Погорелово (участок ВЭС)
1982
2013
64.380
АС-150/24, АС-120/19
удовлетворительное
32
34
35
3
ВЛ 110 кВ Воробьево - Шуйское
1984
2005
58.651
АС-95/16
удовлетворительное
30
32
34
4
ВЛ 110 кВ Грязовец - Вохтога
1975
2012
45.146
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
39
41
43
5
ВЛ 110 кВ Грязовец-1
1973
2012
12.973
АС-150/24
удовлетворительное
41
43
45
6
ВЛ 110 кВ Грязовец-2
1973
2012
12.973
АС-150/24
удовлетворительное
41
43
45
7
ВЛ 110 кВ Дорожная (участок ВЭС)
1961
2011
22.949
АС-185/29, АС-150/24
удовлетворительное
53
55
57
8
ВЛ 110 кВ Кипелово-2
1961
2015
61.558
АС-185/29, АС-185/24
удовлетворительное
53
55
57
9
ВЛ 110 кВ Кубенское - Новленское
1985
2014
30.468
АС-120/19
удовлетворительное
29
31
33
10
ВЛ 110 кВ Никольский Торжок - Нефедово (участок ВЭС)
1976
0.931
АС-150
удовлетворительное
38
40
42
11
ВЛ 110 кВ Новленское - Нефедово - Никольский Торжок (участок ВЭС)
1985
2014
23.312
АС-120/19
удовлетворительное
29
31
33
12
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Ананьино
1979
2014
0.986
АС-95/16
удовлетворительное
35
37
39
13
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Восточная-1
1977
2007
0.770
АС-120/19
хорошее
37
39
41
14
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Восточная-2
1977
2007
0.770
АС-120/19
удовлетворительное
37
39
41
15
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС ГДЗ-1
1986
2014
0.368
АС-95/16
удовлетворительное
28
30
32
16
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС ГДЗ-2
1986
2014
0.368
АС-95/16
удовлетворительное
28
30
32
17
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Жерноково
1976
2005
1.036
АС-95/16
удовлетворительное
38
40
42
18
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Западная
1963
2013
3.079
АС-185/29
удовлетворительное
51
53
55
19
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Кадников
1979
2014
1.427
АС-120/19
удовлетворительное
35
37
39
20
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Кипелово-1 (Районная)
1980
2014
3.484
АС-185/29
удовлетворительное
34
36
38
21
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Кипелово-2 (Районная)
1980
2014
3.593
АС-185/29
удовлетворительное
34
36
38
22
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Луговая-1
1974
2012
0.743
АС-120/19
удовлетворительное
40
42
44
23
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Луговая-2
1974
2012
0.743
АС-120/19
удовлетворительное
40
42
44
24
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Плоское
1986
2012
1.137
АС-95/16
удовлетворительное
28
30
32
25
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Пундуга
1971
2005
3.885
АС-70/11
удовлетворительное
43
45
47
26
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Семигородняя
2004
2013
2.305
АС-120/19
удовлетворительное
10
12
14
27
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Харовск - районная (Вожега)
1982
2005
0.020
АС-150/24
удовлетворительное
32
34
36
28
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Харовск - районная (Сокол)
1981
2013
0.909
АС-150/24
удовлетворительное
33
35
37
29
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Харовск - районная (Сямжа)
1981
2013
0.508
АС-150/24
удовлетворительное
33
35
37
30
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Чекшино
1979
2006
1.072
АС-95/16
удовлетворительное
35
37
39
31
ВЛ 110 кВ Очистные-1
1975
2014
7.814
АС-240/32, АС-150/24
удовлетворительное
39
41
43
32
ВЛ 110 кВ Очистные-2
1975
2014
7.814
АС-240/32, АС-150/24, АС-240/39
удовлетворительное
39
41
43
33
ВЛ 110 кВ Печаткино-1
1987
2014
8.313
АС-120/19, АС-240/39
удовлетворительное
27
29
31
34
ВЛ 110 кВ Печаткино-2
1987
2014
8.313
АС-120/19, АС-240/39
удовлетворительное
27
29
31
35
ВЛ 110 кВ Ростилово - Скалино
1985
2012
32.998
АС-185/29
удовлетворительное
29
31
33
36
ВЛ 110 кВ Сокол - Биряково
1980
2013
98.513
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
34
36
38
37
ВЛ 110 кВ Сокол - Воробьево
1982
2012
56.667
АС-150/24, АС-120/19
удовлетворительное
32
34
36
38
ВЛ 110 кВ Сокол - Кадников
1979
2014
18.517
АС-95/16, АС-150/24, АС-120/19
удовлетворительное
35
37
39
39
ВЛ 110 кВ Сокол - Кубенское
1985
2011
47.097
АС-185/29
удовлетворительное
29
39
41
40
ВЛ 110 кВ Сокол - Харовск (т)
1981
2013
85.788
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
33
35
37
41
ВЛ 110 кВ Сухонский ЦБЗ-1
1999
2008
7.021
АС-150/19
удовлетворительное
15
17
19
42
ВЛ 110 кВ Сухонский ЦБЗ-2
1999
2008
7.021
АС-150/19
удовлетворительное
15
17
19
43
ВЛ 110 кВ Сямжа - Чушевицы
1989
2012
51.460
АС-120/19
удовлетворительное
25
27
29
44
ВЛ 110 кВ Тяговая-1
1981
2013
2.959
АС-120/19
удовлетворительное
33
35
37
45
ВЛ 110 кВ Харовск (т) - Вожега
1971
2014
60.637
АС-150/24
удовлетворительное
43
45
47
46
ВЛ 110 кВ Харовск (т) - Сямжа
1979
2013
53.746
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
35
37
39
47
ВЛ 110 кВ Харовск (т) - Н. Погост
1993
2008
16.067
АС-120/19
удовлетворительное
21
23
25
48
ВЛ 110 кВ Центральная-1
1974
2012
5.821
ACCR 300-Т16, АС-120/19
удовлетворительное
40
42
44
49
ВЛ 110 кВ Центральная-2
1974
2012
5.821
ACCR 300-Т16, АС-120/19
удовлетворительное
40
42
44
ВЛ 110 кВ Явенга (т) - Вожега
1990
2014
20.310
АС-120/19
удовлетворительное
24
26
28
КВЛ 110 кВ Вологда - Западная
1963
2013
14.746
АС-185/29
удовлетворительное
51
53
55
КВЛ 110 кВ Вологда - Кубенское
1961
2013
38.492
АС-185/29
удовлетворительное
53
55
57
КВЛ 110 кВ ГПЗ-1
1976
2013
6.405
АС-300/39
удовлетворительное
38
40
42
КВЛ 110 кВ ГПЗ-2
1976
2013
6.405
АС-300/39
удовлетворительное
38
40
42
КВЛ 110 кВ Кипелово-1
1980
2013
47.006
АС-185/29
удовлетворительное
34
36
38
КВЛ 110 кВ Кипелово-2
1961
2015
61.558
АС-185/29, АС-150/24
удовлетворительное
53
55
57
КВЛ 110 кВ Луговая-1
1963
2012
11.528
ACCR300-T16, АС-150/24
удовлетворительное
51
53
55
КВЛ 110 кВ Луговая-2
1963
2012
11.526
АС-185/29, ACCR 300-Т16
удовлетворительное
51
53
55
КВЛ 110 кВ ОМЗ-1
1980
2006
3.379
АС-120/19
удовлетворительное
34
36
38
КВЛ 110 кВ ОМЗ-2
1980
2006
3.379
АС-120/19
удовлетворительное
34
36
38
Всего по ВЭС:
1132.19
1
ВЛ 110 кВ Андомская (Восточная - Андома)
1996
2014
44.457
АС-120/19
хорошее
19
21
23
2
ВЛ 110 кВ Антушево - Белозерск
1984
2014
19.200
АС-120
хорошее
31
33
35
3
ВЛ 110 кВ Белоусово - Восточная (Вытегра) I - II (Белоусово I - II)
1996
2014
19.665
АС-120/19
хорошее
19
21
23
4
ВЛ 110 кВ Бечевинская (участок КЭС)
1989
2013
59.400
АС-120/19
хорошее
26
28
30
5
ВЛ 110 кВ Кириллов - Белозерск
1987
2014
40.500
АС-150, АпС-150/24
хорошее
28
30
32
6
ВЛ 110 кВ Николоторжская I - II
1987
2011
178.64
АС-120, АС-70
хорошее
28
30
32
7
ВЛ 110 кВ Никольский Торжок - Нефедово (участок КЭС)
1976
2013
24.700
АС-150
хорошее
39
41
43
8
ВЛ 110 кВ Подпорожская I - II (Белоусово - Подпорожская с отпайкой на Мегру и Ошту)
1989
2013
123.00
АС-120/19
хорошее
26
28
30
Всего по КЭС:
509.562
1
ВЛ 35 кВ Юбилейная
1995
2011
71.340
АС-185/29/11, АС-300/39
удовлетворительное
21
23
25
2
ВЛ 110 кВ Бабушкино - Рослятино
1971
2008
66.700
АС-95/16, АС-120/19
удовлетворительное
44
46
48
3
ВЛ 110 кВ Биряково - Погорелово (участок ТЭС)
1967
2007
12.950
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
48
50
52
4
ВЛ 110 кВ Верховажье - Вельск
1983
2012
44.200
АСК-95/16
удовлетворительное
32
34
36
5
ВЛ 110 кВ Воробьево - Погорелово (участок ТЭС)
1980
2008
11.320
АС-185/43, АС-150/24
удовлетворительное
35
37
39
6
ВЛ 110 кВ Погорелово - Тотьма-1
1967
2005
54.920
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
48
50
52
7
ВЛ 110 кВ Рослятино - Зеленцово
1983
2014
47.600
АС-70/11
удовлетворительное
32
34
36
8
ВЛ 110 кВ Сямжа - Чушевицы
1989
2010
23.410
АС-120/19
удовлетворительное
26
38
30
9
ВЛ 110 кВ Тарнога - Власьевская
1970
2011
36.100
АС-95/16
удовлетворительное
45
47
49
10
ВЛ 110 кВ Тарнога - Заячерецкая
1980
2010
72.760
АС-95/16
удовлетворительное
35
37
39
11
ВЛ 110 кВ Тотьма-1 - Тотьма-2
1970
2006
8.400
АС-95/16, АС-240/32
удовлетворительное
45
47
49
12
ВЛ 110 кВ Тотьма-2 - Бабушкино
1970
2009
33.410
АС-95/16, АС-240/32
хорошее
45
47
49
13
ВЛ 110 кВ Тотьма-2 - Власьевская
1970
2011
64.150
АС-95/16
удовлетворительное
45
47
49
14
ВЛ 110 кВ Чушевицы - Верховажье
1994
2013
43.130
АС-120/19
удовлетворительное
21
23
25
Всего по ТЭС:
590.390
1
ВЛ 110 кВ Бабаево-1
1970
2012
74.860
АС-120
удовлетворительное
45
47
49
2
ВЛ 110 кВ Бабаево-2
1970
2013
5.145
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
45
47
49
3
ВЛ 110 кВ Батран-1
1990
2010
34.298
АС-150
удовлетворительное
25
27
29
4
ВЛ 110 кВ Батран-2
1990
2010
33.951
АС-150, АС-150/19
удовлетворительное
25
27
29
5
ВЛ 110 кВ Бечевинская (участок ЧЭС)
1972
2005
71.602
АС-120
удовлетворительное
43
45
47
6
ВЛ 110 кВ Дорожная (участок ЧЭС)
1961
2004
21.473
АС-185/29, АС-150/24
удовлетворительное
54
56
58
7
ВЛ 110 кВ Завод-1
1974
2013
2.949
АС-240
удовлетворительное
41
43
45
8
ВЛ 110 кВ Завод-2
1974
2013
2.949
АС-240
удовлетворительное
41
43
45
9
ВЛ 110 кВ Завод-3
1974
2013
3.864
АС-120, АСО-240
удовлетворительное
41
43
45
10
ВЛ 110 кВ Завод-4
1970
2013
3.786
АСО-240
удовлетворительное
45
47
49
11
ВЛ 110 кВ Кадуй-1
1978
2013
29.245
АС-150, АС-150/19
удовлетворительное
37
39
41
12
ВЛ 110 кВ Кадуй-2
1978
2013
29.259
АС-150, АС-150/19
удовлетворительное
37
39
41
13
ВЛ 110 кВ Кварц-1
2008
9.970
АС-120/19
удовлетворительное
7
9
9
14
ВЛ 110 кВ Кварц-2
2008
9.970
АС-120/19
удовлетворительное
7
9
9
15
ВЛ 110 кВ Кипелово-2
1961
2004
22.157
АС-185/29, АС-185/24
удовлетворительное
54
56
58
16
ВЛ 110 кВ Кольцевая-1
1963
2013
4.337
АС-240/32
удовлетворительное
52
54
56
17
ВЛ 110 кВ Кольцевая-2
1963
2013
4.131
АС-240/32
удовлетворительное
52
54
56
18
ВЛ 110 кВ Коротово
1976
2013
35.389
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
39
41
43
19
ВЛ 110 кВ Петринево-1
1972
2009
43.160
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
43
45
47
20
ВЛ 110 кВ Петринево-2
1972
2009
42.709
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
43
45
47
21
ВЛ 110 кВ Подборовская
2000
2009
69.428
АС-300/39, АС-120/19
удовлетворительное
15
17
19
22
ВЛ 110 кВ Покровское
1982
2014
46.111
АС-95/16, АС-95
удовлетворительное
33
35
37
23
ВЛ 110 кВ Поселковая-1
1970
2013
1.221
АС-120
удовлетворительное
45
47
49
24
ВЛ 110 кВ Поселковая-2
1970
2013
1.221
АС-120
удовлетворительное
45
47
49
25
ВЛ 110 кВ Станционная-1
1959
2013
2.143
АС-240/32
удовлетворительное
56
58
60
26
ВЛ 110 кВ Станционная-2
1959
2013
2.143
АС-240/32
удовлетворительное
56
58
60
27
ВЛ 110 кВ Суда-1
1973
2011
32.270
АС-120
удовлетворительное
42
44
46
28
ВЛ 110 кВ Суда-2
1975
2011
32.865
АС-120
удовлетворительное
40
42
44
29
ВЛ 110 кВ Тяговая-1
1979
2008
4.158
АС-120/19
удовлетворительное
36
38
40
30
ВЛ 110 кВ Тяговая-2
1979
2008
3.922
АС-120
удовлетворительное
36
38
40
31
ВЛ 110 кВ Уйта-1
1999
2011
21.567
АС-120
удовлетворительное
16
18
20
32
ВЛ 110 кВ Уйта-2
1999
2011
48.742
АС-120
удовлетворительное
16
18
20
33
ВЛ 110 кВ Устюженская
1978
2008
64.898
АС-120
удовлетворительное
37
39
41
34
ВЛ 110 кВ Чагода - Покровское
1982
2014
59.331
АС-95/16, АС-70
удовлетворительное
33
35
37
35
ВЛ 110 кВ Чагода-1
1972
2012
21.003
АС-95
удовлетворительное
43
45
47
36
ВЛ 110 кВ Чагода-2
1972
2012
14.091
АС-95
удовлетворительное
43
45
47
37
ВЛ 110 кВ Шексна-1
1979
2013
59.749
АС-185/24, АС-120/19
удовлетворительное
36
38
40
38
ВЛ 110 кВ Шексна-2
1979
2013
60.935
АС-185/24, АС-120/19
удовлетворительное
36
38
40
Всего по ЧЭС:
1031.002
ИТОГО:
3902.99
Возрастная структура парка трансформаторов с высшим
напряжением 110 кВ по состоянию на 2014 год,
2016 год и 2018 год, эксплуатирующихся филиалом
ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго"
Возрастная структура ЛЭП 110 кВ Вологодской энергосистемы
по состоянию на 2014 год, 2016 год и 2018 год
Техническое состояние сети 110 кВ оценивается в целом удовлетворительно, хотя к 2018 году около 60% трансформаторов подстанций и более 43% линий филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" отработает нормативный срок службы.
Технический уровень электросетевых объектов 110 кВ
филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго"
Показатель
Количество подстанций, находящихся на балансе филиала "Вологдаэнерго"
110 кВ (всего 87 шт.)
Единица измерения
шт.
%
Отсутствие РПН (полностью на всех трансформаторах или на нескольких)
ВЭС (110 кВ - 26 шт.)
1
4
Чекшино
ЧЭС (110 кВ - 25 шт.)
0
0
-
-
ВУЭС (110 кВ - 13 шт.)
4
30.7
Калинино, Зеленцово, Полдарса, Вострое
ТЭС (110 кВ - 12 шт.)
2
16.6
Власьевская, Царева
КЭС (110 кВ - 13 шт.)
2
15.3
Мегра, Ферапонтово
Итого
9
10.3
Однотрансформаторные подстанции
ВЭС (110 кВ - 26 шт.)
7
28
Нефедово, Ананьино, Жернаково, Семигородняя, Пундуга, Чекшино, Воробьево
ЧЭС (110 кВ - 25 шт.)
2
8
Заполье, Покровское
ВУЭС (110 кВ - 13 шт.)
1
7.6
Сусоловка
ТЭС (110 кВ - 12 шт.)
3
25
Царева, Ляменьга, В. С. Погост
КЭС (110 кВ - 13 шт.)
4
30.8
Устье, Бечевинка, Коварзино, Мегра
Итого
17
19.5
Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне
ВЭС (110 кВ - 26 шт.)
8
30.8
Ананьино, Жернаково, Семигородняя, Н. Погост, Пундуга, Чекшино, Шуйское, Плоское
ЧЭС (110 кВ - 25 шт.)
2
8
Желябово, Заполье
ВУЭС (110 кВ - 13 шт.)
0
0
-
-
ТЭС (110 кВ - 12 шт.)
3
25
Царева, Ляменьга, В. С. Погост
КЭС (110 кВ - 13 шт.)
2
15.3
Бечевинка, Коварзино
Итого
15
17.2
Подстанции на ОД и КЗ
ВЭС (110 кВ - 26 шт.)
17
68
Ананьино, Вожега, Воробьево, Восточная, Вохтога, ГДЗ, Жерноково, Западная, Кипелово, Луговая, Нефедово, Новленское, Сямжа, Чекшино, Шуйское, Плоское, Пундуга
ЧЭС (110 кВ - 25 шт.)
6
20
Новые Углы, Покровское, Поселковая, Батран, Енюково, Нелазское
ВУЭС (110 кВ - 13 шт.)
4
30.8
Полдарса, Борки, Зеленцово, Вострое
ТЭС (110 кВ - 12 шт.)
4
33.3
В. С. Погост, Царева, Власьевская, Ляменьга
КЭС (110 кВ - 13 шт.)
1
7.7
Вашки
Итого
32
36.78
Технический уровень сети 110 кВ филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" согласно приведенным выше данным достаточно низкий:
подстанций с трансформаторами без РПН - 9 шт. (10.3%);
подстанций без резервного питания со стороны высшего напряжения - 15 шт. (17.2%);
однотрансформаторных подстанций - 17 шт. (19.5%);
подстанций на ОД и КЗ - 32 шт. (36.78%).
Участки сети с большим количеством промежуточных ПС
N
п/п
Название ЛЭП транзита
Название промежуточных ПС 110 кВ
Примечания (протяженность транзита, количество ПС)
Длина одноцепного транзита 110 кВ более 120 км
1
ВЛ 110 кВ Дымково - Кичм. Городок с отпайкой на ПС Усть-Алексеево,
ВЛ 110 кВ Кичм. Городок - Калинино
Дымково, У.-Алексеево, Кичм. Городок, Калинино
140.1 км
2
ВЛ 110 кВ Тотьма-2 - Бабушкино,
ВЛ 110 кВ Бабушкино - Рослятино,
ВЛ 110 кВ Рослятино - Зеленцово с отпайкой на ПС Ляменьга,
ВЛ 110 кВ Калинино - Зеленцово
Тотьма-2, Бабушкино, Рослятино, Ляменьга, Зеленцово, Калинино
171.5 км
3
ВЛ 110 кВ Сокол - Воробьево с отпайками,
ВЛ 110 кВ Воробьево - Погорелово
Сокол, Чекшино, Воробьево (Шуйское), Погорелово
132.5 км
4
ВЛ 110 кВ Сокол - Биряково,
ВЛ 110 кВ Биряково - Погорелово
Сокол, Биряково, Погорелово
136.7 км
5
ВЛ 110 кВ Харовская (Тяговая) - Сямжа с отпайкой на ПС Харовск,
ВЛ 110 кВ Сямжа - Чушевицы,
ВЛ 110 кВ Чушевицы - Верховажье,
ВЛ 110 кВ Верховажье - Вельск
Харовская (тяговая), Харовская (районная), Сямжа, Чушевицы, Верховажье, Вельск
228.69 км
6
ВЛ 110 кВ Дымково - Полдарса,
ВЛ 110 кВ Полдарса - Вострое,
ВЛ 110 кВ НПС - Вострое,
ВЛ 110 кВ Тарнога - НПС
Дымково, Полдарса, Вострое, НПС, Тарнога
178 км
7
ВЛ 110 кВ Чагода - Покровское с отпайкой на ПС Избоищи,
ВЛ 110 кВ Устюжна - Покровское,
ВЛ 110 кВ Коротово - Устюжна с отпайкой на ПС Желябово,
ВЛ 110 кВ Суда - Коротово
Чагода, Избоищи, Покровское, Устюжна, Желябово, Коротово, Суда
193.2 км
8
ВЛ 110 кВ Петринево - Антушево с отпайкой на ПС Бечевинка,
ВЛ 110 кВ Антушево - Белозерск,
ВЛ 110 кВ Кириллов - Белозерск
Петринево, Бечевинка, Антушево, Белозерск, Кириллов
124.2 км
Более трех промежуточных ПС на одноцепном транзите 110 кВ
9
ВЛ 110 кВ Тотьма-2 - Бабушкино,
ВЛ 110 кВ Бабушкино - Рослятино,
ВЛ 110 кВ Рослятино - Зеленцово с отпайкой на ПС Ляменьга,
ВЛ 110 кВ Калинино - Зеленцово
Бабушкино, Рослятино, Ляменьга, Зеленцово
4
10
ВЛ 110 кВ Чагода - Покровское с отпайкой на ПС Избоищи,
ВЛ 110 кВ Устюжна - Покровское,
ВЛ 110 кВ Коротово - Устюжна с отпайкой на ПС Желябово,
ВЛ 110 кВ Суда - Коротово
Избоищи, Покровское, Устюжна, Желябово, Коротово
5
11
ВЛ 110 кВ Харовская (Тяговая) - Сямжа с отпайкой на ПС Харовск,
ВЛ 110 кВ Сямжа - Чушевицы,
ВЛ 110 кВ Чушевицы - Верховажье,
ВЛ 110 кВ Верховажье - Вельск
Харовская (районная), Сямжа, Чушевицы, Верховажье
4
Анализ загрузки оборудования 110 кВ
Сводные данные за отчетный период о загрузке трансформаторов в нормальном режиме совмещенного зимнего максимума, послеаварийной или ремонтной перегрузке, наличии резервов мощности на ПС 110 кВ филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" приведены выше.
По информации "Вологдаэнерго", необходима первоочередная замена трансформаторов:
на ПС 110/35/6 кВ Западная, замена Т-1 и Т-2 мощностью 2 x 40 МВА на трансформаторы 2 x 63 МВА (согласно инвестиционной программе ОАО "МРСК Северо-Запада" на 2014 - 2018 годы ввод новых трансформаторов намечен на 2019 год);
на ПС 110/35/10 кВ Тарнога, замена Т-1 (1981 года ввода в эксплуатацию) и Т-2 мощностью 10 и 6.3 МВА на трансформаторы 2 x 10 МВА (данное мероприятие предусмотрено инвестиционной программой ОАО "МРСК Северо-Запада" на 2014 - 2018 годы в 2019 году).
Для обеспечения равномерной загрузки трансформаторов 110 кВ необходимо в рамках Комплексной программы развития электрических сетей "Вологдаэнерго" рассмотреть возможность перевода нагрузок:
с ПС 110/10/6 кВ Центральная на ПС 110/35/10 кВ Восточная и ПС 110/35/6 кВ Западная;
с ПС 110/35/10 кВ Нифантово на ПС 110/10 кВ Заягорба;
с ПС 110/35/10 кВ Кадуй на ПС 110/35/10 кВ Петринево - изменением секционирования сети 35 кВ и переводом нагрузок по сети 10 кВ на ПС 110/10 кВ Поселковая;
с ПС 110/35/10 кВ Андома на ПС 110/10 кВ Устье.
Также на ПС 110/10 кВ Искра к 2018 году рекомендуется выполнить замену существующих трансформаторов 2 x 40 МВА (год ввода в эксплуатацию - 2011) на трансформаторы большей мощности 2 x 63 МВА или рассмотреть перевод излишней нагрузки на ПС 110/10 кВ Заягорба.
3.28. Данные по подстанциям 110 и 220 кВ
потребителей и сетевых организаций
N
п/п
Наименование и принадлежность ПС
Класс напряжения
Количество трансформаторов
Мощность
Год ввода
ОАО "РЖД"
1
Харовск, тяговая
220
2АТ
2 x 63
1987
110
2Т
2 x 40
1987
2
Явенга, тяговая
220
2АТ
2 x 63
1987
3
Кадниковский, тяговая
220
2Т
2 x 40
1987
4
Октябрьская, тяговая
220
АТ
125
2001
5
Кипелово, тяговая
110
2Т
2 x 40
1982
6
Скалино, тяговая
110
2Т
2 x 40
1980
7
Туфаново, тяговая
110
2Т
2 x 36
2006
8
Вохтога, тяговая
110
2Т
2 x 40
2006
9
Бабаево, тяговая
110
3Т
3 x 25
2000
10
Уйта, тяговая
110
2Т
2 x 40
2000
11
Тешемля, тяговая
110
2Т
2 x 16
2001
12
Череповец, тяговая
110
2Т
2 x 40
1982
13
Шексна, тяговая
110
2Т
2 x 40
1982
14
Вологда, тяговая
110
3Т
3 x 40
1981
15
Печаткино, тяговая
110
2Т
2 x 40
1987
16
Грязовец, тяговая
110
2Т
2 x 40
1980
17
Буй, тяговая
110
2Т
2 x 40
1988
ПАО "Северсталь"
18
ГПП-1
220
2АТ
2 x 125
2009
110
2Т
2 x 63
1979
19
ГПП-2
110
2Т +
2 x 60
1973
Т
40
2003
20
ГПП-3
220
Т1
100
Т2
100
Т3
63
2010
Т4
63
2010
Т5
160
Т6
63
Т7
63
Т8
160
21
ГПП-3А
220
2Т
2 x 63
1979
22
ГПП-6
220
2Т
2 x 32
2000
23
ГПП-7
220
2Т
2 x 100
1992
24
ГПП-7А
220
2Т
2 x 63
1992
25
ГПП-11 Т1
220
5Т
5 x 63
1980
26
ГПП-12
220
2Т+
2 x 63
1971
Т
100
1983
27
ГПП-14
220
3Т
3 x 100
2005
28
ГПП-5
220
3Т
3 x 63
1971 (Т1), 2010 (Т2, Т3)
29
ГПП-5А
220
2 x Т
2 x 40
1992
АО "ФосАгро-Череповец"
30
ГПП-1
220
2 x Т
2 x 63
1973
31
ГПП-2
220
Т
63
1978
32
ГПП-3
220
2 x Т
2 x 63
1987
33
ГПП-2 ООО "Энерготранзит Альфа"
220
2 x Т
2 x 63
2005
34
ГПП-4 (ЧСПЗ)
110
2 x Т
2 x 63
1973
35
Ява (Энерготехснаб)
110
2 x Т
2 x 16
2010
36
ОАО "ВОМЗ"
110
2 x Т
2 x 25
2009
37
Сокольский ДОК
110
2 x Т
2 x 25
1979
38
Сухонский ЦБК
110
2 x Т
2 x 16
1974
39
ГПП-1 ООО "Энерготранзит Альфа"
110
2 x Т
2 x 40
1970
40
ГПП-9 (МУП г. Череповца "Электросеть")
110
2 x Т
2 x 25
1980
4. Особенности и проблемы текущего состояния
электроэнергетики на территории Вологодской области
(по данным собственников оборудования)
Анализ существующего состояния электроэнергетики области показал, что к настоящему времени в силу объективных причин накопился ряд проблем, требующих безусловного решения.
4.1. Сводный перечень технических мероприятий
для обеспечения надежной работы электросетевого оборудования
Сети 220 - 750 кВ
ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская
В соответствии с СиПР ЕЭС на 2015 - 2021 годы намечается усиление межсистемных связей ОЭС Центра - ОЭС Северо-Запада путем сооружения новой ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская.
ПС 500 кВ Череповецкая:
Техническое состояние: крайний физический износ основного оборудования из-за длительной эксплуатации за пределами нормативного срока службы. С этим связаны ненадежная работа приводов выключателей и разъединителей, изоляционные характеристики измерительных трансформаторов и маслонаполненных вводов на граничных допустимых значениях.
ПС 500 кВ Череповецкая является одним из источников покрытия электрических нагрузок Череповецкого энергоузла, наиболее крупного промышленного района Вологодской энергосистемы.
Основными потребителями Череповецкого энергоузла являются металлургический комбинат ПАО "Северсталь", АО "ФосАгро-Череповец" и ОАО "Северсталь-метиз". Большинство потребителей, присоединенных к ПС, 1 и 2 категорий надежности.
В период 2009 - 2012 годов ОАО "СевЗап НТЦ" ПЦ "Севзапэнергосетьпроект" разрабатывало проект реконструкции ПС 500 кВ Череповецкая. В соответствии со стандартом ОАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.240.121-2012 сроки работ на строительство по ПС 500 кВ Череповецкая составят 48 месяцев, или 4 года.
В соответствии с проектом "Комплексная реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая" намечен следующий объем работ:
техническое перевооружение ОРУ 500 кВ с сохранением существующей схемы № 500-7 "Четырехугольник" (компоновка со сборными шинами);
замена шунтирующего реактора 500 кВ мощностью 180 Мвар, подключаемого к ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Череповецкая через элегазовый выключатель;
замена автотрансформаторов без увеличения мощности на 2 x (3 x А-ОДЦТН-167000/500/220) с установкой резервной фазы мощностью 167 МВА;
реконструкция ОРУ 220 кВ с заменой на КРУЭ 220 кВ, выполненного по схеме № 220-17 "Полуторная схема" с установкой 21 выключателя и резервными ячейками под 4 присоединения;
замена КРУН-10 кВ на 3-секционное КРУ-10 кВ с вакуумными выключателями.
Согласно выполненным проектным решениям, в том числе при выполнении в период 2014 - 2015 годов СВМ энергоблока № 4 (ПГУ-420 МВт) Череповецкой ГРЭС, ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2 и ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2 по причине превышения токами КЗ коммутационной способности выключателей, требуется замена 11 выключателей ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Череповецкая.
В настоящее время с целью недопущения превышения токами КЗ коммутационной способности выключателей 220 кВ на ПС 500 кВ Череповецкая выполнено временное решение по опережающему делению секций шин 220 кВ на ПС 500 кВ Череповецкая (отключение СВВ 1 - 3 и СВВ 2 - 4) в нормальной схеме сети.
ПС 220 кВ РПП-1:
ПС 220/110/10 кВ РПП-1 введена в эксплуатацию в 1962 году.
От РПП-1 получают питание западные районы Вологодской области, коммунально-бытовые потребители нескольких районов г. Череповца, тяговые ПС, а также Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь".
В ухудшенном состоянии находятся трансформаторы ТДН-110/10 кВ мощностью по 10 МВА 1969 года и 1972 года ввода в эксплуатацию, а также выключатели и разъединители РУ 110 кВ, реакторы РБ 10-300-3.
В конце 2013 года введено в работу РУ 220 кВ РПП-1 после реконструкции. В соответствии с проектом "Реконструкция ВЛ 220 кВ Энергия-3, ВЛ 220 кВ Пошехонье - Череповец-1, и ВЛ 220 кВ Первомайская с заходами на ПС 750 кВ Белозерская и реконструкция ОРУ 220 кВ на ПС 220 кВ РПП-1" РУ собирается из ячеек КРУЭ 220 кВ по схеме № 15 "Трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя". К КРУЭ подключаются все существующие присоединения, за исключением АТ-1, и предусматривается четыре резервные ячейки под два присоединения.
В ближайшее время необходимо проведение дальнейшей реконструкции ПС с заменой основного оборудования:
автотрансформаторов;
трансформаторов 110/10 кВ;
техническое перевооружение ОРУ 110 кВ.
Сроки проектирования и строительства, определенные исходя из продолжительности работ по ОРУ 110 кВ, составляют 26 месяцев и 20 месяцев, всего 46, или 3.83 года.
ПС 220 кВ Сокол:
ПС 220 кВ Сокол введена в эксплуатацию в 1962 году.
От шин 110 кВ ПС 220 кВ Сокол получают питание северные и восточные районы Вологодской области, в том числе такие ответственные потребители, как две газокомпрессорные станции ООО "Севергазпром" и 2 нефтеперекачивающие станции Северных магистральных нефтепроводов.
От шин 35 кВ получают питание потребительские подстанции, лесодеревообрабатывающий комбинат, Сокольский целлюлозно-бумажный комбинат.
С шин 6 - 10 кВ получают электроэнергию предприятия г. Сокола (районный центр) и социально значимые объекты.
Надежность подключения ПС 220 кВ Сокол низкая из-за выполнения РУ 220 кВ на ОД и КЗ. Автотрансформаторы АТ-1, 2 типа АТДЦТН-125000/220/110/10 кВ 1980 и 1987 годов ввода в работу и регулировочные трансформаторы Т-5, Т-6 ЛТМН-16000/10/10 аналогично 1980 и 1987 годов ввода отработали нормативный срок службы.
На ОРУ 110 кВ установлены 18 баковых масляных выключателей МКП-110, все выработали нормативный срок службы. По данным Вологодского ПМЭС, загрузка трансформаторов Т-3 и Т-4 1962 и 1964 годов ввода в работу, находящихся в эксплуатации более 40 лет, в послеаварийном режиме достигает 105 и 110% соответственно. На трансформаторах требуется замена вводов 110 кВ. Трансформаторы имеют многочисленные утечки масла из-за старения резиновых уплотнений.
На ОРУ 35 кВ установлены выключатели ВМД-35, эксплуатирующиеся с 1964 года и имеющие значительный износ. Строительная часть ОРУ 35 кВ имеет значительные разрушения. ЗРУ-6 кВ эксплуатируется с 1964 года.
КРУН-10 кВ введено в работу в 1982 году. В ячейках КРУ-6 кВ 1962 года ввода в работу установлены выключатели ВМГ-133, которые имеют значительный износ. В ЗРУ-6 кВ случались неоднократные пожары. Здание ЗРУ-6 кВ требует реконструкции и ремонта.
В целом, по данным Вологодского ПМЭС, доля оборудования подстанции, выработавшего свой ресурс, составляет 78%.
Таким образом, требуется проведение комплексной реконструкции ПС 220 кВ Сокол:
реконструкция ОРУ 220 кВ с демонтажем старого РУ на ОД и КЗ и применением современной типовой схемы;
замена автотрансформаторов Т1 и Т2 220 кВ;
реконструкция ОРУ 110 кВ с заменой оборудования;
замена трансформаторов 110 кВ Т3 и Т4 на трансформаторы большей мощности;
реконструкция ОРУ 35 кВ с заменой оборудования;
реконструкция оборудования ЗРУ 6 кВ и здания.
В соответствии со стандартом ОАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.240.121-2012 сроки работ на проектирование по ПС 220 кВ Сокол составят 34 месяца, сроки строительства - 35 месяцев. Всего на реконструкцию ПС 220 кВ Сокол ориентировочно потребуется 69 месяцев, или 5.75 года.
