Приложение к Постановлению от 23.06.2015 г № 108 Схема

71.Важнейшей характеристикой сети является срок службы оборудования. Из года в год усиливается тенденция старения электрических сетей, ухудшается их техническое состояние, что снижает надежность электроснабжения потребителей и качество отпускаемой им электроэнергии.
Перечень ВЛ 110 кВ и выше, ВЛ 35 кВ и связей с соседними энергосистемами, их сводные данные, сроки службы и техническое состояние представлены в таблицах N 48 -50.
Таблица N 48
Перечень ВЛ 220-500 кВ Костромской области и связей с
соседними энергосистемами, их сводные данные, сроки службы

Наименование	Год ввода	Протяженность, км		Марка провода	Срок службы, лет
		всего	по области
					на 2012	на 2016	на 2020
ВЛ 500 кВ
КГРЭС-Загорская ГАЭС	1973	224	14,96	АС-400х3	39	43	47
КГРЭС-Владимирская	1971	177,3	16,08	АСО-400х3	41	45	49
КГРЭС-Луч	1970	207	6,77	АСО-400х3	42	46	50
КГРЭС-Костромская АЭС	1981	140	140	АСО-400х3	31	35	39
Костромская АЭС-Вологда	1981	165	53,5	АСО-400х3	31	35	39
Костромская АЭС-Звезда	1985, 2006	196,1	196,1	АС-330х3	27	31	35
Звезда-Вятка	2006	327	102,9	АС-330х3	6	10	14
Итого:		1 435,9	530,31
ВЛ 220 кВ
КГРЭС-Иваново-1	1975	71,3	15,63	АСО-400	37	41	45
КГРЭС-Иваново-2	1983	71,3	15,63	АСО-400	29	33	37
КГРЭС-Вичуга-1	1969	60,2	7,13	АСО-400	43	47	51
КГРЭС-Вичуга-2	1980	60,4	7,08	АС-400	32	36	40
Мотордеталь-Тверицкая	1991	109,48	16,7	АС-300	21	25	29
КГРЭС-Кострома-2	1976	51,66	51,66	АС-300	36	40	44
КГРЭС-Мотордеталь-1	1969	39,9	39,9	АСО-300	43	47	51
КГРЭС-Мотордеталь-2	1976	39,9	39,9	АС-300	36	40	44
КГРЭС-Ярославль	1969	110,16	32,8	АС-500	43	47	51
Рыжково-Мантурово	1972	136,74	72,5	АСО-300	40	44	48
Мотордеталь-Борок	1987	102,7	102,7	АС-300	25	29	33
Кострома-2-Галич	1976	123,155	123,15	АСО-300	36	40	44
Борок-Галич	1987	57,72	57,72	АС-300	25	29	33
Галич-Антропово	1998	38,5	38,5	АСУ-300	14	18	22
Итого:	1 073,115	621,05

Таблица N 49
Перечень ВЛ 110 кВ Костромской области и связей с соседними
энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние

N п/п	Наименование	Год ввода	Кол-во цепей	Протяженность, км	Марка провода	Техническое состояние	Срок службы, лет
							на 2012	на 2016	на 2020
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Центральный РЭС
1.	Нерехта-1-Клементьево	1950	1	22,4	АС-120	удовл.	62	66	70
2.	Мотордеталь-Кострома-1 (2)	2013	2	4,76	АС-185	хорошее	-	3	7
3.	отп. на Строммашина	1970	2	0,67	АС-150	удовл.	42	46	50
4.	Нерехта-Мотордеталь	1959	2	49	АС-120, АС-95	удовл.	53	57	61
5.	отп. на Космынино	1959	2	5,3	АС-120	удовл.	53	57	61
6.	отп. на Нерехта-2	1959	2	1,64	АС-70	удовл.	53	57	61
7.	Южная-1 (2)	1986	2	5,05	АС-120	удовл.	26	30	34
8.	Василево-1 (2)	1979	2	10,5	АС-70	удовл.	33	37	41
9.	Кострома-1-Северная	2013	2	12,08	АС-185	хорошее	-	3	7
10.	Кострома-1-Центральная	2013	2	15,26	АС-185	хорошее	-	3	7
11.	Кострома-2-Северная	2013	2	8,2	АС-185	хорошее	-	3	7
12.	ТЭЦ-2-Центральная	2013	2	8,08	АС-185	хорошее	-	3	7
13.	отп. на ТЭЦ-1	1960	2	1,82	АС-70	удовл.	52	56	60
14.	отп. на Кострома-3	1960	2	0,1	АС-70	удовл.	52	56	60
15.	ТЭЦ-2-Кострома-2	1974	2	3,9	АС-150	удовл.	38	42	46
16.	Красное-1 (2)	2009	2	5,7	АС-150, АС-70	удовл.	3	7	11
17.	отп. на Восточная-1	2009	2	6,6	АС-150, АС-95	удовл.	3	7	11
18.	Восточная-1 (2)	2009	2	2,2	АС-120	удовл.	3	7	11
19.	Давыдовская-1 (2)	2009	2	1,35	АС-150, АС-240	удовл.	3	7	11
20.	Клементьево-Фурманов	1980	1	5,1	АС-120	удовл.	32	36	40
21.	Аэропорт-1 (2)	1994	2	5,7	АС-120	удовл.	18	22	26
22.	Калинки-Судиславль	1973	1	37,8	АС-120	удовл.	39	43	47
23.	Судиславль-Кр. Поляна	1973	1	37,5	АС-120	удовл.	39	43	47
24.	ТЭЦ-2-Калинки	1961	1	21,8	АС-120	удовл.	51	55	59
25.	Приволжская-1 (2)	1974	2	11,4	АС-95	удовл.	38	42	46
26.	Александрово-Заволжск	1972	1	14,42	АС-120	удовл.	40	44	48
27.	Борок-Сусанино	1971	1	14,2	АС-150	удовл.	41	45	49
28.	Сусанино-Столбово	1997	1	43,8	АС-120	удовл.	15	19	23
29.	Кр. Поляна-Александрово	1982	1	25,43	АС-120	удовл.	30	34	38
30.	Кр. Поляна-Кадый	1983	1	64,5	АС-150	удовл.	29	33	37
31.	Кр. Поляна-Столбово	1989	1	21,55	АС-120	удовл.	23	27	31
32.	Нерехта-Писцово	1991	1	23,7	АС-120	удовл.	21	25	29
Галичский РЭС
33.	Борок-Буй (т)	1985	1	25,5	АС-120	удовл.	27	31	35
34.	Борок-Буй (с)	1985	1	22,9	АС-120	удовл.	27	31	35
35.	Борок-Галич (т)	1985	1	58,4	АС-120	удовл.	27	31	35
36.	Борок-Новая	1992	1	54,6	АС-120	удовл.	20	24	28
37.	отп. на Орехово	1970	2	2,28	АС-120	удовл.	42	46	50
38.	Галич (р)-Галич (т)	1964	1	3,3	АС-120	удовл.	48	52	56
39.	Галич (р)-Антропово	1964	2	32,9	АС-185	удовл.	48	52	56
40.	Галич (р)-Чухлома	1964	1	61,9	АС-95	удовл.	48	52	56
41.	отп. на Луковцино	1988	1	0,2	АС-120	удовл.	24	28	32
42.	Елегино-Солигалич	1987	1	51,5	АС-120	удовл.	25	29	33
43.	Чухлома-Солигалич	1964	1	43,7	АС-120	удовл.	48	52	56
44.	отп. на Федоровское	1983	1	2,1	АС-120	удовл.	29	33	37
45.	Борок-Западная	1971	1	11,2	АС-150	удовл.	41	45	49
46.	Борок-Елегино	1986	1	50,2	АС-120	удовл.	26	30	34
47.	Буй (с)-Буй (т)	1980	1	6,1	АС-120	удовл.	32	36	40
48.	Западная-Буй (т)	1971	1	4,3	АС-150	удовл.	41	45	49
49.	Галич (р)-Новая	1992	1	7,8	АС-120	удовл.	20	24	28
50.	Буй (т)-Халдеево	1975	1	24,3	АС-120	удовл.	37	41	45
51.	отп. на Лопарево	1979	2	4,7	АС-185	удовл.	33	37	41
Нейский РЭС
52.	Нея-Антропово (т)	1965	1	55,8	АС-185	удовл.	47	51	55
53.	отп. на Николо-Полома	1977	2	4,3	АС-70	удовл.	35	39	43
54.	Нея-Антропово (р)	1965	1	54,5	АС-185	удовл.	47	51	55
55.	Нея-Мантурово	1965	2	53,6	АС-150	удовл.	47	51	55
56.	отп. на Октябрьская	1965	2	2,6	АС-70	удовл.	47	51	55
57.	Нея-Макарьев	1967	1	58,5	АС-70	удовл.	45	49	53
58.	отп. на Дьяконово	1967	1	1,1	АС-70	удовл.	45	49	53
59.	Мантурово-Шарья	1966	2	20,2	АС-150	удовл.	46	50	54
60.	Гусево-Ильинское	1982	1	35,68	АС-120	удовл.	30	34	38
61.	Мантурово-Гусево	1982	1	28	АС-120	удовл.	30	34	38
62.	Мантурово-БХЗ	1973	2	4,3	АС-95	удовл.	39	43	47
63.	Кадый-Макарьев	1984	1	58,5	АС-120	удовл.	28	32	36
64.	Ильинское-Новинское	1987	1	46,1	АС-120	удовл.	25	29	33
65.	отп. на Яковлево	1966	1	0,7	АС-120	удовл.	46	50	54
Шарьинский РЭС
66.	Звезда-Заря-1 (2)	2006	1	58,347	АС-150	удовл.	6	10	14
67.	Звезда-Мантурово-1 (2)	2006	2	4,1	АС-400	удовл.	6	10	14
68.	Шарья (р)-Заря	2006	2	3,5	АС-150	удовл.	6	10	14
69.	Заря-Кроностар-1 (2)	2006	2	0,65	АС-150	удовл.	6	10	14
70.	Заря-Промузел-1 (2)	2006	2	0,68	АС-150	удовл.	6	10	14
71.	Мантурово-Шарья-1 (2)	1966	2	26,1	АС-150	удовл.	46	50	54
72.	отп. на Шекшема	1966	2	0,34	АС-120	удовл.	46	50	54
73.	Шарья (р)-Шарья (т)	1967	1	12,05	АС-150	удовл.	45	49	53
74.	Шарья (р)-Поназырево (т)	1967	1	54,8	АС-150	удовл.	45	49	53
75.	Шарья (т)-Поназырево (т)	1967	1	48,45	АС-150	удовл.	45	49	53
76.	Никола-Вохма	1968	1	15	АС-120	удовл.	44	48	52
77.	Поназырево-Ацвеж	1968	1	7,5	АС-120	удовл.	44	48	52
78.	Поназырево-Гостовская	1968	1	15	АС-120	удовл.	44	48	52
79.	Поназырево-Никола	1968	1	61	АС-120	удовл.	44	48	52
80.	отп. на Шортюг	1968	1	1,33	АС-120	удовл.	44	48	52
81.	отп. на Гудково	1968	1	1,31	АС-95	удовл.	44	48	52
82.	Вохма-Павино	1972	1	48,4	АС-95	удовл.	40	44	48
83.	Павино-Пыщуг	1988	1	38,2	АС-120	удовл.	24	28	32
84.	Новинское-Пыщуг	1991	1	39,1	АС-120	удовл.	21	25	29
85.	Шарья (р)-Рождественское	1976	2	44	АС-120	удовл.	36	40	44
Итого:	1 863,1

Таблица N 50
Перечень ВЛ 35 кВ Костромской области и связей с соседними
энергосистемами, их сводные данные и техническое состояние

N п/п	Наименование	Год ввода	Кол-во цепей	Протяженность, км	Марка провода	Техническое состояние	Срок службы, лет
							на 2012	на 2016	на 2020
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Костромской РЭС
1.	КПД-Сидоровское	1997	2	11,8	АС-70, АС-50	хорошее	15	19	23
2.	Фармация	1982	1	12,2	АС-120	хорошее	30	34	38
3.	Кузнецово-1	1981	1	11,1	АС-70, АС-120	хорошее	31	35	39
4.	Кузнецово-2	1981	1	11,1	АС-70, АС-120	хорошее	31	35	39
5.	Коркино-1	1970	1	6,1	АС-70	хорошее	42	46	50
6.	Коркино-2	1970	1	6,1	АС-70	хорошее	42	46	50
7.	Сухоногово-Рудино	1973	1	22	АС-50	хорошее	39	43	47
8.	Борщино-1	1979	1	10,4	АС-50, АС-120	хорошее	33	37	41
9.	Борщино-2	1979	1	10,4	АС-50, АС-120	хорошее	33	37	41
10.	Красное-Прискоково	1984	1	16	АС-120, АС-70	хорошее	28	32	36
11.	Чернево-Прискоково	1984	1	13,7	АС-120, АС-95	хорошее	28	32	36
12.	Красная Поляна-Игодово	1983	1	19,22	АС-70	хорошее	29	33	37
13.	Сусанино-Попадьино	1990	1	20,2	АС-70	хорошее	22	26	30
14.	Мисково-Сандогора	1977	1	14,2	АС-70	хорошее	35	39	43
15.	Калинки-Раслово	1983	1	10	АС-50	хорошее	29	33	37
16.	Саметь-2	1973	1	16,7	АС-70	хорошее	39	43	47
17.	Чернево-1	1969	1	46,38	АС-120, АС-95	хорошее	43	47	51
18.	Сусанино-Головинская-1	1969	2	11,2	АС-150	хорошее	43	47	51
19.	Сусанино-Головинская-2	1969	1	11,2	АС-150	хорошее	43	47	51
20.	Сусанино-Андреевская	1977	1	21,5	АС-50	хорошее	35	39	43
21.	Александрово-Островское	1970	1	29,3	АС-50	хорошее	42	46	50
22.	Воронье-1	1969	1	22,46	АС-95	хорошее	43	47	51
23.	Воронье-2	1969	1	22,46	АС-95	хорошее	43	47	51
24.	Игодово-Легитово	1982	1	27,7	АС-70	хорошее	30	34	38
25.	Александрово-Адищево	1982	1	10,7	АС-50	хорошее	30	34	38
26.	Нерехта-Рождественно	1975	1	11,8	АС-50	удовл.	37	41	45
27.	Красная Поляна-Островское	1970	1	13,2	АС-50	хорошее	42	46	50
28.	Чернево-2	1969	1	46,38	АС-120, АС-95	хорошее	43	47	51
29.	Караваево-1	1981	1	11,56	АС-70	хорошее	31	35	39
30.	Караваево-2	1981	1	11,56	АС-70	хорошее	31	35	39
31.	Байдарка-1	1971	1	5,8	АС-150, АС-95	хорошее	41	45	49
32.	Байдарка-2	1971	1	5,8	АС-150, АС-95	хорошее	41	45	49
33.	Саметь-1	1972	1	16,7	АС-70	хорошее	40	44	48
34.	Кузнецово-ЭМЗ	1984	1	21,3	АС-70	хорошее	28	32	36
35.	Никольское-Кузьмищи	1988	1	12,4	АС-70	хорошее	24	28	32
36.	Никольское-Птицефабрика	1973	1	2	АС-50	хорошее	39	43	47
37.	Кострома-2-Птицефабрика	1972	2	8,8	АС-50	хорошее	40	44	48
38.	Кострома-2-Никольское	1973	2	10,5	АС-95	хорошее	39	43	47
39.	Сущево-Мисково	1976	1	20,8	АС-70	хорошее	36	40	44
40.	Апраксино-Сущево	1962	1	21,4	АС-70	удовл.	50	54	58
41.	Кострома-2-Апраксино	1962	1	15,7	АС-70	хорошее	50	54	58
42.	Мисково-ЭМЗ	1976	1	10,6	АС-70	хорошее	36	40	44
43.	Кузнецово-Сусанино	1982	1	31,5	АС-120	хорошее	30	34	38
44.	Сусанино-Калининская	1982	1	15,6	АС-120	хорошее	30	34	38
45.	Космынино-Рудино	1971	1	25	АС-50	хорошее	41	45	49
46.	ГРЭС-Сидоровское	1983	1	5	АС-70	хорошее	29	33	37
47.	КПД-Владычное	1982	1	9,1	АС-50	хорошее	30	34	38
48.	Ильинское-Сухоногово	1972	1	17,5	АС-70	хорошее	40	44	48
49.	Коркино-Ильинское	1972	1	10,4	АС-70	хорошее	40	44	48
Галичский РЭС
50.	Новая-ПТФ	1993	2	2,8	АС-70	хорошее	19	23	27
51.	Орехово-Левково	1992	1	19,4	АС-70	хорошее	20	24	28
52.	Левково-Березовец	1992	1	10,9	АС-70	хорошее	20	24	28
53.	Галич (р)-Толтуново	1992	1	25,2	АС-50	хорошее	20	24	28
54.	Пронино-Кабаново	1983	1	16,3	АС-70	хорошее	29	33	37
55.	Воронье-Пронино	1980	1	26,8	АС-70	хорошее	32	36	40
56.	Галич (р)-ПТФ	1972	1	9,6	АС-70	хорошее	40	44	48
57.	Толтуново-Березовец	1982	1	24,4	АС-50	хорошее	30	34	38
58.	ПТФ-Пронино	1972	1	27,4	АС-70	удовл.	40	44	48
59.	Черменино-Панкратово	1972	1	10,7	АС-35	хорошее	40	44	48
60.	Судай-Панкратово	1966	1	26,2	АС-35	удовл.	46	50	54
61.	Горбачево-Куземино	1986	1	19,2	АС-50	хорошее	26	30	34
62.	Солигалич-Совега	1985	1	32,9	АС-50	хорошее	27	31	35
63.	Солигалич-Калинино	1976	2	28,1	АС-50	хорошее	36	40	44
64.	Солигалич-Горбачево	1977	1	27,3	АС-50	хорошее	35	39	43
65.	Солигалич-Починок	1964	2	18,5	АС-50	удовл.	48	52	56
66.	Чухлома-Петровское	1978	2	19,7	АС-50	хорошее	34	38	42
67.	Чухлома-Судай	1977	2	19,7	АС-35	удовл.	35	39	43
68.	Дор-Семеновское	1991	1	12,7	АС-35, АС-70	хорошее	21	25	29
69.	Буй (р)-Шушкодом	1962	1	21,6	АС-50	удовл.	50	54	58
70.	Буй (р)-Химик	1972	1	1,7	АС-35, АС-70	удовл.	40	44	48
71.	Химик-Ликурга	1964	1	18,7	АС-35	удовл.	48	52	56
72.	Шушкодом-Дьяконово	1974	1	25,1	АС-50	удовл.	38	42	46
73.	Буй (р)-Дор	1975	1	26,4	АС-50	удовл.	37	41	45
74.	Калинино-Дьяконово	1978	1	41	АС-50	хорошее	34	38	42
Нейский РЭС
75.	Макарьев-1-Тимошино	1992	1	48,9	АС-70	хорошее	20	24	28
76.	Унжа-Сосновка	1985	1	26,1	АС-50	хорошее	27	31	35
77.	Макарьев-2-Унжа	1979	1	19,4	АС-50	хорошее	33	37	41
78.	Макарьев-1-Макарьев-2	1978	1	11,56	АПС-50	хорошее	34	38	42
79.	Макарьев1-Н.Макарово	1970	1	25,4	АС-50	хорошее	42	46	50
80.	Кадый-Якимово	1969	1	27,2	АС-50	хорошее	43	47	51
81.	Макарьев-1-Якимово	1969	1	9,3	АС-50	хорошее	43	47	51
82.	Чернышево-Нежитино	1988	1	27,4	АС-70	хорошее	24	28	32
83.	Н.Макарово-Нежитино	1987	1	27,9	АС-70	хорошее	25	29	33
84.	Кадый-Екатеринкино	1971	1	16,7	АС-50	хорошее	41	45	49
85.	Чернышево-Завражье	1989	1	16,2	АС-70	хорошее	23	27	31
86.	Чернышево-Окулово	1977	1	24,5	АС-50	удовл.	35	39	43
87.	Кадый-Чернышево	1973	1	38,2	АС-50	удовл.	39	43	47
88.	Екатеринкино-Словинка	1971	1	13,3	АС-50	хорошее	41	45	49
89.	Антропово-Слобода	1971	1	9	АС-70	хорошее	41	45	49
90.	Антропово-Палкино	1964	1	17,5	АС-50	удовл.	48	52	56
91.	Палкино-Словинка	1964	1	26,5	АС-50	хорошее	48	52	56
92.	Палкино-Котельниково	1973	1	19	АС-70	хорошее	39	43	47
93.	Котельниково-Легитово	1973	1	9,4	АС-70	хорошее	39	43	47
94.	Парфеньево-Матвеево-1 ц.	1990	1	21,2	АС-70	хорошее	39	43	47
95.	Антропово-Парфеньево-2 ц.	1989	1	40,6	АС-70	хорошее	22	26	30
96.	Антропово-Парфеньево-1 ц.	1965	1	26,7	АС-50	хорошее	23	27	31
97.	Парфеньево-Матвеево-2 ц.	1966	1	21	АС-35	хорошее	47	51	55
98.	Ильинское-Георгиевское	1967	1	30,7	АС-50	хорошее	46	50	54
99.	Георгиевское-Филино	1968	1	18,2	АС-50	удовл.	45	49	53
100.	Овсянниково-Черменино	1968	1	27	АС-50, АС-70	хорошее	44	48	52
101.	Черменино-Панкратово	1971	1	26,6	АС-50	хорошее	44	48	52
102.	Кологрив-Овсянниково	1968	1	27	АС-70	хорошее	41	45	49
103.	Ильинское-Кологрив	1967	1	19,54	АС-95	хорошее	44	48	52
104.	Мантурово-Медведица	1973	1	32,8	АС-35	хорошее	45	49	53
105.	Мантурово-Сосновка	1965	1	32,9	АС-35	хорошее	39	43	47
106.	Мантурово-Фанерный з-д.-2 ц.	1968	1	5	АС-150	хорошее	47	51	55
107.	Мантурово-Фанерный з-д.-1 ц.	1968	1	5	АС-150	хорошее	44	48	52
108.	Нея-Кужбал	1967	1	23	АС-50	хорошее	44	48	52
109.	Вожерово-Кологрив	1982	1	27,9	АС-50, АС-70	хорошее	45	49	53
110.	Кужбал-Вожерово	1976	1	25,3	АС-50	хорошее	30	34	38
Шарьинский РЭС
111.	Забегаево-Луптюг	1975	1	12,6	АС-50	хорошее	37	41	45
112.	Вохма-Забегаево	1975	1	13,8	АС-50	хорошее	37	41	45
113.	Рождественское-Одоевское	1989	1	20	АС-50	хорошее	23	27	31
114.	Конево-Одоевское	1989	1	10	АС-50	хорошее	23	27	31
115.	Павино-Леденгск	1965	1	19,2	АС-70	хорошее	47	51	55
116.	Пыщуг-Леденгск	1965	1	19	АС-70	хорошее	47	51	55
117.	Лапшино-Спасс	1970	1	12,4	АС-50	хорошее	42	46	50
118.	Вохма-Лапшино	1970	1	17	АС-70	хорошее	42	46	50
119.	Катунино-Ветлуга	1987	1	22	АС-70	хорошее	25	29	33
120.	Павино-Хорошая	1973	1	27,5	АС-50	хорошее	39	43	47
121.	Хорошая-Заветлужье	1973	1	11,9	АС-50	хорошее	39	43	47
122.	Шарья-Кривячка	1963	1	39,3	АС-70	хорошее	49	53	57
123.	Боговарово-Соловецкое	1973	1	19,8	АС-50	хорошее	39	43	47
124.	Вохма-Боговорово-1	1968	1	17	АС-50	хорошее	44	48	52
125.	Спасс-Талица	1972	1	27,5	АС-35	хорошее	40	44	48
126.	Шарья-Н.Шанга	1977	1	9,7	АС-50	хорошее	35	39	43
127.	Н.Шанга-Головино	1979	1	23,3	АС-50	хорошее	33	37	41
128.	Рождественское-Катунино	1980	1	17,9	АС-70	хорошее	32	36	40
129.	Пыщуг-Кривячка	1963	1	31,5	АС-70	хорошее	49	53	57
130.	Рождественское-Конево	1970	1	22,6	АС-50	хорошее	42	46	50
131.	Шарья-Рождественское	1969	1	30	АС-50	хорошее	43	47	51
132.	Заветлужье-Головино	1984	1	35,6	АС-70	хорошее	28	32	36
133.	Боговарово-Ильинское	1983	1	24,3	АС-50	хорошее	29	33	37
134.	Шарья-Центральная-1	1984	1	2,6	АС-95	хорошее	28	32	36
135.	Шарья-Центральная-2	1984	1	2,6	АС-95	хорошее	28	32	36
136.	Вохма-Боговорово-2	1986	1	17	АС-50	хорошее	26	30	34
Итого:	2 628,5

По техническому состоянию каждой ВЛ проводится комплексная качественная оценка ЛЭП. Она определяется с учетом технического состояния отдельных элементов: опор, фундаментов, проводов, тросов, изоляторов и арматуры, а также используя полученные данные расчетов или испытаний элементов ВЛ. Рекомендации по реконструкции объектов выдаются на основе заключений этих испытаний и осмотров специализированной организацией.
72.Перечень подстанций (далее - ПС) напряжением 35 кВ, 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние представлены в таблицах N 51 -54.
Срок службы электросетевых объектов, введенных до 2002 года, определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденных Постановлением Совета Министров СССР от 22 октября 1990 года N 1072 "О единых нормах амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства СССР", и, в основном, соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 110 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах срок службы составляет 50 лет, для ВЛ на деревянных опорах - 30 лет, для ПС - не менее 25 лет.
Для объектов, введенных после 1 января 2002 года, согласно Письму Министерства финансов Российской Федерации от 28 февраля 2002 года N 16-00-14/75 рассматриваемый показатель определяется в соответствии с нормами амортизационных отчислений, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 1 января 2002 года N 1 "О классификации основных средств, включаемых в амортизированные группы", в соответствии с которым для начисления амортизации установлен максимальный срок службы ЛЭП на металлических и ж/б опорах - 15 лет, ПС - 20 лет.
Таблица N 51
Перечень ПС напряжением 220 кВ и выше
Костромской энергосистемы, их сводные данные