ПС 220 кВ Ростилово:
Введена в эксплуатацию в 1972 году для развития сети ЕНЭС в Вологодской области. Через шины 220 кВ подстанции осуществляется транзит в Ярославскую энергосистему. К ПС 220 кВ присоединены ответственные потребители газокомпрессорной станции № 16 Грязовецкого ЛПУ МГ ОАО "Севергазпром" (обеспечивает поддержание давления в североевропейском газопроводе) и Грязовецкой нефтеперекачивающей станции Северных магистральных нефтепроводов - потребители 1 и 2 категории, для которых ПС является единственным источником питания. В связи со строительством новой ветки газопровода планируется увеличение нагрузок за счет ввода новых цехов. В настоящее время к ОРУ 110 кВ выполнено технологическое присоединение новой ПС 110 кВ Новогрязовецкая с двумя трансформаторами 110/10 кВ по 63 МВА для обеспечения энергоснабжения вновь строящихся компрессорных цехов газопровода "Nord Stream" (Северный поток).
Техническое состояние:
реакторы РБАС 10/2*2000 1972-1974 годов ввода в эксплуатацию находятся в предаварийном состоянии, что чревато их полным разрушением с тяжелыми последствиями;
ЗРУ-10 кВ - 54 ячейки - в крайне неудовлетворительном состоянии, токи К.З. на шинах 10 кВ близки к значению токов коммутационной способности выключателей;
по результатам диагностики трансформаторного оборудования, проведенной в текущем году силами ЭСС, состояние АТ-1 1973 года ввода в работу признано неудовлетворительным, требуется его замена, состояние АТ-2 1974 года ввода - ухудшенное;
фундаменты ОПУ разрушаются в результате постоянного воздействия грунтовых вод;
по результатам проведенного обследования здания ЗРУ-10кВ специализированной организацией в 2007 году рекомендовано принять неотложные меры в самое ближайшее время по реконструкции или постройке нового здания;
стойки УСО под оборудованием из-за пучения грунта постоянно наклоняются. Из-за этого требуется периодическая выправка стоек, что чревато их разрушением;
аварийные маслостоки, совмещенные с ливневой канализацией (1973 года), находятся в ухудшенном состоянии;
местами участки ограждения имеют наклоны до 30 градусов, коррозия сетчатого ограждения составляет 55 - 60%, стойки разрушены до арматуры;
кабельные каналы имеют значительные разрушения, наблюдается их затопление в осенний и весенний периоды;
существующие водоотводные каналы не обеспечивают эффективный отвод грунтовых и дождевых вод с территории площадки подстанции;
в здании ОПУ приходится круглогодично откачивать воду насосом из кабельных каналов.
Доля оборудования ПС 220 кВ Ростилово, выработавшего свой ресурс, оценивается Вологодским ПМЭС в размере 90%.
Необходима срочная реконструкция ПС Ростилово. На настоящий момент разработана проектная документация. В соответствии со стандартом ОАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.240.121-2012 сроки строительства составят 35 месяцев, или 2.9 года.
Согласно проекту "Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Ростилово", разработанному ОАО "СевЗап НТЦ" ПЦ "Севзапэнергосетьпроект", на подстанции предусматриваются:
ОРУ 220 кВ по схеме № 220-7 "Четырехугольник" (компоновка со сборными шинами);
два автотрансформатора 220/110/35 кВ мощностью по 125 МВА;
ОРУ 110 кВ по схеме № 110-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с установкой 10 выключателей и двумя резервными ячейками;
два трансформатора 110/10 кВ мощностью по 16 МВА;
КРУ 35 кВ по схеме № 35-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с установкой 5 выключателей;
КРУ 10 кВ по схеме № 10-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с установкой 13 выключателей и двумя резервными ячейками.
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская (переход через р. Шексну опоры № 231 - 234, протяженность - 1.43 км):
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская введена в эксплуатацию в 1962 году, по ней осуществляется транзит электроэнергии между Вологодской и Ярославской энергосистемами.
В связи с прохождением ВЛ в зоне со 2 степенью загрязнения (частично) металлоконструкции имеют достаточно высокую степень коррозии вследствие химического взаимодействия с агрессивной окружающей средой. Фундаменты части опор ВЛ в непосредственной близости от производственных объектов ОАО "Северсталь" также подвергаются воздействию химических выбросов металлургического комбината и находятся в ухудшенном состоянии. На настоящий момент ВЛ находится в эксплуатации свыше 51 года.
Техническое состояние:
ухудшенное состояние провода (коррозионный износ стальных сердечников - до 14%);
ухудшенное состояние фундаментов;
в настоящее время светоограждение на переходных опорах не функционирует;
отсутствие береговых габаритных знаков на переходе р. Шексны.
Сроки реконструкции данной линии ориентировочно оцениваются с учетом срока проектирования в 21 месяц и строительства - 8 месяцев.
ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2 в пролетах опор № 62 - 63, ВЛ 220 кВ Прокат - 3, 4 в пролетах опор № 17 - 18:
По ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2, 3, 4 получает питание ПС 220 кВ ГПП-11 Череповецкого металлургического комбината ПАО "Северсталь".
Ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2, 3, 4 осуществлен в 1974 году.
Данные участки ВЛ не соответствуют требованиям Правил устройства электроустановок при пересечении ВЛ с контактной ж/д сетью. На данных участках ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2 и 3, 4 должны быть установлены опоры анкерного типа, а провода должны иметь двойное крепление согласно пункту 2.4.92 Правил устройств электроустановок.
В настоящее время высок риск аварии на ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2 и ВЛ 220 кВ Прокат - 3, 4, которая может стать катализатором серии технологически опасных аварийный процессов не только в электрических сетях, но и смежных коммуникациях на территории промышленного центра Вологодской области г. Череповца, таких как железная дорога (девять пересекаемых путей), газовой магистрали, технологически непрерывного производства ПАО "Северсталь", генерации, передачи электроэнергии и теплоснабжения значительных территорий.
С одной стороны, основанием для предположения столь негативной перспективы служит то, что по ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2, 3, 4 запитан ответственный потребитель - ПАО "Северсталь". Прокаты обеспечивают электроснабжение производства горячего проката на основе непрерывного широкополосного стана 2000, имеющего непрерывный технологический цикл, после аварийного останова которого размеры экономического и технологического ущерба составят значительные объемы в рамках экономики Вологодской области. С другой стороны, ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2, 3, 4 пересекают четыре ВЛ 110 кВ Завод - 1, 2, 3, 4, по которым также получает питание технологически непрерывное производство металлоизделий ПАО "Северсталь", не имеющее резервирования; девять железнодорожных путей, по которым организовано интенсивное движение ж/д транспорта как для внутренних нужд ПАО "Северсталь", так и для внешних потребностей ОАО "РЖД" (сортировочная ж/д станция Череповец-1 и т.д.). "Прокаты" находятся в непосредственной близости от действующего газопровода, обеспечивающего газоснабжение города, котельных, генерации и т.д. С третьей стороны, опоры ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2, 3, 4 находятся в аварийном состоянии (потеря сечения до 47%). А также данные переходы ВЛ 220 кВ не соответствуют требованиям ПУЭ и внутренним нормативным документам ОАО "ФСК ЕЭС" (распоряжение от 11 мая 2011 года № 329р, приказ ОАО ФСК ЕЭС от 7 сентября 2009 года № 408 "О повышении надежности пересечений и сближений ВЛ").
ВЛ 220 кВ Вологодская - Явенга, Вологодская - Харовск:
По двухцепной ВЛ 220 кВ Вологодская - Явенга, Вологодская - Харовск, введенной в работу в 1973 году, получает питание ПС 220 кВ Сокол. Также по данным ВЛ 220 кВ осуществляется транзит электроэнергии в Архангельскую энергосистему и запитаны 3 тяговые ПС 220 кВ Северной железной дороги. ВЛ имеет межсистемное значение, относится к ЕНЭС, обеспечивает надежность Вологодской и Архангельской энергосистем.
На данных ВЛ 220 кВ требуются замена грозотроса, ремонт проводов и элементов опор.
Необходимо проведение реконструкции в ближайшее время. Сроки реконструкции данной линии длиной около 190 км ориентировочно оцениваются с учетом времени проектирования и строительства в 55 месяцев.
ВЛ 220 кВ Белозерская - ГПП-1 (замена 17 опор № 105 - 121) и ВЛ 220 кВ Белозерская - РПП-1 (замена 18 опор № 105 - 122):
ВЛ 220 кВ Белозерская - ГПП-1 и ВЛ 220 кВ Белозерская - РПП-1 введены в эксплуатацию в 1959 году и 1962 году соответственно. Часть обеих ВЛ реконструирована в 2011 году по проекту СВМ энергоблока № 4 Калининская АЭС.
Техническое состояние ВЛ 220 кВ:
Белозерская - ГПП-1: прохождение участка ВЛ (пролеты опор № 105 - 121, всего 17 опор) по территории города Череповца, сверхнормативный срок эксплуатации ВЛ - 57 лет (на момент начала строительства в 2016 году);
Белозерская - РПП-1: сверхнормативный срок эксплуатации ВЛ - 54 года (на момент начала строительства в 2016 году); прохождение участка ВЛ (пролеты опор № 105 - 122, всего 18 опор) по территории города Череповца.
По ВЛ 220 кВ Белозерская - ГПП-1 получает питание ГПП-1 Череповецкого металлургического комбината ОАО "Северсталь". По ВЛ 220 кВ Белозерская - РПП-1 получает питание ПС 220 кВ РПП-1.
Сроки реконструкции данной линии ориентировочно оцениваются с учетом срока проектирования в 21 месяц и строительства - в 8 месяцев.
Сети 110 кВ
Анализ существующего состояния основного оборудования ПС и ЛЭП, схем построения сетей и режима ее работы за отчетный пятилетний период выявил следующие проблемы в сетях Вологодской энергосистемы:
низкая надежность центров питания сетей 110 кВ;
высокий физический износ оборудования филиала "Вологдаэнерго".
К 2014 году около 51% трансформаторов подстанций 110 кВ и около 32% линий 110 кВ отработало нормативный срок службы.
К 2018 году их количество увеличится до 60% трансформаторного оборудования и до 42% линий, отработавших нормативный срок службы.
Проблемы в сетях Вологодской энергосистемы:
низкий технический уровень ПС 110 кВ: большое количество ПС 110 кВ со схемой РУ высшего напряжения, выполненной с использованием ОД и КЗ, ПС с трансформаторами без РПН, однотрансформаторных ПС и ПС, не имеющих резервного питания со стороны высшего напряжения;
низкая надежность структуры построения сетей. В сети 110 кВ имеются очень длинные транзиты и участки, где структура сети не соответствует рекомендациям по количеству промежуточных подстанций, присоединенных к ВЛ между двумя опорными ПС.
Согласно анализу состояния сетей напряжением 110 кВ и выше необходимо выполнение реконструкции следующих объектов:
мероприятия по реконструкции ВЛ 110 кВ Шексна 1, 2 с отпайками на ПС 110 кВ Искра, ПС 110 кВ Заягорба, ПС 110 кВ Нифантово и Шекснинскую ГЭС с заменой провода головного участка ВЛ на большее сечение;
мероприятия по замене ТТ-110 кВ на ПС 110 кВ Зеленцово, ограничивающих пропускную способность транзита 110 кВ Тотьма-2 - Зеленцово - Калинино.
5. Основные направления развития электроэнергетики
Вологодской области в соответствии с базовым (основным)
вариантом развития электроэнергетики Вологодской области
5.1. Цели и задачи развития
электроэнергетики Вологодской области
Основными целями развития электроэнергетики Вологодской области являются обеспечение существенного прогресса в развитии основных секторов экономики, повышение инвестиционной привлекательности региона, повышение энергобезопасности путем расширения, модернизации существующих и ввода новых генерирующих мощностей, повышение уровня жизни населения.
Основными задачами в решении вопросов развития электрических сетей области становятся обеспечение надежного электроснабжения потребителей области путем выбора оптимальных, скоординированных направлений развития электрических сетей с учетом прогнозных показателей энергопотребления, обеспечивающих необходимую пропускную способность сетей, нормативный уровень надежности электроснабжения потребителей и качества отпускаемой электроэнергии, преодоление старения электрических сетей и электрооборудования.
5.2. Прогноз ОАО "СО ЕЭС" потребления
электроэнергии и мощности по Вологодской области
(корпоративный прогноз) на 2015 - 2021 годы
Показатель
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Потребление электроэнергии (млн. кВтч)
13574
13597
13614
13626
13638
13677
13716
%
0.3%
0.2%
0.1%
0.1%
0.1%
0.3%
0.3%
Потребление мощности (МВт)
2032
2035
2035
2035
2037
2045
2051
%
0.3%
0.0%
0.0%
0.0%
0.1%
0.4%
0.3%
5.3. Отчет и прогноз производства и потребления
тепловой энергии в Вологодской области, млн. Гкал
Наименование
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Производство
21.75
21.93
22.15
22.60
22.63
22.65
ТЭС
8.90
9.00
9.20
9.60
9.68
9.60
Котельные
7.94
7.95
7.85
7.75
7.74
7.75
Прочие установки
4.91
4.98
5.10
5.25
5.25
5.25
Потребление, всего
21.75
21.93
22.15
22.60
22.63
22.65
Промышленность
11.70
11.80
11.95
12.25
12.20
12.10
Энергетика
0.26
0.26
0.26
0.27
0.27
0.29
Сельское хозяйство
0.30
0.33
0.35
0.36
0.36
0.36
Транспорт и связь
0.25
0.25
0.26
0.30
0.30
0.30
Домашние хозяйства и сфера услуг
7.86
7.91
7.94
8.00
8.08
8.18
Прочие
0.40
0.40
0.41
0.42
0.42
0.42
Потери
0.98
0.98
0.99
1.00
1.00
1.00
5.4. Параметры ввода крупных потребителей в энергосистеме
Вологодской области в период до 2018 года
N
п/п
Наименование заявителя
Год ввода
Установленная мощность, МВт
Центр питания
1
ГП ВО "Областные электротеплосети"
2015
13.03
ПС 220 кВ Вологда - Южная
2016
3.03
2017
7.89
2
МУП Электросеть, г. Череповец
2015
8.25
ПС 220 кВ Зашекснинская
2016
12.1
ПС 220 кВ РПП-1
3
ООО "Вологодское мороженое"
2015
10
ПС 220 кВ Вологда - Южная
4
ООО "Вологда Инвест"
2015
5
ПС 220 кВ Вологда - Южная
5
ООО "Энерготранзит Альфа"
2015
2.13
ПС 500 кВ Вологодская
2016
3.05
2017
3.86
2018
16.46
6
ООО "Строительная индустрия"
2017
26
ПС 220 кВ Вологда - Южная
7
ООО "Сокольский плитный комбинат"
2017
12
ПС 220 кВ Сокол
5.5. Предложения по развитию
и реконструкции сетей 220 кВ и выше
Строительство ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская (учтено в СиПР ЕЭС на 2015 - 2021 годы).
5.6. Предложения по развитию и реконструкции сетей 110 кВ
Для обеспечения повышения пропускной способности электрических сетей 110 кВ и обеспечения проведения ремонтной компании сетевого оборудования необходимо в период 2015 - 2016 годов выполнение следующих мероприятий:
реконструкция ВЛ 110 кВ Шексна 1, 2 с отпайками на ПС 110 кВ Искра, ПС 110 кВ Заягорба, ПС 110 кВ Нифантово и Шекснинскую ГЭС с заменой провода головного участка ВЛ на большее сечение;
замена ТТ-110 кВ на ПС 110 кВ Зеленцово, ограничивающих пропускную способность транзита 110 кВ Тотьма-2 - Зеленцово - Калинино с повышением номинального тока первичной обмотки оборудования.
5.7. Наличие выполненных схем теплоснабжения
муниципальных образований Вологодской области
с указанием новых объектов теплоснабжения
(новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных)
На территории Вологодской области после проведенных в 2013 году мероприятий по преобразованию городских и сельских поселений, входящих в состав муниципальных районов области, путем их объединения (укрупнение поселений) числится 283 муниципальных образования: 26 муниципальных районов, 255 городских и сельских поселений, в том числе 8 районных центров с численностью от 10 до 100 тыс. человек и 2 городских округа с численностью от 100 до 500 тыс. человек. 62 сельских поселения не имеют централизованного теплоснабжения.
По состоянию на 1 июля 2014 года схемы теплоснабжения разработаны во всех муниципальных образованиях области (всего - 195) в соответствии с требованиями постановления Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".
Схема теплоснабжения г. Череповца разработана и утверждена постановлением мэрии г. Череповца от 4 апреля 2012 года № 1796 "Об утверждении схемы теплоснабжения г. Череповца до 2026 года". Схема предусматривает расширение котельной № 2 и строительство двух ТЭЦ: ТЭЦ ГТУ на юго-востоке Зашекснинского района и ТЭЦ ПГУ - в Заречье.
Схема теплоснабжения г. Вологды разработана и утверждена постановлением Администрации г. Вологды от 3 июня 2014 года № 3911 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Вологды до 2028 года".
Схема предусматривает увеличение установленной тепловой мощности Вологодской ТЭЦ ГУ ОАО "ТГК-2" по Вологодской области; строительство ТЭС мусороперерабатывающего завода по ул. Мудрова для выработки электроэнергии, без выработки тепловой энергии ввиду большой удаленности от объектов теплопотребления, а также реализацию шести проектов по увеличению зон действия существующих котельных с выводом из эксплуатации смежных теплоисточников.
Совместная выработка тепловой и электрической энергии производится в 8 муниципальных образованиях, в том числе в городских округах - г. Вологде и г. Череповце, городах Соколе, Харовске, поселках Кадуй, Красавино, сельских поселениях Самотовинское Великоустюгского муниципального района и Девятинское Вытегорского муниципального района. При разработке схем теплоснабжения учитывается эффективность когенерации. Так, в п. Белый Ручей Девятинского сельского поселения в 2011 году закрыты 2 убыточные котельные с переводом тепловых нагрузок на ОАО "ПМ-ТЭЦ "Белый Ручей".
За период 2007 - 2014 годов на территории области построено 55 котельных общей мощностью 258 МВт, отпускающих тепловую энергию населению и бюджетной сфере. Самые крупные из них - центральная котельная в г. Кадникове Сокольского муниципального района мощностью 14 МВт, 5 котельных в г. Бабаево общей мощностью 37 МВт, БМК в п. Тоншалово Череповецкого района мощностью 16.0 МВт (взамен котельной СХПК "Овощной"), биотопливная котельная ООО "Харовсклеспром" для выработки тепловой энергии на собственные нужды и нужды микрорайона Лесдок города Харовска Харовского муниципального района установленной мощностью 20 МВт.
5.8. Предложения по модернизации системы централизованного
теплоснабжения муниципальных образований Вологодской области
В Вологодской области сложилась система теплоснабжения, при которой более 85% тепловой энергии поставляется потребителям из централизованной системы. Основными источниками централизованного теплоснабжения в регионе являются котельные, доля которых в производстве тепла колеблется по годам. Доля ТЭС в производстве централизованного тепла за рассматриваемый период практически не меняется и составляет около 38 - 40%.
Устаревшее оборудование является характерной особенностью котельных небольшой производительностью. В наиболее плохом техническом состоянии находятся муниципальные котельные, принятые от обанкротившихся предприятий и организаций.
Проведенные приборные обследования котельных, работающих на газе, показали, что котельные с котлами единичной мощностью более 10 Гкал/час повсеместно имеют достаточно высокий КПД (89 - 92%). Значительно хуже показатели котельных, оборудованных котлами малой мощности: "НР-18", "КВТС", "Универсал", "Энергия", "Стрела", "ТВГ" и т.д., это определяется как крайне низкими техническими характеристиками самих котлов, так и повсеместным отсутствием либо неработоспособностью химводоподготовки, образованием накипи, коррозии.
В худшем состоянии, с точки зрения экономичности, находятся котельные, работающие на угле: их КПД обычно не превышает 60%, а иногда достигает 20%. Большинство мелких котельных характеризуется значительным перерасходом топлива (на 20 - 30%). Это объясняется низкими техническими характеристиками котлов, отсутствием водоподготовки, плохим качеством угля и отсутствием предварительной его обработки, а также в немалой степени - низким техническим уровнем эксплуатационного персонала, невысокой заработной платой.
В абсолютном большинстве котельных отсутствует водоподготовка, что ведет к увеличению расхода топлива и сокращению срока службы основного оборудования.
Проведенные обследования показали также, что, несмотря на значительную недозагрузку источников теплоты, сетевые насосы в них имеют завышенную производительность и подают в сеть избыточное количество теплоносителя. Избыточная циркуляция теплоносителя в сети приводит к значительному перерасходу электроэнергии (30 - 50%, а в некоторых случаях - в 3 - 4 раза) и, как следствие, к удорожанию тепловой энергии.
Местные виды топлива (древесные отходы, дрова, торф) используются в котельных жилищно-коммунального хозяйства недостаточно эффективно, так как на большинстве установок отсутствует современная топливоподготовка. В настоящее время 11 источников тепловой энергии работают на древесных отходах.
Таким образом, состояние системы централизованного теплоснабжения Вологодской области позволяет определить основные мероприятия по ее модернизации, к которым относятся:
замена неэффективных котлов, выработавших расчетный срок службы;
замена насосных групп;
модернизация систем водоподготовки;
перевод котельных на природный газ и местные виды топлива;
строительство новых блочно-модульных котельных на природном газе и местных видах топлива;
повышение эффективности источников энергоснабжения путем комбинированного производства электрической и тепловой энергии на основе современных парогазовых технологий;
реконструкция тепловых сетей с заменой аварийных участков, выработавших расчетный срок службы;
оптимизация диаметров тепловых сетей;
замена изоляции воздушных тепловых сетей на ППУ;
регулировка гидравлических режимов систем теплоснабжения;
организация учета тепловой энергии.
Проведение комплекса мероприятий по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований области позволит повысить эффективность теплоснабжения, существенно сэкономить энергоресурсы.
Намечаемые направления развития теплоэнергетики - реконструкция, модернизация, техническое перевооружение источников тепловой энергии потребуют значительного привлечения инвестиций, которые не могут быть обеспечены за счет бюджетных средств и собственных ресурсов теплоснабжающих организаций (при сложившейся структуре состава затрат), необходимо привлечение частных инвесторов. В настоящее время ведутся переговоры по привлечению инвестиций в модернизацию 110 котельных области.
5.9. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных
образований Вологодской области на 5-летний период
Протяженность тепловых сетей в Вологодской области по данным статистики - 1898.3 километра тепловых сетей в двухтрубном исчислении. Более 90% тепловых сетей проложены под землей. Сети затопляются, что ведет к интенсивной коррозии стальных трубопроводов и резкому увеличению тепловых потерь из-за увлажнения тепловой изоляции. Износ тепловых сетей составляет по данным статистики 62.1%.
Высок процент расчетных тепловых потерь в сетях, в некоторых системах они превышают 25% от отпущенной тепловой энергии. Такой высокий процент объясняется и объективными факторами: значительной протяженностью тепловых сетей при низкой плотности застройки (особенно в районах) и значительным завышением диаметров трубопроводов, которые в свое время прокладывались либо без проектов и расчетов оптимальных диаметров, либо с перспективой увеличения тепловой нагрузки.
Проведенный анализ современного состояния тепловых сетей Вологодской области выявил следующие основные проблемы:
1. Низкое техническое состояние и изношенность трубопроводов и оборудования на 60 - 70%, а в некоторых системах - на 90 - 100%.
2. Повышенные фактические тепловые потери, достигающие 30 - 40%.
3. Разрегулированность гидравлических режимов в большинстве систем.
Приоритетные направления развития теплосетевого хозяйства в предстоящий 5-летний период - снижение тепловых потерь, повышение надежности и эффективности теплоснабжения.
Основными задачами в развитии теплосетевого хозяйства области являются:
1. Разработка и актуализация схем теплоснабжения муниципальных образований области с целью осуществления оптимальных реконструкции, модернизации, развития систем теплоснабжения, оптимизации диаметров тепловых сетей.
2. Выполнение работ по наладке и регулировке тепловых сетей и разработке гидравлических и тепловых режимов их работы.
3. Закрытие мелких нерентабельных котельных с переходом там, где это экономически оправдано и технически возможно, на автономное поквартирное теплоснабжение.
4. Повышение надежности тепловых сетей путем перехода на современные предварительно изолированные трубы, трубы из полимерных материалов.
5. Доведение установки коммерческих приборов учета тепловой энергии и теплоносителей у потребителей и на источниках до 100%.
6. Регулировка гидравлических режимов систем теплоснабжения.
6. Основные направления развития электроэнергетики
Вологодской области в соответствии с альтернативным
(не являющимся обязательным) вариантом развития
электроэнергетики Вологодской области
6.1. Цели и задачи развития
электроэнергетики Вологодской области
Основными целями развития электроэнергетики Вологодской области являются обеспечение существенного прогресса в развитии основных секторов экономики, повышение инвестиционной привлекательности региона, повышение энергобезопасности путем расширения, модернизации существующих и ввода новых генерирующих мощностей, повышение уровня жизни населения.
Основными задачами в решении вопросов развития электрических сетей области становятся обеспечение надежного электроснабжения потребителей области путем выбора оптимальных, скоординированных направлений развития электрических сетей с учетом прогнозных показателей энергопотребления, обеспечивающих необходимую пропускную способность сетей, нормативный уровень надежности электроснабжения потребителей и качества отпускаемой электроэнергии, преодоление старения электрических сетей и электрооборудования.
Учитывая специфику области, можно выделить несколько основных направлений развития электрогенерации, предлагаемых к выполнению органами исполнительной государственной власти Вологодской области:
строительство мини-ТЭЦ для комбинированной выработки тепло- и электроэнергии с использованием на них в качестве топлива отходов деревообработки;
развитие малой энергетики, использующей местные топливно-энергетические ресурсы, в частности торф, как альтернативы чрезмерной централизации энергопроизводства и средства снижения затрат в энергообеспечении отдельных категорий потребителей;
повышение эффективности источников электроснабжения путем комбинированного производства электрической и тепловой энергии на основе современных парогазовых технологий с высоким КПД.
6.2. Перечень планируемых к реализации
и реализуемых инвестиционных проектов на территории
Вологодской области (альтернативный вариант)
На территории региона по данным органов исполнительной государственной власти Вологодской области возможна реализация целого ряда дополнительных инвестиционных проектов.
Индустриальный парк "Шексна". 200 МВт, 2016 - 2018 годы
Место расположения - Шекснинский муниципальный район.
Основной вид продукции: металлопереработка, стройматериалы, автокомпоненты, деревопереработка.
Электрическая нагрузка:
2016 год - 97.8 МВт;
2017 год - 150 МВт;
2018 год - 200 МВт.
Индустриальный парк "Сокол". 35.8 МВт, 2015 - 2019 годы
Место расположения - город Сокол. Основной вид продукции: деревопереработка.
Электрическая нагрузка:
2015 - 2019 годы - 35.8 МВт.
В период 2015 - 2020 годов на территории области, по данным органов исполнительной государственной власти Вологодской области, планируется реализация крупного инвестиционного проекта "Создание на территории Череповецкого муниципального района особой экономической зоны промышленно-производственного типа, включающей строительство крупного лесоперерабатывающего комплекса с созданием собственных генерирующих мощностей с возможностью выдачи в сеть ЕНЭС России".
Для реализации данного проекта электростанции с проектным наименованием "ТЭС Рощино" предполагается строительство электросетевых объектов:
ПС 220 кВ Рощино;
ВЛ 220 кВ Череповецкая - ПС Рощино;
ВЛ 220 кВ Белозерская - ПС Рощино.
6.3. Предложения по развитию и реконструкции сетей 110 кВ
Вводы электросетевых объектов, реконструкция и техперевооружение объектов электроэнергетики 110 кВ на территории Вологодской области приняты с учетом инвестиционной программы филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" на 2014 - 2018 годы, технических условий на подключение новых нагрузок, заявок перспективных потребителей, предоставленных филиалом ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" в качестве исходных данных.
Увеличение трансформаторной мощности на подстанциях 110 кВ Вологодской энергосистемы в период до 2020 года согласно инвестиционной программе филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" на 2014 - 2018 годы приведено ниже.
N
Наименование ПС
Напряжение, кВ
Количество и мощность установленных трансформаторов, МВА
Количество и мощность новых трансформаторов, МВА
Срок ввода, год
Примечания
1
Искра (ВЭС)
110/35/10
2 x 4
2 x 16
2017
замена силовых трансформаторов
В соответствии с инвестиционной программой филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" на 2014 - 2018 годы планируется реконструкция двух ВЛ 110 кВ:
N
Наименование ВЛ
Напряжение, кВ
Протяженность, км
Количество цепей, шт.
Марка провода
Срок ввода, год
Примечания
1
Шекснинская 1, 2
110
3.5
2
АС - 240
2017
Реконструкция линий
2
Восточная - Городская - Северная - Западная
110
14
2
АС - 240
2018
Реконструкция ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ и двухцепном исполнении
ПС 110/35/10 кВ Западная:
В объем мероприятий комплексной реконструкции ПС 110/35/10 кВ Западная кроме замены трансформаторов и реконструкции РУ 110 кВ входит переустройство РУ 35 кВ по схеме № 35-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин". РУ 35 кВ подключается к энергосистеме ВЛ 35 кВ Западная - Маега и Западная - Северная.
ПС 110/35/10 Искра (Вологодские сети):
Для повышения надежности электроснабжения потребителей, обеспечения растущего спроса на электроэнергию рекомендуется осуществить перевод ПС 35 кВ Искра (Вологодские сети) на напряжение 110 кВ.
На новой ПС 110 кВ Искра (Вологодские сети) предусматривается установка двух трансформаторов мощностью по 16 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ подстанции выполняется по схеме № 110-9 - "одна рабочая секционированная выключателем система шин".
Присоединение ПС к энергосистеме на напряжении 110 кВ намечается осуществить в рассечку ВЛ 110 кВ Кипелово-2, отходящей от ПС 220/110/35/10 кВ Вологда - Южная.
Ввод ПС 110/35/10 Искра (Вологодские сети) намечается в 2020 году.
С целью обеспечения возможности подключения заявленных крупных потребителей и распределенной мелкой нагрузки, обеспечения надежного питания новых и существующих нагрузок помимо реконструкции предусматривается новое строительство сетей 110 кВ филиала ОАО "МСРК Северо-Запада" "Вологдаэнерго":
ВЛ 110 кВ Западная - Восточная протяженностью 13.7 км;
ПС 110/35/10 кВ Южная;
ПС 110/35/10 кВ Ирдоматка.
ПС 110/35/10 Южная:
Реализация проекта необходима для повышения надежности электроснабжения Зашекснинского энергорайона Вологодской области.
На ПС Южная предусматривается установка двух трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью по 16 МВА и двух трансформаторов той же мощности напряжением 110/10 кВ.
ОРУ 110 кВ подстанции выполняется по схеме № 110-9 - "одна рабочая секционированная выключателем система шин" с тремя отходящими ВЛ. Выбор данной схемы позволит создать условия для подключения новых присоединений.
Присоединение ПС к энергосистеме на напряжении 110 кВ намечается осуществить тремя ВЛ: двухцепной ВЛ 110 кВ протяженностью 4.335 км - к центру питания данного энергорайона - ПС 220 кВ Зашекснинская и одноцепной ВЛ 110 кВ протяженностью 5.141 км - к новой ПС 110/35/10 кВ Ирдоматка, ввод которой намечен на 2020 - 2022 годы.
Ввод ПС 110/35/10 Южная намечается осуществить в период 2020 - 2022 годов.
6.4. Перечень наиболее крупных инвестиционных
проектов, запланированных к реализации, в разрезе
муниципальных образований Вологодской области
в период 2016 - 2020 гг. (альтернативный вариант)
Наименование организации-инициатора
Наименование вида экономической деятельности
Наименование инвестиционного мероприятия (суть проекта)
Бабаевский муниципальный район
ООО "Вологодские топливные биотехнологии - 2"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация производства топливных гранул (пеллет) и углубленной деревообработки
ИП Глава КФХ Юшкевич Н.Ф.
Сельское хозяйство
Реконструкция животноводческого комплекса на 1200 голов дойного стада и молочного блока в животноводческом комплексе
ООО "Бабушкинский союз предпринимателей"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация комплексной переработки древесины
Белозерский муниципальный район
ОАО "Белозерский леспромхоз"
Лесозаготовка и обработка древесины
Модернизация технологии лесозаготовки с увеличением объема лесозаготовок до 300 тыс. куб. м
ООО "Белозерсклес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Строительство лесопильного цеха по производству пиломатериалов из тонкомерного хвойника
Вашкинский муниципальный район
ОАО "Вашкинский леспромхоз"
Лесозаготовка и обработка древесины
Модернизация лесозаготовительного комплекса
Великоустюгский муниципальный район
ООО "Премиум-лес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Расширение производства
ООО "Новаторский ЛПК"
Лесозаготовка и обработка древесины
Создание производства домов из клееного профильного бруса
ООО "Патриот"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация лесопиления и деревообработки
ООО "Северодвинец-лес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация комплексной переработки древесины
ОАО "Вологодская ягода"
Производство пищевых продуктов
Строительство производственного комплекса по хранению и переработке ягод, грибов и овощей
Верховажский муниципальный район
ООО "Вологодский лес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация лесоперерабатывающего производства
ООО "Вага"
Сельское хозяйство
Строительство и реконструкция фермы
Вожегодский муниципальный район
ЗАО "Вожега-Лес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Реконструкция производства
Вологодский муниципальный район
СХПК "Майский"
Сельское хозяйство
Строительство комплекса на 1000 ското-мест и доильного зала
СХПК "Присухонское"
Сельское хозяйство
Строительство нового сельскохозяйственного животноводческого комплекса
СХПК "Ильюшинский"
Сельское хозяйство
Строительство нового сельскохозяйственного животноводческого комплекса
СПК "Племзавод "Пригородный"
Сельское хозяйство
Реконструкция животноводческого комплекса и телятника на 800 голов
Колхоз "Племзавод Родина"
Сельское хозяйство
Реконструкция фермы и телятника в п. Васильевское на 160 и 70 голов, реконструкция фермы д. Харычево на 160 голов
Вытегорский муниципальный район
ЗАО "Белый ручей"
Лесозаготовка и обработка древесины
Проект по углубленной переработке древесины, выпуску полуфабрикатов для мебельной промышленности
ЗАО "Онегалеспром"
Лесозаготовка и обработка древесины
Техническое перевооружение производства
ООО "Нордгидро"
Электроэнергетика
Строительство Пахомовской и Новинкинской ГЭС общей мощностью 45 млн киловатт-часов
Грязовецкий муниципальный район
СПК "Анохинский"
Сельское хозяйство
Строительство молочно-товарной фермы на 500 голов
Кадуйский муниципальный район
ООО "Фабрика Дерусса"
Лесозаготовка и обработка древесины
Реконструкция действующего производства и создание производства по изготовлению пеллет
ООО "Рыботоварная фирма "Диана"
Производство пищевых продуктов
Строительство бассейновой базы на 200 тонн для содержания осетрового маточного стада
Кирилловский муниципальный район
СПК "Колхоз (Коминтерн 2)"
Сельское хозяйство
Модернизация и реконструкция действующего производства
Кичменгско-Городецкий муниципальный район
САУ лесного хозяйства ВО "Вологдалесхоз"
Лесозаготовка и обработка древесины
Создание производств по углубленной переработке древесины (клееный брус, мебельный щит, оцилиндрованное бревно, погонажные изделия, пиломатериалы и др.)