Наименование	Класс напряжения, кВ	Год ввода	Количество и мощность трансформаторов (шунтирующих реакторов)	Мощность ПС	Срок службы, лет
					на 2012	на 2016	на 2020
ПС 500 кВ
"Звезда"	500/110/10	2006	3 x 135; 6 x 60	405 МВА, 360 Мвар	6	10	14
"Костромская АЭС"	500	1986	3 x 60	180 Мвар	26	30	34
"Костромская ГРЭС"	500	1972	4 x 400	4801 МВА	40	44	48
		1972	3 x 267		40	44	48
		1977	3 x 5 33		35	39	43
		1993	3 x 2 67		19	23	27
ПС 220 кВ
"Мотордеталь"	220/110/10	1972	2 x 125; 1 x 25; 1 x 40	315 МВА	40	44	48
"Мантурово"	220/110/35/27,5/10	1965	1 x 125; 2 x 40; 1 x 15	220 МВА	47	51	55
"Кострома-2"	220/110/35/6	1961	1 x 125; 1 x 90; 2 x 20	255 МВА	51	55	59
"Галич"	220/110/35/10	1965	2 x 125; 1 x 10	260 МВА	47	51	55
"Борок"	220/110/10	1987	2 x 125	250 МВА	25	29	33
"Костромская ГРЭС"	220	1970	4 x 400; 2 x 32; 1 x 63	1 727 МВА	42	46	50

Таблица N 52
Перечень ПС напряжением 110 кВ Костромской энергосистемы,
их сводные данные и техническое состояние

N п/п	Наименование	Класс напряжения, кВ	Год ввода	Количество трансформаторов и мощность, ед. x МВА	Мощность ПС, МВА	Загрузка, %%	Техническое состояние	Срок службы, лет
								на 2012	на 2016	на 2020
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Центральный РЭС
1.	Александрово	110/35/10	1981	2 x 6,3	12,6	31,7	удовл.	31	35	39
2.	Аэропорт	110/35/6	1993	2 x 16	32	18,5	удовл.	19	23	27
3.	Василево	110/35/10	1979	2 x 10	20	10,7	удовл.	33	37	41
4.	Восточная-2	110/35/10	1977	2 x 25	50	46,1	удовл.	35	39	43
5.	Давыдовская	110/10	2009	2 x 25	50	17,8	удовл.	3	7	11
6.	СУ ГРЭС	110/35/6	1978	1 x 16; 1 x 10	26	25,7	удовл.	34	38	42
7.	Григорцево	110/10	1987	1 x 2,5	2,5	11,6	удовл.	25	29	33
8.	Калинки	110/35/10/6	1962	2 x 10; 1 x 1,6	21,6	28,3	удовл.	50	54	58
9.	Клементьево	110/10	1980	1 x 6,3	6,3	10,8	удовл.	32	36	40
10.	Кострома-1	110/6	1951	2 x 10	20	51,9	удовл.	61	65	69
11.	Кострома-3	110/35/6	1963	1 x 16; 1 x 10	26	44,2	удовл.	49	53	57
12.	КПД	110/35/10	2013	2 x 25	50	23,6	хорошее		3	7
13.	Кр. Поляна	110/35/10	1972	2 x 10	20	21,5	удовл.	40	44	48
14.	Красное	110/35/10	1982	2 x 16	32	38,8	удовл.	30	34	38
15.	Нерехта-1	110/35/10/6	1940	2 x 25; 2 x 16	82	29,6	удовл.	72	76	80
16.	Нерехта-2	110/10/6	1973	1 x 10; 1 x 16	26	4,9	удовл.	39	43	47
17.	Строммашина	110/6	1974	2 x 40	80	17,3	удовл.	38	42	46
18.	Северная	110/6	1970	1 x 25; 1 x 20	45	42,8	удовл.	42	46	50
19.	Столбово	110/10	1990	1 x 10	10	4,4	удовл.	22	26	30
20.	Судиславль	110/10	1972	2 x 10	20	40,7	удовл.	40	44	48
21.	Сусанино	110/35/10	1987	2 x 10	20	19,7	удовл.	25	29	33
22.	Центральная	110/10/6	1989	2 x 25	50	32,9	удовл.	23	27	31
23.	Южная	110/35/10	1986	2 x 25	50	28,0	удовл.	26	30	34
24.	Восточная-1	110/6	2011	2 x 25	50	44,7	хорошее	1	5	9
Галичский РЭС
25.	Буй районная	110/35/10	1963	1 x 10; 1 x 4	14	13,4	удовл.	49	53	57
26.	Буй сельская	110/10	1980	2 x 6,3	12,6	49,6	удовл.	32	36	40
27.	Елегино	110/10	1985	1 x 2,5	2,5	8,4	удовл.	27	31	35
28.	Западная	110/10	1992	2 x 10	20	29,2	удовл.	20	24	28
29.	Лопарево	110/10	1979	2 x 2,5	5	12,2	удовл.	33	37	41
30.	Луковцино	110/10	1988	1 x 2,5	2,5	7,6	удовл.	24	28	32
31.	Новая	110/35/10	1993	2 x 6,3	12,6	23,3	хорошее	19	23	27
32.	Орехово	110/35/10	1965	2 x 6,3	12,6	10,8	удовл.	47	51	55
33.	Солигалич	110/35/10	1986	2 x 10	20	28,7	удовл.	26	30	34
34.	Федоровское	110/10	1983	1 x 2,5	2,5	6,0	удовл.	29	33	37
35.	Чухлома	110/35/10	1965	2 x 6,3	12,6	31,5	удовл.	47	51	55
Нейский РЭС
36.	Антропово	110/35/10	1965	1 x 16; 1 x 6,3	22,3	29,1	удовл.	47	51	55
37.	БХЗ	110/6/10	1971	2 x 25	50	5,2	удовл.	41	45	49
38.	Гусево	110/10	1981	1 x 2,5	2,5	11,6	удовл.	31	35	39
39.	Дьяконово	110/10	1977	1 x 2,5	2,5	11,2	удовл.	35	39	43
40.	Ильинское	110/35/10	1990	2 x 10	20	26,8	удовл.	22	26	30
41.	Кадый	110/35/10	1983	2 x 10	20	19,4	удовл.	29	33	37
42.	Макарьев-1	110/35/10	1967	2 x 10	20	37,7	удовл.	45	49	53
43.	Нея	110/35/27,5/10	1966	2 x 40; 1 x 6,3	86,3	18,6	удовл.	46	50	54
44.	Новинское	110/10	1988	1 x 2,5	2,5	2,0	удовл.	24	28	32
45.	Н.Полома	110/10	1976	1 x 2,5	2,5	41,6	удовл.	36	40	44
46.	Октябрьская	110/10	1978	1 x 2,5	2,5	36,4	удовл.	34	38	42
47.	Яковлево	110/35/10	1965	1 x 10	10	0,9	удовл.	47	51	55
Шарьинский РЭС
48.	Вохма	110/35/10	1968	1 x 16; 1 x 6,3	22,3	25,2	удовл.	44	48	52
49.	Гудково	110/10	1987	1 x 2,5	2,5	2,4	удовл.	25	29	33
50.	Никола	110/35/10	1991	1 x 6,3	6,3	8,3	удовл.	21	25	29
51.	Павино	110/35/10	1975	1 x 10; 1 x 6,3	16,3	15,7	удовл.	37	41	45
52.	Промузел	110/6/6	1976	2 x 25	50	11,4	удовл.	36	40	44
53.	Пыщуг	110/35/10	1989	2 x 6,3	12,6	19,2	удовл.	23	27	31
54.	Рождественское	110/35/10	1986	1 x 10; 1 x 4	14	12,6	хорошее	26	30	34
55.	Шарья (р)	110/35/6	1966	1 x 25; 1 x 20	45	42,3	удовл.	46	50	54
56.	Шекшема	110/10	1976	1 x 6,3	6,3	9,2	удовл.	36	40	44
57.	Шортюг	110/10	1968	1 x 6,3	6,3	8,3	удовл.	44	48	52
58.	Якшанга	110/10	1974	1 x 6,3	6,3	22,4	удовл.	38	42	46
Итого	1 347,9

Таблица N 53
Перечень ПС напряжением 35 кВ Костромской энергосистемы, их
сводные данные и техническое состояние

N п/п	Наименование	Класс напряжения, кВ	Год ввода	Количество трансформаторов и мощность, ед. x МВА	Мощность ПС, МВА	Техническое состояние	Срок службы, лет
							на 2012	на 2016	на 2020
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Галичский РЭС
1.	ПС Степаново	35/10	1989	1 x 4	4	удовл.	23	27	31
2.	ПС Пронино	35/10	1973	1 x 2,5; 1 x 4	6,5	удовл.	39	43	47
3.	ПС Горбачево	35/10	1977	1 x 1	1	удовл.	35	39	43
4.	ПС Калинино	35/10	1976	1 x 1	1	удовл.	36	40	44
5.	ПС Судай	35/10	1965	2 x 1,6	3,2	удовл.	47	51	55
6.	ПС Совега	35/10	1984	1 x 1	1	удовл.	28	32	36
7.	ПС Починок	35/10	1965	1 x 4	4	удовл.	47	51	55
8.	ПС Петровское	35/10	1978	1 x 1,6	1,6	удовл.	34	38	42
9.	ПС Панкратово	35/10	1965	1 x 1	1	удовл.	47	51	55
10.	ПС Куземино	35/10	1986	1 x 1,6	1,6	удовл.	26	30	34
11.	ПС Толтуново	35/10	1982	2 x 2,5	5	удовл.	30	34	38
12.	ПС Кабаново	35/10	1983	2 x 2,5	5	удовл.	29	33	37
13.	ПС Березовец	35/10	1975	1 x 2,5	2,5	удовл.	37	41	45
14.	ПС Дьяконово	35/10	1974	2 x 1	2	удовл.	38	42	46
15.	ПС Дор	35/10	1975	2 x 1,6	3,2	удовл.	37	41	45
16.	ПС Шушкодом	35/10	1964	2 x 1	2	удовл.	48	52	56
17.	ПС Галичская ПТФ	35/10	1977	2 x 4	8	удовл.	35	39	43
18.	ПС Левково	35/10	1992	1 x 1,6	1,6	удовл.	20	24	28
19.	ПС Кренево	35/10	1989	1 x 2,5	2,5	удовл.	23	27	31
20.	ПС Семеновское	35/10	1991	1 x 1,6	1,6	удовл.	21	25	29
21.	ПС Химик	35/10	2003	1 x 3,2	3,2	удовл.	9	13	17
22.	ПС Ликурга	35/10	1963	1 x 1,8; 1 x 1,6	3,4	удовл.	49	53	57
Костромской РЭС
23.	ПС Андреевское	35/10	1979	1 x 1,6	1,6	удовл.	33	37	41
24.	ПС Попадьино	35/10	1990	1 x 1,6	1,6	удовл.	22	26	30
25.	ПС Стоянково	35/10	1977	1 x 1,6	1,6	удовл.	35	39	43
26.	ПС Раслово	35/10	1983	1 x 2,5	2,5	удовл.	29	33	37
27.	ПС Новинки	35/10	1957	1 x 1,8	1,8	удовл.	55	59	63
28.	ПС Адищево	35/10	1967	1 x 4	4	удовл.	45	49	53
29.	ПС Сандогора	35/6	1977	1 x 1	1	удовл.	35	39	43
30.	ПС Гридино	35/10	1995	1 x 1,8	1,8	удовл.	17	21	25
31.	ПС Прискоково	35/10	1964	1 x 2,5	2,5	удовл.	48	52	56
32.	ПС Рудино	35/10	1973	1 x 2,5	2,5	удовл.	39	43	47
33.	ПС Чапаево	35/10	1976	2 x 2,5	5	удовл.	36	40	44
34.	ПС Калининская	35/10	1982	2 x 2,5	5	удовл.	30	34	38
35.	ПС Сущево	35/10	1972	2 x 4	8	удовл.	40	44	48
36.	ПС Минское	35/10	1981	2 x 2,5	5	удовл.	31	35	39
37.	ПС Борщино	35/10	1979	2 x 4	8	удовл.	33	37	41
38.	ПС Исаево	35/10	1973	2 x 4	8	удовл.	39	43	47
39.	ПС Островское	35/10	2008	2 x 2,5	5	удовл.	4	8	12
40.	ПС Игодово	35/10	1989	2 x 1,6	3,2	удовл.	23	27	31
41.	ПС Апраксино	35/10	1985	2 x 2,5	5	удовл.	27	31	35
42.	ПС Ильинское ЦСП	35/10	1985	2 x 2,5	5	удовл.	27	31	35
43.	ПС Сухоногово	35/10	1971	1 x 4; 1 x 3,2	7,2	удовл.	41	45	49
44.	ПС Владычное	35/10	1982	2 x 1,6	3,2	удовл.	30	34	38
45.	ПС Клеванцово	35/10	1974	2 x 1,6	3,2	удовл.	38	42	46
46.	ПС Саметь	35/6	1973	1 x 4; 1 x 1,6	5,6	удовл.	39	43	47
47.	ПС Байдарка	35/6	1970	2 x 6,3	12,6	удовл.	42	46	50
48.	ПС Коркино	35/10	1972	2 x 2,5	5	удовл.	40	44	48
49.	ПС Мисково	35/6	2008	2 x 1,8	3,6	удовл.	4	8	12
50.	ПС Кузьмищи	35/10	1988	2 x 1,6	3,2	удовл.	24	28	32
51.	ПС Кузнецово	35/10	1961	2 x 2,5	5	удовл.	51	55	59
52.	ПС Горьковская	35/10	1986	2 x 1,6	3,2	удовл.	26	30	34
53.	ПС Никольское	35/6	1972	2 x 4	8	удовл.	40	44	48
54.	ПС ЭМЗ	35/6	1964	1 x 1,6; 1 x 1	2,6	удовл.	48	52	56
55.	ПС Караваево	35/10	1962	2 x 6,3	12,6	удовл.	50	54	58
56.	ПС Волжская	35/6	1981	2 x 4	8	удовл.	31	35	39
57.	ПС Сидоровская	35/6	1982	1 x 4; 1 x 2,5	6,5	удовл.	30	34	38
58.	ПС Воронье	35/10	1969	2 x 1,8	3,6	удовл.	43	47	51
59.	ПС Татарское	35/10	1985	2 x 1,6	3,2	удовл.	27	31	35
60.	ПС Чернево	35/10	1968	2 x 1,8	3,6	удовл.	44	48	52
Нейский РЭС
61.	ПС Горчуха	35/10	1972	2 x 2,5	5	удовл.	40	44	48
62.	ПС Окулово	35/10	1977	1 x 1,6	1,6	удовл.	35	39	43
63.	ПС Завражье	35/10	1989	1 x 1,6	1,6	удовл.	23	27	31
64.	ПС Чернышево	35/10	1973	1 x 4	4	удовл.	39	43	47
65.	ПС Екатеринкино	35/10	1991	2 x 1,6	3,2	удовл.	21	25	29
66.	ПС Унжа	35/10	1978	1 x 1; 1 x 1,6	2,6	удовл.	34	38	42
67.	ПС Нежитино	35/10	1987	1 x 1	1	удовл.	25	29	33
68.	ПС Николо-Макарово	35/10	1969	1 x 1,6	1,6	удовл.	43	47	51
69.	ПС Тимошино	35/10	1967	2 x 1	2	удовл.	45	49	53
70.	ПС Якимово	35/10	1987	1 x 1,6; 1 x 2,5	4,1	удовл.	25	29	33
71.	ПС Макарьев-2	35/10	1978	2 x 4	8	удовл.	34	38	42
72.	ПС Филино	35/10	1968	1 x 1,6	1,6	удовл.	44	48	52
73.	ПС Георгиевское	35/10	2008	2 x 2,5	5	удовл.	4	8	12
74.	ПС Овсянниково	35/10	1990	2 x 1,6	3,2	удовл.	22	26	30
75.	ПС Черменино	35/10	1967	1 x 1,6	1,6	удовл.	45	49	53
76.	ПС Кологрив	35/10	1965	2 x 4	8	удовл.	47	51	55
77.	ПС Медведица	35/10	1973	1 x 2,5	2,5	удовл.	39	43	47
78.	ПС Сосновка	35/10	1966	1 x 1,6; 1 x 2,5	4,1	удовл.	46	50	54
79.	ПС Слобода	35/10	1976	1 x 2,5	2,5	удовл.	36	40	44
80.	ПС Кужбал	35/10	1967	1 x 2,5	2,5	удовл.	45	49	53
81.	ПС Вожерово	35/10	1992	2 x 1,6	3,2	удовл.	20	24	28
82.	ПС Парфеньево	35/10	1991	2 x 4	8	удовл.	21	25	29
83.	ПС Матвеево	35/10	1967	1 x 1, 8; 1 x 4	5,8	удовл.	45	49	53
84.	ПС Легитово	35/10	1973	1 x 2,5	2,5	удовл.	39	43	47
85.	ПС Котельниково	35/10	2008	1 x 1	1	удовл.	4	8	12
86.	ПС Палкино	35/10	1966	1 x 2,5; 1 x 4	6,5	удовл.	46	50	54
87.	ПС Словинка	35/10	2008	2 x 1,6	3,2	удовл.	4	8	12
Шарьинский РЭС
88.	ПС Пищевка	35/10	1989	1 x 1	1	удовл.	23	27	31
89.	ПС Хорошая	35/10	1974	1 x 2,5	2,5	удовл.	38	42	46
90.	ПС Головино	35/10	1980	1 x 1	1	удовл.	32	36	40
91.	ПС Одоевское	35/10	1989	2 x 1,6	3,2	удовл.	23	27	31
92.	ПС Леденгск	35/10	1979	1 x 4; 1 x 1,6	5,6	удовл.	33	37	41
93.	ПС Лапшино	35/10	1986	2 x 2,5	5	удовл.	26	30	34
94.	ПС Спасс	35/10	1970	1 x 1,6; 1 x 2,5	4,1	удовл.	42	46	50
95.	ПС Талица	35/10	1973	1 x 1,6	1,6	удовл.	39	43	47
96.	ПС Центральная	35/6	1984	2 x 10	20	удовл.	28	32	36
97.	ПС Соловецкое	35/10	1974	1 x 1,6	1,6	удовл.	38	42	46
98.	ПС Ильинское ШСП	35/10	1983	1 x 1,6	1,6	удовл.	29	33	37
99.	ПС Заветлужье	35/10	1974	1 x 1,6	1,6	удовл.	38	42	46
100.	ПС Забегаево	35/10	1988	1 x 1,6	1,6	удовл.	24	28	32
101.	ПС Луптюг	35/10	1975	1 x 2,5	2,5	удовл.	37	41	45
102.	ПС Боговарово	35/10	1981	1 x 4; 1 x 2,5	6,5	удовл.	31	35	39
103.	ПС Конево	35/10	1965	1 x 1,6	1,6	удовл.	47	51	55
104.	ПС Катунино	35/10	1981	1 x 2,5	2,5	удовл.	31	35	39
105.	ПС Кривячка	35/10	1963	1 x 1; 1 x 1,6	2,6	удовл.	49	53	57
106.	ПС Николо-Шанга	35/10	1977	2 x 1,6	3,2	удовл.	35	39	43

Таблица N 54
Перечень тяговых подстанций напряжением 110 кВ Костромской
энергосистемы, их сводные данные и техническое состояние

N п/п	Наименование	Класс напряжения, кВ	Год ввода	Количество трансформаторов и их мощность, ед. x МВА	Мощность ПС, МВА	Техническое состояние	Срок службы, лет
							на 2012	на 2016	на 2020
1.	Космынино	110/35/10	1983	2 x 16	32	удовл.	29	33	37
2.	Буй	110/27,5/10	1968	2 x 40	80	удовл.	44	48	52
3.	Галич	110/27,5/10	1969	2 x 40	80	удовл.	43	47	51
4.	Антропово	110/27,5/10	1965	2 x 40	80	удовл.	47	51	55
5.	Шарья	110/27,5/6	1969	2 x 40	80	удовл.	43	47	51
6.	Поназырево	110/27,5/10	1969	2 x 40	80	удовл.	43	47	51
Итого	432

73.В таблицах N 55 -58 представлены возрастные характеристики ЛЭП и оборудования ПС.
Как видно из таблицы N 55 на 2012 год, порядка 7%% от общей длины существующих линий 110 кВ в Костромской области имеют срок службы 50 и более лет, при этом к 2020 году протяженность таких линий составит порядка 40%%.
Таблица N 55
Срок эксплуатации существующих ВЛ напряжением 110 кВ
по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы

Срок эксплуатации	На 2012 год		На 2016 год		На 2020 год
	длина, км	в %% к общей длине	длина, км	в %% к общей длине	длина, км	в %% к общей длине
1	2	3	4	5	6	7
до 30 лет	702,5	38,1	463,8	24,9	306,2	16,4
30 лет и выше	1141,0	61,8	1399,3	75,1	1556,9	83,6
в том числе:
30-40 лет	283,0	15,3	409,9	22,0	533,8	28,7
40-50 лет	732,6	39,7	534,7	28,6	286,4	15,4
50-60 лет	103,0	5,5	435,3	23,3	656,4	35,2
60 лет и выше	22,4	1,2	22,4	1,2	80,3	4,3

Таблица N 56
Срок эксплуатации существующих ВЛ напряжением 220 кВ и выше
по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы

Срок эксплуатации	На 2012 год		На 2016 год		На 2020 год
	длина, км	в %% к общей длине	длина, км	в %% к общей длине	длина, км	в %% к общей длине
до 30 лет	530,3	46,1	318,5	27,7	158,1	13,7
30 лет и выше	621,1	53,9	832,9	72,3	993,3	86,3
в том числе:
30-40 лет	445,9	38,7	412,4	35,8	565,7	49,1
40-50 лет	175,2	15,2	420,5	36,5	341,0	29,6
50-60 лет	0		0		86,6	7,6

Таблица N 57
Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ
по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы

Срок службы трансформаторов	На 2012 год		На 2016 год		На 2020 год
	общая мощность трансформаторов, МВА	в %% к общей мощности	общая мощность трансформаторов, МВА	в %% к общей мощности	общая мощность трансформаторов, МВА	в %% к общей мощности
Менее 16 лет	100,0	5,7	150,0	8,5	150,0	8,5
16-25 лет	168,5	9,6	64,6	3,6	0	-
Более 25 лет	1 483,0	84,7	1 554,9	87,9	1 619,5	91,5

Как видно из таблицы N 57 на 2012 год порядка 85%% установленной трансформаторной мощности на ПС с напряжением 110 кВ имеют срок службы 25 и более лет, а уже на 2020 год порядка 92%%.
Отметим, что продолжающийся рост количества морально устаревшего электротехнического оборудования, находящегося в эксплуатации и имеющего высокую степень износа, вызывает необходимость ежегодного увеличения эксплуатационных затрат, а также затрат на ремонтные работы, что в свою очередь снижает эффективность функционирования распределительного электросетевого комплекса. Также высокий уровень износа сетевого оборудования и оборудования подстанций снижает надежность электроснабжения потребителей региона.
Таблица N 58
Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 220 кВ
и выше по состоянию на 2012, 2016, 2020 годы

Срок службы трансформаторов	На 2012 год		На 2016 год		На 2020 год
	общая мощность трансформаторов, МВА	в %% к общей мощности	общая мощность трансформаторов, МВА	в %% к общей мощности	общая мощность трансформаторов, МВА	в %% к общей мощности
Менее 16 лет	765,0	8,7	765,0	8,7	765,0	8,7
16-25 лет	801,0	9,1	801,0	9,1	0	-
Более 25 лет	7 207,0	82,2	7 207,0	82,2	8 008,0	91,3

74.Для решения обозначенных проблем с целью определения необходимых объемов техперевооружения и реконструкции рекомендуется проведение комплексного технического аудита и диагностики технического состояния распределительных сетевых объектов.
Техническое состояние сети 110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80%% подстанций и около 7%% линий отработали нормативный срок службы.
75.Основные сведения о генерирующих компаниях, действующих на территории Костромской области, приведены в главе 8.
Характеристика генераторов, установленных на Костромской ГРЭС, представлена в таблице N 59.
В таблице N 60 приведены параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО "ТГК-2" по Верхневолжскому региону г. Костромы.
Таблица N 59
Параметры генераторов Костромской ГРЭС

Ст. N	Тип генератора	Год ввода	Sном, МВА	Pном, МВт	cos	Uном, кВ	Qmax<**> , Мвар	Qmin<**> , Мвар
ТГ-1	ТВВ-320-2	1969	353	300	0,85	20	180	-80
ТГ-2	ТВВ-350-2У3	1969/1995	411,77	350	0,85	20	220	-120
ТГ-3	ТВВ-320-2	1970	353	300	0,85	20	180	-80
ТГ-4	ТВВ-350-2У3	1970/2006	411,77	350	0,85	20	235	-100
ТГ-5	ТВВ-320-2У3	1971/2007 ,	353	300	0,85	20	180	-80
ТГ-6	ТВВ-320-2	1972	353	300	0,85	20	180	0
ТГ-7	ТВВ-320-2	1972	353	300	0,85	20	180	0
ТГ-8	ТВВ-320-2	1973	353	300	0,85	20	180	0
ТГ-9	ТВВ-1200-2УЗ	1980/1991	1330	1200	0,9	24	580	100

<**> Значения Qmax и Qmin при номинальной активной мощности генератора (300 МВт для ТГ-1-8 и 1200 МВт для ТГ-9) в соответствии с утвержденным 31.10.2014 филиалом ОАО "СО ЕЭС" Костромское РДУ "Положением по управлению режимами работы энергосистем в операционной зоне филиала ОАО "СО ЕЭС" Костромское РДУ".
Таблица N 60
Параметры генераторов, установленных на ТЭЦ ГУ ОАО "ТГК-2"
по Верхневолжскому региону г. Кострома и МУП
"Шарьинская ТЭЦ"

N п/п	Станция	Ст. N	Тип генератора	Год ввода	n, об./мин.	Sном, МВА	Pном, МВт	Qмин, Мвар	Qмакс, Мвар	Uном, кВ	Cos
1.	Костромская ТЭЦ-1	2	Т2-12-2	1976	3 000	15	12 (9)	0	9,64	6,3	0,8
2.	Костромская ТЭЦ-1	4	Т2-6-2	1958	3 000	7,5	6	0	4,5	6,3	0,8
3.	Костромская ТЭЦ-1	5	Т2-12-2	1965	3 000	15	12 (9)	0	9,64	6,3	0,8
4.	Костромская ТЭЦ-1	6	Т2-12-2	1966	3 000	15	12 (9)	0	9,64	6,3	0,8
5.	Костромская ТЭЦ-2	ТГ-1	ТВФ-63-2	1974	3 000	78,75	63 (60)	-13	48	6,3	0,8
6.	Костромская ТЭЦ-2	ТГ-2	ТВФ-120-2	1976	3 000	125	100 (110)	-25	74	10,5	0,8
7.	Шарьинская ТЭЦ	ТГ N 1	Т2-6-2	1965	3 000	7,5	6 (3)	0	5,35	6,3	0,8
8.	Шарьинская ТЭЦ	ТГ N 2	Т2-6-2	1966	3 000	7,5	6	0	4,5	6,3	0,8
9.	Шарьинская ТЭЦ	ТГ N 3	Т-12-2	1979	3 000	15	12	0	9	6,3	0,8