Междуреченский муниципальный район
ООО "Холбит"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация лесозаготовок и реконструкция деревообрабатывающего производства
ООО "Монза"
Сельское хозяйство
Реконструкция коровника на 250 голов
Никольский муниципальный район
ООО "Никольский лес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Производство лесозаготовок, лесопиления, деревообработки
ООО "Никольский маслозавод"
Производство пищевых продуктов
Запуск линии розлива молочной продукции (автомат для фасовки жидких молочных продуктов, автомат турбопак), капитальный ремонт аппаратного цеха
ПО "Хлебозавод"
Производство пищевых продуктов
Ввод в эксплуатацию производства по изготовлению тортов
ЗАО "Агрофирма имени Павлова"
Сельское хозяйство
Реконструкция телятника на 100 голов в д. Тарасово, приобретение сельскохозяйственной техники
СПК "Искра"
Сельское хозяйство
Строительство молочно-товарной фермы на 100 голов в д. Красавино
Сокольский муниципальный район
ООО "ЭЛК Сокол - Вытегра"
Лесозаготовка и обработка древесины
Строительство завода по производству биомасла, биоугольных пеллет, клееного березового щита и сращенной профилированной березовой доски
ООО "Устьелес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Строительство фанерного производства
Сямженский муниципальный район
ООО "Сямженское Лесоперерабатывающее Предприятие"
Лесозаготовка и обработка древесины
Приобретение и установка оборудования
Тарногский муниципальный район
ОАО "Тарногский маслозавод"
Производство пищевых продуктов
Модернизация оборудования (монтаж линии по производству и фасовке творога)
Тотемский муниципальный район
Колхоз "Родина"
Сельское хозяйство
Установка второго доильного зала
МП "Тотемский хлебокомбинат"
Производство пищевых продуктов
Приобретение здания и монтаж оборудования по производству тортов
Усть-Кубинский муниципальный район
ЗАО "Агрофирма "Герой"
Сельское хозяйство
Реконструкция и модернизация молочного комплекса:
ввод в эксплуатацию телятника Бережное-4 под беспривязное содержание молодняка на 400 ското-мест;
ввод в эксплуатацию фермы Бережное-6
Устюженский муниципальный район
СПК "Красный партизан"
Сельское хозяйство
Строительство свиноводческого комплекса
СПССК "Устюженский картофель"
Сельское хозяйство
Строительство логистического центра для оптовой торговли овощами
ООО "ЛПК им. Желябова"
Лесозаготовка и обработка древесины
Модернизация
Харовский муниципальный район
ООО "Харовсклеспром"
Лесозаготовка и обработка древесины
Реконструкции лесопильного завода по переработке хвойного пиловочника
Чагодощенский муниципальный район
ООО "Заря"
Сельское хозяйство
Организация агрокомплекса по выращиванию мясных пород КРС (крупного рогатого скота)
Череповецкий муниципальный район
ЗАО "Малечкино"
Сельское хозяйство
Ввод в эксплуатацию 3-х птичников на 210 тыс. голов
ЗАО "Ботово"
Сельское хозяйство
Реконструкция производства
Колхоз "Мяксинский"
Сельское хозяйство
Ввод в эксплуатацию телятника на 135 голов КРС (крупного рогатого скота)
Шекснинский муниципальный район
ООО "Шекснинская Заря"
Сельское хозяйство
Реконструкция животноводческих помещений
ЗАО "Шексна"
Сельское хозяйство
Реконструкция и модернизация животноводческих ферм комплекса "Екимовское"
СПК "Русь"
Сельское хозяйство
Строительство телятника
г. Вологда
ООО "Александра-плюс"
Прочие производства
Строительство завода по производству ультразвукового оборудования
ОАО "Оптимех"
Прочие производства
Строительство нового цеха по производству многофункциональных устройств водоподготовки
ООО "Нестле"
Производство пищевых продуктов
Расширение производства детского питания и каш с применением новейших технологий и рецептур
г. Череповец
ОАО "ФосАгро-Череповец"
Химическое производство
Строительство нового агрегата аммиака мощностью до 1155 тыс. тн/год
Муниципалитет, г. Череповец
Химическое производство
Строительство завода по производству специальных защитных покрытий
Муниципалитет, г. Череповец
Производство машин и оборудования
Создание технологического центра по производству специализированной техники, промышленному дизайну, обработке пластика
Муниципалитет, г. Череповец
Производство строительных материалов
Завод по производству гипсокартона в Северной промзоне
Муниципалитет, г. Череповец
Прочие производства
Завод по производству упаковочной тары
Муниципалитет, г. Череповец
Прочие производства
Развитие перерабатывающего производства и сферы логистики на въезде в город с южной и северной сторон
Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь"
Металлургия
Реконструкция коксовой батареи № 7 с установкой сухого тушения пара
Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь
Металлургия
Реконструкция цеха улавливания химических продуктов
Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь"
Металлургия
ТЭЦ-ПВС (генерирующее подразделение). Замена турбогенератора (ТГ-4) с организацией отбора пара 20 ата
Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь"
Металлургия
КЦ. Воздухоразделительная установка № 12. Внешняя инфраструктура (обеспечение кислородом производства)
Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь"
Металлургия
Участок сортовой заготовки. Агрегат для производства мелющих шаров
Муниципалитет, г. Череповец
Прочие производства
"Технопарк в сфере высоких технологий в г. Череповце"
Муниципалитет, г. Череповец
Прочие производства
Комплексная переработка твердых бытовых отходов
Муниципалитет, г. Череповец (МУП "Электросеть")
Электроэнергетика
Строительство ПС 110/35/10 кВ Южная и ВЛ-110/35/10 кВ в Зашекснинском районе г. Череповца
Муниципалитет, г. Череповец (МУП "Электросеть")
Электроэнергетика
Проектирование и строительство кабельной канализации от ПС 110/10 кВ Южная до 108, 110 и 119 мкр. Зашекснинского района
Муниципалитет, г. Череповец (МУП "Электросеть")
Электроэнергетика
Реконструкция ПС-500 кВ "Череповецкая", включающая замену АТ 6 x 167 МВА на аналогичные, замена ячеек 500, 220 кВ, строительство нового здания ОПУ
Муниципалитет, г. Череповец (МУП "Электросеть")
Электроэнергетика
Реконструкция ОРУ-110 кВ (открытое распределительное устройство) ПС-220/110/10 кВ "Зашекснинская"
Муниципалитет, г. Череповец (МУП "Электросеть")
Электроэнергетика
Новое строительство КЛ-10 кВ. В 2016 - 2020 годах планируется построить КЛ протяженностью:
2016 год - 18.025 км;
2017 год - 23.132 км;
2018 год - 18.164 км;
2019 год - 21.460 км;
2020 год - 25.049 км
комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры города Череповца на
2013 - 2016 годы и перспективу до 2020 года утверждена решением Череповецкой городской
Думы № 271 от 25 декабря 2012 года, а не 25 января 2012 года.
------------------------------------------------------------------
<*> В соответствии с Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры города Череповца на 2013 - 2016 годы и перспективу до 2020 года, утвержденной решением Череповецкой городской Думы от 25 января 2012 года № 271
6.5. Прогноз развития энергетики Вологодской области
на основе ВИЭ и местных видов топлива
Социально-экономическое развитие Вологодской области неразрывно связано с расширением и рациональным использованием имеющихся в регионе природных ресурсов, главными из которых являются леса. Лесопромышленный комплекс занимает третье место в общем объеме экспорта из Вологодской области после металлургии и химической промышленности, поэтому использование древесных отходов в качестве топлива позволяет добиться существенного экономического эффекта.
Фактически на всех деревообрабатывающих предприятиях области установлены котельные на отходах лесопиления и деревообработки, позволяющие получать тепловую энергию, используемую для отопления производственных помещений и обслуживания сушильных камер. Наиболее крупные котлы-утилизаторы установлены на лесопильных производствах ОАО "Белозерский леспромхоз", ЗАО "Череповецкий ФМК", ОАО "Сокольский ДОК", ООО "Премиумлес", ООО "Харовсклеспром", ООО "Новаторский ЛПК", ОАО "Великоустюгский ФК "Новатор". В области также действуют пиролизные установки для получения древесного угля в Кадуе и Сямже, а на лесных предприятиях и некоторых сельхозпредприятиях идет апробация газогенераторных установок, работающих на древесном сырье.
Благоприятные условия для строительства мини-ТЭЦ на древесных отходах позволяют получать электрическую и тепловую энергию при утилизации отходов лесопромышленного комплекса. Целесообразность применения таких станций в отдаленных от центра районах, где наблюдается дефицит электроэнергии, подтверждается успешной работой промышленной мини-ТЭЦ "Белый Ручей" мощностью 6 МВт, использующей в качестве основного топлива отходы областных деревообрабатывающих предприятий. Вторая мини-ТЭЦ на древесных отходах мощностью 3 МВт электрической энергии пущена в 2006 году на ОАО "Великоустюгский фанерный комбинат "Новатор". Пуск мини-ТЭЦ позволил на 68% обеспечить производство собственной электрической энергией, обеспечить ежемесячную утилизацию около 7 тыс. плотных куб. м отходов деревообработки.
В области функционирует 7 предприятий по производству биотоплива общей производственной мощностью около 60 тыс. тонн пеллет в год.
Информация о производителях пеллет
Производитель
Контактная информация
Объем производства
ООО Пкф "Пеллетс"
г. Череповец
Топливная гранула (диаметр - 8 мм) - 1400 тонн/мес.
ООО "Профэксперт"
г. Вологда.
Фактическое местоположение:
Вологодская обл., пос. Тарнога
Топливная гранула (диаметр - 6 мм, 8 мм) - 350 - 400 тонн/мес, свободные объемы - 100 - 150 тонн, к концу 2014 года планируется удвоить объем выпуска продукции
ООО "Валдекс"
Фактическое местоположение: Вологодская обл., г. Никольск, п. Левобережный
Топливная гранула (диаметр - 6 мм, 8 мм) - 500 тонн/мес., свободные объемы - 250 - 300 тонн
ЗАО "Биоэнергетическая топливная компания"
Юридический адрес: Вологодская обл., Сокольский р-н, г. Кадников.
Фактическое местоположение: Вологодская обл., Сокольский р-н, урочище Алтай
Топливная гранула (диаметр - 6 мм) - 1000 тонн/мес.
ООО "Биолеспром"
Юридический адрес: 162300, Вологодская обл., Верховажский р-н, с. Верховажье, ул. Парковая, д. 24.
Фактическое местоположение: Вологодская обл., Верховажский р-н, с. Верховажье, д. Пахомовская
Топливная гранула (диаметр - 8 мм) - 1000 - 1200 тонн/мес.
ЗАО "Вологодский лесохимический завод"
г. Вологда
Топливная гранула (диаметр - 6 мм, 8 мм) - 300 тонн/мес.
ООО "Соната"
г. Вологда
Топливная гранула (диаметр - 6 мм) - 100 - 150 тонн/мес.
Также важным и перспективным местным видом топлива является торф, эффективное использование которого на тепловых электростанциях станет возможным после увеличения объемов его добычи и модернизации технологической базы торфяной промышленности. Внедрение современных высокоэффективных технологий и оборудования для добычи, агломерации и сжигания торфяной продукции для нужд малой и средней энергетики позволит значительно увеличить долю использования торфа в топливно-энергетическом балансе Вологодской области. При наличии поддержки федерального бюджета на территории области предусматривается строительство мини-ТЭЦ в пос. Чагода мощностью электрической - 20 МВт и тепловой - 30 Гкал/час, работающей на торфе.
Развитие малой гидрогенерации на территории Вологодской области в настоящий момент является одним из наиболее приоритетных направлений. На территории области сейчас действуют ГЭС № 31, № 32 в г. Вытегре мощностью 2 МВт и Шекснинская ГЭС мощностью 24 МВт, при этом долгосрочной целевой программой "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Вологодской области на 2010 - 2015 годы и на перспективу до 2020 года", утвержденной постановлением Правительства области от 30 июля 2010 года № 886, предусмотрено строительство восьми ГЭС общей установленной мощностью 12.45 МВт.
Также Правительством области заключено Соглашение о сотрудничестве с генерирующей компанией ЗАО "Норд Гидро", в рамках которого ЗАО "Норд Гидро" обязуется разработать и реализовать программу строительства, реконструкции и ввода в эксплуатацию 10 объектов, работающих на возобновляемых источниках энергии. Согласно данному соглашению гидротехнические объекты на территории Вологодской области будут строиться за счет собственных средств ЗАО "Норд Гидро".
В октябре 2011 года специалистами ЗАО "Норд Гидро" при поддержке Департамента природных ресурсов и экологии области и Департамента топливно-энергетического комплекса области было проведено обследование 8 гидротехнических сооружений Вологодской области с целью определения возможности размещения на их базе объектов возобновляемой энергетики. В ходе обследования, например, были определены 2 перспективных гидротехнических объекта, являющихся частью гидротехнических сооружений Череповецкой ГРЭС, на базе которых возможно строительство малых гидроэлектростанций мощностью до 25 МВт. Общий перечень объектов гидрогенерации, строительство которых на территории Вологодской области предусматривается соглашением с ЗАО "Норд Гидро", представлен ниже.
Общий перечень объектов гидрогенерации
N
п/п
Наименование ГТС
Вид станции
Местоположение объекта
Планируемая установленная мощность, кВт
Средняя многолетняя выработка, тыс. кВт
Год ввода в эксплуатацию
1
МГЭС "Череповецкая"
малая ГЭС
река Суда
900
5800
2016
2
ГТС Вологодского водоканала
малая ГЭС
река Вологда
400
1725
2019
3
Плотина "Александровская"
малая ГЭС
река Ковжа
350
1533
2019
4
Плотина "Ковжа"
малая ГЭС
река Ковжа
200
867
2020
5
Плотина "Депо"
малая ГЭС
река Белый ручей
80
350
2020
6
МГЭС "Опоки"
малая ГЭС
река Сухона
10000
43800
2017
7
Плотина "Красавино"
малая ГЭС
пруд ОАО "Вологодский текстиль"
40
270
2020
8
Шекснинская гидроэлектростанция
ГЭС
река Шексна
200000 - 800000
400000
2020
9
МГЭС "Вытегра"
малая ГЭС
река Вытегра
1200
6000
2020
------------------------------------------------------------------
ГУБЕРНАТОР ВОЛОГОДСКОЙ ОБЛАСТИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 25 июня 2015 г. № 386
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ВОЛОГОДСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2016 - 2020 ГОДЫ
В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" постановляю:
1. Утвердить прилагаемые Схему и программу развития электроэнергетики Вологодской области на 2016 - 2020 годы (далее - Программа).
2. Рекомендовать распределительным сетевым компаниям, осуществляющим свою деятельность на территории Вологодской области, разрабатывать инвестиционные программы на основе Программы.
3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его подписания и подлежит официальному опубликованию.
Губернатор области
О.А.КУВШИННИКОВ
Утверждена
Постановлением
Губернатора области
от 25 июня 2015 г. № 386
СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ВОЛОГОДСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2016 - 2020 ГОДЫ
1. Общие положения
1.1. Основания для разработки Схемы:
1) Федеральный закон от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике";
2) Федеральный закон от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности";
3) постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";
4) постановление Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года № 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности";
5) необходимость обеспечения сетевых компаний актуальной информацией для формирования инвестиционных программ.
Цели разработки Схемы:
формирование плана мероприятий по развитию энергетики Вологодской области, включая приоритеты технической, экологической и инновационной политики, разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики;
разработка экономических, технических, организационных и правовых условий, обеспечивающих надежное и безопасное функционирование системы обеспечения электроэнергией хозяйственного комплекса Вологодской области;
разработка прогноза развития электроэнергетики, основанного на системе инвестиционных приоритетов развития, обеспечивающей устойчивость электроснабжения;
скоординированное развитие объектов генерации и электросетевых объектов в Вологодской энергосистеме (далее - ЭС) на пятилетний период по годам (с учетом ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации электросетевых объектов и генерирующих мощностей);
скоординированное развитие распределительных и магистральных электрических сетей в ЭС на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе (с учетом ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры);
информационное обеспечение деятельности органов исполнительной власти при формировании политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов.
1.2. Основными задачами разработки Схемы являются:
планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию;
формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории области.
2. Общая характеристика Вологодской области
Вологодская область расположена на севере Европейской части России в 500 км от Москвы. По площади является одной из крупных областей Российской Федерации и составляет почти 1% ее территории (145.7 тыс. кв. км); наибольшая протяженность с севера на юг - 385 км, с запада на восток - 650 км.
Вологодская область граничит на севере с Архангельской областью, на востоке - с Кировской областью, на юге - с Костромской и Ярославской областями, на юго-западе - с Тверской и Новгородской областями, на западе - с Ленинградской областью, на северо-западе - с Республикой Карелия.
На 1 января 2015 года численность постоянного населения области составила 1191.010 тыс. человек.
В состав Вологодской области входят города областного значения Великий Устюг, Вологда, Сокол и Череповец, а также 26 районов - Бабаевский, Бабушкинский, Белозерский, Вашкинский, Великоустюгский, Верховажский, Вожегодский, Вологодский, Вытегорский, Грязовецкий, Кадуйский, Кирилловский, Кичменгско-Городецкий, Междуреченский, Никольский, Нюксенский, Сокольский, Сямженский, Тарногский, Тотемский, Усть-Кубинский, Устюженский, Харовский, Чагодощенский, Череповецкий, Шекснинский.
Административным центром Вологодской области является город Вологда.
Города Вологодской области
N
п/п
Город
Год образования
Население на 01.01.2015, тыс. чел.
N
п/п
Город
Год образования
Население на 01.01.2015, тыс. чел.
1
Вологда
1147
316.614
8
Грязовец
1780
15.08
2
Череповец
1777
316.758
9
Кадников
1780
4.8
3
Сокол
1932
37.72323
10
Кириллов
1776
7.5
4
Великий Устюг
1147
31.9
11
Красавино
1947
6.4
12
Никольск
1780
8.06
5
Бабаево
1925
11.62
13
Тотьма
1138
9.8
6
Белозерск
862
9.38
14
Устюжна
1340
8.9
7
Вытегра
1773
10.3
15
Харовск
1954
9.5
Занимая чуть менее 1% территории России, Вологодская область имеет серьезные позиции в экономике страны.
В области производятся:
каждая седьмая тонна российского проката и стали;
каждая девятая тонна минеральных удобрений;
каждый одиннадцатый кубометр клееной фанеры.
Объем отгруженной промышленной продукции в области в расчете на душу населения более чем в 1.3 раза выше среднероссийского показателя. Среди субъектов Российской Федерации по этому показателю Вологодская область занимает 20 место.
Специализируется Вологодская область и на выпуске продукции пищевой промышленности - молочной продукции, масла животного, мяса и мясопродуктов, кондитерских изделий.
Особенности климата, истории и географическое положение (северная ветка Транссиба, газопроводы, речное сообщение) предопределили основные характеристики экономики области, развития ее социальной системы и системы расселения: наличие базового сектора экономики - металлургии, химии (производство удобрений), лесопромышленного комплекса. Высокая степень индустриального развития региона определяет лидирующие позиции в общероссийском производстве промышленной продукции.
На долю промышленности области приходится более трети объема ВРП, в то время как доля промышленности в российском ВВП - 30%. Доли металлургии, химической промышленности и лесопромышленного комплекса в общем объеме экспорта из Вологодской области составляют 51.3%, 34.9% и 10.2% соответственно.
Вологда - один из крупнейших на Северо-Западе транспортных узлов, имеющий выходы на север (Мурманск, Архангельск, Карелия), на запад (Санкт-Петербург), на восток (Киров, Екатеринбург), а также на южные направления (Ярославль, Москва). По территории области проходят железные дороги, связывающие Москву с Архангельском и Санкт-Петербург с Уралом (с выходом на Транссибирскую магистраль). Федеральные автомагистрали проходят по территории области в северном (М8 "Холмогоры"): Москва - Ярославль - Вологда - Архангельск) и восточном направлениях (А114: а/д М18 - Новая Ладога - Вологда). Кроме того, в области развита сеть водного транспорта. По ее территории проходят два крупных речных канала Северо-Запада Российской Федерации: Волго-Балтийский водный путь и Северодвинская шлюзованная система. Особое значение для области имеет Волго-Балтийский водный путь, который связывает Санкт-Петербург с Москвой и городами Волги, Камы, Дона, обеспечивая выход к Беломоро-Балтийскому каналу, в Белое, Каспийское, Черное и Средиземное моря.
Важнейшее значение для экономики области имеет трубопроводный транспорт. По территории Вологодской области проходит магистральный нефтепровод из Возейского месторождения (Тимано-Печорская группа месторождений) - Ухта - Котлас - Тотьма - Грязовец - Москва, а также системы газопроводов (часть газопровода "Сияние Севера" из Тимано-Печорского территориально-производственного комплекса и часть газопроводов из Западной Сибири), в том числе Ухта - Торжок, Пунга - Вуктыл - Ухта - Грязовец и Нижний Новгород - Череповец.
Развитие газификации области осуществляется на основании Генеральной схемы газификации и газоснабжения Вологодской области.
Вологодская область является своеобразным коридором мощного газового потока в другие регионы России и зарубежные страны. Ежегодно по системе газопроводов Ухта - Торжок и Пунга - Вуктыл - Ухта - Грязовец перекачивается более 150 млрд. кубометров природного газа, при этом на территории области потребляется около 5% объема транспортируемого газа.
Источником газа служат месторождения северных районов Тюменской области и Вуктыльского месторождения Республики Коми.
В рамках реализации ОАО "Газпром" инвестиционных проектов на территории области построены следующие объекты газотранспортной системы:
"Северные районы Тюменской области - Торжок" (5 нитка)", включая КС "Нюксеницкая"; "Починки - Грязовец"; "Северо-Европейский газопровод. Участок Грязовец - Выборг, 1 и 2 нитки", включая КС "Грязовецкая", КС "Бабаевская", КС "Шекснинская"; "Система магистральных газопроводов Ухта - Торжок, 1 очередь", включая КС "Новонюксенская", КС "Новоюбилейная".
Газотранспортная система области представляет собой 4569.9 км магистральных газопроводов и газопроводов-отводов в однониточном исполнении, 5 компрессорных станций, 37 газопроводов-отводов общей протяженностью 643.4 км, 37 газораспределительных станций.
Уровень газификации природным и сжиженным газом по состоянию на 1 января 2015 года составляет 87.41%, в том числе: в городах и поселках городского типа - 96.32%, в сельской местности - 70.94%.
В результате большой протяженности территории области с запада на восток (650 км) экономическое положение отдельных частей области сильно различается. Наиболее благоприятное экономическое и транспортное положение характерно для южной и западной частей области, расположенных в непосредственной близости к развитым регионам Центрального и Северо-Западного федерального округа. Здесь сосредоточена большая часть экономического потенциала, транспортных потоков, большая часть населения области. Обширная северо-восточная часть области характеризуется удаленностью от крупных промышленных центров, менее развитой транспортной сетью и, как результат, меньшей освоенностью территории.
3. Анализ существующего состояния
электроэнергетики Вологодской области
3.1. Характеристика энергосистемы
По данным филиала ОАО "СО ЕЭС" Вологодское РДУ, третья часть потребности области в электроэнергии обеспечивается электростанциями ОАО "ОГК-2" (Череповецкая ГРЭС), ОАО "ТГК-2" (Вологодская ТЭЦ) и ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго" (Красавинская ГТ ТЭЦ), более 36% электроэнергии вырабатывается блок-станциями промышленных предприятий и гидроэлектростанциями ФГУ "Волго-Балтийское государственное бассейновое управление водных путей и судоходства". Остальная электроэнергия поступает с оптового рынка электроэнергии из-за пределов области. Поставка электроэнергии осуществляется по ВЛ 750 кВ от Калининской АЭС и двум ВЛ 500 кВ от Конаковской ГРЭС и Костромской АЭС.
В 2014 году в поставке электроэнергии с оптового рынка на территорию области участвовали:
N
п/п
Наименование организации
Покупка с ОРЭМ, млн. кВтч
% соотношения
1
ОАО "Вологодская сбытовая компания"
4217.93
52.3%
2
ОАО "Межрегионэнергосбыт"
223.43
2.8%
3
ОАО "Мосэнергосбыт"
0.63
0.0%
4
ОАО "Оборонэнергосбыт"
6.54
0.1%
5
ООО "Дизаж М"
46.02
0.6%
6
ООО "Инженерные изыскания"
2219.64
27.6%
7
ООО "Русэнергосбыт"
1055.57
13.1%
8
ООО "Русэнергоресурс"
116.77
1.5%
9
ООО "Союзэнерготрейд"
163.26
2.0%
Итого:
8049.79
100.0%
Эксплуатацией электрических сетей 220 - 750 кВ в области занимается Вологодское предприятие магистральных электрических сетей, филиал ОАО "ФСК ЕЭС". Протяженность сетей напряжением 750 кВ составляет 180.7 км, напряжением 500 кВ - 702.6 км, 220 кВ - 1013.6 км.
Транспортировка электроэнергии по территории области осуществляется по сетям, в подавляющем большинстве принадлежащим филиалу ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго". Эксплуатацию электросетевого хозяйства осуществляют 5 производственных отделений филиала: Вологодские, Череповецкие, Великоустюгские, Тотемские, Кирилловские электрические сети.
На территории области находится 217 понизительных подстанций напряжением 35 - 110 кВ и 9281 трансформаторная подстанция напряжением 6 - 10/0.4 кВ, принадлежащих филиалу ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго", и 26 понизительных подстанций напряжением 35 - 110 кВ, собственниками которых являются другие территориальные сетевые организации и потребители.
Протяженность линий, принадлежащих филиалу ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго", составляет:
N
п/п
Наименование объекта
Количественные показатели
1
ВЛ-110 кВ
3082.0 км по трассе и 3902.899 км по цепям
2
ВЛ-35 кВ
3250.3 км
3
ВЛ-6 - 10 кВ
19614.7 км
4
ВЛ-0.4 кВ
13122.2 км
5
КЛ-6 - 10 кВ
72.4 км
6
КЛ-0.4 кВ
38.5 км
Коммунальная электроэнергетика области представлена 4 государственными энергетическими предприятиями (ГП ВО "Областные электротеплосети", ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго", ГП ВО "Череповецкая электротеплосеть", ГП ВО "Вожегодская электротеплосеть") и 9 муниципальными и частными предприятиями, обеспечивающими электроснабжение городов и районных центров области.
Предприятиями коммунальной энергетики обслуживаются более 6.5 тыс. км линий электропередачи 0.4/6/10/35 кВ и 2476 шт. трансформаторных подстанций 6 - 10/0.4 кВ.
Доля производства энергии путем использования возобновляемых энергоресурсов в Вологодской области на сегодняшний день составляет менее 1%. К 2020 году есть возможность за счет применения имеющегося в области потенциала биоресурсов, прежде всего древесины, торфа, увеличить долю производства энергии из возобновляемых энергоресурсов в 2.5 раза.
В 2005 году в Вологодской области построена промышленная мини-ТЭЦ "Белый Ручей" мощностью 6 МВт, работающая на древесных отходах. Мини-ТЭЦ обеспечивает выработку электроэнергии и тепла за счет переработки низкосортной древесины и отходов лесопереработки. Некоммерческим партнерством "Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью" 8 октября 2012 года ОАО ПМ-ТЭЦ "Белый Ручей" выдано свидетельство о квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе возобновляемого источника энергии.
В 2006 году на ОАО "Великоустюгский фанерный комбинат "Новатор" пущена мини-ТЭЦ мощностью 3 МВт, работающая на древесных отходах. Пуск мини-ТЭЦ позволил на 68% обеспечить комбинат собственной электрической энергией, производить ежемесячно утилизацию приблизительно 7 тыс. плотных отходов деревообработки, что позволяет исключить экологические штрафы.
В 2010 году в г. Красавино Великоустюгского района была запущена газотурбинная ТЭЦ мощностью 63.8 МВт (заказчик - ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго"), что позволяет обеспечить электрической и тепловой энергией инфраструктуру города Красавино, а также существенно снизить потери на передачу электрической энергии и увеличить надежность и качество энергоснабжения северо-восточных районов Вологодской области.
В 2014 году введены в эксплуатацию:
энергоблок ПГУ 110 МВт Вологодской ТЭЦ - с 24 марта 2014 года, установленной мощностью 102.1 МВт;
энергоблок № 4 Череповецкой ГРЭС - с 1 сентября 2014 года, установленной мощностью 421.6 МВт.
В Вологодской области традиционно использовалась энергия малых рек для выработки электрической энергии для электрификации удаленных населенных пунктов. В 50 - 60-х годах XX века в области эксплуатировалось 46 гидроэлектростанций малой мощности, в настоящее время осталось только 3.
3.2. Динамика потребления электроэнергии
В целях выявления тенденции изменения электрических нагрузок за прошедший период проведен анализ динамики изменения потребления электроэнергии потребителями Вологодской области за период 2010 - 2014 годов, а также анализ структуры потребления электроэнергии. Как видно из диаграммы, изменение суммарного потребления электроэнергии потребителями Вологодской области в целом по энергосистеме происходит без резких колебаний. Темп роста потребления в 2010 году составил 5.8% по отношению к 2009 году. В период 2011 - 2013 годов потребление электрической энергии в регионе незначительно снизилось, но наметилась тенденция стабильности. Показатели 2014 года свидетельствуют о незначительном увеличении уровня потребления электроэнергии в сравнении с прошлым годом: производство - 9115.237 млн. кВтч, потребление - 13532 млн. кВтч.
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Потребление электроэнергии
13606
13599
13532
13423
13532
Динамика производства и потребления электроэнергии
в Вологодской энергосистеме за период 2010 - 2014 годов
3.3. Структура потребления электроэнергии предприятиями
Вологодской области по видам экономической деятельности
в 2014 году (по данным электробаланса, в процентах)
А - сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство;
Б - обрабатывающие производства;
В - транспорт и связь;
Г - строительство;
Д - предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг;
Е - прочие виды деятельности;
Ж - производство и распределение электроэнергии, газа и воды, в том числе:
З - собственные нужды электростанций;
И - сбор, очистка и распределение воды;
К - прочие нужды.
3.4. Перечень основных крупных потребителей
электрической энергии и мощности
(с присоединенной мощностью более 2.5 МВА)
тыс. кВтч
N
п/п
№ договора
Контрагент
Дата договора
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
1
7100
ОАО "Вологодский текстиль"
12.05.2008
3389.3
4005.1
1982.4
167.0
109.6
2
11
ООО "РН-Архангельскнефтепродукт"
01.01.2008
3129.0
2470.2
1964.0
1417.4
1343.7
3
2590/4
НАО "СВЕЗА Новатор"
01.06.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
9270.3
4
6
ОАО "Агроскон"
01.01.2007
5898.5
6230.9
5075.9
4702.1
2185.7
5
222
ОАО "Вологодская механизированная колонна № 19"
01.01.2007
389.8
369.0
331.0
275.4
347.1
6
64
ООО "Вологодский аккумуляторный завод"
01.01.2008
373.2
401.3
392.3
557.8
770.0
7
8
ОАО "Вологодский вагоноремонтный завод"
01.01.2008
8130.3
7559.8
7173.8
6492.1
7200.3
8
5
ОАО "Вологодский машиностроительный завод"
01.01.2008
4704.3
4850.6
4689.5
4015.2
2144.7
9
185
ООО "Вологодский станкостроительный завод"
01.01.2011
0.0
1719.1
1552.4
1311.8
328.7
10
45
ООО "Вологодское Мороженое"
01.07.2009
14854.8
12199.4
13488.8
13231.1
21296.6
11
2082/2
ООО "Волтекс-М"
01.12.2011
0.0
95.6
1160.2
1187.4
691.6
12
5612/2
ООО "Вохтожский ДОК"
01.02.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
35777.3
13
3041
ЗАО "ГЕРО СЗ Заря"
01.01.2007
0.0
0.0
243.9
927.9
359.7
14
4
ОАО "Завод ЖБИиК"
01.01.2008
2597.4
2980.8
2760.2
3016.2
3099.8
15
6436/2
СХПК Комбинат "Тепличный"
11.07.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
3913.4
16
46
МУП "Коммунальные системы"
01.04.2010
2533.1
11316.1
12952.0
12321.4
11450.6
17
4024/225
ОАО Пищевой комбинат "Вологодский"
01.07.2013
0.0
0.0
0.0
3580.1
6837.9
18
2
ОАО "Северный коммунар"
01.01.2008
4601.1
4843.6
5137.0
4799.5
3951.9
19
6435/2
ОАО "Солдек"
11.07.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
2930.8
20
20
ОАО "Стройиндустрия"
01.01.2008
1001.1
1718.6
2002.2
2042.3
2173.0
21
32
ООО "Харовсклеспром"
01.01.2008
7440.2
7137.4
7664.2
9507.6
10872.4
22
12
ОАО "Белозерский леспромхоз"
01.01.2008
4559.6
4648.7
4576.1
4347.8
4362.3
23
18
ООО "ЛДК № 2"
21.05.2010
2155.7
5879.4
6949.7
7165.1
7289.6
24
2353/6
ОАО "Промышленная мини-ТЭЦ "Белый ручей"
01.11.2012
0.0
0.0
10.7
140.6
76.1
25
555
ПАО "Северсталь"
01.05.2010
5507.3
6996.1
7918.2
8466.3
8560.2
26
179
ЗАО "Вологодский мясокомбинат"
01.01.2008
10371.3
9595.8
9368.0
8690.6
8158.8
27
183/1
ОАО "ВОМЗ"
01.03.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
5470.0
28
214/1
ОАО "Межрегионэнергосбыт"
01.01.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
63044.9
29
282/1
ОАО "Мосэнергосбыт"
01.11.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
55.6
30
1116/2
ООО "Русэнергосбыт"
01.07.2011
0.0
2574.7
19752.9
18500.6
19669.2
31
3012
ОАО "Сокольский ДОК"
01.01.2008
15555.7
13878.1
14119.2
16710.2
16833.5
32
152/1
АО "ФосАгро-Череповец"
01.01.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
177492.5
33
75
ООО "Энерготехснаб"
27.04.2001
494.3
425.6
147.1
175.8
61.0
34
4138/3
ООО "Газпром теплоэнерго Вологда"
01.12.2012
0.0
0.0
4798.3
47043.5
46392.5
35
11
ОАО "ОГК-2"
01.01.2009
379.6
619.8
489.9
450.8
529.7
36
16
ОАО "РЖД"
19.01.1999
3427.5
2232.0
2352.3
2276.5
1942.2
37
1284
ООО "Северсталь ТПЗ-Шексна"
01.10.2010
1553.8
8266.9
9612.2
10559.6
11946.8
38
29
ОАО "Смердомский стеклозавод"
01.01.2008
10331.2
9778.0
9637.3
8843.9
10360.1
39
5775/3
ЗАО "Череповецкий завод металлоконструкций"
03.02.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
3105.6
40
17
ОАО "Череповецкий завод силикатного кирпича"
01.01.2008
3480.3
4005.5
4743.1
4752.0
4719.6
41
5747/3
ЗАО "ЧФМК"
01.01.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
52558.8
42
5776/3
ООО "Шекснинские корма"
01.01.2014
0.0
0.0
0.0
0.0
2915.4
43
4532/3
ООО "Шекснинский бройлер 2"
01.04.2013
0.0
0.0
0.0
6392.9
8280.4
44
5
ООО "ШКДП"
01.01.2008
89771.6
93691.2
95515.2
97344.3
103861.1
Данные Вологодского РДУ на 23 марта 2015 года
- собственный максимум потребления мощности
на территории Вологодской области за 2010 - 2014 годы
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Собственный максимум потребления мощности
2007
2075
1982
1950
2025
3.5. Динамика изменения максимума нагрузки
3.6. Динамика производства тепловой энергии
Производство энергетических ресурсов
2000
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Производство электроэнергии <1>, млн. кВтч
6190
7770
6831
7861
7855
7513
8091
Производство теплоэнергии <1>, млн. Гкал
19.6
19.9
18.9
19.7
19.1
19.2
18.9
Удельный расход топлива на один отпущенный киловатт-час электроэнергии, кг/кВтч
369
332
361
368
331
334
297
На одну отпущенную Гкал, кг/Гкал
182
179
176
172
175
174
175
--------------------------------
<1> С учетом оценки объемов малого предпринимательства.
3.7. Структура отпуска тепловой энергии
от электростанций и котельных Вологодской области
ТЭС
38%
Котельные
40%
Прочие установки
22%
3.8. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии
Годовое потребление тепловой энергии, млн. Гкал
ПАО "Северсталь"
5.90
АО "ФосАгро-Череповец"
4.69
ОАО "Сокольский ЦБК", ООО "Сухонский ЦБК"
1.00
МУП "Вологдагортеплосеть" - теплоснабжение г. Вологды
2.29
МУП "Теплоэнергия" - теплоснабжение г. Череповца
2.70
3.9. Основное оборудование ТЭЦ Вологодской области
Перечень ТЭЦ Вологодской области
N
п/п
Наименование ТЭЦ
Собственник
Месторасположение
Установленная мощность
электрическая, МВт
тепловая, Гкал/час
ТЭС общего пользования
1
Череповецкая ГРЭС
ОАО "ОГК-2"
п. Кадуй
1051.6
39
2
Вологодская ТЭЦ
ОАО "ТГК-2"
г. Вологда
136.1
649
3
Красавинская ГТ ТЭЦ
ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго"
г. Красавино
63.8
57
ИТОГО
1251.5
675
Ведомственные промышленные ТЭС
4
ТЭЦ АО "ФосАгро-Череповец"
АО "ФосАгро-Череповец"
г. Череповец
102
815
5
ГТЭС АО "ФосАгро-Череповец"
АО "ФосАгро-Череповец"
г. Череповец
32
6
ТЭЦ ОАО "ПМТЭЦ" "Белый Ручей"
ОАО "ПМТЭЦ" "Белый Ручей"
пос. Депо
6.0
42.0
7
ТЭЦ ПАО "Северсталь"
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
507
1962
в том числе
7.1
ТЭЦ ПВС
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
286
1265
7.2
ТЭЦ ЭВС-2
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
160
600
7.3
ГУБТ
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
7.4
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
45
97
7.5
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
7.6
УЭС ТСЦ
ПАО "Северсталь"
г. Череповец
16
-
8
ЭСН КС-15
Нюксенское ЛПУ МГ ООО "Газпром трансгаз Ухта"
с. Нюксеница
7.5
-
ИТОГО
654.5
2819
ВСЕГО
1906
3494
Прочие ТЭЦ производственных предприятий, не участвующие в балансе СО
9
ТЭЦ ОАО "Великоустюгский ФК "Новатор"
ОАО "Великоустюгский ФК "Новатор"
пос. Новатор
3.0
16.8
10
ТЭЦ ОАО "ВОМЗ"
ОАО "Вологодский оптико-механический завод"
г. Вологда
5.3
25.8
11
Другие промышленные ТЭЦ: ТЭЦ ОАО "Сокольский ЦБК", ТЭЦ ОАО "Сухонский ЦБК", ТЭЦ ООО "Вологодская бумажная мануфактура", ТЭЦ ОАО "Агростройконструкция", ТЭЦ ОАО "Харовсклеспром"
ОАО "Сокольский ЦБК", ОАО "Сухонский ЦБК", ООО "Вологодская бумажная мануфактура", ОАО "Агростройконструкция", ОАО "Харовсклеспром"
г. Сокол, г. Вологда, г. Харовск
54.65
237.49
ИТОГО:
62.95
280.09
ВСЕГО:
1968.95
3777.09
Наиболее крупными ТЭС в Вологодской области по теплу являются Вологодская ТЭЦ ОАО "ТГК-2" (соответственно, 6.9 и 17.3% от суммарной установленной электрической и тепловой мощности региона), ТЭЦ ПВС ОАО "Северсталь" (20.3% и 33.5%), ТЭЦ ЭВС-2 ОАО "Северсталь" (11.4% и 15.9%) и ТЭЦ АО "ФосАгро-Череповец" (9.5% и 21.6%).
Наименьшей по установленной тепловой мощности из ТЭС общего пользования является Череповецкая ГРЭС.
На долю установленной мощности ведомственных ТЭС приходится 46.5% и 82.0% соответственно суммарной установленной электрической и тепловой мощности ТЭС области.
ТЭС общего пользования:
1. Череповецкая ГРЭС - конденсационная электростанция, находящаяся в поселке городского типа Кадуй Кадуйского муниципального района Вологодской области России. ГРЭС введена в эксплуатацию 22 декабря 1976 года. С 1 ноября 2011 года является филиалом ОАО "ОГК-2".
Основное топливо станции - газ и уголь, резервное топливо - мазут.
Череповецкая ГРЭС обеспечивает электрической энергией Вологодско-Череповецкий узел, а также теплом и питьевой водой п. Кадуй.
Состав основного оборудования
Череповецкой ГРЭС на 1 января 2015 года
Состав основного оборудования
Ст. N
Тип
Установленная мощность
Паропроизводительность, тн/час
Расчетные параметры свежего пара
Год ввода в эксплуатацию
Наработка, тыс. час.
Год достижения паркового/индивидуального ресурса
электрическая, МВт
тепловая, Гкал/час
давление кгс/кв. см
темп-ра, C
Паровые турбины
1
К-210-130-3
210
-
-
13.3
540
1976
248.0
2016
2
K-210-130-3
210
-
-
13.3
540
1977
240.8
2017
3
К-210-130-3
210
-
-
13.3
540
1978
237.4
2014
ПГУ
4
SGT5-4000F, SST5-3000
421.6
-
-
2014
ТФУ
б/н
РОУ
-
39
Паровые котлоагрегаты
1
ТПЕ-208-335 TK3 (А, Б)
-
-
670
14.3
555
1976
248.0
-
2
ТПЕ-208-335 TK3 (А, Б)
-
-
670
14.3
555
1977
240.8
-
3
ТПЕ-208-335 ТК3 (А, Б)
-
-
670
14.3
555
1978
237.4
-
4
КУ-Еп-270
-
-
632
1.3
560
2014
Итого
1051.6
39
2642
-
-
-
-
-
в том числе РОУ
-
39
-
-
-
-
-
-
В состав основного оборудования ГРЭС входят три конденсационные паровые турбины типа К-210 и три двухкорпусных паровых котла типа ТПЕ-208-335 суммарной паропроизводительностью 2.01 тыс. тн/час.
В состав основного оборудования энергоблока № 4 (ПГУ) входят газовая турбина типа SGT5-4000F установленной электрической мощностью 280 МВт, трехконтурный горизонтальный котел-утилизатор Еп-270 и конденсационная паровая турбина типа SST5-3000 установленной электрической мощностью 140 МВт.
Дополнительно на данной станции требуется решение вопроса о реконструкции и (или) выводе из эксплуатации основного паросилового энергетического оборудования энергоблоков К-210-130, индивидуальный продленный ресурс которых заканчивается в 2014 году и в 2016 - 2017 годах.
Основные технико-экономические показатели
работы Череповецкой ГРЭС в 2010 - 2014 годах
N
п/п
Наименование
Един. изм.
Величина на конец года
2010
2011
2012
2013
2014
1
Установленная мощность
- электрическая
МВт
630
630
630
630
1051.6
- тепловая
Гкал/час
39
39
39
39
39
в том числе РОУ
Гкал/час
39
39
39
39
39
2
Располагаемая мощность
- электрическая
МВт
630
630
630
630
630
- тепловая
Гкал/час
39
39
39
39
39
3
Максимум нагрузки
- электрической
МВт
640
634
636
н/д
н/д
- тепловой
Гкал/час
25
34
29
н/д
н/д
4
Выработка электроэнергии, всего
млн. кВтч
3311.0
3184.4
2549.8
2753.0
3208.4
в том числе по конденсационному циклу
млн. кВтч
3233.8
3111.7
2485.5
н/д
н/д
тоже в % от суммарной выработки
%
97.7
97.7
97.5
н/д
н/д
2. Вологодская ТЭЦ расположена в городе Вологде.
Входит в состав ОАО "ТГК-2", предназначена для снабжения предприятий и населения г. Вологды теплом в паре и в горячей воде.
По состоянию на 1 января 2015 года суммарная установленная мощность Вологодской ТЭЦ составила: электрическая - 136.1 МВт, тепловая - 652 Гкал/час, в том числе отборов паровых турбин - 182 Гкал/час.
Состав основного оборудования
Вологодской ТЭЦ на 1 января 2015 года
Состав основного оборудования
Ступень N
Тип
Установленная мощность
Паропроизводительность, тн/час
Расчетные параметры свежего пара
Год ввода в эксплуатацию
Наработка, тыс. час.
Год достижения паркового/индивидуального ресурса
электрическая, МВт
тепловая, Гкал/час
давление, кгс/кв. см
температура, °C
Паровые турбины
1
ПТ-12-35/10М
12
54.5
-
0.35
435
1991
124.1
2036
2
ПТ-12-3.4/1.0
12
54.5
-
0.35
435
2001
67.1
2046.
3
Р-10-35/5М
10
69
-
0.35
435
1972
279.5
2013
Блок ПГУ
4
PG6111 (FA)
77
-
2014
5
Т-28/35-8.8/0.1
25.1
70
2014
Паровые котлоагрегаты
1
БКЗ-50-39Ф
-
-
50
0.39
440
1955 г.
283.7
2014 г.
2
БКЗ-50-39Ф
-
-
50
0.39
440
1955 г.
286.0
2013 г.
3
БКЗ-50-39Ф
-
-
50
0.39
440
1958 г.
310.7
2015 г.
4
БКЗ-50-39Ф
-
-
50
0.39
440
1959 г.
283.3
2014 г.
5
БКЗ-75-39ФБ
-
-
75
0.39
440
1965 г.
282.0
2016 г.
6
БКЗ-75-39ФБ
-
-
75
0.39
440
1971 г.
240.7
2016 г.
Котел, утилизация
HRSG
-
-
128.8
0.9
325
2014
Пиковые водогрейные котлы
1
КВГМ-100
-
100
-
-
-
1980 г.
107.1
2016 г.
2
КВГМ-100
-
100
-
-
-
1981 г.
86.9
2016 г.
3
КВГМ-100
-
100
-
-
-
1989 г.
55.1
2013 г.
4
КВГМ-100 <*>
-
100
-
-
-
1998 г.
10.2
-
Итого
136.1
649
478.8
-
-
-
-
-
в том числе отборов паровых турбин
-
249
-
-
-
-
-
-
Технологическая тепловая схема Вологодской ТЭЦ с поперечными связями. В состав основного оборудования станции входят турбоагрегаты типа ПТ-12 и Р-10, а также паровые котлоагрегаты типа БКЗ-50 и БКЗ-75 суммарной паропроизводительностью 350 тн/час.
Также на ТЭЦ установлены четыре пиковых водогрейных котлоагрегата типа КВГМ-100 суммарной установленной мощностью 400 Гкал/час. В 2006 году водогрейный котел ступени 4 выведен из эксплуатации и находится на консервации.
В 2014 году на территории Вологодской ТЭЦ завершено строительство нового теплофикационного энергоблока ПГУ-110 установленной электрической мощностью 102.1 МВт, тепловой - 70 Гкал/час. В состав основного оборудования энергоблока ПГУ-110 входят газовая турбина типа PG 6111 (FА) установленной электрической мощностью 77.0 МВт, двухконтурный паровой котел-утилизатор и теплофикационная турбина типа Т-28/35-8.8/0.1 установленной электрической мощностью 25.1 МВт, тепловой - 70 Гкал/час.
Ввод в эксплуатацию нового энергоблока ПГУ-110 состоялся 24 марта 2014 года. После ввода ПГУ суммарная установленная мощность Вологодской ТЭЦ составляет 136.1 МВт, тепловая - 649 Гкал/час.
Основным топливом ТЭЦ является природный газ, резервным - мазут.
Система теплоснабжения от Вологодской ТЭЦ централизованная, закрытая. Теплоснабжение объектов осуществляется по магистральным трубопроводам протяженностью по трассе 20.2 км. Протяженность паровой тепловой сети - 0.2 км.
Основные технико-экономические показатели
работы Вологодской ТЭЦ в 2010 - 2014 годах
N
п/п
Наименование
Един. изм.
Величина на конец года
2010
2011
2012
2013
2014
Примечание
1
Установленная мощность
- электрическая
МВт
34
34
34
34
136.1
- тепловая
Гкал/час
582
582
582
582
649
в том числе отборов паровых турбин
Гкал/час
182
182
182
182
249
2
Располагаемая мощность
- электрическая
МВт
34
34
34
34
136.1
- тепловая турбоагрегатов
Гкал/час
182
182
182
182
249
3
Максимум нагрузки
- электрической
МВт
30
34
34
н/д
н/д
- тепловой
Гкал/час
243
243
252
н/д
н/д
4
Выработка электроэнергии, всего
млн кВтч
161.8
167.1
173.5
173.5
656.6
в том числе по конденсационному циклу
млн кВтч
0.0
0.2
0.0
0.0
тоже в % от суммарной выработки
%
0.0
0.1
0.0
0.0
3. Красавинская ТЭЦ
Установленная электрическая мощность - 63.8 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 40 Гкал;
по водогрейным котлам - 80 Гкал.
Паровые турбины
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ГТУ Titan Т-130S
2010
14.4
2
ГТУ Titan T-130S
2010
14.4
3
ГТУ Titan T-130S
2010
14.4
4
SST-300
2010
20.6
0.39
440
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Котел-утилизатор HRSG
2010
19.3
0.39
440
2
Котел-утилизатор HRSG
2010
19.3
3
Котел-утилизатор HRSG
2010
19.3
4
Паровой котел Bresson OKP-25
2010
25
5
Паровой котел Bresson OKP-25
2010
25
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (МВА)
Напряжение, кВ
1
LSA 58 BM-CL14/4р
2010
13.6
10.5
2
LSA 58 BM-CL14/4р
2010
13.6
3
LSA 58 BM-CL14/4р
2010
13.6
4
HTM 110Z04
2012
26.9
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (МВА)
Напряжение, кВ
1
TORc 32000/121
2009
32
110/10
2
TORc 32000/121
2009
4. ТЭЦ - ПВС ПАО "Северсталь"
Установленная электрическая мощность - 286 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 1215 Гкал;
по водогрейным котлам - 540 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Р-6
1956
6
0.9
500
2
ПТ-25-3
1951
25
0.9
500
3
ПТ-30-8.8
1996
30
0.9
500
4
C10-R12T
2012
25
0.9
5
ПТ-50-90/16
1961
50
0.9
500
6
Т-50-130
1962
50
1.3
550
7
Т-100-130
1971
100
1.3
550
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТП-170-1
1952
170
1.0
510
2
ТП-170-1
1952
170
1.0
510
3
ТП-170-1
1952
170
1.0
510
4
ТП-21
1958
170
1.0
510
5
ТП-21
1959
170
1.0
510
6
БКЗ-210-140-ФД
1961
210
1.4
560
7
БКЗ-210-140-ФД
1963
210
1.4
560
8
БКЗ-210-140-ФД
1968
210
1.4
560
9
БКЗ-210-140-ФД
1968
210
1.4
560
10
БКЗ-210-140-ФД
1969
210
1.4
560
Водогрейные котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры воды
1
ПТВМ-180
180
150 - 70
2
ПТВМ-180
180
3
ПТВМ-180
180
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
Т2-6-2
1957
6.0
6.3
2
Т2-25-2
1954
25.0
10.5
3
ТФП-25-2
2000
30.0
10.5
4
TIC-AFT
2012
31.5
10.5
5
ТВ-60-22
1961
60.0
10.5
6
ТВ-60-22
1964
60.0
10.5
7
ТВФ-120-2
1968
150.0
10.5
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
С1Т
ТДНГ 31.5/110
31.5
110/35/10
С2Т
ТДНГ 31.5/110
31.5
110/35/10
С3Т
ТДНГ 60/110
60
110/35/10
С4Т
ТДНГу 63/110
63.0
110/35/10
С5Т
ТДНГу 63/110
63.0
110/35/10
5. ТЭЦ ЭВС - 2 ПАО "Северсталь"
Установленная электрическая мощность - 160 МВт.
Установленная тепловая мощность - 630 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Тип (марка)
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ПТ-80/100-130/13
1986
80
1.3
555
2
ПТ-80/100-130/13
1986
80
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Еп-500-140 (модель ТПГЕ-431)
1986
500
1.4
560
2
Еп-500-140 (модель ТПГЕ-431)
1986
500
Генераторы:
Стационарный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТВФ-120-2
1986
120.0
10.5
2
ТВФ-110-2Е
1986
110.0
10.5
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
АТ-1
АТДЦНТ-125000-220/110/10
125.0
220/110/10
АТ-2
АТДЦНТ-125000-220/110/10
125.0
220/110/10
Вольтодобавочные трансформаторы
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
ВДТ 1-1
ЛТДН-40000-10/10
40.0
10/10
ВДТ 1-2
ЛТДН-40000-10/10
ВДТ 2-1
ЛТДН-40000-10/10
ВДТ 2-2
ЛТДН-40000-10/10
6. ТЭЦ АО "ФосАгро-Череповец"
Установленная электрическая мощность - 102 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 350 Гкал;
по водогрейным котлам - 180 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ПТ-12-35/10М
1973
12.0
0.39
440
2
ПТ-12-35/10М
1974
12.0
3
Р-12-35/5М
1978
12.0
4
Р-12-35/5М
1979
12.0
5
ПТ-12/13-3.4/1.0
2003
12.0
6
ПТ-30/35-3.4/1.0
2004
30.0
7
ПТ-12-3.4/0.6
2007
12.0
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
4
БКЗ-75-39ГМА
1978
75
0.39
440
6
БКЗ-75-39ГМА
1979
75
7
БКЗ-75-39ГМА
1980
75
8
БКЗ-75-39ГМА
1980
75
9
БКЗ-75-39ГМА
1981
75
10
БКЗ-75-39ГМА
1982
75
11
БКЗ-75-39ГМА
1983
75
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
Т2-12-2УЗ
1973
12.0
10.5
2
Т2-12-2УЗ
1974
12.0
10.5
3
Т2-12-2УЗ
1978
12.0
10.5
4
Т2-12-2УЗ
1979
12.0
10.5
5
Т2-12-2УЗ
2003
12.0
10.5
6
ТФП-36-2УЗ
2004
30.0
10.5
7
Т2-12-2УЗ
2007
12.0
10.5
Водогрейные котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры воды
2
ПТВМ-30М-4
1977
40
150 - 70
3
ПТВМ-30М-4
1977
40
5
КВГМ-100
1980
100
7. ГТЭС АО "ФосАгро-Череповец"
Установленная электрическая мощность - 32 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 56 Гкал.
Газовая турбина:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры газа
Р, кгс/кв. см
Т, °C
1
LM 2500 + G4 DLE, модель LM2500-RD-MGD02, заводской/серийный номер № 678-125
2012
32
0.39
360
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, Гкал
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
HRSG "ВАПОР"
2012
56
0.39
360
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
Brush типа BDAX 193ERH, модель 71-193
2012
32.0
10.5
8. ТЭЦ "Сокольский ЦБК"
Установленная электрическая мощность - 30 МВт.
Установленная тепловая мощность - 233 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ПР-6-35/10/5
1976
6
0.39
440
2
ПР-6-35/10/5
1984
6
3
П-6-35/5М
1967
6
4
П-6-35/5М
1969
6
5
П-6-35/5М
1971
6
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, тн/час
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ГМ-50-1
1981
50
0.39
440
2
ГМ-50-1
1975
50
3
ГМ-50-1
1973
50
4
ГМ-50-1
1985
50
5
БКЗ-75-39ГМА
1977
75
6
БКЗ-75-39ГМА
1966
75
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
Т2-6-2
1967
6.0
6.3
2
Т2-6-2
1969
3
Т2-6-2
1971
4
Т2-6-2
1976
5
Т2-6-2
1984
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТМ-5600-6/35
5.6
6/35
2
ТМ-5600-6/35
5.6
6/35
3
ТМ-5600-6/35
5.6
6/35
4
ТМ-2500-6/110
16.0
110
5
ТМ-2500-6/110
16.0
110
9. ТЭЦ ОАО "Сухонский ЦБЗ"
Установленная электрическая мощность - 24 МВт.
Установленная тепловая мощность - 133 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ПР-6-35/10/5
1975
6
0.39
440
2
ПР-6-35/10/5
1961
6
3
П-6-35/5М
1971
6
4
П-6-35/5М
1976
6
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ГМ-50-1
1970
50
0.39
440
7
БКЗ-75-39ФБ
1970
75
8
БКЗ-75-39ФБ
1979
75
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
Т2-6-2
1965
6.0
6.3
2
Т2-6-2
3
Т2-6-2
4
Т2-6-2
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТДН 1600-110/6.3
16.000
110/6.3
2
ТДН 1600-110/6.3
10. ТЭЦ ЗАО "Солдек"
Установленная электрическая мощность - 1.85 МВт.
Установленная тепловая мощность - 22 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Лаваль
1952
1.2
0.16
375
2
Лаваль
1951
0.65
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Тампанелла
1951
7.5
0.16
375
2
Тампанелла
1951
7.5
3
Тампанелла
1952
9
4
Тампанелла
1952
9
11. ТЭЦ ОАО "Стройиндустрия", Череповец
Установленная электрическая мощность - 1.5 МВт.
Установленная тепловая мощность - 39 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТГ-0.75А/0.4Р13/2 "Кубань"
2003
0.75
0.13
190
2
ТГ-0.75А/0.4Р13/2 "Кубань"
2003
0.75
0.13
190
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ДКВР-10-13
10
0.13
190
2
ДКВР-10-13
10
3
ДКВР-20-13
20
4
ДКВР-20-13
20
12. ТЭЦ ОАО "Агростройконструкция"
Установленная электрическая мощность - 2.1 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 67 Гкал;
по водогрейным котлам - 120 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТГ-0.75А/0.4Р13/2 "Кубань"
1997
0.75
0.13
190
2
ТГ-0.75А/0.4Р13/2 "Кубань"
1997
0.75
3
ТГ-0.75А/0.4Р13/2 "Кубань"
1997
0.75
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, тн/час
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
4
ДЕ-25-14
1979
25
0.13
190
5
ДЕ-25-14
1979
25
6
ДЕ-25-14
1979
25
7
ДЕ-25-14
1979
25
Водогрейные котлы
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, тн/час
Параметры воды
1
ПТВМ-30М-4
1983
40
150 - 70
2
ПТВМ-30М-4
1983
3
ПТВМ-30М-4
1983
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТГ-0.6/0.4
1997
0.6
0.4
2
ТГ-0.6/0.4
1997
0.6
3
ТГ-0.6/0.4
1997
0.75
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТМ 1000-10/0.4
1.0
10/0.4
2
ТМ 1000-10/0.4
3
ТМ 1000-10/0.4
4
ТМ 1000-10/0.4
13. ГЭС-31 Вытегорский РГС и С
Генераторы (пропеллерного типа):
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ВГСПМ 213/17-16
2000
0.76
6.3
2
ВГСПМ 213/17-16
2000
0.76
ГЭС-32 Вытегорский РГС и С
Генераторы (пропеллерного типа):
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ВГСПМ 213/17-16
2000
0.76
6.3
14. Шекснинский РГС и С
Генераторы (капсульного типа):
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
СГКВ 2-480/115-65
1974
6
3.15
2
СГКВ 2-480/115-65
1973
6
3
СГКВ 2-480/115-65
1965
6
4
СГКВ 2-480/115-65
1966
6
Трансформаторы связи:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (кВА)
Напряжение, кВ
1
ТРДН-25000/110
1975
110/3
2
ТРДН-25000/110
1975
3
ТДГУ-20000/110
1965
4
ТДГУ-20000/110
1966
15. ТЭЦ ОАО "Новатор"
Установленная электрическая мощность - 3 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 28 Гкал.
Паровые турбины:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТГП 1.5/10.5-1.4/0.7
2002
1.5 МВт
0.13
250 C
2
ТГП 1.5/10.5-1.4/0.7
2002
1.5 МВт
Паровые котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, тн/час
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
4
ДКВРПм 10-13-250
1986
10
0.13
250 C
5
ДКВРПм 10-13-250
1986
10
6
ДКВРПм 10-13-250
1986
10
7
ДКВРПм 10-13-250
2002
10
Генераторы:
Станционный номер
Тип (марка)
Год ввода в эксплуатацию
Мощность Р, (МВА)
Напряжение, кВ
1
ТК-1.5-23УХЛЗ
1.5
10
2
ТК-1.5-23УХЛЗ
1.5
16. ТЭЦ ОАО "ВОМЗ"
Установленная электрическая мощность - 3.5 МВт/
Паровая турбина:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТГ-3.5/10-Р12/1.2
2003
3.5
0.12
187
Генератор
Станционный номер
Марка
Год установки
Мощность, кВА
Напряжение, кВ
1
ТК-4-23УЗ
2003
3.5
10.5
17. ТЭЦ ООО "Харовсклеспром"
Установленная электрическая мощность - 0.75 МВт.
Установленная тепловая мощность:
по паровым котлам - 49 тн/час (14 Гкал/час).
Турбина:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ТГ 0.75А/0.4 Р13/2
2000
0.75
0.13
191
Котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
ДКВР 10/13
1958
4.07
0.13
191
2
ДКВР 10/13
1958
4.07
0.13
191
3
ДКВР 10/13
1958
4.07
0.13
191
4
ДКВР 10/13
1973
4.07
0.13
191
Генератор:
Станционный номер
Тип (марка)
Год установки
Мощность, кВА
Напряжение, кВ
1
СГ 2-750-4
2000
0.75
0.4
18. ПМ-ТЭЦ "Белый Ручей"
Установленная электрическая мощность - 6 МВт.
Установленная тепловая мощность - 26 Гкал/час.
Вид топлива - древесные отходы (199.5 тыс. куб. м).
Турбина:
Станционный номер
Марка
Год установки
Электрическая мощность, МВт
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
П-6-3.4/0.5-1
2002
6
0.34
435
Производственный отбор - 0.5 МПа, расход - 40 тн/час.
Расход пара на турбину: при работе с номинальным отбором - 53.4 тн/час,
на конденсационном режиме - 25.8 тн/час.
Котлы:
Станционный номер
Марка
Год установки
Производительность, тн/час
Параметры пара
Р, кгс/кв. см
t, °C
1
Е-25-3.9-440 ДФТ
2001
25
0.39
440
3.10. Структура установленной электрической
мощности на территории Вологодской области
Объект генерации
Установленная мощность, МВт
ТЭС
Череповецкая ГРЭС (ОГК-2)
1051.6
Блок № 1 ТГ-1
210
Блок № 2 ТГ-2
210
Блок № 3 ТГ-3
210
Блок № 4 ТГ-4
421.6
Вологодская ТЭЦ (ТГК-2)
136.1
ТГ-1
12
ТГ-2
12
ТГ-3
10
Блок ПГУ
102.1
Красавинская ГТ ТЭЦ (ГЭП "Вологдаоблкоммунэнерго")
63.8
ГТ-1
14.4
ГТ-2
14.4
ГТ-3
14.4
ПТ-4
20.6
ГЭС
Шекснинская ГЭС (ФБУ "Волго-Балт")
24.0
ГГ-1
6
ГГ-2
6
ГГ-3
6
ГГ-4
6
Вытегорская ГЭС (ФБУ "Волго-Балт")
2.28
Электростанции промышленных предприятий
ТЭЦ ГУБТ (ОАО "Северсталь")
45
ГУБТ-8
8
ГУБТ-12
12
ГУБТ-25
25
УЭС ТСЦ (ОАО "Северсталь")
16
ТГ-1
4
ТГ-2
12
ТЭЦ ПВС (ОАО "Северсталь")
286
ТГ-1
6
ТГ-2
25
ТГ-3
30
ТГ-4
25
ТГ-5
50
ТГ-6
50
ТГ-7
100
ТЭЦ ЭВС-2 (ОАО "Северсталь")
160
ТГ-1
80
ТГ-2
80
ТЭЦ ОАО "ФосАгро-Череповец"
102
ТГ-1
12
ТГ-2
12
ТГ-3
12
ТГ-4
12
ТГ-5
12
ТГ-6
30
ТГ-7
12
ГТЭС ОАО "ФосАгро-Череповец"
32
ТГ-1
32
Промышленная мини-ТЭЦ "Белый Ручей"
6
ТГ-1
6
ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ
7.5
ТГ-1
2.5
ТГ-2
2.5
ТГ-3
2.5
Итого:
Установленная электрическая мощность - 1932.28 МВт
Структура установленной электрической мощности
на территории Вологодской области в период 2010 - 2014 годов
N
п/п
Наименование показателей
2010
2011
2012
2013
2014
1
Установленная мощность станций, МВт
1349
1412.8
1444.8
1408.3
1932.28
- ТЭС
1.1
Череповецкая ГРЭС
630
630
630
630
1051.6
1.2
Вологодская ТЭЦ
34
34
34
34
136.1
1.3
Красавинская ГТ ТЭЦ
0
63.8
63.8
63.8
63.8
- ГЭС
1.4
Шекснинская ГЭС
84
84
84
24
24
1.5
Вытегорская ГЭС
2
2
2
2
2.28
- ТЭС промпредприятий
1.6
ТЭЦ ПВС-1
286
286
286
286
286
1.7
ТЭЦ ЭВС-2
160
160
160
160
160
1.8
ГУБТ
45
45
45
45
45
1.9
УЭС ТСЦ (ОАО "Северсталь", ТЭЦ)
-
-
-
16
16
1.10
ТЭЦ "Фос-Агро"
102
102
102
102
102
1.11
ГТЭС "Фос-Агро"
-
-
32
32
32
1.12
Мини ТЭЦ "Белый Ручей"
6
6
6
6
6
1.13
ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ
-
-
-
7.5
7.5
3.11. Производственные показатели работы станций
Вологодской области (фактическая выработка
электроэнергии, млн. кВтч)
N
п/п
Наименование показателей
2010
2011
2012
2013
2014
- ТЭС
1
Череповецкая ГРЭС
3311.038
3184.42
2549.817
2753.045
3208.43
2
Вологодская ТЭЦ
161.762
167.105
173.522
173.478
656.562
3
Красавинская ГТ ТЭЦ
238.787
355.558
327.286
370.379
321.84
4
Шекснинская ГЭС
99.819
88.746
125.874
93.507
82.85
5
Вытегорская ГЭС
11.093
10.95
11.426
10.994
11.07
6
ТЭЦ ПВС-1
1593.993
1626.50
1774.13
1964.847
2173.4
7
ТЭЦ ЭВС-2
1216.35
1265.74
1277.192
1296.771
1412.61
8
ГУБТ
219.103
154.776
182.168
231.348
182.83
9
УЭС ТСЦ
-
-
-
18.86
108.47
10
ТЭЦ "Фос-Агро"
775.265
745.325
712.205
665.473
659.58
11
ГТЭС "Фос-Агро"
-
-
86.109
261.301
236.63
12
Мини-ТЭЦ "Белый Ручей"
31.826
35.783
31.386
43.336
43.13
13
ЭСН КС-15 Нюксенского ЛПУ МГ
-
-
-
0
17.839
3.12. Баланс электрической энергии и мощности за 5 лет
млн. кВтч
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Потребление электроэнергии
13606.418
13599.151
13531.817
13422.700
13531.532
Выработка электроэнергии
7659.036
7634.920
7251.115
7883.338
9115.237
В том числе: ТЭС ОРЭ
3472.800
3351.530
3050.625
3296.902
4186.829
Выработка:
Станции промышленных предприятий ТЭС, ТЭС розничного рынка
4075.324
4183.694
4063.190
4481.935
4834.489
Выработка:
Станции промышленных предприятий ГЭС
110.912
99.696
137.300
104.501
93.918
Сальдо перетоков
5947.382
5964.231
6280.7
5539.362
4416.295
Потери ЕНЭС
403.357
353.125
350.231
285.510
286.253
МВт
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Собственный максимум потребления мощности
2007
2075
1982
1950
2025
Нагрузка энергосистемы
1104
1005.9
1178.7
946.2
1284.8
Сальдо по территории
903
1069.1
803.3
1003.8
740.2
3.13. Динамика изменения основных показателей
энергоэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП,
потребление электроэнергии на душу населения),
по данным Вологдастата на 1 апреля 2015 г.
Наименование показателя
2009
2010
2011
2012
2013
энергоемкость ВРП (кг у.т./тыс. руб.)
79.27
81.98
79.73
53.342
59.12
потребление электроэнергии на душу населения (тыс. кВтч/чел.)
9.92
11.12
11.23
11.29
11.219
3.14. Структура потребления топлива на ТЭС
3.15. Баланс тепла Вологодской области
Наименование
2013
Производство, млн. Гкал.:
13.87
ТЭС
5.988
Котельные
7.168
Прочие установки
1.796
Потребление, всего
1.035
Промышленность
6.776
Энергетика
Сельское хозяйство
0.598
Транспорт и связь
Домашние хозяйства и сфера услуг
Прочие
0.09
Потери
0.868
3.16. Структура расхода топлива
на производство электроэнергии
Виды топлива
2000
2009
2010
2011
2012
2013
Всего
100
100
100
100
100
100
Уголь
14.0
14.5
17.2
11.9
11.2
19.8
Газ природный
51.3
45.1
49.0
54.2
52.4
34.7
Газ горючий искусственный
30.8
38.5
32.6
32.3
34.8
35.6
Прочие виды топлива
3.9
1.9
1.2
1.6
1.6
1.3
Газ сухой отбензиненный
-
-
-
-
-
8.6
3.17. Структура расхода топлива
на производство тепловой энергии
Структура расхода топлива на производство тепловой энергии
2000
2009
2010
2011
2012
2013
Всего
100
100
100
100
100
100
Уголь
4.3
4.3
4.0
3.7
3.6
3.6
Газ природный
67.7
68.2
68.0
65.2
68.5
59.2
Газ горючий искусственный
19.1
19.8
21.3
23.1
21.1
22.8
Мазут топочный
1.3
0.3
0.5
0.4
0.3
0.4
Дрова
3.1
2.5
2.1
1.9
1.7
1.7
Прочие виды топлива
4.7
4.9
4.1
5.7
4.8
4.2
Газ сухой отбензиненный
-
-
-
-
-
8.1
3.18. Структура использования топлива (включая отпуск
населению) по видам в 2013 году (в процентах)
А - газ природный;
Б - газ искусственный;
В - уголь;
Г - кокс металлургический, сухой;
Д - бензин;
Е - дизельное топливо;
Ж - дрова для отопления;
З - прочие виды топлива;
И - газ отбензиненный.
3.19. Использование предприятиями теплоэнергии (тыс. Гкал)
2008
2009
2010
2011
2012
2013
ВСЕГО
16378
15306
15759
15475
15420
13870
Сельское хозяйство, охота и лесозаготовки
754.5
669.1
764.3
580.6
572.9
524.7
Рыболовство, рыбоводство
2.5
4.9
4.1
2.4
3.3
3.4
Добыча полезных ископаемых
3.1
2.7
0.6
1.3
0.1
-
Обрабатывающие производства
12847
12492
12751
12554
12529
11178
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
795.4
341.9
413.9
411.5
471
403.2
Строительство
65.6
45.8
71.1
78.3
100.1
55.8
Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования
75.8
70.4
67.6
56.1
68.1
69.5
Гостиницы и рестораны
32.1
26.7
24.6
18.4
11.3
8.7
Транспорт и связь
293.4
268.2
297.3
498
370.3
349.4
Образование
327.3
322.8
334.4
301.1
357
338.7
Здравоохранение и предоставление социальных услуг
278.5
277.5
289.9
293.8
292.6
293.8
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
115.6
113.8
138.4
128.3
134.1
141.4
Прочие виды деятельности
787.3
669.8
601.5
550.6
509.9
503.5
3.20. Топливно-энергетический баланс Вологодской области
Доля собственных энергоресурсов (дров, торфа и отходов лесозаготовок для отопления) в энергетическом балансе области - около 8%, поэтому поставка первичных энергоресурсов почти полностью осуществляется из других регионов России. Наибольший удельный вес в потреблении первичных энергоресурсов имеет природный газ, который поступает в область из Западной Сибири по газопроводу "Сияние Севера".