76.Возникает необходимость оценить и проанализировать технологические потери мощности и электроэнергии, которые возникают при передаче электроэнергии по электрическим сетям 110 кВ и выше Костромской энергосистемы, за исключением потерь, вызванных погрешностью системы учета электроэнергии.
В таблицах N 61 и 62 представлено распределение по напряжению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 110 кВ и выше Костромской энергосистемы в 2007-2011 годах.
Таблица N 61
Потери мощности в сетях 110 кВ и выше

Год	Напряжение, кВ	Нагрузка энергосистемы, МВт	Потери, МВт/отношение потерь к нагрузке энергосистемы, %%
			в сетях 110кВ/220кВ	%%	всего, 110 кВ и выше	%%
2007	110	676	19,4	2,86	50	7,4
	220 и выше		30,6	4,53
2008	110	712	19,4	2,72	50,35	7,07
	220 и выше		30,95	4,35
2009	110	692	18,75	2,71	48,15	6,96
	220 и выше		29,4	4,23
2010	110	678	19,32	2,85	49,12	7,24
	220 и выше		29,8	4,39
2011	110	654	18,84	2,88	49,63	7,59
	220 и выше		30,79	4,71

Таблица N 62
Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше

Год	Электропотребление энергосистемы, млн. кВт.ч	Потери, млн. кВт.ч/отношение потерь к электропотреблению энергосистемы, %%
		в сети 110 кВ	%%	в сети 220 кВ	%%	Всего, 110 кВ и выше	%%
2007	3 782,12	71,780	1,89	113,22	2,99	185	4,89
2008	3 790,514	65,96	1,74	105,23	2,78	171,19	4,51
2009	3 558,905	59,06	1,66	92,61	2,6	151,67	4,26
2010	3 681,486	69,55	1,89	107,64	2,92	177,19	4,81
2011	3 611,475	68,77	1,9	112,38	3,11	181,15	5,02

В таблице N 63 представлена структура технических потерь мощности в электрической сети 110 кВ Костромской энергосистемы по участкам.
Таблица N 63
Структура технических потерь мощности в электрической сети
110 кВ Костромской энергосистемы по участкам

Составляющие технических потерь	Потери мощности, МВт
Галичский участок	Нагрузочные потери:
	в трансформаторах 110 кВ	1,18
	в ВЛ 110 кВ	0,43
	Потери ХХ в трансформаторах	0,51
	Всего	2,12
Костромской участок	Нагрузочные потери:
	в трансформаторах 110 кВ	4,06
	в ВЛ 110 кВ	4,45
	Потери ХХ в трансформаторах	1,43
	Всего	9,94
Нейский участок	Нагрузочные потери:
	в трансформаторах 110 кВ	1,63
	в ВЛ 110 кВ	0,9
	Потери ХХ в трансформаторах	0,61
	Всего	3,14
Шарьинский участок	Нагрузочные потери:
	в трансформаторах 110 кВ	1,44
	в ВЛ 110 кВ	1,71
	Потери ХХ в трансформаторах	0,49
	Всего	3,64
Всего по сети 110 кВ	18,84

Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше составили порядка 181 млн. Вт.ч, или 5%% от электропотребления энергосистемы.
Раздел II.Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Костромской области
77."Узкие места" в распределительной сети определяются рядом факторов. К наиболее распространенным следует отнести то, что схемы присоединения к сети электросетевых объектов в отдельных случаях не соответствуют требованиям нормативных документов. Другим фактором является неудовлетворительное состояние отдельных линий и подстанций.
В Костромской энергосистеме в эксплуатации имеются подстанции, на трансформаторах которых отсутствует переключающее устройство регулирования под нагрузкой (далее - РПН) и т.п. Есть в энергосистеме также ЛЭП 110 кВ, которые по своему техническому состоянию малопригодны для дальнейшей эксплуатации. Характеристика "узких мест" схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Костромской области приведена в таблице N 64.
В соответствии с Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 года N 281 "Об утверждении методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (далее - Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем), ПС 110 кВ рекомендуется выполнять двухтрансформаторными. В Костромской энергосистеме в рассматриваемый период до 2020 года для однотрансформаторных ПС 110 кВ отсутствует необходимость в установке вторых трансформаторов, что обусловлено отсутствием заявок на подключение новых потребителей к данным ПС и малой загрузкой трансформаторов.
Таблица N 64
"Узкие места" схемы электрических соединений сетей
110 кВ и выше

Характеристика "узких мест"	Наименование электросетевых объектов	Кол-во ПС/ЛЭП, шт.
ПС с одним трансформатором	Шекшема, Октябрьская	2
ПС с трансформаторами без РПН	Кострома-3, Нерехта-2, Новая, Чухлома, Антропово (р.), Павино, Шортюг, Якшанга	8
ПС на ОД и КЗ	Новинское, Шекшема, Ильинское, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья (т.), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т.), Василево, Южная, Красное, Дьяконово, Николо-Полома, Мантуровский БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная, Сусанино, Столбово, Октябрьская, Антропово (т), Лопарево	34

Большая часть схем распределительных устройств (далее - РУ) 110 кВ выполнена по упрощенным схемам (N 110-4) на отделителях и короткозамыкателях, морально устаревших, и их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. Для приведения схем открытых распределительных устройств (далее - ОРУ) 110 кВ существующих подстанций в соответствие с требованиями документа "Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения" при выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.
В Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем указывается:
1) присоединять не более трех промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной - не более пяти;
2) применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций.
Отклонения от указанных рекомендаций снижают надежность электроснабжения потребителей.
Так, например, при ремонте ВЛ 110 кВ Вохма-Павино и отключении ВЛ 110 кВ Поназырево-Никола потребители ПС 110 кВ (ПС 110 кВ Вохма, ПС 110 кВ Никола, ПС 110 кВ Шортюг, ПС 110 кВ Гудково) остаются без питания.
Аналогично при ремонте ВЛ 110 кВ Борок-Елегино и отключении ВЛ 110 кВ Галич (р)-Чухлома потребители ПС 110 кВ Елегино, Солигалич, Федоровское, Чухлома, Луковцино остаются без питания.
Основным питающим центром Костромской энергосистемы является Костромская ГРЭС, обеспечивающая электроснабжение не только потребителей Костромской, но и Ивановской, Ярославской, Владимирской, Московской, Нижегородской областей.
Передача мощности в район города Костромы осуществляется по трем ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь I и II цепи и по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома. Собственная генерация района составляет приблизительно 200 МВт в зимний период и 65 МВт в летний период и обеспечивается за счет генерации Костромской ТЭЦ-1 и Костромской ТЭЦ-2. Приблизительно 50%% мощности, передаваемой по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь I и II цепи, является транзитной в Ярославскую энергосистему и играет существенную роль в балансе.
Электроснабжение потребителей северо-западной части Костромской энергосистемы осуществляется от Костромской ГРЭС по ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь I и II цепи, Костромская ГРЭС-Кострома, Мотордеталь-Борок, Кострома-2-Галич (р).
Электроснабжение потребителей северо-восточной части осуществляется от ПС 500 кВ Звезда по ВЛ 500 кВ Костромская АЭС-Звезда и Звезда-Вятка и в ремонтных режимах в сети 500 кВ от ПС 220 кВ Мантурово по ВЛ 220 кВ Рыжково-Мантурово.
В нормальном режиме пропускной способности сетей 110 кВ и выше достаточно для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах.
Костромская энергосистема является транзитной. Транзитные перетоки оказывают влияние на режимы работы оборудования энергосистемы.
В ремонтных и аварийных режимах работы Костромской энергосистемы возможен выход параметров электрического режима за допустимые пределы в сетях 220-110 кВ. Исходя из этого формируются "узкие места" энергосистемы.
Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская I и II цепь, имеющим низкую надежность электроснабжения и большое число отключений.
Подстанции, ремонт оборудования которых производится с полным погашением потребителей: ПС 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Шекшема.
В настоящее время появление вышеперечисленных режимов исключается при составлении планов ремонтов и проведении ремонтной кампании. Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в подобных режимах применяются схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в делении сети в определенных точках (что приводит к снижению надежности схемы в целом), устройства противоаварийной автоматики, а в отдельных случаях могут применяться графики аварийного ограничения.
Части Костромской энергосистемы, в которых ликвидация отклонений от допустимых пределов электрического режима производится действием противоаварийной автоматики, не требуют скорейшего решения по усилению сети. Но при подключении энергоемких потребителей потребуется подключение электрических сетей к дополнительным источникам электрической мощности на напряжение 220-500 кВ.
78.Ограничений на технологическое присоединение потребителей к отдельным частям энергосистемы нет. Однако присоединение крупных и энергоемких потребителей в некоторых частях энергосистемы и к отдельным подстанциям потребует выполнения схемных решений и подведения данных потребителей под отключение действиями противоаварийной автоматики и включения их в графики аварийного ограничения потребления.
К таким районам и подстанциям можно отнести:
1) северо-западную часть энергосистемы Костромской области: ПС 220 кВ Борок, ПС 110 кВ Буй (т), Буй (р), Буй (с), Западная, подстанции транзита 110 кВ Борок-Солигалич-Чухлома-Галич;
2) северо-восточную часть энергосистемы Костромской области;
3) ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС, питание которых осуществляется от Ивановской энергосистемы;
4) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Шарья (т), Поназырево (т), РП Заря, Промузел, Кроностар.
79.Существуют отдельные узлы энергосистемы, присоединение потребителей к которым ограничено мощностью трансформаторов в ремонтных и аварийных режимах. К таким узлам можно отнести ПС 110 кВ Северная, Кострома-1, Кострома-3, Буй (р), Буй (с), Шарья (р).
Допустимые уровни напряжения в нормальных, ремонтных и аварийных режимах обеспечиваются за счет:
1) регулирования реактивной мощности, вырабатываемой Костромской ГРЭС, Костромской ТЭЦ-1, Костромской ТЭЦ-2 и Шарьинской ТЭЦ;
2) регулирования РПН автотрансформаторов ПС 220 кВ Мотордеталь, Кострома-2, Борок, Галич, Мантурово, ПС 500 кВ Звезда;
3) батарей статических конденсаторов 110 кВ (БСК) ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Шарья (р) и Поназырево (т);
4) работы устройств автоматического ограничения снижения напряжения на ПС 220 кВ Мантурово, ПС 110 кВ Нея, Шарья (р), Промузел, Кроностар.
На текущий момент источников реактивной мощности Костромской энергосистемы достаточно для качественного регулирования напряжения во всех режимах работы энергосистемы.
С целью анализа режимной ситуации, которая сложилась в дни контрольных замеров 17 декабря и 18 июня 2014 года, в таблице N 65 представлены данные по потреблению мощности и генерации электростанций Костромской энергосистемы в часы контрольных замеров.
Таблица N 65
Потребление мощности и генерация электростанций
в дни контрольных замеров

Наименование	17.12.2014 18.00	17.12.2014 04.00	18.06.2014 22.00	18.06.2014 04.00
Потребление, МВт	556	398	403	271
Генерация, МВт	3 161	1 680	2 122	923

Как уже отмечалось выше, Костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2600 МВт в зимний период и 1700 МВт в летний период. Передача мощности напрямую зависит от выработки Костромской ГРЭС. В таблице N 66 приведены данные по передаче мощности в смежные энергосистемы. В зимний период суммарный переток мощности в смежные энергосистемы достигает около 86%% от выработки Костромской ГРЭС, а летом - 80%%.
Таблица N 66
Мощность, передаваемая в смежные энергосистемы

Смежная энергосистема	Наименование ЛЭП	Сечение	Длительно-допустимая мощность, МВт	Дата и время замера
				17.12.2014 18.00		17.12.2014 04.00		18.06.2014 22.00		18.06.2014 04.00
				МВт	%%	МВт	%%	МВт	%%	МВт	%%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Кировская энергосистема	ВЛ 500 кВ Звезда-Вятка	3 x АС-330	1788 при t = +25° C 2307 при t = -5° C	-297	-13	-504	-22	-38	-2	-144	-8
	ВЛ 110 кВ Ацвеж-Поназырево	АС-120	68,7 при t = +25° C 88,6 при t = -5° C	отключена
	ВЛ 110 кВ Гостовская-Поназырево	АС-120	1788 при t = +25° C 2307 при t = -5° C
Московская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Загорская ГАЭС	3 x АС-400	2055 при t = +25° C 2652 при t = -5° C	216	8	-97	-4	-45	-2	-126	-6
Владимирская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Владимирская	3 x АС-400	2055 при t = +25° C 2652 при t = -5° C	-408	-15	217	8	-63	-3	407	20
Вологодская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская АЭС-Вологодская	3 x АС-400	2055 при t = +25° C 2652 при t = -5° C	69	3	443	17	-221	-11	-14	-1
	ВЛ 110 кВ Никольск-Павино	АС-95	59,3 при t = +25° C 76,5 при t = -5° C	отключена				-5	-8	12	20
	ВЛ 110 кВ Буй (т)-Вохтога (т)	АС-150	80,9 при t = +25° C 104,4 при t = -5° C	-7	-7	13	12	отключена
Нижегородская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Луч	3 x АСО-400	2055 при t = +25° C 2652 при t = -5° C	-1065	-40	-886	-33	-561	-27	436	21
	ВЛ 220 кВ Рыжково-Мантурово	АС-300	249 при t = +25° C 321 при t = -5° C	-60	-19	-38	-12	-29	-12	-21	-8
Ивановская энергосистема	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Вичуга-1	АС-400	301 при t = +25° C 388 при t = -5° C	-149	-38	-69	-18	-115	-38	-48	-16
	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Вичуга-2	АС-400	301 при t = +25° C 388 при t = -5° C	-166	-43	-78	-20	-114	-38	-48	-16
	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Иваново-1	АС-400	301 при t = +25° C 388 при t = -5° C	-173	-45	-70	-18	-180	-60	-66	-22
	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Иваново-2	АС-400	301 при t = +25° C 388 при t = -5° C	-189	-49	-78	-20	отключена
	ВЛ 110 кВ Заволжск-Александрово	АС-120	68,7 при t = +25° C 88,6 при t = -5° C	-3	-3	2	2	4	6	4	6
	ВЛ 110 кВ Фурманов-Клементьево	АС-120	68,7 при t = +25° C 88,6 при t = -5° C	-7	-8	-5	-6	отключена
	ВЛ 110 кВ Писцово-Нерехта-1	АС-120	68,7 при t = +25° C 88,6 при t = -5° C	5	6	5	6	14	20	14	20
Ярославская энергосистема	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Ярославская	АС-500	342 при t = +25° C 441 при t = -5° C	-178	-40	-69	-16	-186	-54	-90	-26
	ВЛ 220 кВ Мотордеталь-Тверицкая	АС-300	249 при t = +25° C 321 при t = -5° C	-126	-39	-49	-15	-132	-53	-70	-28
	ВЛ 110 кВ Халдеево-Буй (т)	АС-120	68,7 при t = +25° C 88,6 при t = -5° C	-14	-16	1	1	-11	-16	-5	-7
	ВЛ 110 кВ Нерехта-1	АС-120	68,7 при t = +25° C 88,6 при t = -5° C	-33	-37	-15	-17	-23	-33	-14	-20
	ВЛ 110 кВ Нерехта-2	АС-150	80,9 при t = +25° C 104,4 при t = -5° C	-32	-31	-13	-12	-24	-30	-14	-17
	Итого получение/передача мощности в соседние энергосистемы			285/-2902		681/-1971		18/-1747		873/-660