Второе место занимает каменный уголь, что объясняется развитой металлургической промышленностью. Уголь завозится из Воркутинского и Кузнецкого бассейнов, причем подавляющая часть завозимого угля - коксующиеся угли.
Топливно-энергетический баланс
Вологодской области за 2014 год
Строки баланса
Номер строк баланса
Уголь
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Гидроэнергия и НВИЭ
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Производство энергетических ресурсов
1
0
0
0
359357
36570
0
0
395926
Ввоз
2
5480930
1109397
12497291
0
0
2310556
0
21398174
Вывоз
3
-2625
-315175
-4215063
-80736
0
-402246
0
-5015844
Изменение запасов
4
-95999
-5186
24
6737
0
0
0
-94424
Потребление первичной энергии
5
5382306
789036
8282252
285358
36570
1908310
0
16683832
Статистическое расхождение
6
0
65833
243834
1133
0
181634
-5030
487405
Производство электрической энергии
7
-1441404
-1251
-1126280
-32797
0
2785362
0
183630
Производство тепловой энергии
8
-603979
-10604
-1542758
-135469
0
156656
2061135
-75019
Теплоэлектростанции
8.1
-542736
-50
-538424
-34426
0
80827
889874
-144934
Котельные
8.2
-61243
-10554
-1004334
-101043
0
75087
1065247
-36841
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
8.3
0
0
0
0
0
742
267
1009
Преобразование топлива
9
0
0
0
0
0
0
0
0
Переработка нефти
9.1
0
0
0
0
0
0
0
0
Переработка газа
9.2
0
0
0
0
0
0
0
0
Обогащение угля
9.3
0
0
0
0
0
0
0
0
Собственные нужды
10
0
0
0
0
0
-250597
0
-250597
Потери при передаче
11
0
0
0
0
0
-404354
-129123
-533477
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
4637434
711348
5369380
115959
0
3781258
1937042
16552420
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
608
58054
94807
26947
0
70397
78
250891
Промышленность
14
1281277
49173
3376956
23704
0
2521111
1005453
8257674
Агломерат железорудный и марганцевый
14.1
51496
0
13255
0
0
188960
25594
279305
Доменное дутье (при t = 20C и Р = 1.4 атм)
14.2
172429
0
35943
0
0
123502
0
331874
Кислород
14.3
0
0
0
0
0
218969
59939
278908
Сжатый воздух (при t = 20C и Р = 1.4 атм)
14.4
0
0
0
0
0
203172
59
203231
Обогрев кауперов (при t = 20C и Р = 1.4 атм)
14.5
566386
0
614
0
0
0
0
567000
Чугун
14.6
0
0
1026683
0
0
84353
20859
1131895
Сталь кислородно-конвертерная (без учета расхода энергии на производство кислорода)
14.7
0
0
53636
0
0
169769
13410
236816
Электросталь
14.8
0
0
40422
0
0
162947
2541
205910
Прокат черных металлов (включая поковки из слитков)
14.9
0
0
729483
0
0
451534
55510
1236528
Трубы стальные
14.10
0
0
0
0
0
9407
0
9407
Кокс 6% влажности
14.11
0
0
0
0
0
70342
142043
212386
Обогрев коксовых батарей
14.12
490713
0
0
0
0
0
0
490713
Огнеупорные изделия
14.13
0
0
4100
0
0
909
0
5009
Серная кислота в моногидрате
14.14
0
0
1082
0
0
40393
7617
49092
Аммиак синтетический
14.15
0
0
611
0
0
52023
16730
69364
Калийные удобрения (в пересчете на 100% К2О)
14.16
0
0
10143
0
0
56199
86926
153268
Фосфатные удобрения (в пересчете на 100% Р2О5)
14.17
0
0
21251
0
0
111061
86926
219238
Карбамид (мочевина) в пересчете на 100% № 2
14.18
0
0
0
0
0
44931
171782
216713
Аммиачная селитра
14.19
0
0
0
0
0
4250
123799
128049
Синтетические смолы и пластические массы
14.20
0
0
0
0
0
985
14154
15138
Литье чугунное (без термообработки)
14.21
0
0
2599
0
0
2071
4042
8712
Литье стальное (без термообработки)
14.22
0
0
1436
0
0
0
0
1436
Термообработка металлов
14.23
0
0
108789
0
0
0
0
108789
Заготовка и первичная переработка древесины
14.24
0
7875
0
503
0
3173
0
11551
Сушка пиломатериалов
14.25
0
47
0
129
0
9845
744
10765
Фанера клееная
14.26
0
0
13834
2970
0
17844
21138
55786
Древесноволокнистые плиты твердые
14.27
0
0
0
0
0
12126
21472
33598
Древесностружечные плиты
14.28
0
13484
28487
19191
0
37602
19037
117801
Целлюлоза
14.29
0
0
0
0
0
4538
9141
13680
Бумага
14.30
0
0
0
0
0
16960
10097
27057
Картон
14.31
0
0
0
0
0
7672
19529
27202
Материалы строительные (нерудные)
14.32
0
895
0
0
0
1231
8546
10672
Кирпич строительный
14.33
0
0
1317
0
0
2812
0
4129
Конструкции и изделия сборные железобетонные
14.34
0
0
0
0
0
960
4269
5230
Производство тканей, обуви, мясомолочных и мучных изделий
14.35
253
0
0
822
0
23548
33826
58449
Очистка сточных вод
14.36
0
0
0
28
0
107470
0
107498
Отопление теплиц
14.37
0
0
0
61
0
16695
1827
18583
Перекачка воды для мелиорации и водоснабжения
14.38
0
0
0
0
0
1542
1360
2902
Работа сельскохозяйственных тракторов и комбайнов
14.39
0
15304
0
0
0
4416
22348
42067
Работа подъемно-транспортных и строительно-дорожных машин и механизмов
14.40
0
9479
0
0
0
0
186
9665
в том числе работа бульдозеров
14.41
0
2089
0
0
0
151
0
2240
Прочая промышленность
14.42
0
0
0
0
0
256749
0
256749
Строительство
15
1858
3230
2105
0
0
22740
8
29942
Транспорт и связь
16
7426
80503
1565007
3891
0
491363
29729
2177918
Железнодорожный
16.1
3208
10590
5694
0
0
321157
16311
356960
Трубопроводный
16.2
0
0
1558353
0
0
135939
0
1694292
Автомобильный
16.3
0
0
960
0
0
0
0
960
Прочий
16.4
0
20977
0
0
0
34267
13418
68661
Сфера услуг
17
9327
30269
12382
29979
0
290914
107
372979
Население
18
14
490102
213356
16127
0
384732
901666
2005998
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19
3336923
16
1346450
15311
0
0
0
4698701
3.21. Основные характеристики электросетевого
хозяйства региона 110 кВ и выше
На территории области на балансе Вологодского предприятия магистральных электрических сетей - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" находятся:
ПС - 750 кВ - 1 (2 x 1251 + 501 МВА);
ПС - 500 кВ - 2 (2 x (2 x 501) МВА);
ПС - 220 кВ - 9 (2198 МВА);
на балансе филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" находятся 87 ПС-110 кВ (1622.5 МВА), а также 40 ПС напряжением 110 - 220 кВ потребителей и сетевых организаций.
Основными источниками питания сети 110 кВ являются опорные ПС 220/110/35/10/6кВ "Вологда - Южная", РПП-1 220/110/10 кВ (г. Череповец), ПС 220/110/35/10/6 кВ "Сокол".
3.22. Основные внешние связи энергосистемы
Централизованное электроснабжение потребителей Вологодской области, входящей в Северо-Западный федеральный округ, осуществляет Вологодская энергосистема в составе ОЭС Центра.
Вологодская энергосистема имеет электрические связи:
с ОЭС Центра - Тверская, Костромская и Ярославская энергосистемы;
с ОЭС Северо-Запада - Ленинградская, Новгородская, Архангельская и Карельская энергосистемы;
с ОЭС Урала - Кировская энергосистема.
Основная часть электроэнергии, поступающая из-за пределов области, передается по двум ВЛ 500 кВ "Костромская АЭС - Вологодская", "Конаковская ГРЭС - Череповецкая" и ВЛ 750 кВ "Калининская АЭС - Белозерская".
Часть электроэнергии поступает в область по линиям 220 - 110 кВ из энергосистем Костромской, Ярославской, Архангельской, Ленинградской областей:
ВЛ 220 кВ Белозерская - Пошехонье с отпайкой на ПС 220 кВ Зашекснинская;
КВЛ 220 кВ Пошехонье - Вологда - Южная;
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская с отпайкой на ПС 220 кВ Зашекснинская;
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Ростилово;
ВЛ 220 кВ Харовская (тяговая) - Коноша с отпайкой на ПС 220 кВ Кадниковский (тяговая);
ВЛ 220 кВ Явенга (тяговая) - Коноша;
ВЛ 110 кВ Буй (тяговая) - Вохтога (тяговая);
ВЛ 110 кВ Никольск - Павино;
ВЛ 110 кВ Ростилово - Скалино (тяговая) с отпайкой на ПС 110 кВ Плоское;
ВЛ 110 кВ Верховажье - Вельск;
ВЛ 110 кВ Заовражье - РП Красавино, I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Приводино;
ВЛ 110 кВ Заовражье - РП Красавино, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Приводино;
ВЛ 110 кВ Савватия - Сусоловка;
ВЛ 110 кВ Тарнога - Заячерецкая с отпайкой на ПС 110 кВ В. Спасский Погост;
ВЛ 110 кВ Бабаево - Подборовье с отпайкой на ПС 110 кВ Тешемля (тяговая);
ВЛ 110 кВ Ефимовская - Анисимово с отпайкой на ПС 110 кВ Сомино;
ВЛ 110 кВ Подпорожская - Белоусово, I цепь с отпайками;
ВЛ 110 кВ Каршево - Андома;
ВЛ 110 кВ Луза - Сусоловка.
3.23. Данные по ПС 750 - 220 кВ,
эксплуатируемым Вологодским ПМЭС
N
Наименование подстанции, местоположение
Год начала эксплуатации
Количество ВЛ 750 кВ
Количество ВЛ 500 кВ
Объект по состоянию на 1 января 2015 года
Количество ВЛ 220 кВ
Количество ВЛ 110 кВ
Количество ВЛ 35 кВ
Количество отходящих присоединений 6 - 10 кВ
Количество и мощность трансформаторов 750 кВ
Количество и мощность трансформаторов АТ 500 кВ
Количество и мощность автотрансформаторов АТ 220 кВ
Количество и мощность трансформаторов 110 кВ
Количество и мощность трансформаторов 10/10 кВ
1
ПС 750 кВ Белозерская
2004
1
2
5
1 <*>
1 <*>
2 x (3 x 417) x МВА
1 x (3 x 167)
2
ПС 500 кВ Череповецкая
1973
2
14
1 <*>
-
2 x (3 x 167) x МВА)
3
ПС 500 кВ Вологодская
1983
2
6
1 <*>
2 x (3 x 167) x МВА)
4
ПС 220 кВ Вологда - Южная
2013
4
11
6
23
4 x 150 МВА
2 x 40 МВА
2 x 10 МВА
5
ПС 220 кВ Сокол
1964
2
11
5
18
2 x 125 МВА
2 x 16 МВА
2 x 16 МВА
6
ПС 220 кВ Ростилово
1972
2
3
30
2 x 125 МВА
2 x 40 МВА
7
ПС 220 кВ РПП-1
1962
3
12
7
2 x 200 МВА
2 x 10 МВА
8
ПС 220 кВ Зашекснинская
1985
2
2
13
2 x 63 МВА
2 x 40 МВА
9
ПС 220 кВ Первомайская
1991
2
17
2 x 40 МВА
10
ПС 220 кВ РПП-2
1969
17
3 <*>
3.24. Технические характеристики подстанций 110 кВ
филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" -
техническое состояние и возрастная структура
основного оборудования ПС 110 кВ
N
Диспетчерское наименование ПС
Класс напряжения ПС, кВ
Диспетчерское название
Тип трансформатора
Номинальная мощность, МВА
Год ввода в эксплуатацию
Техническое состояние
Срок службы
2016 г.
2018 г.
2020 г.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
ЧЭС
1
Искра
110/10
Т-1
ТДН
40
2011
хорошее
5
7
9
110/10
Т-2
ТДН
40
2011
хорошее
5
7
9
2
Заягорба
110/10
Т-1
ТРДН
40
2007
хорошее
9
11
13
110/10
Т-2
ТРДН
40
2007
хорошее
9
11
13
3
Стеклозавод
110/10
Т-1
ТДН
10
2008
хорошее
8
10
12
110/10
Т-2
ТДН
10
2008
хорошее
8
10
12
4
Анисимово
110/10
Т-1
ТМН
2.5
2003
хорошее
13
15
17
110/10
Т-2
ТМН
6.3
1990
хорошее
26
28
30
5
Бабаево
110/35/10
Т-1
ТДТН
16
2011
удовлетворительное
5
7
9
110/35/10
Т-2
ТДТН
16
2006
удовлетворительное
10
12
14
6
Батран
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1992
удовлетворительное
24
26
28
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1993
удовлетворительное
23
25
27
7
Желябово
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1970
требуется замена
46
48
50
110/10
Т-2
ТМН
2.5
1997
требуется замена
19
21
23
8
Загородная
110/10
Т-1
ТДН
10
1976
удовлетворительное
40
42
44
110/10
Т-2
ТДН
10
1982
удовлетворительное
34
36
38
9
Заполье
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1987
удовлетворительное
29
31
33
10
Избоищи
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
2005
удовлетворительное
11
13
15
11
Енюково <*>
110/10
Т-1
ТМН
6.3
2009
удовлетворительное
7
9
11
110/10
Т-2
ТМН
6.3
2009
удовлетворительное
7
9
11
12
Кадуй
110/35/10
Т-1
ТМТН
6.3
2007
удовлетворительное
7
9
11
110/35/10
Т-2
ТМТН
6.3
1993
удовлетворительное
21
23
25
13
Климовское
110/35/10
Т-1
ТДТН
16
1979
удовлетворительное
35
37
39
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
2005
удовлетворительное
9
11
13
14
Коротово
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
2002
удовлетворительное
12
14
16
110/35/10
Т-1
ТМТН
6.3
1969
удовлетворительное
45
47
49
15
Нелазское
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1982
удовлетворительное
32
34
36
110/10
Т-2
ТМН
2.5
1980
удовлетворительное
34
36
38
16
Нифантово
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
2006
удовлетворительное
8
10
12
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
2006
удовлетворительное
8
10
12
17
Новые Углы
110/35/10
Т-1
ТДТН
25
1977
удовлетворительное
37
39
41
110/35/10
Т-2
ТДТН
25
1981
удовлетворительное
33
35
37
18
Петринево
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1980
удовлетворительное
34
36
38
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1980
удовлетворительное
34
36
38
19
Покровское
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1986
удовлетворительное
28
30
32
20
Поселковая
110/10
Т-1
ТДН
10
2012
удовлетворительное
2
4
6
110/10
Т-2
ТДН
10
1975
удовлетворительное
39
41
43
21
Суда
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1969
требуется замена
45
47
49
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1980
требуется замена
34
36
38
22
Устюжна
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1978
требуется замена
36
38
40
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1969
требуется замена
45
47
49
23
Чагода
110/35/10
Т-1
ТДТН
16
2003
хорошее
11
13
15
110/35/10
Т-2
ТДТН
16
2003
хорошее
11
13
15
24
Шексна
110/35/6
Т-1
ТДТН
40
1984
удовлетворительное
30
32
34
110/35/6
T-2
ТДТН
40
1984
удовлетворительное
30
32
34
Суммарная мощность ЧЭС, МВА
615.3
ТЭС
1
Тотьма-1
110/35/10
T-1
ТДТН
10
1968
хорошее
46
48
50
110/35/10
T-2
ТДТН
10
1995
хорошее
19
21
23
2
Погорелово
110/35/10
T-1
ТДТН
16
1980
хорошее
34
36
38
110/35/10
T-2
ТДТН
16
1979
хорошее
35
37
39
3
Бабушкино
110/35/10
T-1
ТМТН
6.3
1987
удовлетворительное
27
29
31
110/35/10
T-2
ТМТН
6.3
1977
удовлетворительное
37
39
41
4
Тарнога
110/35/10
T-1
ТДТН
10
2014
хорошее
2
4
6
110/35/10
T-2
ТДТН
10
2014
хорошее
2
4
6
5
Верховажье
110/35/10
T-1
ТДТН
10
1993
удовлетворительное
21
23
25
110/35/10
T-2
ТДТН
10
1993
удовлетворительное
21
23
25
6
Чушевицы
110/35/10
T-1
ТДТН
10
1990
удовлетворительное
24
26
28
110/35/10
T-2
ТДТН
10
1990
удовлетворительное
24
26
28
7
Тотьма-2
110/10
T-1
ТДН
10
1970
удовлетворительное
44
46
48
110/10
T-2
ТДН
10
1995
удовлетворительное
19
21
23
8
В. Спасский Погост
110/10
T-1
ТМН
2.5
1981
удовлетворительное
33
35
37
9
Царева
110/10
T-1
ТМТ
6.3
1985
удовлетворительное
29
31
33
10
Власьевская
110/10
T-1
ТАМ
2.5
1970
удовлетворительное
44
46
48
110/10
T-2
ТМН
2.5
1999
удовлетворительное
15
17
19
11
Ляменьга
110/10
T-1
ТМН
2.5
1983
удовлетворительное
31
33
35
12
Рослятино
110/10
T-1
ТМН
2.5
2013
отличное
1
3
5
110/10
T-2
ТМН
2.5
2013
отличное
1
3
5
Суммарная мощность ТЭС, МВА
165.9
ВЭС
1
Ананьино
110/35/6
T-1
ТДТНГ
10
1980
удовлетворительное
34
36
38
2
Биряково
110/10
T-1
ТМН
2.5
2001
хорошее
13
15
17
110/10
T-2
ТМН
2.5
2003
хорошее
11
13
15
3
Вожега
110/35/10
T-1
ТДТН
10
1991
хорошее
23
25
27
110/35/10
T-2
ТДТН
10
1991
хорошее
23
25
27
4
Воробьево
110/35/10
T-1
ТМТН
6.3
1979
удовлетворительное
35
37
39
5
Восточная
110/35/10
T-1
ТДТН
40
2013
отличное
1
3
5
110/35/10
T-2
ТДТН
40
1988
удовлетворительное
26
28
30
6
Вохтога
110/10
T-1
ТДН
10
1977
удовлетворительное
37
39
41
110/10
T-2
ТДН
10
1977
удовлетворительное
37
39
41
7
ГДЗ
110/6
T-1
ТДН
10
1987
удовлетворительное
27
29
31
110/6
T-2
ТДН
10
1986
удовлетворительное
28
30
32
8
Грязовец
110/35/10
T-1
ТДТН
25
2009
удовлетворительное
5
7
9
110/35/10
T-2
ТДТН
25
1996
удовлетворительное
18
20
22
9
Жерноково
110/35/10
T-1
ТМТН
6.3
1982
удовлетворительное
32
34
36
10
Западная
110/35/6
T-1
ТДТНГ
40.5
1969
удовлетворительное
45
47
49
110/35/6
T-2
ТДТН
40
1978
удовлетворительное
36
38
40
11
Кадников
110/10
T-1
ТДН
10
2006
хорошее
8
10
12
110/10
Т-2
ТДН
10
2006
хорошее
8
10
12
12
Кипелово
110/10
Т-1
ТДН
16
1980
удовлетворительное
34
36
38
110/10
Т-2
ТДН
16
1980
удовлетворительное
34
36
38
13
Кубенское
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1986
удовлетворительное
28
30
32
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1986
удовлетворительное
28
30
32
14
Луговая
110/35/10
Т-1
ТДТН
25
1980
удовлетворительное
34
36
38
110/35/10
Т-2
ТДТН
25
1980
удовлетворительное
34
36
38
15
Никольский Погост
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1994
удовлетворительное
20
22
24
110/10
Т-2
ТМН
2.5
1996
удовлетворительное
18
20
22
16
Нефедово
110/35/10
Т-1
ТМТН
6.3
1985
удовлетворительное
29
31
33
17
Новленское
110/10
Т-1
ТДН
10
1989
хорошее
25
27
29
110/10
Т-2
ТДН
10
1991
хорошее
23
25
27
18
Плоское
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1986
удовлетворительное
28
30
32
19
Пундуга
110/10
Т-1
ТМ
2.5
1994
удовлетворительное
20
22
24
20
Семигородняя
110/10
Т-1
ТМН
2.5
2005
хорошее
9
11
13
21
Сямжа
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1978
удовлетворительное
36
38
40
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1980
удовлетворительное
34
36
38
22
Харовск - районная
110/35/10
Т-1
ТДТН
25
1996
хорошее
18
20
22
110/35/10
Т-2
ТДТН
25
1984
хорошее
30
32
34
23
Центральная
110/10/6
Т-1
TOTRc
40
2010
хорошее
4
6
8
110/10/6
Т-2
TOTRc
40
2008
хорошее
6
8
10
24
Чекшино
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1982
удовлетворительное
32
34
36
25
Шуйское
110/35/10
Т-2
ТМТН
6.3
1981
удовлетворительное
33
35
37
Суммарная мощность ВЭС, МВА
617.7
ВУЭС
1
Великий Устюг
110/35/6
Т-1
ТДТН
16
1982
удовлетворительное
32
34
36
110/35/6
Т-2
ТДТН
16
1976
удовлетворительное
38
40
42
2
Дымково
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
2000
удовлетворительное
14
16
18
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
2000
удовлетворительное
14
16
18
3
Приводино
110/35/10
Т-1
ТМТН
16
2007
хорошее
7
9
11
Т-2
ТМТН
16
2007
хорошее
7
9
11
4
Кичм. Городок
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1983
удовлетворительное
31
33
35
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1967
удовлетворительное
47
49
51
5
Никольск
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1984
удовлетворительное
30
32
34
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
2012
удовлетворительное
2
4
6
6
НПС
110/35/10
Т-1
ТДТН
16
2013
хорошее
3
5
7
110/35/10
Т-2
ТДТН
16
2013
хорошее
3
5
7
7
Полдарса
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1995
удовлетворительное
19
21
23
110/10
Т-2
ТАМГ
2.5
1965
удовлетворительное
49
51
53
8
Усть-Алексеево
110/10
Т-1
ТМТН
6.3
2004
удовлетворительное
10
12
14
110/10
Т-2
ТМТН
6.3
1976
удовлетворительное
38
40
42
9
Борки
110/6
Т-1
ТДТН
10
1983
Большой физический износ силовых трансформаторов
31
33
35
110/6
Т-2
ТДТНГ
10
1965
Большой физический износ силовых трансформаторов
49
51
53
10
Сусоловка
110/10
Т-1
ТМН
2.5
2012
удовлетворительное
2
4
6
11
Калинино
110/10
Т-1
ТМН
2.5
2013
удовлетворительное
3
5
7
110/10
Т-2
ТМ
6.3
1980
удовлетворительное
34
36
38
12
Зеленцово
110/10
Т-1
ТАМГ
2.5
1968
удовлетворительное
46
48
50
Т-2
ТМН
2.5
1990
удовлетворительное
24
26
28
13
Вострое
110/10
Т-1
ТАМГ
2.5
1970
удовлетворительное
44
46
48
110/10
Т-2
ТМН
2.5
1988
удовлетворительное
26
28
30
Суммарная мощность ВУЭС, МВА
214.9
КЭС
1
Кириллов
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1986
удовлетворительное
28
30
32
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1988
удовлетворительное
26
28
30
2
Коварзино
110/35/10
Т-1
ТДТН
6.3
1992
удовлетворительное
22
24
26
3
Вашки
110/35/10
Т-1
ТДТН
10
1988
удовлетворительное
26
28
30
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1991
удовлетворительное
23
25
27
4
Белоусово
110/35/6
Т-1
ТДТН
16
1971
удовлетворительное
43
45
47
110/35/6
Т-2
ТДТН
16
2012
хорошее
2
4
6
5
Мегра
110/10
Т-2
ТДМ
2.5
1979
удовлетворительное
35
37
39
6
Антушево
110/35/10
Т-1
ТМТН
6.3
2011
хорошее
3
5
7
110/35/10
Т-2
ТМТН
6.3
2011
хорошее
3
5
7
7
Белозерск
110/10
Т-1
ТДТН
10
1970
хорошее
44
46
48
110/35/10
Т-2
ТДТН
10
1989
хорошее
25
27
29
8
Восточная
110/35/10
Т-1
ТДТН
16
2002
хорошее
12
14
16
110/35/10
Т-2
ТДТН
16
2002
хорошее
12
14
16
9
Андома
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1996
хорошее
18
20
22
110/10
Т-2
ТМН
2.5
1996
хорошее
18
20
22
10
Бечевинка
110/10
Т-1
ТМН
2.5
2007
удовлетворительное
7
9
11
11
Ферапонтово
110/10
Т-2
ТМ
6.3
1993
хорошее
21
23
25
110/10
Т-1
ТМН
2.5
1996
хорошее
18
20
22
12
Н. Торжок
110/10
Т-1
ТМН
6.3
1996
хорошее
18
20
22
110/10
Т-2
ТМН
6.3
1996
хорошее
18
20
22
13
Устье
110/10
Т-1
ТМН
2.5
хорошее
-
-
-
Суммарная мощность КЭС, МВА
176.8
Всего по филиалу "Вологдаэнерго"
1790.6
3.25. Техническое состояние и возрастная
структура оборудования 35 кВ на ПС 110 кВ
N
п/п
Диспетчерское наименование ПС
Класс напряжения ПС, кВ
Напряжение, кВ
Диспетчерское название
Тип трансформатора
Номинальная мощность, МВА
Год ввода в эксплуатацию
Техническое состояние
Срок службы
2016
2018
2020
ЧЭС
1
Избоищи
110/35/10
35/10
Т-2
ТМ
1.6
1982
удовлетворительное
34
36
38
2
Шексна
110/35/10-6
35/10
Т-3
ТМН
6.3
1984
удовлетворительное
32
34
36
3
Т-4
ТМН
6.3
1984
удовлетворительное
32
34
36
ВЭС
4
Плоское
110/35/10
35/10
Т-2
ТМ
2.5
1970
удовлетворительное
46
48
50
5
Шуйское
110/35/10
35/10
Т-1
ТМН
2.5
1983
удовлетворительное
33
35
37
КЭС
6
Белоусово
110/35/6
35/10
Т-З
ТМ
0.56
1975
удовлетворительное
41
43
45
Всего, МВА
7.16
3.26. Загрузка трансформаторов 110 кВ
и резерв пропускной способности подстанций
N
Параметры трансформаторов ПС
Загрузка в совмещенный с ЕЭС максимум
Коэффициент загрузки
Резерв
Примечание
наименование ПС
диспетчерское наименование
тип
S ном., кВа
2010
2011
2012
2013
2014
2014
2014
2014
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
Кз норм.
Кз авар.
S резерв, МВА
ВЭС
1
Центральная 110/10/6 кВ
Т-1
TOTRc
40000
13067
9175
15153
10135
12388
0.31
0.57
19.197
Т-2
TOTRc
40000
10846
11913
10802
15239
10491
0.26
0.57
2
Восточная 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
40000
10611
9970
10250
8733
7293
0.18
0.81
9.734
Т-2
ТДТН
40000
17434
19637
21958
23450
25084
0.63
0.81
3
Луговая 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
11216
20578
13769
13307
13153
0.53
0.89
4.079
Т-2
ТДТН
25000
11939
0
10418
9700
9158
0.37
0.89
4
Западная 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТНГ
40000
37602
18498
33430
30461
29611
0.73
0.96
3.495
Т-2
ТДТН
40000
18897
18500
10998
10996
9463
0.24
0.98
5
Кубенское 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
10348
7133
8916
9518
9003
0.90
1.63
-5.771
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного трансформатора, замена на 2 x 25 МВА
Т-2
ТДТН
10000
7234
6024
7355
7081
7343
0.73
1.63
6
Кипелово 110/10 кВ
Т-1
ТДН
16000
2142
2009
2432
2166
2221
0.14
0.23
13.184
Т-2
ТДН
16000
1419
1291
1353
1040
4124
0.09
0.23
7
Ананьино 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТНГ
10000
3551
3493
4151
5348
5256
0.53
н.д
4.744
8
Новленское 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
1709
1616
2088
1616
1709
0.17
0.19
8.614
Т-2
ТДН
10000
466
449
539
500
177
0.02
0.19
9
Нефедово 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
1213
1079
1308
1063
1063
0.17
н.д
5.237
10
Грязовец 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
6625
6580
7449
7574
14081
0.56
0.61
10.944
Т-2
ТДТН
25000
8082
7005
7753
7903
7654
0.31
0.61
11
Вохтога 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
6762
6024
7806
6425
7209
0.72
1.34
-2.876
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного трансформатора, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДН
10000
6137
6675
6710
7332
6173
0.62
1.34
12
Плоское 110/35/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
687
337
959
1133
964
0.39
0.57
1.200
Т-2
ТМ
2500
403
363
485
386
475
0.19
0.57
13
Жерноково 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
1186
1419
1709
1200
1063
0.17
н.д
5.237
14
ГДЗ 110/6 - 10 кВ
Т-1
ТДН
10000
0
0
2227
2532
2376
0.24
0.36
6.874
Т-2
ТДН
10000
2015
3106
3634
1267
1267
0.13
0.36
15
Биряково 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
451
444
497
397
409
0.16
0.36
1.723
Т-2
ТМН
2500
414
396
488
390
498
0.20
0.36
16
Кадников 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
4955
4440
4235
4780
4115
0.41
0.59
4.622
Т-2
ТДН
10000
969
939
2044
1309
1780
0.18
0.59
17
Воробьево 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
802
726
735
553
681
0.11
н.д
5.754
18
Чекшино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
655
538
782
621
694
0.28
н.д
1.806
19
Вожега 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1558
1373
1558
3980
1208
0.12
0.49
5.646
Т-2
ТДТН
10000
3618
3699
4197
1382
3758
0.38
0.49
20
Харовск (р) 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
7155
6119
7455
6334
7159
0.29
0.43
15.589
Т-2
ТДТН
25000
2235
3056
3043
3799
3581
0.14
0.43
21
Семигородняя 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
710
641
732
540
487
0.19
н.д
2.013
22
Н. Погост 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
170
201
188
165
180
0.07
0.10
2.371
Т-2
ТМН
2500
75
59
130
66
75
0.03
0.10
23
Пундуга 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
429
434
437
386
371
0.15
н.д
2.129
24
Сямжа 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2864
2704
3640
2786
2597
0.26
0.43
6.230
Т-2
ТДТН
10000
1612
1496
2088
1736
1680
0.17
0.43
25
Шуйское 110/35/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
0
0
0
0
0
0
0
3.764
Т-2
ТМТН
6300
2475
2170
2912
2710
2536
0.4
-
ЧЭС
26
Искра 110/10 кВ
Т-1
TOTRc
40000
-
211
10720
9955
0
0
0.52
21.053
Т-2
TOTRc
40000
-
1907
11948
11673
20947
0.52
0.52
27
Нелазское 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
734
768
933
1043
1088
0.44
0.63
1.048
Т-2
ТМН
2500
308
377
439
464
504
0.2
0.63
28
Загородная 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
1728
2637
2953
2796
3634
0.36
0.57
4.850
Т-2
ТДН
10000
4079
2838
2839
2935
2119
0.21
0.57
29
Заягорба 110/10 кВ
Т-1
ТРДН
40000
-
10333
9858
11662
22821
0.57
0.59
18.588
Т-2
ТРДН
40000
-
13703
16240
13903
11536
0.29
0.59
30
Енюково 110/6 - 10 кВ
Т-1
ТМН
6300
1826
1319
1835
1430
1744
0.28
0.40
4.093
Т-2
ТМН
6300
-
628
591
656
787
0.12
0.40
31
Новые Углы 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
4555
4936
4151
4135
3041
0.12
0.47
14.598
Т-2
ТДТН
25000
6300
3966
6955
6149
8697
0.35
0.47
32
Климовская 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4052
3753
3963
3508
3190
0.2
0.22
13.304
Т-2
ТДТН
10000
768
1149
1456
0
316
0.03
0.35
33
Петринево 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1116
830
1217
490
1313
0.13
0.22
8.268
Т-2
ТДТН
10000
814
786
949
757
922
0.09
0.22
34
Коротово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2392
2110
3151
2883
3138
0.31
0.57
4.801
Т-2
ТМТН
6300
1633
1751
2447
2422
2639
0.42
0.90
35
Суда 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
4532
3920
5222
5367
5304
0.53
0.83
2.151
Т-2
ТДТН
10000
1595
2441
3103
3222
3123
0.31
0.83
36
Батран 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2010
2020
1443
2837
2376
0.24
0.70
3.452
Т-2
ТДТН
10000
4345
4067
4846
4742
4691
0.47
0.70
37
Устюжна 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
4547
4836
6115
5789
5555
0.56
1.28
-2.260
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного трансфоматора, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДТН
10000
8256
6590
8495
7445
7241
0.72
1.28
38
Желябово 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
1265
1243
1824
1699
1917
0.77
0.99
0.155
Т-2
ТМН
2500
379
394
482
531
553
0.22
0.99
39
Чагода 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6670
5091
6065
3957
5698
0.36
0.92
2.071
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного трансформатора, перевод нагрузок
Т-2
ТДТН
16000
10044
9390
10844
8522
9404
0.59
0.92
40
Анисимово 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
10
8
29
52
53
0.02
0.97
0.202
Т-2
ТМН
6300
2045
2064
2146
2382
2375
0.38
0.97
41
Покровское 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
250
189
199
192
183
0.07
н.д
2.317
42
Избоищи 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
6504
694
696
559
515
0.05
9.423
Т-2
ТМ
1600
397
403
0.25
43
Стеклозавод 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
-
5688
5962
698
213
0.02
0.02
10.273
Т-2
ТДН
10000
-
19
16
19
16
0
0.02
44
Шексна 110/35/6 - 10 кВ
Т-1
ТДТН
40000
16768
14425
17357
15980
15470
0.39
0.90
5.822
Т-2
ТДТН
40000
23165
18514
17756
21976
20709
0.52
0.90
45
Нифантово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2343
4033
5107
5245
2744
0.27
0.81
2.383
Т-2
ТДТН
10000
3263
3739
2868
2692
5387
0.54
0.81
46
Кадуй 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
3724
3600
4499
4655
3910
0.62
0.87
1.121
Т-2
ТМТН
6300
936
1039
1551
1504
1940
0.31
0.87
48
Поселковая 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
1747
1881
2272
1683
2127
0.21
0.49
5.642
Т-2
ТДН
10000
1581
2412
3819
4149
2773
0.28
0.49
48
Бабаево 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4229
7433
10128
9020
4852
0.3
0.85
3.259
Т-2
ТДТН
16000
4459
4540
6236
4882
8749
0.55
0.85
49
Заполье 110/10 кВ
Т-2
ТМН
2500
780
501
626
513
449
0.18
н.д
2.051
ВУЭС
50
Борки 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2332
2664
3119
2360
2552
0.26
0.44
6.137
Т-2
ТДТНГ
10000
749
1289
1134
1514
1824
0.18
0.44
51
В. Устюг 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6745
7335
8098
7627
6684
0.42
0.9
2.453
Т-2
ТДТН
16000
9101
8174
8525
8030
7665
0.48
0.9
52
Дымково 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3416
3698
5095
5209
5740
0.57
0.92
1.304
Т-2
ТДТН
10000
1096
2329
3603
3618
3528
0.35
0.92
53
У.-Алексеево 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
800
789
805
855
789
0.13
0.25
5.063
Т-2
ТМТН
6300
577
533
626
683
777
0.12
0.25
54
Полдарса 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
528
626
1105
623
917
0.37
0.37
1.708
Т-2
ТАМГ
2500
0
0
0
0
0
0
0.37
55
Приводино 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
7306
7191
11057
11646
6802
0.43
0.74
5.024
Т-2
ТДТН
16000
5272
5234
-
4840
4988
0.31
0.74
56
Сусоловка 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
471
449
505
391
365
0.15
н.д
2.135
57
К. Городок 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3550
3618
4556
5718
4952
0.50
0.94
1.061
Т-2
ТДТН
10000
4176
4708
4303
3527
4934
0.49
0.94
58
НПС 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6555
6395
8182
6662
7084
0.44
0.76
4.716
Т-2
ТДТН
16000
3142
4618
5749
5334
5033
0.31
0.76
59
Вострое 110/10 кВ
Т-1
ТАМГ
2500
0
0
0
0
0
0
0.13
2.308
Т-2
ТМН
2500
447
313
440
334
317
0.13
0.13
60
Никольск 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3768
4175
4289
4318
4196
0.42
0.84
2.125
Т-2
ТДТН
10000
3643
4525
4226
4085
4203
0.42
0.84
61
Калинино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
507
519
436
523
789
0.32
0.31
1.615
Т-2
ТМ
6300
325
365
456
396
369
0.06
0.12
62
Зеленцово 110/10 кВ
Т-1
ТАМГ
2500
0
0
0
0
0
0
0.35
1.745
Т-2
ТМН
2500
885
819
914
818
880
0.35
0.35
ТЭС
63
В. С. Погост 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
656
680
693
626
947
0.38
н.д
1.743
64
Власьевская 110/10 кВ
Т-1
ТАМ
2500
0
0
0
0
0
0
0.48
1.419
Т-2
ТМН
2500
835
877
951
944
1206
0.48
0.48
65
Тарнога 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2383
4160
3801
6654
6768
0.68
0.68
3.732
Т-2
ТДТН
10000
2246
2552
2259
0
0
0
0.68
66
Тотьма-2 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
3274
2712
2490
3156
3410
0.34
0.41
6.443
Т-2
ТДН
10000
455
920
862
807
728
0.07
0.41
67
Тотьма-1 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2082
1777
2084
2024
1911
0.19
0.54
5.117
Т-2
ТДТН
10000
3707
3913
4442
3860
3600
0.36
0.54
68
Погорелово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6011
6166
4950
6326
5773
0.36
0.73
5.120
Т-2
ТДТН
16000
5469
5157
5934
4727
5908
0.37
0.73
69
Царева 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТ
6300
977
591
711
581
618
0.1
н.д
1.138
70
Бабушкино 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
5539
3114
3167
2886
2922
0.46
0.82
1.453
Т-2
ТМТН
6300
0
2475
1998
2323
2249
0.36
0.82
71
Рослятино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
1440
971
0
878
1156
0.46
0.91
0.359
Т-2
ТМН
2500
0
430
1662
1260
1140
0.46
0.91
72
Ляменьга 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
777
962
757
685
832
0.33
н.д
1.668
73
Верховажье 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1183
1439
2021
1824
2197
0.22
0.65
4.041
Т-2
ТДТН
10000
4106
3818
4618
4920
4363
0.44
0.65
74
Чушевицы 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
490
423
563
438
411
0.04
0.24
8.084
Т-2
ТДТН
10000
1368
1576
1572
1856
2040
0.2
0.24
КЭС
75
Кириллов 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1700
1599
2452
2427
2804
0.28
0.93
1.176
Т-2
ТДТН
10000
4810
5186
7456
8315
6522
0.65
0.93
76
Ник. Торжок 110/10 кВ
Т-1
ТМН
6300
804
789
1051
1097
1196
0.19
0.26
4.958
Т-2
ТМН
6300
368
329
489
483
466
0.07
0.26
77
Ферапонтово 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
632
632
215
172
180
0.07
0.26
1.976
Т-2
ТМ
6300
0
0
760
495
475
0.08
0.10
78
Коварзино 110/35/10 кВ
Т-2
ТМТН
6300
510
514
632
354
404
0.06
н.д
5.896
79
Белозерск 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2410
2717
3479
3098
3036
0.3
0.70
3.492
Т-2
ТДТН
10000
2985
3396
4287
4090
3984
0.4
0.70
80
Бечевинка 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
244
239
313
236
244
0.1
н.д
2.300
81
Антушево 110/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
3382
491
532
615
567
0.09
0.66
2.451
Т-2
ТМТН
6300
-
2645
2783
3396
3627
0.58
0.66
82
Вашки 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3341
1814
2175
2771
2877
0.29
0.43
6.164
Т-2
ТДТН
10000
289
1410
1835
1464
1465
0.15
0.43
83
Белоусово 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4896
4097
6212
4701
5249
0.33
0.35
11.165
Т-2
ТДНТ
16000
0
0
0
4663
461
0.03
0.35
84
Андома 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
459
469
659
735
739
0.3
0.68
0.920
Т-2
ТМН
2500
579
762
1539
1138
977
0.39
0.68
85
Восточная 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
2833
4580
7290
7493
6635
0.41
0.67
6.120
Т-2
ТДТН
16000
3721
3885
3752
4751
4050
0.25
0.67
86
Мегра 110/10 кВ
Т-2
ТДМ
2500
537
440
689
499
424
0.17
н.д
2.076
87
Устье 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
-
-
35
335
234
0.09
н.д
2.266
МУП города Череповца "Электросеть"
88
ГПП-9 110/10/10 кВ
Т-1
ТРДН
25000
15552
16612
15592
13561
15010
0.6
0.99
0.3
Т-2
ТРДН
25000
12020
11783
10469
8564
9761
0.39
0.99
Загрузка трансформаторов 110 кВ и резерв
пропускной способности подстанций с учетом
зарезервированной мощности по заключенным договорам
на технологическое присоединение на 1 января 2015 г.