--------------------------------
Знак "минус" означает передачу активной мощности в смежную энергосистему.
80.Анализ режимной ситуации, сложившейся на день контрольного замера в 2014 году, показывает, что загрузка сети 110 кВ и выше и уровни напряжений находятся в пределах допустимых значений.
В таблицах N 67 и 68 представлена загрузка автотрансформаторов и ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы.
Таблица N 67
Загрузка автотрансформаторов Костромской энергосистемы

N п/п	Наименование	Установленная мощность, МВА	Дата и время замера
			17.12.2014 18.00		17.12.2014 04.00		18.06.2014 22.00		18.06.2014 04.00
			МВА	%%	МВА	%%	МВА	%%	МВА	%%
1.	Костромская ГРЭС	АТ-2 3 x 267	150	18	132	16	110	14	127	16
		АТ-4 3 x 267	274	33	173	21	154	19	175	21
2.	ПС 500/110/10 кВ Звезда	АТ-1 3 x 135	156	42	90	24	135	36	71	19
3.	ПС 220/110/10 кВ Мантурово	АТ-1 125	63	52	38	31	30	24	22	18
4.	ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь	АТ-1 125	51	40	25	20	70	55	37	29
		АТ-2 125	49	38	25	20	отключен
5.	ПС 220/110/10 кВ Борок	АТ-1 125	26	21	15	12	26	20	17	13
		АТ-2 125	25	20	15	12	25	20	17	13
6.	ПС 220/110/10 кВ Галич	АТ-1 125	44	34	35	27	отключен
		АТ-2 125	21	16	55	17	27	11	19	15
7.	ПС 220/110/6 кВ Кострома-2	АТ-1 125	30	23	15	11	66	51	28	22
		АТ-2 90	30	35	16	18	отключен

Таблица N 68
Загрузка ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы

N п/п	Наименование ЛЭП	Сечение	Длительно-допустимая мощность, МВт	Дата и время замера
				17.12.2014 18.00		17.12.2014 04.00		18.06.2014 22.00		18.06.2014 04.00
				МВт	%%	МВт	%%	МВт	%%	МВт	%%
1.	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Костромская АЭС	3 x АСО-400	2055 при t = +25° C 2652 при t =-5° C	390	15	159	6	397	19	230	11
2.	ВЛ 500 кВ Костромская АЭС-Звезда	3 x АС-330	1788 при t = +25° C 2307 при t = -5° C	456	20	601	26	173	10	215	12
3.	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь-1	АС-300	249 при t = +25° C 321 при t = -5° C	132	41	67	21	141	57	79	32
4.	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь-2	АС-300	249 при t = +25° C 321 при t = -5° C	163	51	83	26	143	57	81	33
5.	ВЛ 220 кВ Мотордеталь-Борок	АС-300	249 при t = +25° C 321 при t = -5° C	73	23	53	17	80	32	53	21
6.	ВЛ 220 кВ Борок-Галич	АС-300	249 при t = +25° C 321 при t = -5° C	21	7	22	7	27	11	19	8
7.	ВЛ 220 кВ Кострома-Галич	АС-300	249 при t = +25° C 321 при t = -5° C	43	13	34	11	отключена
8.	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома	АС-300	249 при t = +25° C 321 при t = -5° C	91	28	55	17	65	26	27	11

Раздел III.Основные направления развития электроэнергетики Костромской области
Глава 16.Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на пятилетний период по Костромской области по данным ОАО "Со ЕЭС"
81.Прогноз спроса на электрическую энергию Костромской области соответствует прогнозу, представленному в схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы, утвержденных Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 1 августа 2014 года N 495 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы" (далее - Схема и программа развития ЕЭС России), и имеющимся данным по их актуализации. Первым годом построения прогноза является 2015 год. В соответствии с базовым прогнозом, разработанным в начале текущего года системным оператором единой энергетической системы (далее, соответственно, - СО, ЕЭС), полное электропотребление в области составит 3 620 млн. кВт.ч.
Для целей построения прогноза данные Росстата адаптированы к уровням потребления электрической энергии, которые фиксирует СО.
Таблица N 69
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность
в Костромской области по данным ОАО "Системный оператор
единой энергетической системы"

Показатель	Годы
	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление, млн. кВт.ч	3 620	3 627	3 638	3 650	3 655	3657
Среднегодовые темпы прироста, %%	0,08	0,19	0,3	0,33	0,14	0,05
Максимум нагрузки, МВт	645	646	649	650	650	650
Среднегодовые темпы прироста, %%	0	0,16	0,46	0,15	0	0
Число часов использования максимума нагрузки, ч	5 380	5 377	5 382	5 379	5 380	5380

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на период до 2020 года составлен с учетом социально-экономического развития региона и поступивших заявок на технологическое присоединение (таблица N 70). Анализ таблицы показывает, что прогнозируемый прирост нагрузки составляет 2-3 МВт в год.
В таблицах N 71 и 72 представлены данные по максимуму нагрузки и электропотреблению крупных потребителей Костромской энергосистемы за отчетный период и с перспективой до 2020 года.
Анализ таблицы N 71 показывает, что большое развитие имеет ОАО "Газпромтрубинвест", деятельность которого связана с производством стальных труб. Данный завод получает питание от ПС 110/35/10 кВ КПД.
Таблица N 70
Перечень заявок потребителей на присоединение
к электрической сети

N п/п	Наименование потребителя	Мощность по выданным ТУ со сроком исполнения в 2015 году, МВт	Перспективная нагрузка	Примечание
1.	Реконструкция ПС 110 кВ Кострома-1 с увеличением присоединенной мощности на 12 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 3,5 МВт	0,726	1,3 МВт - ОАО "Русский хлеб"; 1,5 МВт - ОАО "Кострома-мебель"	Реконструкция ПС включена в инвестпрограмму
2.	Реконструкция ПС 110 кВ Северная с увеличением присоединенной мощности на 5 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 4,25 МВт	2,098	2,15 МВт - ОГБУЗ "Костромская областная клиническая больница"	Реконструкция ПС включена в инвестпрограмму
3.	Реконструкция ПС 110 кВ Буй (с) с увеличением присоединенной мощности на 7,4 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 2,15 МВт	1,1	1,3 МВт - химический завод; 0,6 МВт - цех по производству сульфата алюминия; 2 МВт - квартал жилой застройки	Реконструкция ПС включена в инвестпрограмму
4.	Реконструкция ПС 110 кВ Кострома-3 с увеличением присоединенной мощности на 6 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 5,5 МВт	1,0	4,0 МВт - индивидуальное жилищное строительство в п. Волжский	Реконструкция ПС включена в инвестпрограмму
5.	Реконструкция ПС 110 кВ СУ ГРЭС с увеличением присоединенной мощности на 6 МВА и увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей на 4,4 МВт	2,7	мощность уточняется - тепличное хозяйство в г. Волгореченск	Реконструкция ПС включена в инвестпрограмму

Таблица N 71
Прогноз максимума нагрузки крупных потребителей
Костромской энергосистемы

Наименование предприятия	Место расположения (адрес)	Вид экономической деятельности	Максимум нагрузки, МВт
			2015	2016	2017	2018	2019	2020
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "Российские железные дороги"	Костромская обл.	Транспорт	71,89	71,95	72,01	72,07	72,13	72,17
ООО "Кроностар"	г. Шарья, п.г.т. Ветлужский, ул. Центральная, 4	Деревообработка	34,61	34,63	34,66	34,69	34,72	34,76
ОАО "Костромской завод Мотордеталь"	г. Кострома, ул. Московская, 105	Производство машин и оборудования	5,41	5,40	5,40	5,39	5,39	5,39
НАО "СВЕЗА Мантурово"	г. Мантурово, ул. Матросова, 26	Деревообработка	3,40	3,40	3,41	3,41	3,41	3,42
АО "Галичский автокрановый завод"	г. Галич, ул. Гладышева, 27	Производство машин и оборудования	4,38	4,41	4,43	4,45	4,47	4,47
ООО "Совместное предприятие "Кохлома"	г. Кострома, ул. Борьбы, 75	Текстильное производство	3,20	3,20	3,21	3,21	3,21	3,21
ОАО "Газпромтрубинвест"	г. Волгореченск, ул. Магистральная, 1	Производство стальных труб	10,56	10,57	10,58	10,59	10,60	10,63
ООО "НОВ-Кострома"	Костромская обл., г. Волгореченск	Завод по производству буровых установок	4,83	5,10	5,38	5,38	5,38	5,38

Таблица N 72
Прогноз электропотребления крупных потребителей
Костромской энергосистемы

Наименование предприятия	Место расположения (адрес)	Вид экономической деятельности	Электропотребление, млн. кВт.ч
			2015	2016	2017	2018	2019	2020
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "Российские железные дороги"	Костромская обл.	Транспорт	404,95	405,35	405,76	406,17	406,57	406,63
ООО "Кроностар"	г. Шарья, п.г.т. Ветлужский, ул. Центральная, 4	Деревообработка	252,17	252,37	252,57	252,77	252,97	253,01
ОАО "Костромской завод Мотордеталь"	г. Кострома, ул. Московская, 105	Производство машин и оборудования	25,89	25,87	25,84	25,82	25,79	25,79
НАО "СВЕЗА Мантурово"	г. Мантурово, ул. Матросова, 26	Деревообработка	22,44	22,46	22,48	22,50	22,52	22,54
АО "Галичский автокрановый завод"	г. Галич, ул. Гладышева, 27	Производство машин и оборудования	15,09	15,17	15,24	15,32	15,40	15,40
ООО "Совместное предприятие "Кохлома"	г. Кострома, ул. Борьбы, 75	Текстильное производство	24,13	24,16	24,18	24,21	24,23	24,23
ОАО "Газпромтрубинвест"	г. Волгореченск, ул. Магистральная, 1	Производство стальных труб	69,10	69,17	69,23	69,30	69,37	69,43
ООО "НОВ-Кострома"	Костромская обл., г. Волгореченск	Завод по производству буровых установок	10,00	15,00	20,00	20,00	20,00	20,00

Таблица N 73
Максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1%%
от общего объема электропотребления Костромской области и
иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы

Наименование предприятия	Место расположения (адрес)	Вид экономической деятельности	Максимум нагрузки, МВт
			2015	2016	2017	2018	2019	2020
1	2	3	4	5	6	7	8	9
МУП г. Костромы "Костромагорводоканал"	г. Кострома, ул. 1 Мая, д. 2	Производство и распределение воды	7,86	7,86	7,86	7,86	7,86	7,86
НАО "СВЕЗА Кострома"	г. Кострома, ул. Комсомольская, д. 2	Промышленное производство	5,31	5,31	5,31	5,31	5,31	5,31
ООО "Резилюкс-Волга"	г. Кострома, ул. Базовая, д. 12	Промышленное производство	3,06	3,06	3,06	3,06	3,06	3,06
ООО "Костромаинвест"	Костромской район, Красносельское шоссе, д. 1	Сфера услуг	5,83	5,83	5,83	5,83	5,83	5,83
ООО "БКЛМ-Актив"	г. Кострома, ул. Ерохова, д. 3	Промышленное производство	2,39	2,39	2,39	2,39	2,39	2,39
ОАО "ТГК-2"	г. Кострома, ул. Индустриальная, д. 38	Производство и распределение электрической и тепловой энергии	1,81	1,81	1,81	1,81	1,81	1,81
МКУ "СМЗ по ЖКХ"	г. Кострома, пер. Кадыевский, д. 4	Жилищно-коммунальная отрасль	7,99	7,99	7,99	7,99	7,99	7,99
ООО "КТЭК"	г. Кострома, ул. Лагерная, д. 15а	Производство и распределение теплоэнергии	1,93	1,93	1,93	1,93	1,93	1,93
ОАО "Оборонэнергосбыт"	г. Кострома, ул. Сенная, д. 24	Другие виды экономической деятельности	2,92	2,92	2,92	2,92	2,92	2,92
ОАО "Ростелеком"	г. Кострома, ул. Подлипаева, д. 1	Связь	4,32	4,32	4,32	4,32	4,32	4,32
ОАО "МРСК-Центра"	г. Кострома, пр-т Мира, д. 53	Транспортировка электрической энергии	4,63	4,63	4,63	4,63	4,63	4,63
ЗАО "Экохиммаш"	Костромская область, г. Буй, ул. Чапаева, д. 1	Промышленное производство	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16
ООО "Жилкомсервис"	Костромская область, г. Буй, ул. Республиканская, д. 5	Жилищно-коммунальная отрасль	3,33	3,33	3,33	3,33	3,33	3,33
МУП "Коммунсервис" Костромского района	Костромской район, п. Никольское, ул. Мира, д. 16	Производство и распределение тепловой энергии	1,97	1,97	1,97	1,97	1,97	1,97
АО "Шувалово"	Костромской район, п. Шувалово, ул. Рабочая, д. 1	Промышленное производство	2,61	2,61	2,61	2,61	2,61	2,61
ОАО "Костромской силикатный завод"	г. Кострома, ул. Ярославская, д. 43	Промышленное производство	1,38	1,38	1,38	1,38	1,38	1,38

В таблице N 73 приведен максимум нагрузки потребителей, составляющих не менее 1%% от общего объема электропотребления Костромской области и иных, влияющих на режим работы Костромской энергосистемы.
На основании данных ОАО "Системный оператор единой энергетической системы" и Росстат по полному электропотреблению региона разработан прогноз уровней электропотребления по отдельным отраслям экономики и бытовому сектору до 2020 года.
В таблице N 74 и на рисунке N 18 (не приводится) приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на 2015-2020 годы.
Таблица N 74
Структура потребления электрической энергии
в Костромской области на 2015-2020 годы, млн. кВт.ч

Наименование	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Всего потребления	3 620	3 627	3 638	3 650	3 655	3657
Потери в электросетях общего пользования	504	503	502	501	500	500
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	83	83	84	85	86	86
Добыча полезных ископаемых	1	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Обрабатывающее производство	626	627	628	632	634	638
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды, всего, в том числе:	735	733	734	704	709	713
на собственные нужды электростанции	546	543	541	508	509	508
прочее	187	190	192	196	200	205
Строительство	36	37	39	40	42	44
Транспорт и связь	506	508	509	510	512	513
Прочие виды деятельности	557	560,8	564,8	598,8	590,7	579,7
Население	572	574	576	578	580	582

В соответствии с приведенными данными полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2020 году возрастет до 3 657 млн. кВт.; в 2016-2020 годах - почти 0,8%%. Конечное потребление электроэнергии достигнет 2 649 млн. кВт.ч, увеличившись по сравнению с 2016 годом на 68 млн. кВт.ч.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций останется на прежнем уровне порядка 500 млн. кВт.ч в связи с отсутствием ввода новых крупных генерирующих мощностей. Потери в электрических сетях к концу рассматриваемого периода изменятся незначительно.
Рисунок N 18
Изменение структуры электропотребления Костромской области
(2016 и 2020 годы)
Рисунок не приводится.
Глава 17.Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на пятилетний период по Костромской области по региональному варианту
82.Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в Костромской области на период до 2020 года по региональному варианту представлен в таблице N 75. Данный прогноз составлен с учетом социально-экономического развития региона, поступивших заявок на технологическое присоединение, а также перспективных инвестиционных проектов, по которым не имеется заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям, представленных в таблице N 76.
Таблица N 75
Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность
в Костромской области по региональному варианту

Показатель	Годы
	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Электропотребление, млн. кВт.ч	3 620	3 654	3 696	3 740	3 786	4 572
Среднегодовые темпы прироста, %%	0,08	0,94	1,15	1,19	1,23	20,76
Максимум нагрузки, МВт	645	651	660	667	674	820
Среднегодовые темпы прироста, %%	0	0,93	1,38	1,06	1,05	21,66
Число часов использования максимума нагрузки, ч	5 380	5 377	5 382	5 379	5 380	5 380

Для электроснабжения индустриального парка в городе Волгореченск с планируемой к присоединению мощностью 125 МВА в 2018-2019 годах планируется строительство ПС 220/10/10 кВ с установкой трансформаторов 3х62 МВА и строительством отпаек от ВЛ-220 кВ "Костромская ГРЭС-Вичуга-1,2". Окончательный вариант присоединения объектов для реализации проекта будет уточняться после подачи официальной заявки на технологическое присоединение в филиал ОАО "МРСК-Центра" - "Костромаэнерго".
Таблица N 76
Перечень перспективных инвестиционных проектов, по которым
не имеется заявок на технологическое присоединение
к электрическим сетям

N п/п	Наименование проекта, вид деятельности	Объем производства	Месторасположение (МО, населенный пункт)	Инвестор	Срок реализации проекта	Необходимая мощность, МВт
1.	Выращивание и переработка мяса индейки	До 16,8 тыс. тонн мяса в год	Парфеньевский район, в районе д. Антушево	ООО "Два берега"	2015-2017	6
2.	Строительство цементного завода	1 млн. тонн цемента	Солигаличский район	ОАО "АКБ Московский индустриальный банк"	Уточняется	15
3.	Строительство кирпичного завода пластического формирования	Уточняется	Шарьинский муниципальный район	ООО "Николо-Шангский завод строительных материалов"	2017	1,2
4.	Строительство силикатного завода	Уточняется	г. Кострома	ООО "ЗАВОД СИЛИКАТНЫЙ КАМЕНЬ"	2017-2018	2,24
5.	Завод по производству кирпича	Уточняется	Городской округ город Волгореченск	Уточняется	2017	2,5
6.	Индустриальный парк в г. Волгореченске	Уточняется	Городской округ город Волгореченск	Уточняется	2016-2019	125
7.	Строительство кролиководческой фермы	4,8 тыс. тонн мяса в год	Костромской муниципальный район	ООО "Русский кролик"	2015-2016	уточняется
8.	Индивидуальное жилищное строительство	Уточняется	Городской округ город Кострома, п. Волжский	Частный инвестор	2015-2020	4,15
9.	Строительство фанерного завода	Уточняется	Буйский муниципальный район	Частный инвестор	уточняется	3-5
10.	Завод по производству кирпича	Уточняется	Буйский муниципальный район	Частный инвестор	уточняется	2,5
11.	Индивидуальное жилищное строительство	Уточняется	Костромской район, Бакшеевское с/п, в районе п. Зарубино	Частный инвестор	2016-2030	12,8

Глава 18.Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период
83.Оценка перспективного теплопотребления Костромской области осуществлялась на основе рассмотрения объема перспективного прироста нагрузок за счет развития жилищного сектора и реализации крупных инвестиционных проектов в промышленности. Основой для прогноза служили:
1) данные об освоении свободных площадок для жилищного строительства и областная целевая программа (далее - ОЦП) по развитию жилищного строительства;
2) данные Росстата по регионам Российской Федерации по удельной теплоемкости производства целлюлозы, бумаги, картона и химико-термомеханической массы (далее - ХТММ).
84.За основу при составлении прогноза по жилищному сектору принята перспективная динамика объемов жилищного фонда, приведенная в ОЦП по развитию жилищного строительства. Объем жилищного фонда - важнейший показатель, оказывающий влияние на энергопотребление населения. Принятые для прогноза значения объема изменения величины жилищного фонда Костромской области приведены в таблице N 77.
Таблица N 77
Общая площадь жилищного фонда и ввод в действие жилья
в Костромской области в 2009-2020 годах

	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Площадь жилищного фонда, млн. кв. м	16,5	16,7	16,8	16,9	16,9	17,0
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м	180	151	152,9	200,0	212,0	243,0
	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Площадь жилищного фонда, млн. кв. м	17,2	17,3	17,4	17,7	17,8	17,9
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м	285,0	316	344	371	380	390

Также с использованием информации об освоении свободных площадок для жилищного строительства был составлен перечень перспективных проектов развития жилищно-коммунального хозяйства.
Следует отметить, что точные сроки реализации рассмотренных проектов установить невозможно, однако известно, что ввод в эксплуатацию новых жилых домов и объектов сферы услуг микрорайонов "Новый город", "Клюшниково" и "Агашкина гора" планируется выполнить в полном объеме к 2019 году. Также известно, что строительство и ввод ряда проектов будет находиться за пределами 2019 года.
С учетом этого принято, что к концу рассматриваемого периода будет введено около 1 716,2 тыс. кв. м жилья, что составляет 61,1%% от общего объема. Детализация объемов ввода жилья по годам реализации проектов представлена в таблице N 78.
В таблице N 78 можно видеть, что итоговая оценка прироста объемов жилья соответствует аналогичным данным, принятым для общего прогноза потребления тепловой энергии по территории Костромской области на основе данных ОЦП по развитию жилищного строительства, приведенным в таблице N 79.
По ряду представленных в таблице N 78 проектов выполнены прогнозные оценки тепловых нагрузок, в составе которых кроме площади жилых зданий были учтены площади новой социальной инфраструктуры и предприятий бытового обслуживания.
Показатели удельного теплопотребления строящихся объектов оценены для Костромской области в размере 56 ккал./ч на кв. м для жилых зданий и 72,8 ккал./ч на кв. м для общественных зданий.
Таблица N 78
Детализация объемов ввода жилья по годам реализации
проектов в Костромской области

N п/п	Название проекта участка застройки	Объемы жилья, тыс. кв. м	Объем ввода жилья по годам, тыс. кв. м
			2015	2016	2017	2018	2019
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	"Агашкина гора-1" (ул. Магистральная)	194,8	12	16	35	60	71,8
2.	пос. Волжский	113,5	21	25	31	0	0
3.	д. Каримово	52,6	0	7	9	14	22,6
4.	м/р-н "Солоница"	24,8	6	6	7,8	0	0
5.	м/р-н "Новый город"	120	32	32	0	0	0
6.	хут. Чернигино	85	25	27	0	0	0
7.	"Агашкина гора-2" (ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)	305,3	0	12	95,3	98	100
8.	м/р-н Паново-2	110	16	18	19	22	23
9.	Караваево (между ТЦ "Коллаж" и п. Караваево)	855,6	0	5,5	9	13	24
10.	д. Подолец	41,5	13	16,5	0	0	0
11.	д. Становщиково	160	4	11	14	19	22
12.	д. Коряково ("Агротехнопарк")	223	5,5	8	15	20	24
13.	д. Клюшниково	322,3	40	50	50	50	50
14.	м/р-н N 11 в г. Волгореченске	29,5	4,7	4,7	6,2	0	0
15.	пос. Апраксино	4,6	0	0	0	0	0
16.	с. Шунга	3,7	0	0	0	0	0
17.	м/р-н "Жужелино", г. Кострома	12	4	0	0	0	0
18.	пос. Шувалово	15,2	5,2	5	5	0	0
19.	д. Стрельниково	9,2	3	3	3,2	0	0
20.	д. Петрилово	8	0	0	2	3	3
21.	д. Пустошки	1,8	0	0	0	0	0
22.	Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной-Кинешемским шоссе и пос. Караваево	90,9	0	5,5	8	12	16
23.	Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорной	17	4,2	4,2	5,6	0	0
24.	м/р-н "Южный" по ул. Восточной в г. Нерехте	2,3	0	0	0	0	0
25.	Квартал застройки м/р-н "Южный" по ул. Южной в г. Нерехта	4,5	1,5	1,5	1,5	0	0
26.	Квартал застройки в р-не д. Осипово в г. Шарье	3,3	1,3	1,3	0	0	0
	Итого	2 810,4	198,4	259,2	316,6	311	356,4

В таблице N 79 представлен альтернативный расчет тепловых нагрузок для рассматриваемых проектов, выполненный с использованием приведенных выше оценок удельного теплопотребления.
Таблица N 79
Увеличение потребности Костромской области в тепловой
энергии за счет ввода новых жилых зданий в 2015-2019 годах