N
п/п
Параметры трансформаторов ПС
Загрузка в совмещенный с ЕЭС максимум
Мощность по договорам на технологическое присоединение на 01.04.2015
Коэффициент загрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение
Резерв
Примечание
наименование ПС
диспетчерское наименование
Тип
S ном., кВА
2010
2011
2012
2013
2014
Sту, кВА
2014
2014
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
S факт, кВА
S резерв, МВА
ВЭС
1
Центральная 110/10/6 кВ
Т-1
TOTRc
40000
13067
9175
15153
10135
12388
26440
1.22
-9.319
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, перевод нагрузок
Т-2
TOTRc
40000
10846
11913
10802
15239
10491
2
Восточная 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
40000
10611
9970
10250
8733
7293
3174
0.88
4.449
Т-2
ТДТН
40000
17434
19637
21958
23450
25084
3
Луговая 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
11216
20578
13769
13307
13153
11927
1.3
-9.238
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 40 МВА
Т-2
ТДТН
25000
11939
0
10418
9700
9158
4
Западная 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТНГ
40000
37602
18498
33430
30461
29611
11236
1.2
-10.310
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 63 МВА
Т-2
ТДТН
40000
18897
18500
10998
10996
9463
5
Кубенское 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
10348
7133
8916
9518
9003
1523
1.7
-7.869
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 25 МВА
Т-2
ТДТН
10000
7234
6024
7355
7081
7343
6
Кипелово 110/10 кВ
Т-1
ТДН
16000
2142
2009
2432
2166
2221
711
0.42
8.944
Т-2
ТДН
16000
1419
1291
1353
1040
4124
7
Ананьино 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТНГ
10000
3551
3493
4151
5348
5256
0
0.52
4.744
8
Новленское 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
1709
1616
2088
1616
1709
1023
0.28
6.891
Т-2
ТДН
10000
466
449
539
500
177
9
Нефедово - 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
1213
1079
1308
1063
1063
90
0.18
5.147
10
Грязовец 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
6625
6580
7449
7574
14081
1690
0.89
1.575
Т-2
ТДТН
25000
8082
7005
7753
7903
7654
11
Вохтога 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
6762
6024
7806
6425
7209
313
1.3
-3.695
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДН
10000
6137
6675
6710
7332
6173
12
Плоское 110/35/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
687
337
959
1133
964
145
0.6
0.916
Т-2
ТМ
2500
403
363
485
386
475
13
Жернаково 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
1186
1419
1709
1200
1063
56
0.18
5.181
14
ГДЗ 110/6 - 10 кВ
Т-1
ТДН
10000
0
0
2227
2532
2376
4065
0.73
2.292
Т-2
ТДН
10000
2015
3106
3634
1267
1267
15
Биряково 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
451
444
497
397
409
64
0.37
1.529
Т-2
ТМН
2500
414
396
488
390
498
16
Кадников 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
4955
4440
4235
4780
4115
849
0.64
3.256
Т-2
ТДН
10000
969
939
2044
1309
1780
17
Воробьево 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
802
726
735
553
681
142
0.13
5.477
18
Чекшино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
655
538
782
621
694
396
0.44
1.410
19
Вожега 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1558
1373
1558
3980
1208
178
0.49
4.856
Т-2
ТДТН
10000
3618
3699
4197
1382
3758
20
Харовск (р) 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
7155
6119
7455
6334
7159
467
0.43
13.793
Т-2
ТДТН
25000
2235
3056
3043
3799
3581
21
Семигородняя 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
710
641
732
540
487
0
0.19
2.013
22
Н. Погост 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
170
201
188
165
180
264
0.20
1.981
Т-2
ТМН
2500
75
59
130
66
75
23
Пундуга 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
429
434
437
386
371
0
0.15
2.129
24
Сямжа 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2864
2704
3640
2786
2597
789
0.48
4.934
Т-2
ТДТН
10000
1612
1496
2088
1736
1680
25
Шуйское 110/35/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
0
0
0
0
0
156
0.48
3.232
Т-1
ТМТН
6300
2475
2170
2912
0
2912
ЧЭС
26
Искра 110/10 кВ
Т-1
TOTRc
40000
-
211
10720
9955
0
180
0.50
18.873
Т-2
TOTRc
40000
-
1907
11948
11673
20947
27
Нелазское 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
857
768
933
1043
1088
338
0.74
0.570
Т-2
ТМН
2500
427
377
439
464
504
28
Загородная 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
2413
2637
2953
2796
3634
1104
0.65
3.143
Т-2
ТДН
10000
2557
2838
2839
2935
2119
29
Заягорба 110/10 кВ
Т-1
ТРДН
40000
8766
10333
9858
11662
22821
0
0.82
5.643
Т-2
ТРДН
40000
15317
13703
16240
13903
11536
30
Енюково 110/6 - 10 кВ
Т-1
ТМН
6300
1723
1319
1835
1430
1744
1064
0.54
2.705
Т-2
ТМН
6300
617
628
591
656
787
31
Н. Углы 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
25000
3717
4936
4151
4135
3041
73
0.45
13.189
Т-2
ТДТН
25000
4815
3966
6955
6149
8697
32
Климовская 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4926
3753
3963
3508
3190
163
Т1-0.22;
Т2-0.35
6.331
Т-2
ТДТН
10000
879
1149
1456
0
316
33
Петринево 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
906
830
1217
490
1313
562
0.27
7.203
Т-2
ТДТН
10000
815
786
949
757
922
34
Коротово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2314
2110
3151
2883
3138
787
Т1-0.62;
Т2-0.99
-2.964
Т-2
ТМТН
6300
2059
1751
2447
2422
2639
35
Суда 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
4651
3920
5222
5367
5304
5418
1.32
-3.845
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДТН
10000
1984
2441
3103
3222
3123
36
Батран 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2179
2020
1443
2837
2376
725
0.74
2.208
Т-2
ТДТН
10000
4435
4067
4846
4742
4691
37
Устюжна 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
5642
4836
6115
5789
5555
483
1.26
-3.279
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДТН
10000
7993
6590
8495
7445
7241
38
Желябово
Т-1
ТМН
2500
1416
1243
1824
1699
1917
1979
1.69
-1.751
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТМН
2500
443
394
482
531
553
39
Чагода 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6516
5091
6065
3957
5698
264
0.91
0.634
Т-2
ТДТН
16000
9731
9390
10844
8522
9404
40
Анисимово 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
21
8
29
52
53
194
Т1-0.99;
Т2-0.40
2.500
Т-2
ТМН
6300
2168
2064
2146
2382
2375
41
Покровское 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
205
189
199
192
183
34
0.09
2.283
42
Избоищи 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
654
694
696
559
515
39
0.09
9.043
Т-2
ТМ
1600
397
403
43
Стеклозавод 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
8521
5688
5962
698
213
0
0.02
9.771
Т-2
ТДН
10000
19
19
16
19
16
44
Шексна 110/35/6 - 10 кВ
Т-1
ТДТН
40000
12586
14425
17357
15980
15470
3601
0.95
0.22
Т-2
ТДТН
40000
20112
18514
17756
21976
20709
45
Нифантово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3595
4033
5107
5245
2744
2893
1.05
-1.024
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, перевод нагрузок
Т-2
ТДТН
10000
3597
3739
2868
2692
5387
46
Кадуй 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
3692
3600
4499
4655
3910
446
0.95
0.004
Т-2
ТМТН
6300
1251
1039
1551
1504
1940
47
Поселковая 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
1529
1881
2272
1683
2127
284
0.49
4.816
Т-2
ТДН
10000
1845
2412
3819
4149
2773
48
Бабаево 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4049
7433
10128
9020
4852
966
0.87
1.433
Т-2
ТДТН
16000
5192
4540
6236
4882
8749
49
Заполье 110/10 кВ
Т-2
ТМН
2500
602
501
626
513
449
426
0.35
1.625
ВУЭС
50
Борки 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2708
2664
3119
2360
2552
0
0.42
5.624
Т-2
ТДТНГ
10000
1075
1289
1134
1514
1824
51
В. Устюг 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
16000
7279
7335
8098
7627
6684
440
0.88
0.211
Т-2
ТДТН
16000
7601
8174
8525
8030
7665
52
Дымково 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
5288
3698
5095
5209
5740
152
0.90
0.580
Т-2
ТДТН
10000
2149
2329
3603
3618
3528
53
У.-Алексеево 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
755
789
805
855
789
342
0.29
4.392
Т-2
ТМТН
6300
385
533
626
683
777
54
Полдарса 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
1095
626
1105
623
917
69
0.37
1.514
Т-2
ТАМГ
2500
0
0
0
0
0
55
Приводино 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4752
7191
11057
11646
6802
0
0.70
4.210
Т-2
ТДТН
16000
7356
5234
-
4840
4988
56
Сусоловка 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
480
449
505
391
365
173
0.15
1.962
57
К. Городок 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2670
3618
4556
5718
4952
2309
1.16
-2.195
Перегрузка больше допустимой 5% при отключении одного тр-ра, замена на 2 x 16 МВА
Т-2
ТДТН
10000
5169
4708
4303
3527
4934
58
НПС 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
7769
6395
8182
6662
7084
17
0.72
3.866
Т-2
ТДТН
16000
4411
4618
5749
5334
5033
59
Вострое 110/10 кВ
Т-1
ТАМГ
2500
112
0
0
0
0
17
0.13
2.166
Т-2
ТМН
2500
234
313
440
334
317
60
Никольск 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
4129
4175
4289
4318
4196
1473
0.94
0.128
Т-2
ТДТН
10000
4279
4525
4226
4085
4203
61
Калинино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
516
519
436
523
789
62
Т1-0.46;
Т2-0.18
2.500
Т-2
ТМ
6300
355
365
456
396
369
62
Зеленцово 110/10 кВ
Т-1
ТАМГ
2500
0
0
0
0
0
11
0.34
1.609
Т-2
ТМН
2500
896
819
914
818
880
ТЭС
63
В. С. Погост 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
613
680
693
626
947
11
0.38
1.542
64
Власьевская 110/10 кВ
Т-1
ТАМ
2500
0
0
0
0
0
11
0.46
1.283
Т-2
ТМН
2500
759
877
951
944
1206
65
Тарнога 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3039
4160
3801
6654
6768
951
0.74
2.281
Т-2
ТДТН
10000
2259
2010
2892
0
0
66
Тотьма-2 110/10 кВ
Т-1
ТДН
10000
2665
2712
2490
3156
3410
382
0.43
5.480
Т-2
ТДН
10000
841
920
862
807
728
67
Тотьма-1 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1773
1777
2084
2024
1911
1033
0.62
3.456
Т-2
ТДТН
10000
4157
3913
4442
3860
3600
68
Погорелово 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
6092
6166
4950
6326
5773
3949
0.93
0.370
Т-2
ТДТН
16000
7023
5157
5934
4727
5908
69
Царева 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТ
6300
646
591
711
581
618
11
0.1
5.671
70
Бабушкино 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
4721
3114
3167
2886
2922
958
0.93
0.171
Т-2
ТМТН
6300
1163
2475
1998
2323
2249
71
Рослятино 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
1126
971
0
878
1156
64
0.90
0.140
Т-2
ТМН
2500
579
430
1662
1260
1140
72
Ляменьга 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
805
962
757
685
832
26
0.34
1.642
73
Верховажье 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
1457
1439
2021
1824
2197
1746
0.79
1.694
Т-2
ТДТН
10000
4419
3818
4618
4920
4363
74
Чушевицы 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
278
423
563
438
411
421
0.27
7.128
Т-2
ТДТН
10000
1731
1576
1572
1856
2040
КЭС
75
Кириллов 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2000
1599
2452
2427
2804
3211
1.19
-2.537
Т-2
ТДТН
10000
5570
5186
7456
8315
6522
76
Ник. Торжок 110/10 кВ
Т-1
ТМН
6300
823
789
1051
1097
1196
955
0.39
3.683
Т-2
ТМН
6300
312
329
489
483
466
77
Ферапонтово 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
747
632
215
172
180
575
Т1-0.47;
Т2-0.19
1.745
Т-2
ТМ
6300
0
0
760
495
475
78
Коварзино 110/35/10 кВ
Т-2
ТМТН
6300
563
514
632
354
404
102
0.08
5.794
79
Белозерск 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
2324
2717
3479
3098
3036
185
0.69
2.795
Т-2
ТДТН
10000
3889
3396
4287
4090
3984
80
Бечевинка 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
278
239
313
236
244
27
0.11
2.229
81
Антушево 110/35/10 кВ
Т-1
ТМТН
6300
3585
491
532
615
567
544
0.72
1.562
Т-2
ТМТН
6300
-
2645
2783
3396
3627
82
Вашки 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
10000
3161
1814
2175
2771
2877
487
0.45
5.171
Т-2
ТДТН
10000
979
1410
1835
1464
1465
83
Белоусово 110/35/6 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4959
4097
6212
4701
5249
268
0.35
10.022
Т-2
ТДНТ
16000
0
0
0
4663
461
84
Андома 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
612
469
659
735
739
1091
1.07
-0.307
Т-2
ТМН
2500
973
762
1539
1138
977
85
Восточная 110/35/10 кВ
Т-1
ТДТН
16000
4046
4580
7290
7493
6635
249
0.65
5.066
Т-2
ТДТН
16000
4758
3885
3752
4751
4050
86
Мегра 110/10 кВ
Т-2
ТДМ
2500
462
440
689
499
424
70
0.20
2.006
87
Устье 110/10 кВ
Т-1
ТМН
2500
-
-
35
335
234
0
0.09
2.266
3.27. Техническое состояние и возрастная структура
основного оборудования ЛЭП 110 кВ филиала
ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго"
N
п/п
Диспетчерское наименование
Год ввода
Год последнего капитального ремонта
Протяженность, км
Марка провода
Физическое состояние
Срок службы
2016
2018
2020
1
ВЛ 110 кВ Великий Устюг - Дымково-1
1965
2008
5.6
АС-70/72, АС-70/11, АС-300/66, АС-120/19
удовлетворительное
48
50
52
2
ВЛ 110 кВ Великий Устюг - Дымково-2
1965
2008
5.6
АС-70/72, АС-70/11, АС-300/66, АС-120/19
удовлетворительное
48
50
52
3
ВЛ 110 кВ Дымково - Кичм. Городок
1966
2013
106.5
АС-70/11, АС-120/19
удовлетворительное
48
50
52
4
ВЛ 110 кВ Дымково - Полдарса
1997
2007
56.86
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
17
19
21
5
ВЛ 110 кВ Дымково - У.-Алексеево
2001
2011
48.7
АС-120/19
удовлетворительное
17
19
21
6
ВЛ 110 кВ Заовражье - Великий Устюг-1
1965
2010
62.146
АС-95/16, АСУ-300, АС-120/19
хорошее
44
46
48
7
ВЛ 110 кВ Заовражье - Великий Устюг-2
1965
2010
62.146
АС-95/16, АСУ-300, АС-120/19
хорошее
44
46
48
8
ВЛ 110 кВ Калинино - Зеленцово
1970
2008
27.800
АС-70/11
удовлетворительное
44
46
48
9
ВЛ 110 кВ Калинино - Никольск
1967
2007
28.400
АС-70
удовлетворительное
47
49
51
10
ВЛ 110 кВ Кичм. Городок - Калинино
1967
2012
44.500
АС-70/11
удовлетворительное
47
49
51
11
ВЛ 110 кВ Никольск - Павино
1972
2012
70.400
АС-95
удовлетворительное
42
44
46
12
ВЛ 110 кВ НПС - Вострое
1988
2008
42.100
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
26
28
30
13
ВЛ 110 кВ Полдарса - Вострое
1996
2007
30.500
АС-120/19
удовлетворительное
19
21
23
14
ВЛ 110 кВ Тарнога - НПС
1982
20134
48.6
АС95/16
удовлетворительное
33
35
37
Всего по ВУЭС:
639.852
1
ВЛ 110 кВ Биряково - Погорелово (участок ВЭС)
1967
2014
23.126
АС-95/16
удовлетворительное
47
49
51
2
ВЛ 110 кВ Воробьево - Погорелово (участок ВЭС)
1982
2013
64.380
АС-150/24, АС-120/19
удовлетворительное
32
34
35
3
ВЛ 110 кВ Воробьево - Шуйское
1984
2005
58.651
АС-95/16
удовлетворительное
30
32
34
4
ВЛ 110 кВ Грязовец - Вохтога
1975
2012
45.146
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
39
41
43
5
ВЛ 110 кВ Грязовец-1
1973
2012
12.973
АС-150/24
удовлетворительное
41
43
45
6
ВЛ 110 кВ Грязовец-2
1973
2012
12.973
АС-150/24
удовлетворительное
41
43
45
7
ВЛ 110 кВ Дорожная (участок ВЭС)
1961
2011
22.949
АС-185/29, АС-150/24
удовлетворительное
53
55
57
8
ВЛ 110 кВ Кипелово-2
1961
2015
61.558
АС-185/29, АС-185/24
удовлетворительное
53
55
57
9
ВЛ 110 кВ Кубенское - Новленское
1985
2014
30.468
АС-120/19
удовлетворительное
29
31
33
10
ВЛ 110 кВ Никольский Торжок - Нефедово (участок ВЭС)
1976
0.931
АС-150
удовлетворительное
38
40
42
11
ВЛ 110 кВ Новленское - Нефедово - Никольский Торжок (участок ВЭС)
1985
2014
23.312
АС-120/19
удовлетворительное
29
31
33
12
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Ананьино
1979
2014
0.986
АС-95/16
удовлетворительное
35
37
39
13
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Восточная-1
1977
2007
0.770
АС-120/19
хорошее
37
39
41
14
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Восточная-2
1977
2007
0.770
АС-120/19
удовлетворительное
37
39
41
15
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС ГДЗ-1
1986
2014
0.368
АС-95/16
удовлетворительное
28
30
32
16
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС ГДЗ-2
1986
2014
0.368
АС-95/16
удовлетворительное
28
30
32
17
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Жерноково
1976
2005
1.036
АС-95/16
удовлетворительное
38
40
42
18
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Западная
1963
2013
3.079
АС-185/29
удовлетворительное
51
53
55
19
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Кадников
1979
2014
1.427
АС-120/19
удовлетворительное
35
37
39
20
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Кипелово-1 (Районная)
1980
2014
3.484
АС-185/29
удовлетворительное
34
36
38
21
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Кипелово-2 (Районная)
1980
2014
3.593
АС-185/29
удовлетворительное
34
36
38
22
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Луговая-1
1974
2012
0.743
АС-120/19
удовлетворительное
40
42
44
23
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Луговая-2
1974
2012
0.743
АС-120/19
удовлетворительное
40
42
44
24
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Плоское
1986
2012
1.137
АС-95/16
удовлетворительное
28
30
32
25
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Пундуга
1971
2005
3.885
АС-70/11
удовлетворительное
43
45
47
26
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Семигородняя
2004
2013
2.305
АС-120/19
удовлетворительное
10
12
14
27
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Харовск - районная (Вожега)
1982
2005
0.020
АС-150/24
удовлетворительное
32
34
36
28
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Харовск - районная (Сокол)
1981
2013
0.909
АС-150/24
удовлетворительное
33
35
37
29
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Харовск - районная (Сямжа)
1981
2013
0.508
АС-150/24
удовлетворительное
33
35
37
30
ВЛ 110 кВ Отпайка на ПС Чекшино
1979
2006
1.072
АС-95/16
удовлетворительное
35
37
39
31
ВЛ 110 кВ Очистные-1
1975
2014
7.814
АС-240/32, АС-150/24
удовлетворительное
39
41
43
32
ВЛ 110 кВ Очистные-2
1975
2014
7.814
АС-240/32, АС-150/24, АС-240/39
удовлетворительное
39
41
43
33
ВЛ 110 кВ Печаткино-1
1987
2014
8.313
АС-120/19, АС-240/39
удовлетворительное
27
29
31
34
ВЛ 110 кВ Печаткино-2
1987
2014
8.313
АС-120/19, АС-240/39
удовлетворительное
27
29
31
35
ВЛ 110 кВ Ростилово - Скалино
1985
2012
32.998
АС-185/29
удовлетворительное
29
31
33
36
ВЛ 110 кВ Сокол - Биряково
1980
2013
98.513
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
34
36
38
37
ВЛ 110 кВ Сокол - Воробьево
1982
2012
56.667
АС-150/24, АС-120/19
удовлетворительное
32
34
36
38
ВЛ 110 кВ Сокол - Кадников
1979
2014
18.517
АС-95/16, АС-150/24, АС-120/19
удовлетворительное
35
37
39
39
ВЛ 110 кВ Сокол - Кубенское
1985
2011
47.097
АС-185/29
удовлетворительное
29
39
41
40
ВЛ 110 кВ Сокол - Харовск (т)
1981
2013
85.788
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
33
35
37
41
ВЛ 110 кВ Сухонский ЦБЗ-1
1999
2008
7.021
АС-150/19
удовлетворительное
15
17
19
42
ВЛ 110 кВ Сухонский ЦБЗ-2
1999
2008
7.021
АС-150/19
удовлетворительное
15
17
19
43
ВЛ 110 кВ Сямжа - Чушевицы
1989
2012
51.460
АС-120/19
удовлетворительное
25
27
29
44
ВЛ 110 кВ Тяговая-1
1981
2013
2.959
АС-120/19
удовлетворительное
33
35
37
45
ВЛ 110 кВ Харовск (т) - Вожега
1971
2014
60.637
АС-150/24
удовлетворительное
43
45
47
46
ВЛ 110 кВ Харовск (т) - Сямжа
1979
2013
53.746
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
35
37
39
47
ВЛ 110 кВ Харовск (т) - Н. Погост
1993
2008
16.067
АС-120/19
удовлетворительное
21
23
25
48
ВЛ 110 кВ Центральная-1
1974
2012
5.821
ACCR 300-Т16, АС-120/19
удовлетворительное
40
42
44
49
ВЛ 110 кВ Центральная-2
1974
2012
5.821
ACCR 300-Т16, АС-120/19
удовлетворительное
40
42
44
ВЛ 110 кВ Явенга (т) - Вожега
1990
2014
20.310
АС-120/19
удовлетворительное
24
26
28
КВЛ 110 кВ Вологда - Западная
1963
2013
14.746
АС-185/29
удовлетворительное
51
53
55
КВЛ 110 кВ Вологда - Кубенское
1961
2013
38.492
АС-185/29
удовлетворительное
53
55
57
КВЛ 110 кВ ГПЗ-1
1976
2013
6.405
АС-300/39
удовлетворительное
38
40
42
КВЛ 110 кВ ГПЗ-2
1976
2013
6.405
АС-300/39
удовлетворительное
38
40
42
КВЛ 110 кВ Кипелово-1
1980
2013
47.006
АС-185/29
удовлетворительное
34
36
38
КВЛ 110 кВ Кипелово-2
1961
2015
61.558
АС-185/29, АС-150/24
удовлетворительное
53
55
57
КВЛ 110 кВ Луговая-1
1963
2012
11.528
ACCR300-T16, АС-150/24
удовлетворительное
51
53
55
КВЛ 110 кВ Луговая-2
1963
2012
11.526
АС-185/29, ACCR 300-Т16
удовлетворительное
51
53
55
КВЛ 110 кВ ОМЗ-1
1980
2006
3.379
АС-120/19
удовлетворительное
34
36
38
КВЛ 110 кВ ОМЗ-2
1980
2006
3.379
АС-120/19
удовлетворительное
34
36
38
Всего по ВЭС:
1132.19
1
ВЛ 110 кВ Андомская (Восточная - Андома)
1996
2014
44.457
АС-120/19
хорошее
19
21
23
2
ВЛ 110 кВ Антушево - Белозерск
1984
2014
19.200
АС-120
хорошее
31
33
35
3
ВЛ 110 кВ Белоусово - Восточная (Вытегра) I - II (Белоусово I - II)
1996
2014
19.665
АС-120/19
хорошее
19
21
23
4
ВЛ 110 кВ Бечевинская (участок КЭС)
1989
2013
59.400
АС-120/19
хорошее
26
28
30
5
ВЛ 110 кВ Кириллов - Белозерск
1987
2014
40.500
АС-150, АпС-150/24
хорошее
28
30
32
6
ВЛ 110 кВ Николоторжская I - II
1987
2011
178.64
АС-120, АС-70
хорошее
28
30
32
7
ВЛ 110 кВ Никольский Торжок - Нефедово (участок КЭС)
1976
2013
24.700
АС-150
хорошее
39
41
43
8
ВЛ 110 кВ Подпорожская I - II (Белоусово - Подпорожская с отпайкой на Мегру и Ошту)
1989
2013
123.00
АС-120/19
хорошее
26
28
30
Всего по КЭС:
509.562
1
ВЛ 35 кВ Юбилейная
1995
2011
71.340
АС-185/29/11, АС-300/39
удовлетворительное
21
23
25
2
ВЛ 110 кВ Бабушкино - Рослятино
1971
2008
66.700
АС-95/16, АС-120/19
удовлетворительное
44
46
48
3
ВЛ 110 кВ Биряково - Погорелово (участок ТЭС)
1967
2007
12.950
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
48
50
52
4
ВЛ 110 кВ Верховажье - Вельск
1983
2012
44.200
АСК-95/16
удовлетворительное
32
34
36
5
ВЛ 110 кВ Воробьево - Погорелово (участок ТЭС)
1980
2008
11.320
АС-185/43, АС-150/24
удовлетворительное
35
37
39
6
ВЛ 110 кВ Погорелово - Тотьма-1
1967
2005
54.920
АС-95/16, АС-150/24
удовлетворительное
48
50
52
7
ВЛ 110 кВ Рослятино - Зеленцово
1983
2014
47.600
АС-70/11
удовлетворительное
32
34
36
8
ВЛ 110 кВ Сямжа - Чушевицы
1989
2010
23.410
АС-120/19
удовлетворительное
26
38
30
9
ВЛ 110 кВ Тарнога - Власьевская
1970
2011
36.100
АС-95/16
удовлетворительное
45
47
49
10
ВЛ 110 кВ Тарнога - Заячерецкая
1980
2010
72.760
АС-95/16
удовлетворительное
35
37
39
11
ВЛ 110 кВ Тотьма-1 - Тотьма-2
1970
2006
8.400
АС-95/16, АС-240/32
удовлетворительное
45
47
49
12
ВЛ 110 кВ Тотьма-2 - Бабушкино
1970
2009
33.410
АС-95/16, АС-240/32
хорошее
45
47
49
13
ВЛ 110 кВ Тотьма-2 - Власьевская
1970
2011
64.150
АС-95/16
удовлетворительное
45
47
49
14
ВЛ 110 кВ Чушевицы - Верховажье
1994
2013
43.130
АС-120/19
удовлетворительное
21
23
25
Всего по ТЭС:
590.390
1
ВЛ 110 кВ Бабаево-1
1970
2012
74.860
АС-120
удовлетворительное
45
47
49
2
ВЛ 110 кВ Бабаево-2
1970
2013
5.145
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
45
47
49
3
ВЛ 110 кВ Батран-1
1990
2010
34.298
АС-150
удовлетворительное
25
27
29
4
ВЛ 110 кВ Батран-2
1990
2010
33.951
АС-150, АС-150/19
удовлетворительное
25
27
29
5
ВЛ 110 кВ Бечевинская (участок ЧЭС)
1972
2005
71.602
АС-120
удовлетворительное
43
45
47
6
ВЛ 110 кВ Дорожная (участок ЧЭС)
1961
2004
21.473
АС-185/29, АС-150/24
удовлетворительное
54
56
58
7
ВЛ 110 кВ Завод-1
1974
2013
2.949
АС-240
удовлетворительное
41
43
45
8
ВЛ 110 кВ Завод-2
1974
2013
2.949
АС-240
удовлетворительное
41
43
45
9
ВЛ 110 кВ Завод-3
1974
2013
3.864
АС-120, АСО-240
удовлетворительное
41
43
45
10
ВЛ 110 кВ Завод-4
1970
2013
3.786
АСО-240
удовлетворительное
45
47
49
11
ВЛ 110 кВ Кадуй-1
1978
2013
29.245
АС-150, АС-150/19
удовлетворительное
37
39
41
12
ВЛ 110 кВ Кадуй-2
1978
2013
29.259
АС-150, АС-150/19
удовлетворительное
37
39
41
13
ВЛ 110 кВ Кварц-1
2008
9.970
АС-120/19
удовлетворительное
7
9
9
14
ВЛ 110 кВ Кварц-2
2008
9.970
АС-120/19
удовлетворительное
7
9
9
15
ВЛ 110 кВ Кипелово-2
1961
2004
22.157
АС-185/29, АС-185/24
удовлетворительное
54
56
58
16
ВЛ 110 кВ Кольцевая-1
1963
2013
4.337
АС-240/32
удовлетворительное
52
54
56
17
ВЛ 110 кВ Кольцевая-2
1963
2013
4.131
АС-240/32
удовлетворительное
52
54
56
18
ВЛ 110 кВ Коротово
1976
2013
35.389
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
39
41
43
19
ВЛ 110 кВ Петринево-1
1972
2009
43.160
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
43
45
47
20
ВЛ 110 кВ Петринево-2
1972
2009
42.709
АС-120, АС-120/19
удовлетворительное
43
45
47
21
ВЛ 110 кВ Подборовская
2000
2009
69.428
АС-300/39, АС-120/19
удовлетворительное
15
17
19
22
ВЛ 110 кВ Покровское
1982
2014
46.111
АС-95/16, АС-95
удовлетворительное
33
35
37
23
ВЛ 110 кВ Поселковая-1
1970
2013
1.221
АС-120
удовлетворительное
45
47
49
24
ВЛ 110 кВ Поселковая-2
1970
2013
1.221
АС-120
удовлетворительное
45
47
49
25
ВЛ 110 кВ Станционная-1
1959
2013
2.143
АС-240/32
удовлетворительное
56
58
60
26
ВЛ 110 кВ Станционная-2
1959
2013
2.143
АС-240/32
удовлетворительное
56
58
60
27
ВЛ 110 кВ Суда-1
1973
2011
32.270
АС-120
удовлетворительное
42
44
46
28
ВЛ 110 кВ Суда-2
1975
2011
32.865
АС-120
удовлетворительное
40
42
44
29
ВЛ 110 кВ Тяговая-1
1979
2008
4.158
АС-120/19
удовлетворительное
36
38
40
30
ВЛ 110 кВ Тяговая-2
1979
2008
3.922
АС-120
удовлетворительное
36
38
40
31
ВЛ 110 кВ Уйта-1
1999
2011
21.567
АС-120
удовлетворительное
16
18
20
32
ВЛ 110 кВ Уйта-2
1999
2011
48.742
АС-120
удовлетворительное
16
18
20
33
ВЛ 110 кВ Устюженская
1978
2008
64.898
АС-120
удовлетворительное
37
39
41
34
ВЛ 110 кВ Чагода - Покровское
1982
2014
59.331
АС-95/16, АС-70
удовлетворительное
33
35
37
35
ВЛ 110 кВ Чагода-1
1972
2012
21.003
АС-95
удовлетворительное
43
45
47
36
ВЛ 110 кВ Чагода-2
1972
2012
14.091
АС-95
удовлетворительное
43
45
47
37
ВЛ 110 кВ Шексна-1
1979
2013
59.749
АС-185/24, АС-120/19
удовлетворительное
36
38
40
38
ВЛ 110 кВ Шексна-2
1979
2013
60.935
АС-185/24, АС-120/19
удовлетворительное
36
38
40
Всего по ЧЭС:
1031.002
ИТОГО:
3902.99
Возрастная структура парка трансформаторов с высшим
напряжением 110 кВ по состоянию на 2014 год,
2016 год и 2018 год, эксплуатирующихся филиалом
ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго"
Возрастная структура ЛЭП 110 кВ Вологодской энергосистемы
по состоянию на 2014 год, 2016 год и 2018 год
Техническое состояние сети 110 кВ оценивается в целом удовлетворительно, хотя к 2018 году около 60% трансформаторов подстанций и более 43% линий филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" отработает нормативный срок службы.
Технический уровень электросетевых объектов 110 кВ
филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго"
Показатель
Количество подстанций, находящихся на балансе филиала "Вологдаэнерго"
110 кВ (всего 87 шт.)
Единица измерения
шт.
%
Отсутствие РПН (полностью на всех трансформаторах или на нескольких)
ВЭС (110 кВ - 26 шт.)
1
4
Чекшино
ЧЭС (110 кВ - 25 шт.)
0
0
-
-
ВУЭС (110 кВ - 13 шт.)
4
30.7
Калинино, Зеленцово, Полдарса, Вострое
ТЭС (110 кВ - 12 шт.)
2
16.6
Власьевская, Царева
КЭС (110 кВ - 13 шт.)
2
15.3
Мегра, Ферапонтово
Итого
9
10.3
Однотрансформаторные подстанции
ВЭС (110 кВ - 26 шт.)
7
28
Нефедово, Ананьино, Жернаково, Семигородняя, Пундуга, Чекшино, Воробьево
ЧЭС (110 кВ - 25 шт.)
2
8
Заполье, Покровское
ВУЭС (110 кВ - 13 шт.)
1
7.6
Сусоловка
ТЭС (110 кВ - 12 шт.)
3
25
Царева, Ляменьга, В. С. Погост
КЭС (110 кВ - 13 шт.)
4
30.8
Устье, Бечевинка, Коварзино, Мегра
Итого
17
19.5
Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне
ВЭС (110 кВ - 26 шт.)
8
30.8
Ананьино, Жернаково, Семигородняя, Н. Погост, Пундуга, Чекшино, Шуйское, Плоское
ЧЭС (110 кВ - 25 шт.)
2
8
Желябово, Заполье
ВУЭС (110 кВ - 13 шт.)
0
0
-
-
ТЭС (110 кВ - 12 шт.)
3
25
Царева, Ляменьга, В. С. Погост
КЭС (110 кВ - 13 шт.)
2
15.3
Бечевинка, Коварзино
Итого
15
17.2
Подстанции на ОД и КЗ
ВЭС (110 кВ - 26 шт.)
17
68
Ананьино, Вожега, Воробьево, Восточная, Вохтога, ГДЗ, Жерноково, Западная, Кипелово, Луговая, Нефедово, Новленское, Сямжа, Чекшино, Шуйское, Плоское, Пундуга
ЧЭС (110 кВ - 25 шт.)
6
20
Новые Углы, Покровское, Поселковая, Батран, Енюково, Нелазское
ВУЭС (110 кВ - 13 шт.)
4
30.8
Полдарса, Борки, Зеленцово, Вострое
ТЭС (110 кВ - 12 шт.)
4
33.3
В. С. Погост, Царева, Власьевская, Ляменьга
КЭС (110 кВ - 13 шт.)
1
7.7
Вашки
Итого
32
36.78
Технический уровень сети 110 кВ филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" согласно приведенным выше данным достаточно низкий:
подстанций с трансформаторами без РПН - 9 шт. (10.3%);
подстанций без резервного питания со стороны высшего напряжения - 15 шт. (17.2%);
однотрансформаторных подстанций - 17 шт. (19.5%);
подстанций на ОД и КЗ - 32 шт. (36.78%).
Участки сети с большим количеством промежуточных ПС
N
п/п
Название ЛЭП транзита
Название промежуточных ПС 110 кВ
Примечания (протяженность транзита, количество ПС)
Длина одноцепного транзита 110 кВ более 120 км
1
ВЛ 110 кВ Дымково - Кичм. Городок с отпайкой на ПС Усть-Алексеево,
ВЛ 110 кВ Кичм. Городок - Калинино
Дымково, У.-Алексеево, Кичм. Городок, Калинино
140.1 км
2
ВЛ 110 кВ Тотьма-2 - Бабушкино,
ВЛ 110 кВ Бабушкино - Рослятино,
ВЛ 110 кВ Рослятино - Зеленцово с отпайкой на ПС Ляменьга,
ВЛ 110 кВ Калинино - Зеленцово
Тотьма-2, Бабушкино, Рослятино, Ляменьга, Зеленцово, Калинино
171.5 км
3
ВЛ 110 кВ Сокол - Воробьево с отпайками,
ВЛ 110 кВ Воробьево - Погорелово
Сокол, Чекшино, Воробьево (Шуйское), Погорелово
132.5 км
4
ВЛ 110 кВ Сокол - Биряково,
ВЛ 110 кВ Биряково - Погорелово
Сокол, Биряково, Погорелово
136.7 км
5
ВЛ 110 кВ Харовская (Тяговая) - Сямжа с отпайкой на ПС Харовск,
ВЛ 110 кВ Сямжа - Чушевицы,
ВЛ 110 кВ Чушевицы - Верховажье,
ВЛ 110 кВ Верховажье - Вельск
Харовская (тяговая), Харовская (районная), Сямжа, Чушевицы, Верховажье, Вельск
228.69 км
6
ВЛ 110 кВ Дымково - Полдарса,
ВЛ 110 кВ Полдарса - Вострое,
ВЛ 110 кВ НПС - Вострое,
ВЛ 110 кВ Тарнога - НПС
Дымково, Полдарса, Вострое, НПС, Тарнога
178 км
7
ВЛ 110 кВ Чагода - Покровское с отпайкой на ПС Избоищи,
ВЛ 110 кВ Устюжна - Покровское,
ВЛ 110 кВ Коротово - Устюжна с отпайкой на ПС Желябово,
ВЛ 110 кВ Суда - Коротово
Чагода, Избоищи, Покровское, Устюжна, Желябово, Коротово, Суда
193.2 км
8
ВЛ 110 кВ Петринево - Антушево с отпайкой на ПС Бечевинка,
ВЛ 110 кВ Антушево - Белозерск,
ВЛ 110 кВ Кириллов - Белозерск
Петринево, Бечевинка, Антушево, Белозерск, Кириллов
124.2 км
Более трех промежуточных ПС на одноцепном транзите 110 кВ
9
ВЛ 110 кВ Тотьма-2 - Бабушкино,
ВЛ 110 кВ Бабушкино - Рослятино,
ВЛ 110 кВ Рослятино - Зеленцово с отпайкой на ПС Ляменьга,
ВЛ 110 кВ Калинино - Зеленцово
Бабушкино, Рослятино, Ляменьга, Зеленцово
4
10
ВЛ 110 кВ Чагода - Покровское с отпайкой на ПС Избоищи,
ВЛ 110 кВ Устюжна - Покровское,
ВЛ 110 кВ Коротово - Устюжна с отпайкой на ПС Желябово,
ВЛ 110 кВ Суда - Коротово
Избоищи, Покровское, Устюжна, Желябово, Коротово
5
11
ВЛ 110 кВ Харовская (Тяговая) - Сямжа с отпайкой на ПС Харовск,
ВЛ 110 кВ Сямжа - Чушевицы,
ВЛ 110 кВ Чушевицы - Верховажье,
ВЛ 110 кВ Верховажье - Вельск
Харовская (районная), Сямжа, Чушевицы, Верховажье
4
Анализ загрузки оборудования 110 кВ
Сводные данные за отчетный период о загрузке трансформаторов в нормальном режиме совмещенного зимнего максимума, послеаварийной или ремонтной перегрузке, наличии резервов мощности на ПС 110 кВ филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" приведены выше.
По информации "Вологдаэнерго", необходима первоочередная замена трансформаторов:
на ПС 110/35/6 кВ Западная, замена Т-1 и Т-2 мощностью 2 x 40 МВА на трансформаторы 2 x 63 МВА (согласно инвестиционной программе ОАО "МРСК Северо-Запада" на 2014 - 2018 годы ввод новых трансформаторов намечен на 2019 год);
на ПС 110/35/10 кВ Тарнога, замена Т-1 (1981 года ввода в эксплуатацию) и Т-2 мощностью 10 и 6.3 МВА на трансформаторы 2 x 10 МВА (данное мероприятие предусмотрено инвестиционной программой ОАО "МРСК Северо-Запада" на 2014 - 2018 годы в 2019 году).
Для обеспечения равномерной загрузки трансформаторов 110 кВ необходимо в рамках Комплексной программы развития электрических сетей "Вологдаэнерго" рассмотреть возможность перевода нагрузок:
с ПС 110/10/6 кВ Центральная на ПС 110/35/10 кВ Восточная и ПС 110/35/6 кВ Западная;
с ПС 110/35/10 кВ Нифантово на ПС 110/10 кВ Заягорба;
с ПС 110/35/10 кВ Кадуй на ПС 110/35/10 кВ Петринево - изменением секционирования сети 35 кВ и переводом нагрузок по сети 10 кВ на ПС 110/10 кВ Поселковая;
с ПС 110/35/10 кВ Андома на ПС 110/10 кВ Устье.
Также на ПС 110/10 кВ Искра к 2018 году рекомендуется выполнить замену существующих трансформаторов 2 x 40 МВА (год ввода в эксплуатацию - 2011) на трансформаторы большей мощности 2 x 63 МВА или рассмотреть перевод излишней нагрузки на ПС 110/10 кВ Заягорба.
3.28. Данные по подстанциям 110 и 220 кВ
потребителей и сетевых организаций
N
п/п
Наименование и принадлежность ПС
Класс напряжения
Количество трансформаторов
Мощность
Год ввода
ОАО "РЖД"
1
Харовск, тяговая
220
2АТ
2 x 63
1987
110
2Т
2 x 40
1987
2
Явенга, тяговая
220
2АТ
2 x 63
1987
3
Кадниковский, тяговая
220
2Т
2 x 40
1987
4
Октябрьская, тяговая
220
АТ
125
2001
5
Кипелово, тяговая
110
2Т
2 x 40
1982
6
Скалино, тяговая
110
2Т
2 x 40
1980
7
Туфаново, тяговая
110
2Т
2 x 36
2006
8
Вохтога, тяговая
110
2Т
2 x 40
2006
9
Бабаево, тяговая
110
3Т
3 x 25
2000
10
Уйта, тяговая
110
2Т
2 x 40
2000
11
Тешемля, тяговая
110
2Т
2 x 16
2001
12
Череповец, тяговая
110
2Т
2 x 40
1982
13
Шексна, тяговая
110
2Т
2 x 40
1982
14
Вологда, тяговая
110
3Т
3 x 40
1981
15
Печаткино, тяговая
110
2Т
2 x 40
1987
16
Грязовец, тяговая
110
2Т
2 x 40
1980
17
Буй, тяговая
110
2Т
2 x 40
1988
ПАО "Северсталь"
18
ГПП-1
220
2АТ
2 x 125
2009
110
2Т
2 x 63
1979
19
ГПП-2
110
2Т +
2 x 60
1973
Т
40
2003
20
ГПП-3
220
Т1
100
Т2
100
Т3
63
2010
Т4
63
2010
Т5
160
Т6
63
Т7
63
Т8
160
21
ГПП-3А
220
2Т
2 x 63
1979
22
ГПП-6
220
2Т
2 x 32
2000
23
ГПП-7
220
2Т
2 x 100
1992
24
ГПП-7А
220
2Т
2 x 63
1992
25
ГПП-11 Т1
220
5Т
5 x 63
1980
26
ГПП-12
220
2Т+
2 x 63
1971
Т
100
1983
27
ГПП-14
220
3Т
3 x 100
2005
28
ГПП-5
220
3Т
3 x 63
1971 (Т1), 2010 (Т2, Т3)
29
ГПП-5А
220
2 x Т
2 x 40
1992
АО "ФосАгро-Череповец"
30
ГПП-1
220
2 x Т
2 x 63
1973
31
ГПП-2
220
Т
63
1978
32
ГПП-3
220
2 x Т
2 x 63
1987
33
ГПП-2 ООО "Энерготранзит Альфа"
220
2 x Т
2 x 63
2005
34
ГПП-4 (ЧСПЗ)
110
2 x Т
2 x 63
1973
35
Ява (Энерготехснаб)
110
2 x Т
2 x 16
2010
36
ОАО "ВОМЗ"
110
2 x Т
2 x 25
2009
37
Сокольский ДОК
110
2 x Т
2 x 25
1979
38
Сухонский ЦБК
110
2 x Т
2 x 16
1974
39
ГПП-1 ООО "Энерготранзит Альфа"
110
2 x Т
2 x 40
1970
40
ГПП-9 (МУП г. Череповца "Электросеть")
110
2 x Т
2 x 25
1980
4. Особенности и проблемы текущего состояния
электроэнергетики на территории Вологодской области
(по данным собственников оборудования)
Анализ существующего состояния электроэнергетики области показал, что к настоящему времени в силу объективных причин накопился ряд проблем, требующих безусловного решения.
4.1. Сводный перечень технических мероприятий
для обеспечения надежной работы электросетевого оборудования
Сети 220 - 750 кВ
ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская
В соответствии с СиПР ЕЭС на 2015 - 2021 годы намечается усиление межсистемных связей ОЭС Центра - ОЭС Северо-Запада путем сооружения новой ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская.
ПС 500 кВ Череповецкая:
Техническое состояние: крайний физический износ основного оборудования из-за длительной эксплуатации за пределами нормативного срока службы. С этим связаны ненадежная работа приводов выключателей и разъединителей, изоляционные характеристики измерительных трансформаторов и маслонаполненных вводов на граничных допустимых значениях.
ПС 500 кВ Череповецкая является одним из источников покрытия электрических нагрузок Череповецкого энергоузла, наиболее крупного промышленного района Вологодской энергосистемы.
Основными потребителями Череповецкого энергоузла являются металлургический комбинат ПАО "Северсталь", АО "ФосАгро-Череповец" и ОАО "Северсталь-метиз". Большинство потребителей, присоединенных к ПС, 1 и 2 категорий надежности.
В период 2009 - 2012 годов ОАО "СевЗап НТЦ" ПЦ "Севзапэнергосетьпроект" разрабатывало проект реконструкции ПС 500 кВ Череповецкая. В соответствии со стандартом ОАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.240.121-2012 сроки работ на строительство по ПС 500 кВ Череповецкая составят 48 месяцев, или 4 года.
В соответствии с проектом "Комплексная реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая" намечен следующий объем работ:
техническое перевооружение ОРУ 500 кВ с сохранением существующей схемы № 500-7 "Четырехугольник" (компоновка со сборными шинами);
замена шунтирующего реактора 500 кВ мощностью 180 Мвар, подключаемого к ВЛ 500 кВ Конаковская ГРЭС - Череповецкая через элегазовый выключатель;
замена автотрансформаторов без увеличения мощности на 2 x (3 x А-ОДЦТН-167000/500/220) с установкой резервной фазы мощностью 167 МВА;
реконструкция ОРУ 220 кВ с заменой на КРУЭ 220 кВ, выполненного по схеме № 220-17 "Полуторная схема" с установкой 21 выключателя и резервными ячейками под 4 присоединения;
замена КРУН-10 кВ на 3-секционное КРУ-10 кВ с вакуумными выключателями.
Согласно выполненным проектным решениям, в том числе при выполнении в период 2014 - 2015 годов СВМ энергоблока № 4 (ПГУ-420 МВт) Череповецкой ГРЭС, ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - Череповецкая № 2 и ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС - РПП-2 № 2 по причине превышения токами КЗ коммутационной способности выключателей, требуется замена 11 выключателей ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Череповецкая.
В настоящее время с целью недопущения превышения токами КЗ коммутационной способности выключателей 220 кВ на ПС 500 кВ Череповецкая выполнено временное решение по опережающему делению секций шин 220 кВ на ПС 500 кВ Череповецкая (отключение СВВ 1 - 3 и СВВ 2 - 4) в нормальной схеме сети.
ПС 220 кВ РПП-1:
ПС 220/110/10 кВ РПП-1 введена в эксплуатацию в 1962 году.
От РПП-1 получают питание западные районы Вологодской области, коммунально-бытовые потребители нескольких районов г. Череповца, тяговые ПС, а также Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь".
В ухудшенном состоянии находятся трансформаторы ТДН-110/10 кВ мощностью по 10 МВА 1969 года и 1972 года ввода в эксплуатацию, а также выключатели и разъединители РУ 110 кВ, реакторы РБ 10-300-3.
В конце 2013 года введено в работу РУ 220 кВ РПП-1 после реконструкции. В соответствии с проектом "Реконструкция ВЛ 220 кВ Энергия-3, ВЛ 220 кВ Пошехонье - Череповец-1, и ВЛ 220 кВ Первомайская с заходами на ПС 750 кВ Белозерская и реконструкция ОРУ 220 кВ на ПС 220 кВ РПП-1" РУ собирается из ячеек КРУЭ 220 кВ по схеме № 15 "Трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя". К КРУЭ подключаются все существующие присоединения, за исключением АТ-1, и предусматривается четыре резервные ячейки под два присоединения.
В ближайшее время необходимо проведение дальнейшей реконструкции ПС с заменой основного оборудования:
автотрансформаторов;
трансформаторов 110/10 кВ;
техническое перевооружение ОРУ 110 кВ.
Сроки проектирования и строительства, определенные исходя из продолжительности работ по ОРУ 110 кВ, составляют 26 месяцев и 20 месяцев, всего 46, или 3.83 года.
ПС 220 кВ Сокол:
ПС 220 кВ Сокол введена в эксплуатацию в 1962 году.
От шин 110 кВ ПС 220 кВ Сокол получают питание северные и восточные районы Вологодской области, в том числе такие ответственные потребители, как две газокомпрессорные станции ООО "Севергазпром" и 2 нефтеперекачивающие станции Северных магистральных нефтепроводов.
От шин 35 кВ получают питание потребительские подстанции, лесодеревообрабатывающий комбинат, Сокольский целлюлозно-бумажный комбинат.
С шин 6 - 10 кВ получают электроэнергию предприятия г. Сокола (районный центр) и социально значимые объекты.
Надежность подключения ПС 220 кВ Сокол низкая из-за выполнения РУ 220 кВ на ОД и КЗ. Автотрансформаторы АТ-1, 2 типа АТДЦТН-125000/220/110/10 кВ 1980 и 1987 годов ввода в работу и регулировочные трансформаторы Т-5, Т-6 ЛТМН-16000/10/10 аналогично 1980 и 1987 годов ввода отработали нормативный срок службы.
На ОРУ 110 кВ установлены 18 баковых масляных выключателей МКП-110, все выработали нормативный срок службы. По данным Вологодского ПМЭС, загрузка трансформаторов Т-3 и Т-4 1962 и 1964 годов ввода в работу, находящихся в эксплуатации более 40 лет, в послеаварийном режиме достигает 105 и 110% соответственно. На трансформаторах требуется замена вводов 110 кВ. Трансформаторы имеют многочисленные утечки масла из-за старения резиновых уплотнений.
На ОРУ 35 кВ установлены выключатели ВМД-35, эксплуатирующиеся с 1964 года и имеющие значительный износ. Строительная часть ОРУ 35 кВ имеет значительные разрушения. ЗРУ-6 кВ эксплуатируется с 1964 года.
КРУН-10 кВ введено в работу в 1982 году. В ячейках КРУ-6 кВ 1962 года ввода в работу установлены выключатели ВМГ-133, которые имеют значительный износ. В ЗРУ-6 кВ случались неоднократные пожары. Здание ЗРУ-6 кВ требует реконструкции и ремонта.
В целом, по данным Вологодского ПМЭС, доля оборудования подстанции, выработавшего свой ресурс, составляет 78%.
Таким образом, требуется проведение комплексной реконструкции ПС 220 кВ Сокол:
реконструкция ОРУ 220 кВ с демонтажем старого РУ на ОД и КЗ и применением современной типовой схемы;
замена автотрансформаторов Т1 и Т2 220 кВ;
реконструкция ОРУ 110 кВ с заменой оборудования;
замена трансформаторов 110 кВ Т3 и Т4 на трансформаторы большей мощности;
реконструкция ОРУ 35 кВ с заменой оборудования;
реконструкция оборудования ЗРУ 6 кВ и здания.
В соответствии со стандартом ОАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.240.121-2012 сроки работ на проектирование по ПС 220 кВ Сокол составят 34 месяца, сроки строительства - 35 месяцев. Всего на реконструкцию ПС 220 кВ Сокол ориентировочно потребуется 69 месяцев, или 5.75 года.
ПС 220 кВ Ростилово:
Введена в эксплуатацию в 1972 году для развития сети ЕНЭС в Вологодской области. Через шины 220 кВ подстанции осуществляется транзит в Ярославскую энергосистему. К ПС 220 кВ присоединены ответственные потребители газокомпрессорной станции № 16 Грязовецкого ЛПУ МГ ОАО "Севергазпром" (обеспечивает поддержание давления в североевропейском газопроводе) и Грязовецкой нефтеперекачивающей станции Северных магистральных нефтепроводов - потребители 1 и 2 категории, для которых ПС является единственным источником питания. В связи со строительством новой ветки газопровода планируется увеличение нагрузок за счет ввода новых цехов. В настоящее время к ОРУ 110 кВ выполнено технологическое присоединение новой ПС 110 кВ Новогрязовецкая с двумя трансформаторами 110/10 кВ по 63 МВА для обеспечения энергоснабжения вновь строящихся компрессорных цехов газопровода "Nord Stream" (Северный поток).
Техническое состояние:
реакторы РБАС 10/2*2000 1972-1974 годов ввода в эксплуатацию находятся в предаварийном состоянии, что чревато их полным разрушением с тяжелыми последствиями;
ЗРУ-10 кВ - 54 ячейки - в крайне неудовлетворительном состоянии, токи К.З. на шинах 10 кВ близки к значению токов коммутационной способности выключателей;
по результатам диагностики трансформаторного оборудования, проведенной в текущем году силами ЭСС, состояние АТ-1 1973 года ввода в работу признано неудовлетворительным, требуется его замена, состояние АТ-2 1974 года ввода - ухудшенное;
фундаменты ОПУ разрушаются в результате постоянного воздействия грунтовых вод;
по результатам проведенного обследования здания ЗРУ-10кВ специализированной организацией в 2007 году рекомендовано принять неотложные меры в самое ближайшее время по реконструкции или постройке нового здания;
стойки УСО под оборудованием из-за пучения грунта постоянно наклоняются. Из-за этого требуется периодическая выправка стоек, что чревато их разрушением;
аварийные маслостоки, совмещенные с ливневой канализацией (1973 года), находятся в ухудшенном состоянии;
местами участки ограждения имеют наклоны до 30 градусов, коррозия сетчатого ограждения составляет 55 - 60%, стойки разрушены до арматуры;
кабельные каналы имеют значительные разрушения, наблюдается их затопление в осенний и весенний периоды;
существующие водоотводные каналы не обеспечивают эффективный отвод грунтовых и дождевых вод с территории площадки подстанции;
в здании ОПУ приходится круглогодично откачивать воду насосом из кабельных каналов.
Доля оборудования ПС 220 кВ Ростилово, выработавшего свой ресурс, оценивается Вологодским ПМЭС в размере 90%.
Необходима срочная реконструкция ПС Ростилово. На настоящий момент разработана проектная документация. В соответствии со стандартом ОАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.240.121-2012 сроки строительства составят 35 месяцев, или 2.9 года.
Согласно проекту "Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ Ростилово", разработанному ОАО "СевЗап НТЦ" ПЦ "Севзапэнергосетьпроект", на подстанции предусматриваются:
ОРУ 220 кВ по схеме № 220-7 "Четырехугольник" (компоновка со сборными шинами);
два автотрансформатора 220/110/35 кВ мощностью по 125 МВА;
ОРУ 110 кВ по схеме № 110-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с установкой 10 выключателей и двумя резервными ячейками;
два трансформатора 110/10 кВ мощностью по 16 МВА;
КРУ 35 кВ по схеме № 35-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с установкой 5 выключателей;
КРУ 10 кВ по схеме № 10-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с установкой 13 выключателей и двумя резервными ячейками.
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская (переход через р. Шексну опоры № 231 - 234, протяженность - 1.43 км):
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская введена в эксплуатацию в 1962 году, по ней осуществляется транзит электроэнергии между Вологодской и Ярославской энергосистемами.
В связи с прохождением ВЛ в зоне со 2 степенью загрязнения (частично) металлоконструкции имеют достаточно высокую степень коррозии вследствие химического взаимодействия с агрессивной окружающей средой. Фундаменты части опор ВЛ в непосредственной близости от производственных объектов ОАО "Северсталь" также подвергаются воздействию химических выбросов металлургического комбината и находятся в ухудшенном состоянии. На настоящий момент ВЛ находится в эксплуатации свыше 51 года.
Техническое состояние:
ухудшенное состояние провода (коррозионный износ стальных сердечников - до 14%);
ухудшенное состояние фундаментов;
в настоящее время светоограждение на переходных опорах не функционирует;
отсутствие береговых габаритных знаков на переходе р. Шексны.
Сроки реконструкции данной линии ориентировочно оцениваются с учетом срока проектирования в 21 месяц и строительства - 8 месяцев.
ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2 в пролетах опор № 62 - 63, ВЛ 220 кВ Прокат - 3, 4 в пролетах опор № 17 - 18:
По ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2, 3, 4 получает питание ПС 220 кВ ГПП-11 Череповецкого металлургического комбината ПАО "Северсталь".
Ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2, 3, 4 осуществлен в 1974 году.
Данные участки ВЛ не соответствуют требованиям Правил устройства электроустановок при пересечении ВЛ с контактной ж/д сетью. На данных участках ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2 и 3, 4 должны быть установлены опоры анкерного типа, а провода должны иметь двойное крепление согласно пункту 2.4.92 Правил устройств электроустановок.
В настоящее время высок риск аварии на ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2 и ВЛ 220 кВ Прокат - 3, 4, которая может стать катализатором серии технологически опасных аварийный процессов не только в электрических сетях, но и смежных коммуникациях на территории промышленного центра Вологодской области г. Череповца, таких как железная дорога (девять пересекаемых путей), газовой магистрали, технологически непрерывного производства ПАО "Северсталь", генерации, передачи электроэнергии и теплоснабжения значительных территорий.
С одной стороны, основанием для предположения столь негативной перспективы служит то, что по ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2, 3, 4 запитан ответственный потребитель - ПАО "Северсталь". Прокаты обеспечивают электроснабжение производства горячего проката на основе непрерывного широкополосного стана 2000, имеющего непрерывный технологический цикл, после аварийного останова которого размеры экономического и технологического ущерба составят значительные объемы в рамках экономики Вологодской области. С другой стороны, ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2, 3, 4 пересекают четыре ВЛ 110 кВ Завод - 1, 2, 3, 4, по которым также получает питание технологически непрерывное производство металлоизделий ПАО "Северсталь", не имеющее резервирования; девять железнодорожных путей, по которым организовано интенсивное движение ж/д транспорта как для внутренних нужд ПАО "Северсталь", так и для внешних потребностей ОАО "РЖД" (сортировочная ж/д станция Череповец-1 и т.д.). "Прокаты" находятся в непосредственной близости от действующего газопровода, обеспечивающего газоснабжение города, котельных, генерации и т.д. С третьей стороны, опоры ВЛ 220 кВ Прокат - 1, 2, 3, 4 находятся в аварийном состоянии (потеря сечения до 47%). А также данные переходы ВЛ 220 кВ не соответствуют требованиям ПУЭ и внутренним нормативным документам ОАО "ФСК ЕЭС" (распоряжение от 11 мая 2011 года № 329р, приказ ОАО ФСК ЕЭС от 7 сентября 2009 года № 408 "О повышении надежности пересечений и сближений ВЛ").
ВЛ 220 кВ Вологодская - Явенга, Вологодская - Харовск:
По двухцепной ВЛ 220 кВ Вологодская - Явенга, Вологодская - Харовск, введенной в работу в 1973 году, получает питание ПС 220 кВ Сокол. Также по данным ВЛ 220 кВ осуществляется транзит электроэнергии в Архангельскую энергосистему и запитаны 3 тяговые ПС 220 кВ Северной железной дороги. ВЛ имеет межсистемное значение, относится к ЕНЭС, обеспечивает надежность Вологодской и Архангельской энергосистем.
На данных ВЛ 220 кВ требуются замена грозотроса, ремонт проводов и элементов опор.
Необходимо проведение реконструкции в ближайшее время. Сроки реконструкции данной линии длиной около 190 км ориентировочно оцениваются с учетом времени проектирования и строительства в 55 месяцев.
ВЛ 220 кВ Белозерская - ГПП-1 (замена 17 опор № 105 - 121) и ВЛ 220 кВ Белозерская - РПП-1 (замена 18 опор № 105 - 122):
ВЛ 220 кВ Белозерская - ГПП-1 и ВЛ 220 кВ Белозерская - РПП-1 введены в эксплуатацию в 1959 году и 1962 году соответственно. Часть обеих ВЛ реконструирована в 2011 году по проекту СВМ энергоблока № 4 Калининская АЭС.
Техническое состояние ВЛ 220 кВ:
Белозерская - ГПП-1: прохождение участка ВЛ (пролеты опор № 105 - 121, всего 17 опор) по территории города Череповца, сверхнормативный срок эксплуатации ВЛ - 57 лет (на момент начала строительства в 2016 году);
Белозерская - РПП-1: сверхнормативный срок эксплуатации ВЛ - 54 года (на момент начала строительства в 2016 году); прохождение участка ВЛ (пролеты опор № 105 - 122, всего 18 опор) по территории города Череповца.
По ВЛ 220 кВ Белозерская - ГПП-1 получает питание ГПП-1 Череповецкого металлургического комбината ОАО "Северсталь". По ВЛ 220 кВ Белозерская - РПП-1 получает питание ПС 220 кВ РПП-1.
Сроки реконструкции данной линии ориентировочно оцениваются с учетом срока проектирования в 21 месяц и строительства - в 8 месяцев.
Сети 110 кВ
Анализ существующего состояния основного оборудования ПС и ЛЭП, схем построения сетей и режима ее работы за отчетный пятилетний период выявил следующие проблемы в сетях Вологодской энергосистемы:
низкая надежность центров питания сетей 110 кВ;
высокий физический износ оборудования филиала "Вологдаэнерго".
К 2014 году около 51% трансформаторов подстанций 110 кВ и около 32% линий 110 кВ отработало нормативный срок службы.
К 2018 году их количество увеличится до 60% трансформаторного оборудования и до 42% линий, отработавших нормативный срок службы.
Проблемы в сетях Вологодской энергосистемы:
низкий технический уровень ПС 110 кВ: большое количество ПС 110 кВ со схемой РУ высшего напряжения, выполненной с использованием ОД и КЗ, ПС с трансформаторами без РПН, однотрансформаторных ПС и ПС, не имеющих резервного питания со стороны высшего напряжения;
низкая надежность структуры построения сетей. В сети 110 кВ имеются очень длинные транзиты и участки, где структура сети не соответствует рекомендациям по количеству промежуточных подстанций, присоединенных к ВЛ между двумя опорными ПС.
Согласно анализу состояния сетей напряжением 110 кВ и выше необходимо выполнение реконструкции следующих объектов:
мероприятия по реконструкции ВЛ 110 кВ Шексна 1, 2 с отпайками на ПС 110 кВ Искра, ПС 110 кВ Заягорба, ПС 110 кВ Нифантово и Шекснинскую ГЭС с заменой провода головного участка ВЛ на большее сечение;
мероприятия по замене ТТ-110 кВ на ПС 110 кВ Зеленцово, ограничивающих пропускную способность транзита 110 кВ Тотьма-2 - Зеленцово - Калинино.
5. Основные направления развития электроэнергетики
Вологодской области в соответствии с базовым (основным)
вариантом развития электроэнергетики Вологодской области
5.1. Цели и задачи развития
электроэнергетики Вологодской области
Основными целями развития электроэнергетики Вологодской области являются обеспечение существенного прогресса в развитии основных секторов экономики, повышение инвестиционной привлекательности региона, повышение энергобезопасности путем расширения, модернизации существующих и ввода новых генерирующих мощностей, повышение уровня жизни населения.
Основными задачами в решении вопросов развития электрических сетей области становятся обеспечение надежного электроснабжения потребителей области путем выбора оптимальных, скоординированных направлений развития электрических сетей с учетом прогнозных показателей энергопотребления, обеспечивающих необходимую пропускную способность сетей, нормативный уровень надежности электроснабжения потребителей и качества отпускаемой электроэнергии, преодоление старения электрических сетей и электрооборудования.
5.2. Прогноз ОАО "СО ЕЭС" потребления
электроэнергии и мощности по Вологодской области
(корпоративный прогноз) на 2015 - 2021 годы
Показатель
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Потребление электроэнергии (млн. кВтч)
13574
13597
13614
13626
13638
13677
13716
%
0.3%
0.2%
0.1%
0.1%
0.1%
0.3%
0.3%
Потребление мощности (МВт)
2032
2035
2035
2035
2037
2045
2051
%
0.3%
0.0%
0.0%
0.0%
0.1%
0.4%
0.3%
5.3. Отчет и прогноз производства и потребления
тепловой энергии в Вологодской области, млн. Гкал
Наименование
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Производство
21.75
21.93
22.15
22.60
22.63
22.65
ТЭС
8.90
9.00
9.20
9.60
9.68
9.60
Котельные
7.94
7.95
7.85
7.75
7.74
7.75
Прочие установки
4.91
4.98
5.10
5.25
5.25
5.25
Потребление, всего
21.75
21.93
22.15
22.60
22.63
22.65
Промышленность
11.70
11.80
11.95
12.25
12.20
12.10
Энергетика
0.26
0.26
0.26
0.27
0.27
0.29
Сельское хозяйство
0.30
0.33
0.35
0.36
0.36
0.36
Транспорт и связь
0.25
0.25
0.26
0.30
0.30
0.30
Домашние хозяйства и сфера услуг
7.86
7.91
7.94
8.00
8.08
8.18
Прочие
0.40
0.40
0.41
0.42
0.42
0.42
Потери
0.98
0.98
0.99
1.00
1.00
1.00
5.4. Параметры ввода крупных потребителей в энергосистеме
Вологодской области в период до 2018 года
N
п/п
Наименование заявителя
Год ввода
Установленная мощность, МВт
Центр питания
1
ГП ВО "Областные электротеплосети"
2015
13.03
ПС 220 кВ Вологда - Южная
2016
3.03
2017
7.89
2
МУП Электросеть, г. Череповец
2015
8.25
ПС 220 кВ Зашекснинская
2016
12.1
ПС 220 кВ РПП-1
3
ООО "Вологодское мороженое"
2015
10
ПС 220 кВ Вологда - Южная
4
ООО "Вологда Инвест"
2015
5
ПС 220 кВ Вологда - Южная
5
ООО "Энерготранзит Альфа"
2015
2.13
ПС 500 кВ Вологодская
2016
3.05
2017
3.86
2018
16.46
6
ООО "Строительная индустрия"
2017
26
ПС 220 кВ Вологда - Южная
7
ООО "Сокольский плитный комбинат"
2017
12
ПС 220 кВ Сокол
5.5. Предложения по развитию
и реконструкции сетей 220 кВ и выше
Строительство ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская (учтено в СиПР ЕЭС на 2015 - 2021 годы).
5.6. Предложения по развитию и реконструкции сетей 110 кВ
Для обеспечения повышения пропускной способности электрических сетей 110 кВ и обеспечения проведения ремонтной компании сетевого оборудования необходимо в период 2015 - 2016 годов выполнение следующих мероприятий:
реконструкция ВЛ 110 кВ Шексна 1, 2 с отпайками на ПС 110 кВ Искра, ПС 110 кВ Заягорба, ПС 110 кВ Нифантово и Шекснинскую ГЭС с заменой провода головного участка ВЛ на большее сечение;
замена ТТ-110 кВ на ПС 110 кВ Зеленцово, ограничивающих пропускную способность транзита 110 кВ Тотьма-2 - Зеленцово - Калинино с повышением номинального тока первичной обмотки оборудования.
5.7. Наличие выполненных схем теплоснабжения
муниципальных образований Вологодской области
с указанием новых объектов теплоснабжения
(новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных)
На территории Вологодской области после проведенных в 2013 году мероприятий по преобразованию городских и сельских поселений, входящих в состав муниципальных районов области, путем их объединения (укрупнение поселений) числится 283 муниципальных образования: 26 муниципальных районов, 255 городских и сельских поселений, в том числе 8 районных центров с численностью от 10 до 100 тыс. человек и 2 городских округа с численностью от 100 до 500 тыс. человек. 62 сельских поселения не имеют централизованного теплоснабжения.
По состоянию на 1 июля 2014 года схемы теплоснабжения разработаны во всех муниципальных образованиях области (всего - 195) в соответствии с требованиями постановления Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".
Схема теплоснабжения г. Череповца разработана и утверждена постановлением мэрии г. Череповца от 4 апреля 2012 года № 1796 "Об утверждении схемы теплоснабжения г. Череповца до 2026 года". Схема предусматривает расширение котельной № 2 и строительство двух ТЭЦ: ТЭЦ ГТУ на юго-востоке Зашекснинского района и ТЭЦ ПГУ - в Заречье.
Схема теплоснабжения г. Вологды разработана и утверждена постановлением Администрации г. Вологды от 3 июня 2014 года № 3911 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Вологды до 2028 года".
Схема предусматривает увеличение установленной тепловой мощности Вологодской ТЭЦ ГУ ОАО "ТГК-2" по Вологодской области; строительство ТЭС мусороперерабатывающего завода по ул. Мудрова для выработки электроэнергии, без выработки тепловой энергии ввиду большой удаленности от объектов теплопотребления, а также реализацию шести проектов по увеличению зон действия существующих котельных с выводом из эксплуатации смежных теплоисточников.
Совместная выработка тепловой и электрической энергии производится в 8 муниципальных образованиях, в том числе в городских округах - г. Вологде и г. Череповце, городах Соколе, Харовске, поселках Кадуй, Красавино, сельских поселениях Самотовинское Великоустюгского муниципального района и Девятинское Вытегорского муниципального района. При разработке схем теплоснабжения учитывается эффективность когенерации. Так, в п. Белый Ручей Девятинского сельского поселения в 2011 году закрыты 2 убыточные котельные с переводом тепловых нагрузок на ОАО "ПМ-ТЭЦ "Белый Ручей".
За период 2007 - 2014 годов на территории области построено 55 котельных общей мощностью 258 МВт, отпускающих тепловую энергию населению и бюджетной сфере. Самые крупные из них - центральная котельная в г. Кадникове Сокольского муниципального района мощностью 14 МВт, 5 котельных в г. Бабаево общей мощностью 37 МВт, БМК в п. Тоншалово Череповецкого района мощностью 16.0 МВт (взамен котельной СХПК "Овощной"), биотопливная котельная ООО "Харовсклеспром" для выработки тепловой энергии на собственные нужды и нужды микрорайона Лесдок города Харовска Харовского муниципального района установленной мощностью 20 МВт.
5.8. Предложения по модернизации системы централизованного
теплоснабжения муниципальных образований Вологодской области
В Вологодской области сложилась система теплоснабжения, при которой более 85% тепловой энергии поставляется потребителям из централизованной системы. Основными источниками централизованного теплоснабжения в регионе являются котельные, доля которых в производстве тепла колеблется по годам. Доля ТЭС в производстве централизованного тепла за рассматриваемый период практически не меняется и составляет около 38 - 40%.
Устаревшее оборудование является характерной особенностью котельных небольшой производительностью. В наиболее плохом техническом состоянии находятся муниципальные котельные, принятые от обанкротившихся предприятий и организаций.
Проведенные приборные обследования котельных, работающих на газе, показали, что котельные с котлами единичной мощностью более 10 Гкал/час повсеместно имеют достаточно высокий КПД (89 - 92%). Значительно хуже показатели котельных, оборудованных котлами малой мощности: "НР-18", "КВТС", "Универсал", "Энергия", "Стрела", "ТВГ" и т.д., это определяется как крайне низкими техническими характеристиками самих котлов, так и повсеместным отсутствием либо неработоспособностью химводоподготовки, образованием накипи, коррозии.
В худшем состоянии, с точки зрения экономичности, находятся котельные, работающие на угле: их КПД обычно не превышает 60%, а иногда достигает 20%. Большинство мелких котельных характеризуется значительным перерасходом топлива (на 20 - 30%). Это объясняется низкими техническими характеристиками котлов, отсутствием водоподготовки, плохим качеством угля и отсутствием предварительной его обработки, а также в немалой степени - низким техническим уровнем эксплуатационного персонала, невысокой заработной платой.
В абсолютном большинстве котельных отсутствует водоподготовка, что ведет к увеличению расхода топлива и сокращению срока службы основного оборудования.
Проведенные обследования показали также, что, несмотря на значительную недозагрузку источников теплоты, сетевые насосы в них имеют завышенную производительность и подают в сеть избыточное количество теплоносителя. Избыточная циркуляция теплоносителя в сети приводит к значительному перерасходу электроэнергии (30 - 50%, а в некоторых случаях - в 3 - 4 раза) и, как следствие, к удорожанию тепловой энергии.
Местные виды топлива (древесные отходы, дрова, торф) используются в котельных жилищно-коммунального хозяйства недостаточно эффективно, так как на большинстве установок отсутствует современная топливоподготовка. В настоящее время 11 источников тепловой энергии работают на древесных отходах.
Таким образом, состояние системы централизованного теплоснабжения Вологодской области позволяет определить основные мероприятия по ее модернизации, к которым относятся:
замена неэффективных котлов, выработавших расчетный срок службы;
замена насосных групп;
модернизация систем водоподготовки;
перевод котельных на природный газ и местные виды топлива;
строительство новых блочно-модульных котельных на природном газе и местных видах топлива;
повышение эффективности источников энергоснабжения путем комбинированного производства электрической и тепловой энергии на основе современных парогазовых технологий;
реконструкция тепловых сетей с заменой аварийных участков, выработавших расчетный срок службы;
оптимизация диаметров тепловых сетей;
замена изоляции воздушных тепловых сетей на ППУ;
регулировка гидравлических режимов систем теплоснабжения;
организация учета тепловой энергии.
Проведение комплекса мероприятий по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований области позволит повысить эффективность теплоснабжения, существенно сэкономить энергоресурсы.
Намечаемые направления развития теплоэнергетики - реконструкция, модернизация, техническое перевооружение источников тепловой энергии потребуют значительного привлечения инвестиций, которые не могут быть обеспечены за счет бюджетных средств и собственных ресурсов теплоснабжающих организаций (при сложившейся структуре состава затрат), необходимо привлечение частных инвесторов. В настоящее время ведутся переговоры по привлечению инвестиций в модернизацию 110 котельных области.
5.9. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных
образований Вологодской области на 5-летний период
Протяженность тепловых сетей в Вологодской области по данным статистики - 1898.3 километра тепловых сетей в двухтрубном исчислении. Более 90% тепловых сетей проложены под землей. Сети затопляются, что ведет к интенсивной коррозии стальных трубопроводов и резкому увеличению тепловых потерь из-за увлажнения тепловой изоляции. Износ тепловых сетей составляет по данным статистики 62.1%.
Высок процент расчетных тепловых потерь в сетях, в некоторых системах они превышают 25% от отпущенной тепловой энергии. Такой высокий процент объясняется и объективными факторами: значительной протяженностью тепловых сетей при низкой плотности застройки (особенно в районах) и значительным завышением диаметров трубопроводов, которые в свое время прокладывались либо без проектов и расчетов оптимальных диаметров, либо с перспективой увеличения тепловой нагрузки.
Проведенный анализ современного состояния тепловых сетей Вологодской области выявил следующие основные проблемы:
1. Низкое техническое состояние и изношенность трубопроводов и оборудования на 60 - 70%, а в некоторых системах - на 90 - 100%.
2. Повышенные фактические тепловые потери, достигающие 30 - 40%.
3. Разрегулированность гидравлических режимов в большинстве систем.
Приоритетные направления развития теплосетевого хозяйства в предстоящий 5-летний период - снижение тепловых потерь, повышение надежности и эффективности теплоснабжения.
Основными задачами в развитии теплосетевого хозяйства области являются:
1. Разработка и актуализация схем теплоснабжения муниципальных образований области с целью осуществления оптимальных реконструкции, модернизации, развития систем теплоснабжения, оптимизации диаметров тепловых сетей.
2. Выполнение работ по наладке и регулировке тепловых сетей и разработке гидравлических и тепловых режимов их работы.
3. Закрытие мелких нерентабельных котельных с переходом там, где это экономически оправдано и технически возможно, на автономное поквартирное теплоснабжение.
4. Повышение надежности тепловых сетей путем перехода на современные предварительно изолированные трубы, трубы из полимерных материалов.
5. Доведение установки коммерческих приборов учета тепловой энергии и теплоносителей у потребителей и на источниках до 100%.
6. Регулировка гидравлических режимов систем теплоснабжения.
6. Основные направления развития электроэнергетики
Вологодской области в соответствии с альтернативным
(не являющимся обязательным) вариантом развития
электроэнергетики Вологодской области
6.1. Цели и задачи развития
электроэнергетики Вологодской области
Основными целями развития электроэнергетики Вологодской области являются обеспечение существенного прогресса в развитии основных секторов экономики, повышение инвестиционной привлекательности региона, повышение энергобезопасности путем расширения, модернизации существующих и ввода новых генерирующих мощностей, повышение уровня жизни населения.
Основными задачами в решении вопросов развития электрических сетей области становятся обеспечение надежного электроснабжения потребителей области путем выбора оптимальных, скоординированных направлений развития электрических сетей с учетом прогнозных показателей энергопотребления, обеспечивающих необходимую пропускную способность сетей, нормативный уровень надежности электроснабжения потребителей и качества отпускаемой электроэнергии, преодоление старения электрических сетей и электрооборудования.
Учитывая специфику области, можно выделить несколько основных направлений развития электрогенерации, предлагаемых к выполнению органами исполнительной государственной власти Вологодской области:
строительство мини-ТЭЦ для комбинированной выработки тепло- и электроэнергии с использованием на них в качестве топлива отходов деревообработки;
развитие малой энергетики, использующей местные топливно-энергетические ресурсы, в частности торф, как альтернативы чрезмерной централизации энергопроизводства и средства снижения затрат в энергообеспечении отдельных категорий потребителей;
повышение эффективности источников электроснабжения путем комбинированного производства электрической и тепловой энергии на основе современных парогазовых технологий с высоким КПД.
6.2. Перечень планируемых к реализации
и реализуемых инвестиционных проектов на территории
Вологодской области (альтернативный вариант)
На территории региона по данным органов исполнительной государственной власти Вологодской области возможна реализация целого ряда дополнительных инвестиционных проектов.
Индустриальный парк "Шексна". 200 МВт, 2016 - 2018 годы
Место расположения - Шекснинский муниципальный район.
Основной вид продукции: металлопереработка, стройматериалы, автокомпоненты, деревопереработка.
Электрическая нагрузка:
2016 год - 97.8 МВт;
2017 год - 150 МВт;
2018 год - 200 МВт.
Индустриальный парк "Сокол". 35.8 МВт, 2015 - 2019 годы
Место расположения - город Сокол. Основной вид продукции: деревопереработка.
Электрическая нагрузка:
2015 - 2019 годы - 35.8 МВт.
В период 2015 - 2020 годов на территории области, по данным органов исполнительной государственной власти Вологодской области, планируется реализация крупного инвестиционного проекта "Создание на территории Череповецкого муниципального района особой экономической зоны промышленно-производственного типа, включающей строительство крупного лесоперерабатывающего комплекса с созданием собственных генерирующих мощностей с возможностью выдачи в сеть ЕНЭС России".
Для реализации данного проекта электростанции с проектным наименованием "ТЭС Рощино" предполагается строительство электросетевых объектов:
ПС 220 кВ Рощино;
ВЛ 220 кВ Череповецкая - ПС Рощино;
ВЛ 220 кВ Белозерская - ПС Рощино.
6.3. Предложения по развитию и реконструкции сетей 110 кВ
Вводы электросетевых объектов, реконструкция и техперевооружение объектов электроэнергетики 110 кВ на территории Вологодской области приняты с учетом инвестиционной программы филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" на 2014 - 2018 годы, технических условий на подключение новых нагрузок, заявок перспективных потребителей, предоставленных филиалом ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" в качестве исходных данных.
Увеличение трансформаторной мощности на подстанциях 110 кВ Вологодской энергосистемы в период до 2020 года согласно инвестиционной программе филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" на 2014 - 2018 годы приведено ниже.
N
Наименование ПС
Напряжение, кВ
Количество и мощность установленных трансформаторов, МВА
Количество и мощность новых трансформаторов, МВА
Срок ввода, год
Примечания
1
Искра (ВЭС)
110/35/10
2 x 4
2 x 16
2017
замена силовых трансформаторов
В соответствии с инвестиционной программой филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Вологдаэнерго" на 2014 - 2018 годы планируется реконструкция двух ВЛ 110 кВ:
N
Наименование ВЛ
Напряжение, кВ
Протяженность, км
Количество цепей, шт.
Марка провода
Срок ввода, год
Примечания
1
Шекснинская 1, 2
110
3.5
2
АС - 240
2017
Реконструкция линий
2
Восточная - Городская - Северная - Западная
110
14
2
АС - 240
2018
Реконструкция ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ и двухцепном исполнении
ПС 110/35/10 кВ Западная:
В объем мероприятий комплексной реконструкции ПС 110/35/10 кВ Западная кроме замены трансформаторов и реконструкции РУ 110 кВ входит переустройство РУ 35 кВ по схеме № 35-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин". РУ 35 кВ подключается к энергосистеме ВЛ 35 кВ Западная - Маега и Западная - Северная.
ПС 110/35/10 Искра (Вологодские сети):
Для повышения надежности электроснабжения потребителей, обеспечения растущего спроса на электроэнергию рекомендуется осуществить перевод ПС 35 кВ Искра (Вологодские сети) на напряжение 110 кВ.
На новой ПС 110 кВ Искра (Вологодские сети) предусматривается установка двух трансформаторов мощностью по 16 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ подстанции выполняется по схеме № 110-9 - "одна рабочая секционированная выключателем система шин".
Присоединение ПС к энергосистеме на напряжении 110 кВ намечается осуществить в рассечку ВЛ 110 кВ Кипелово-2, отходящей от ПС 220/110/35/10 кВ Вологда - Южная.
Ввод ПС 110/35/10 Искра (Вологодские сети) намечается в 2020 году.
С целью обеспечения возможности подключения заявленных крупных потребителей и распределенной мелкой нагрузки, обеспечения надежного питания новых и существующих нагрузок помимо реконструкции предусматривается новое строительство сетей 110 кВ филиала ОАО "МСРК Северо-Запада" "Вологдаэнерго":
ВЛ 110 кВ Западная - Восточная протяженностью 13.7 км;
ПС 110/35/10 кВ Южная;
ПС 110/35/10 кВ Ирдоматка.
ПС 110/35/10 Южная:
Реализация проекта необходима для повышения надежности электроснабжения Зашекснинского энергорайона Вологодской области.
На ПС Южная предусматривается установка двух трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью по 16 МВА и двух трансформаторов той же мощности напряжением 110/10 кВ.
ОРУ 110 кВ подстанции выполняется по схеме № 110-9 - "одна рабочая секционированная выключателем система шин" с тремя отходящими ВЛ. Выбор данной схемы позволит создать условия для подключения новых присоединений.
Присоединение ПС к энергосистеме на напряжении 110 кВ намечается осуществить тремя ВЛ: двухцепной ВЛ 110 кВ протяженностью 4.335 км - к центру питания данного энергорайона - ПС 220 кВ Зашекснинская и одноцепной ВЛ 110 кВ протяженностью 5.141 км - к новой ПС 110/35/10 кВ Ирдоматка, ввод которой намечен на 2020 - 2022 годы.
Ввод ПС 110/35/10 Южная намечается осуществить в период 2020 - 2022 годов.
6.4. Перечень наиболее крупных инвестиционных
проектов, запланированных к реализации, в разрезе
муниципальных образований Вологодской области
в период 2016 - 2020 гг. (альтернативный вариант)
Наименование организации-инициатора
Наименование вида экономической деятельности
Наименование инвестиционного мероприятия (суть проекта)
Бабаевский муниципальный район
ООО "Вологодские топливные биотехнологии - 2"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация производства топливных гранул (пеллет) и углубленной деревообработки
ИП Глава КФХ Юшкевич Н.Ф.
Сельское хозяйство
Реконструкция животноводческого комплекса на 1200 голов дойного стада и молочного блока в животноводческом комплексе
ООО "Бабушкинский союз предпринимателей"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация комплексной переработки древесины
Белозерский муниципальный район
ОАО "Белозерский леспромхоз"
Лесозаготовка и обработка древесины
Модернизация технологии лесозаготовки с увеличением объема лесозаготовок до 300 тыс. куб. м
ООО "Белозерсклес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Строительство лесопильного цеха по производству пиломатериалов из тонкомерного хвойника
Вашкинский муниципальный район
ОАО "Вашкинский леспромхоз"
Лесозаготовка и обработка древесины
Модернизация лесозаготовительного комплекса
Великоустюгский муниципальный район
ООО "Премиум-лес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Расширение производства
ООО "Новаторский ЛПК"
Лесозаготовка и обработка древесины
Создание производства домов из клееного профильного бруса
ООО "Патриот"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация лесопиления и деревообработки
ООО "Северодвинец-лес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация комплексной переработки древесины
ОАО "Вологодская ягода"
Производство пищевых продуктов
Строительство производственного комплекса по хранению и переработке ягод, грибов и овощей
Верховажский муниципальный район
ООО "Вологодский лес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация лесоперерабатывающего производства
ООО "Вага"
Сельское хозяйство
Строительство и реконструкция фермы
Вожегодский муниципальный район
ЗАО "Вожега-Лес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Реконструкция производства
Вологодский муниципальный район
СХПК "Майский"
Сельское хозяйство
Строительство комплекса на 1000 ското-мест и доильного зала
СХПК "Присухонское"
Сельское хозяйство
Строительство нового сельскохозяйственного животноводческого комплекса
СХПК "Ильюшинский"
Сельское хозяйство
Строительство нового сельскохозяйственного животноводческого комплекса
СПК "Племзавод "Пригородный"
Сельское хозяйство
Реконструкция животноводческого комплекса и телятника на 800 голов
Колхоз "Племзавод Родина"
Сельское хозяйство
Реконструкция фермы и телятника в п. Васильевское на 160 и 70 голов, реконструкция фермы д. Харычево на 160 голов
Вытегорский муниципальный район
ЗАО "Белый ручей"
Лесозаготовка и обработка древесины
Проект по углубленной переработке древесины, выпуску полуфабрикатов для мебельной промышленности
ЗАО "Онегалеспром"
Лесозаготовка и обработка древесины
Техническое перевооружение производства
ООО "Нордгидро"
Электроэнергетика
Строительство Пахомовской и Новинкинской ГЭС общей мощностью 45 млн киловатт-часов
Грязовецкий муниципальный район
СПК "Анохинский"
Сельское хозяйство
Строительство молочно-товарной фермы на 500 голов
Кадуйский муниципальный район
ООО "Фабрика Дерусса"
Лесозаготовка и обработка древесины
Реконструкция действующего производства и создание производства по изготовлению пеллет
ООО "Рыботоварная фирма "Диана"
Производство пищевых продуктов
Строительство бассейновой базы на 200 тонн для содержания осетрового маточного стада
Кирилловский муниципальный район
СПК "Колхоз (Коминтерн 2)"
Сельское хозяйство
Модернизация и реконструкция действующего производства
Кичменгско-Городецкий муниципальный район
САУ лесного хозяйства ВО "Вологдалесхоз"
Лесозаготовка и обработка древесины
Создание производств по углубленной переработке древесины (клееный брус, мебельный щит, оцилиндрованное бревно, погонажные изделия, пиломатериалы и др.)
Междуреченский муниципальный район
ООО "Холбит"
Лесозаготовка и обработка древесины
Организация лесозаготовок и реконструкция деревообрабатывающего производства
ООО "Монза"
Сельское хозяйство
Реконструкция коровника на 250 голов
Никольский муниципальный район
ООО "Никольский лес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Производство лесозаготовок, лесопиления, деревообработки
ООО "Никольский маслозавод"
Производство пищевых продуктов
Запуск линии розлива молочной продукции (автомат для фасовки жидких молочных продуктов, автомат турбопак), капитальный ремонт аппаратного цеха
ПО "Хлебозавод"
Производство пищевых продуктов
Ввод в эксплуатацию производства по изготовлению тортов
ЗАО "Агрофирма имени Павлова"
Сельское хозяйство
Реконструкция телятника на 100 голов в д. Тарасово, приобретение сельскохозяйственной техники
СПК "Искра"
Сельское хозяйство
Строительство молочно-товарной фермы на 100 голов в д. Красавино
Сокольский муниципальный район
ООО "ЭЛК Сокол - Вытегра"
Лесозаготовка и обработка древесины
Строительство завода по производству биомасла, биоугольных пеллет, клееного березового щита и сращенной профилированной березовой доски
ООО "Устьелес"
Лесозаготовка и обработка древесины
Строительство фанерного производства
Сямженский муниципальный район
ООО "Сямженское Лесоперерабатывающее Предприятие"
Лесозаготовка и обработка древесины
Приобретение и установка оборудования
Тарногский муниципальный район
ОАО "Тарногский маслозавод"
Производство пищевых продуктов
Модернизация оборудования (монтаж линии по производству и фасовке творога)
Тотемский муниципальный район
Колхоз "Родина"
Сельское хозяйство
Установка второго доильного зала
МП "Тотемский хлебокомбинат"
Производство пищевых продуктов
Приобретение здания и монтаж оборудования по производству тортов
Усть-Кубинский муниципальный район
ЗАО "Агрофирма "Герой"
Сельское хозяйство
Реконструкция и модернизация молочного комплекса:
ввод в эксплуатацию телятника Бережное-4 под беспривязное содержание молодняка на 400 ското-мест;
ввод в эксплуатацию фермы Бережное-6
Устюженский муниципальный район
СПК "Красный партизан"
Сельское хозяйство
Строительство свиноводческого комплекса
СПССК "Устюженский картофель"
Сельское хозяйство
Строительство логистического центра для оптовой торговли овощами
ООО "ЛПК им. Желябова"
Лесозаготовка и обработка древесины
Модернизация
Харовский муниципальный район
ООО "Харовсклеспром"
Лесозаготовка и обработка древесины
Реконструкции лесопильного завода по переработке хвойного пиловочника
Чагодощенский муниципальный район
ООО "Заря"
Сельское хозяйство
Организация агрокомплекса по выращиванию мясных пород КРС (крупного рогатого скота)
Череповецкий муниципальный район
ЗАО "Малечкино"
Сельское хозяйство
Ввод в эксплуатацию 3-х птичников на 210 тыс. голов
ЗАО "Ботово"
Сельское хозяйство
Реконструкция производства
Колхоз "Мяксинский"
Сельское хозяйство
Ввод в эксплуатацию телятника на 135 голов КРС (крупного рогатого скота)
Шекснинский муниципальный район
ООО "Шекснинская Заря"
Сельское хозяйство
Реконструкция животноводческих помещений
ЗАО "Шексна"
Сельское хозяйство
Реконструкция и модернизация животноводческих ферм комплекса "Екимовское"
СПК "Русь"
Сельское хозяйство
Строительство телятника
г. Вологда
ООО "Александра-плюс"
Прочие производства
Строительство завода по производству ультразвукового оборудования
ОАО "Оптимех"
Прочие производства
Строительство нового цеха по производству многофункциональных устройств водоподготовки
ООО "Нестле"
Производство пищевых продуктов
Расширение производства детского питания и каш с применением новейших технологий и рецептур
г. Череповец
ОАО "ФосАгро-Череповец"
Химическое производство
Строительство нового агрегата аммиака мощностью до 1155 тыс. тн/год
Муниципалитет, г. Череповец
Химическое производство
Строительство завода по производству специальных защитных покрытий
Муниципалитет, г. Череповец
Производство машин и оборудования
Создание технологического центра по производству специализированной техники, промышленному дизайну, обработке пластика
Муниципалитет, г. Череповец
Производство строительных материалов
Завод по производству гипсокартона в Северной промзоне
Муниципалитет, г. Череповец
Прочие производства
Завод по производству упаковочной тары
Муниципалитет, г. Череповец
Прочие производства
Развитие перерабатывающего производства и сферы логистики на въезде в город с южной и северной сторон
Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь"
Металлургия
Реконструкция коксовой батареи № 7 с установкой сухого тушения пара
Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь
Металлургия
Реконструкция цеха улавливания химических продуктов
Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь"
Металлургия
ТЭЦ-ПВС (генерирующее подразделение). Замена турбогенератора (ТГ-4) с организацией отбора пара 20 ата
Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь"
Металлургия
КЦ. Воздухоразделительная установка № 12. Внешняя инфраструктура (обеспечение кислородом производства)
Череповецкий металлургический комбинат ПАО "Северсталь"
Металлургия
Участок сортовой заготовки. Агрегат для производства мелющих шаров
Муниципалитет, г. Череповец
Прочие производства
"Технопарк в сфере высоких технологий в г. Череповце"
Муниципалитет, г. Череповец
Прочие производства
Комплексная переработка твердых бытовых отходов
Муниципалитет, г. Череповец (МУП "Электросеть")
Электроэнергетика
Строительство ПС 110/35/10 кВ Южная и ВЛ-110/35/10 кВ в Зашекснинском районе г. Череповца
Муниципалитет, г. Череповец (МУП "Электросеть")
Электроэнергетика
Проектирование и строительство кабельной канализации от ПС 110/10 кВ Южная до 108, 110 и 119 мкр. Зашекснинского района
Муниципалитет, г. Череповец (МУП "Электросеть")
Электроэнергетика
Реконструкция ПС-500 кВ "Череповецкая", включающая замену АТ 6 x 167 МВА на аналогичные, замена ячеек 500, 220 кВ, строительство нового здания ОПУ
Муниципалитет, г. Череповец (МУП "Электросеть")
Электроэнергетика
Реконструкция ОРУ-110 кВ (открытое распределительное устройство) ПС-220/110/10 кВ "Зашекснинская"
Муниципалитет, г. Череповец (МУП "Электросеть")
Электроэнергетика
Новое строительство КЛ-10 кВ. В 2016 - 2020 годах планируется построить КЛ протяженностью:
2016 год - 18.025 км;
2017 год - 23.132 км;
2018 год - 18.164 км;
2019 год - 21.460 км;
2020 год - 25.049 км
комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры города Череповца на
2013 - 2016 годы и перспективу до 2020 года утверждена решением Череповецкой городской
Думы № 271 от 25 декабря 2012 года, а не 25 января 2012 года.
------------------------------------------------------------------
<*> В соответствии с Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры города Череповца на 2013 - 2016 годы и перспективу до 2020 года, утвержденной решением Череповецкой городской Думы от 25 января 2012 года № 271
6.5. Прогноз развития энергетики Вологодской области
на основе ВИЭ и местных видов топлива
Социально-экономическое развитие Вологодской области неразрывно связано с расширением и рациональным использованием имеющихся в регионе природных ресурсов, главными из которых являются леса. Лесопромышленный комплекс занимает третье место в общем объеме экспорта из Вологодской области после металлургии и химической промышленности, поэтому использование древесных отходов в качестве топлива позволяет добиться существенного экономического эффекта.
Фактически на всех деревообрабатывающих предприятиях области установлены котельные на отходах лесопиления и деревообработки, позволяющие получать тепловую энергию, используемую для отопления производственных помещений и обслуживания сушильных камер. Наиболее крупные котлы-утилизаторы установлены на лесопильных производствах ОАО "Белозерский леспромхоз", ЗАО "Череповецкий ФМК", ОАО "Сокольский ДОК", ООО "Премиумлес", ООО "Харовсклеспром", ООО "Новаторский ЛПК", ОАО "Великоустюгский ФК "Новатор". В области также действуют пиролизные установки для получения древесного угля в Кадуе и Сямже, а на лесных предприятиях и некоторых сельхозпредприятиях идет апробация газогенераторных установок, работающих на древесном сырье.
Благоприятные условия для строительства мини-ТЭЦ на древесных отходах позволяют получать электрическую и тепловую энергию при утилизации отходов лесопромышленного комплекса. Целесообразность применения таких станций в отдаленных от центра районах, где наблюдается дефицит электроэнергии, подтверждается успешной работой промышленной мини-ТЭЦ "Белый Ручей" мощностью 6 МВт, использующей в качестве основного топлива отходы областных деревообрабатывающих предприятий. Вторая мини-ТЭЦ на древесных отходах мощностью 3 МВт электрической энергии пущена в 2006 году на ОАО "Великоустюгский фанерный комбинат "Новатор". Пуск мини-ТЭЦ позволил на 68% обеспечить производство собственной электрической энергией, обеспечить ежемесячную утилизацию около 7 тыс. плотных куб. м отходов деревообработки.
В области функционирует 7 предприятий по производству биотоплива общей производственной мощностью около 60 тыс. тонн пеллет в год.
Информация о производителях пеллет
Производитель
Контактная информация
Объем производства
ООО Пкф "Пеллетс"
г. Череповец
Топливная гранула (диаметр - 8 мм) - 1400 тонн/мес.
ООО "Профэксперт"
г. Вологда.
Фактическое местоположение:
Вологодская обл., пос. Тарнога
Топливная гранула (диаметр - 6 мм, 8 мм) - 350 - 400 тонн/мес, свободные объемы - 100 - 150 тонн, к концу 2014 года планируется удвоить объем выпуска продукции
ООО "Валдекс"
Фактическое местоположение: Вологодская обл., г. Никольск, п. Левобережный
Топливная гранула (диаметр - 6 мм, 8 мм) - 500 тонн/мес., свободные объемы - 250 - 300 тонн
ЗАО "Биоэнергетическая топливная компания"
Юридический адрес: Вологодская обл., Сокольский р-н, г. Кадников.
Фактическое местоположение: Вологодская обл., Сокольский р-н, урочище Алтай
Топливная гранула (диаметр - 6 мм) - 1000 тонн/мес.
ООО "Биолеспром"
Юридический адрес: 162300, Вологодская обл., Верховажский р-н, с. Верховажье, ул. Парковая, д. 24.
Фактическое местоположение: Вологодская обл., Верховажский р-н, с. Верховажье, д. Пахомовская
Топливная гранула (диаметр - 8 мм) - 1000 - 1200 тонн/мес.
ЗАО "Вологодский лесохимический завод"
г. Вологда
Топливная гранула (диаметр - 6 мм, 8 мм) - 300 тонн/мес.
ООО "Соната"
г. Вологда
Топливная гранула (диаметр - 6 мм) - 100 - 150 тонн/мес.
Также важным и перспективным местным видом топлива является торф, эффективное использование которого на тепловых электростанциях станет возможным после увеличения объемов его добычи и модернизации технологической базы торфяной промышленности. Внедрение современных высокоэффективных технологий и оборудования для добычи, агломерации и сжигания торфяной продукции для нужд малой и средней энергетики позволит значительно увеличить долю использования торфа в топливно-энергетическом балансе Вологодской области. При наличии поддержки федерального бюджета на территории области предусматривается строительство мини-ТЭЦ в пос. Чагода мощностью электрической - 20 МВт и тепловой - 30 Гкал/час, работающей на торфе.
Развитие малой гидрогенерации на территории Вологодской области в настоящий момент является одним из наиболее приоритетных направлений. На территории области сейчас действуют ГЭС № 31, № 32 в г. Вытегре мощностью 2 МВт и Шекснинская ГЭС мощностью 24 МВт, при этом долгосрочной целевой программой "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на территории Вологодской области на 2010 - 2015 годы и на перспективу до 2020 года", утвержденной постановлением Правительства области от 30 июля 2010 года № 886, предусмотрено строительство восьми ГЭС общей установленной мощностью 12.45 МВт.
Также Правительством области заключено Соглашение о сотрудничестве с генерирующей компанией ЗАО "Норд Гидро", в рамках которого ЗАО "Норд Гидро" обязуется разработать и реализовать программу строительства, реконструкции и ввода в эксплуатацию 10 объектов, работающих на возобновляемых источниках энергии. Согласно данному соглашению гидротехнические объекты на территории Вологодской области будут строиться за счет собственных средств ЗАО "Норд Гидро".
В октябре 2011 года специалистами ЗАО "Норд Гидро" при поддержке Департамента природных ресурсов и экологии области и Департамента топливно-энергетического комплекса области было проведено обследование 8 гидротехнических сооружений Вологодской области с целью определения возможности размещения на их базе объектов возобновляемой энергетики. В ходе обследования, например, были определены 2 перспективных гидротехнических объекта, являющихся частью гидротехнических сооружений Череповецкой ГРЭС, на базе которых возможно строительство малых гидроэлектростанций мощностью до 25 МВт. Общий перечень объектов гидрогенерации, строительство которых на территории Вологодской области предусматривается соглашением с ЗАО "Норд Гидро", представлен ниже.
Общий перечень объектов гидрогенерации
N
п/п
Наименование ГТС
Вид станции
Местоположение объекта
Планируемая установленная мощность, кВт
Средняя многолетняя выработка, тыс. кВт
Год ввода в эксплуатацию
1
МГЭС "Череповецкая"
малая ГЭС
река Суда
900
5800
2016
2
ГТС Вологодского водоканала
малая ГЭС
река Вологда
400
1725
2019
3
Плотина "Александровская"
малая ГЭС
река Ковжа
350
1533
2019
4
Плотина "Ковжа"
малая ГЭС
река Ковжа
200
867
2020
5
Плотина "Депо"
малая ГЭС
река Белый ручей
80
350
2020
6
МГЭС "Опоки"
малая ГЭС
река Сухона
10000
43800
2017
7
Плотина "Красавино"
малая ГЭС
пруд ОАО "Вологодский текстиль"
40
270
2020
8
Шекснинская гидроэлектростанция
ГЭС
река Шексна
200000 - 800000
400000
2020
9
МГЭС "Вытегра"
малая ГЭС
река Вытегра
1200
6000
2020
------------------------------------------------------------------