N п/п	Название проекта участка застройки	Объемы жилья, тыс. кв. м	Теплоснабжение, Гкал./час						Оценка необходимой тепловой мощности
			2015	2016	2017	2018	2019	На конец реализации проекта
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	"Агашкина гора-1" (ул. Магистральная)	194,8	0,716	1,670	3,757	7,336	11,618	11,618	55,733
2.	пос. Волжский	113,5	3,429	4,920	6,769	6,769	6,769	6,769	22,764
3.	д. Каримово	52,6	0,000	0,417	0,954	1,789	3,137	3,137	16,821
4.	м/р-н "Солоница"	24,8	0,656	1,014	1,479	1,479	1,479	1,479	6,981
5.	м/р-н "Новый город"	120	5,248	7,157	7,157	7,157	7,157	7,157	35,95
6.	хут. Чернигино	85	3,459	5,069	5,069	5,069	5,069	5,069	23,695
7.	"Агашкина гора-2" (ул. Магистральная-Волгореченское шоссе)	305,3	0,000	0,716	6,399	12,244	18,208	18,208	91,213
8.	м/р-н Паново-2	110	1,670	2,743	3,877	5,189	6,560	6,560	34,223
9.	Караваево (между ТЦ "Коллаж" и пос. Караваево	855,6	0,000	0,328	0,865	1,640	3,071	51,028	243,956
10.	д. Подолец	41,5	1,491	2,475	2,475	2,475	2,475	2,475	11,373
11.	д. Становщиково	160	0,239	0,895	1,730	2,863	4,175	9,542	43,818
12.	д. Коряково ("Агротехнопарк")	223	0,328	0,805	1,700	2,893	4,324	13,300	61,05
13.	д. Клюшниково	322,3	7,294	10,276	13,258	16,240	19,222	19,222	88,227
14.	м/р-н N 11 в г. Волгореченске	29,5	1,109	1,390	1,759	1,759	1,759	1,759	-
15.	пос. Апраксино	4,6	0,274	0,274	0,274	0,274	0,274	0,274	-
16.	с. Шунга	3,7	0,221	0,221	0,221	0,221	0,221	0,221	-
17.	м/р-н "Жужелино", г. Кострома	12	0,716	0,716	0,716	0,716	0,716	0,716	-
18.	пос. Шувалово	15,2	0,310	0,608	0,907	0,907	0,907	0,907	-
19.	д. Стрельниково	9,2	0,179	0,358	0,549	0,549	0,549	0,549	-
20.	д. Петрилово	8	0,000	0,000	0,119	0,298	0,477	0,477	-
21.	д. Пустошки	1,8	0,107	0,107	0,107	0,107	0,107	0,107	-
22.	Жилая застройка, ограниченная ул. Индустриальной-Кинешемским шоссе и пос. Караваево	90,9	0,000	0,328	0,805	1,521	2,475	5,421	-
23.	Квартал застройки в г. Мантурово по ул. Нагорная	17	0,429	0,680	1,014	1,014	1,014	1,014	-
24.	м/р-н "Южный" по ул. Восточной в г. Нерехте	2,3	0,137	0,137	0,137	0,137	0,137	0,137	-
25.	Квартал застройки м/р-н "Южный" по ул. Южной в г. Нерехта	4,5	0,089	0,179	0,268	0,268	0,268	0,268	-
26.	Квартал застройки в р-не д. Осипово в г. Шарье	3,3	0,119	0,197	0,197	0,197	0,197	0,197	-
Итого	2 810,4	28,222	43,680	62,562	81,110	102,366	167,612	735,804

Согласно проведенному прогнозу тепловая нагрузка жилищно-коммунального комплекса Костромской области по завершении всех рассматриваемых проектов вырастет на 167,61 Гкал./ч, в то время как по оценкам исполнительных органов государственной власти Костромской области этот рост составил бы около 735,8 Гкал./ч.
85.Оценка перспективной динамики потребления тепловой энергии в Костромской области на 2015-2019 годы соответствует умеренным темпам развития жилищно-коммунального комплекса (таблица N 80). Расчет выполнен для условий температурного режима, характеризующегося величиной градусо-суток отопительного периода, равной 5 306.
При этом максимальная величина потребления тепловой энергии, которая может быть произведена на источниках когенерации тепловой и электрической энергии, может быть оценена на основе величины установленной тепловой мощности существующих электростанций, скорректированной на величину тепловой мощности пиковых водогрейных котлов и планируемых объемов демонтажа оборудования, а также на основе отчетных значений тепловых потерь и среднего числа часов использования тепловой мощности ТЭС.
С учетом этого доля суммарного потребления тепловой энергии, которая может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии по территории Костромской области, составляет около 17%%.
Таблица N 80
Динамика потребления тепловой энергии в Костромской
области на 2015-2019 годы

Костромская область	2015	2016	2017	2018	2019
Конечное потребление тепловой энергии, тыс. Гкал.	5 516,69	5 560,94	5 608,86	5 660,39	5 715,76
в том числе:
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	223,08	223,08	223,08	223,08	223,08
обрабатывающая промышленность	1 467,13	1 467,13	1 467,13	1 467,13	1 467,13
производство и распределение электроэнергии, газа и воды	312,59	312,59	312,59	312,59	312,59
строительство	18,93	22,21	24,65	26,77	28,87
транспорт и связь	125,87	125,87	125,87	125,87	125,87
прочие виды деятельности, в том числе: сфера услуг	1 132,31	1 134,81	1 137,59	1 140,60	1 143,86
население	2 236,78	2 275,25	2 317,96	2 364,34	2 414,36

Глава 19.Возможные масштабы применения местных и возобновляемых источников энергии в Костромской области
86.Согласно Федеральному закону от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике", к возобновляемым источникам энергии (далее - ВИЭ) относят энергию солнца, ветра, воды (в том числе энергию сточных вод), за исключением случаев использования такой энергии на гидроаккумулирующих электроэнергетических станциях, энергию приливов волн водных объектов, в том числе водоемов, рек, морей, океанов, геотермальную энергию с использованием природных подземных теплоносителей, низкопотенциальную тепловую энергию земли, воздуха, воды с использованием специальных теплоносителей, биомассу, включающую в себя специально выращенные для получения энергии растения, в том числе деревья, а также отходы производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива, биогаз, газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов, газ, образующийся на угольных разработках.
87.Основным местным видом топлива, добываемым и потребляемым на территории Костромской области, является торф.
При этом применение на территории Костромской области таких ВИЭ, как энергия солнца и энергия ветра, маловероятно в силу географического положения и гидрометеорологических характеристик региона.
Так, например, по данным наблюдений Костромского центра по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды, на территории области средняя годовая скорость ветра на высоте 10 метров составляет около 3,5 м/с, тогда как для развития ветроэнергетики большой мощности значение должно быть не менее 10 м/с.
Следует также отметить, что энергетический потенциал солнечной энергии для региона составляет примерно 3 кВт.ч/кв. м/день (рисунок N 19 - не приводится).
То есть с 10 кв. м площади за год в максимальном варианте (при КПД фотоэлементов 13%%) можно получить всего чуть более 1,3 тыс. кВт.ч, что примерно соответствует годовому потреблению электроэнергии одной семьи. При этом по самым оптимистичным оценкам срок окупаемости такой установки составит не менее 11 лет (при стоимости установки примерно 750 евро за 1 кВт). Учитывая вышесказанное и то, что в российском законодательстве отсутствуют стимулирующие внедрение ВИЭ меры, развитие солнечной энергетики на территории Костромской области в ближайшей перспективе является маловероятным. Срок окупаемости проектов по использованию солнечных тепловых электростанций достаточно большой мощности (1 МВт) также оценивается в размере 10-14 лет.
Рисунок N 19
Уровень инсоляции в регионах Российской Федерации
Рисунок не приводится.
Также надо отметить, что исследования, проведенные Институтом высоких температур Российской академии наук совместно с Московским государственным университетом им. М.В.Ломоносова, свидетельствуют о проблемах достижения приемлемых экономических показателей для снабжения изолированных потребителей электроэнергией от солнечных фотоэлектрических энергоустановок и ветрогенераторов. Так, для получения от них 0,1 кВт электрической мощности (с коэффициентом гарантированной выдачи 99,8) на территории Костромской области потребуется установка от 5 и более кв. м солнечных панелей или от 1 до 3 кВт ветрогенераторов. Помимо капиталовложений в генерирующие мощности для обеспечения указанного коэффициента гарантированной выдачи потребуются дополнительные весьма высокие затраты на аккумуляторные батареи, доходящие до 500 долларов США/кВт (рисунки N 20 и 21 - не приводятся).
Рисунок N 20
Расчетная установленная мощность ветроустановки (Н = 50 м,
скорость ветра 10 км/ч) для выдачи гарантированной
(Кгот = 99,8%%) электрической мощности 0,1 кВт потребителю
Рисунок не приводится.
На основе представленной информации об эффективности использования энергии ветра и энергии солнца можно заключить, что развитие ВИЭ на территории Костромской области в рассматриваемой перспективе возможно только в направлении освоения биоэнергетического потенциала, характеризуемого, прежде всего, возможностью использования отходов лесной, деревообрабатывающей, целлюлозно-бумажной промышленности и запасами торфа.
Одной из основных задач в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности Костромской области является увеличение доли производства тепловой энергии с использованием местных и возобновляемых источников энергии. Согласно государственной программе Костромской области "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области", утвержденной постановлением администрации Костромской области от 28 апреля 2014 года N 175-а "Об утверждении государственной программы Костромской области "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Костромской области" (далее - Программа по энергосбережению), рост объемов производства энергетических ресурсов с использованием ВИЭ и вторичных энергетических ресурсов должен к 2020 году составить около 29%% от уровня 2014 года (таблица N 81).
Рисунок N 21
Расчетная установленная площадь фотоэлектрических элементов
для выдачи гарантированной (99,8%%) электрической мощности
0,1 кВт потребителю (при оптимальном наклоне поверхности
к Солнцу - для Костромской области - (-150)
к широте местности)
Рисунок не приводится.
Таблица N 81
Показатели производства энергетических ресурсов

N п/п	Общие сведения	Ед. изм.	Разбивка по годам
			2013	2014	2014	2016	2017	2018	2019	2020
1.	Объем производства энергетических ресурсов с использованием возобновляемых источников энергии и/или вторичных энергетических ресурсов	Тыс. т.у.т.	140,2	147,2	154,6	162,3	170,4	178,9	187,9	197,3
2.	Прирост накопительным итогом	%%	0	4,7	9,3	13,6	17,7	21,6	25,4	28,9

На рисунке N 22 (не приводится) представлена динамика полного потребления торфа, ГВЭР и отходов на территории Костромской области в 2007-2010 годах.
Рисунок N 22
Динамика полного потребления торфа, ГВЭР и отходов
на территории Костромской области в 2007-2010 годах
Рисунок не приводится.
В период 2007-2010 годов потребление данных энергоресурсов выросло с 241,3 тыс. т.у.т. до 360,3 тыс. т.у.т., продемонстрировав рост в размере 33%% за 4 года. При этом конечное потребление торфа и ГВЭР составило 41,6%% от общего потребления данных энергоресурсов на территории Костромской области (рисунок N 23 - не приводится).
Рисунок N 23
Структура баланса поставки и потребления торфа, ГВЭР
и отходов на территории Костромской области
Рисунок не приводится.
В целом на местные и возобновляемые источники энергии приходится 9,4%% конечного потребления энергоресурсов в Костромской области (рисунок N 24 - не приводится). Данный показатель является достаточно высоким по сравнению с другими регионами Российской Федерации, где отсутствует добыча местных топливно-энергетических ресурсов.
Рисунок N 24
Структура конечного потребления энергоресурсов по их видам
Рисунок не приводится.
88.Отходы деревообработки используются в производстве древесных топливных гранул и брикетов. Они относятся к CO2-нейтральным с низким содержанием серы. Часть этих отходов используется непосредственно самими деревообрабатывающими предприятиями в качестве топлива для сушки пиломатериалов и отопления производственных цехов. Перевод котельных с газа, мазута и угля на древесные отходы требует меньше финансовых и временных затрат по сравнению с переходом на торфяное топливо. Современные котельные, работающие на древесных отходах, обеспечивают стопроцентное сгорание топлива, за счет чего достигается высокий КПД котельной.
89.Представленный в настоящем разделе взгляд на развитие ВИЭ на территории Костромской области корреспондируется с перечнем мероприятий по переводу ряда источников теплоснабжения на местные виды топлива, представленных в Программе по энергосбережению, осуществление которых предлагается финансировать с привлечением внебюджетных источников на реализацию региональных программ в области энергосбережения (таблица N 82).
Таблица N 82
Планируемые мероприятия по модернизации котельного
оборудования с переводом его на местные виды топлива

N п/п	Наименование котельной	Адрес	Ориентировочная стоимость СМР (тыс. руб.)	Год реализации	Исполнитель
1	2	3	4	5	6
	Вохомский муниципальный район Костромской области
1.	Оптимизация 3-х котельных (РСУ, МАТП, ЦРБ), строительство котельной с установкой 2-х котлов мощностью по 1,5 МВт, работающих на отходах деревообработки, с заменой теплотрассы протяженностью 200 п. м в двухтрубном исполнении на трубы с пенополиуретановой теплоизоляцией с оцинкованным покрытием	п. Вохма	5 000,00	2015	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		5 000,00
	Сусанинский муниципальный район Костромской области
2.	Реконструкция котельной МОУ "Медведковская СОШ" с заменой 2-х котлов и насосов		1 300,00	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
3.	Котельная Григоровского ДК и ФАПа (перевод на дрова)	д. Григорово	300,00	2015	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		1 600,00
	Октябрьский муниципальный район Костромской области
4.	Модернизация котельной ОГБУЗ "Боговаровская районная больница" с переводом на энергоэффективный котел мощностью 1,5 МВт (топливо - дрова, отходы деревообработки)	с. Боговарово	2 300,00	2015	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
5.	Модернизация котельной МБДОУ детский сад "Солнышко" с установкой котла мощностью 0,5 МВт (топливо - дрова, отходы деревообработки), с заменой теплотрассы протяженностью 120 м в двухтрубном измерении	с. Боговарово	3 200,00	2015	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		5 500,00
	Городской округ город Мантурово Костромской области
6.	Котельная N 33, на мазуте (перевод на местные виды топлива - торф, отходы деревообработки)	ул. Гидролизная, д. 1	230 000,00	2016-2017	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		230 000,00
	Пыщугский муниципальный район Костромской области
7.	Котельная N 1 МОУ "Пыщугская средняя общеобразовательная школа" (перевод на отходы деревообработки)	Костромская область, с. Пыщуг, ул. Колхозная, д. 10б	3 100,00	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
8.	Котельная N 2 МБДОУ детский сад "Солнышко" (перевод на отходы деревообработки)	Костромская область, с. Пыщуг, ул. Чкалова, д. 1	1 500,00	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		4 600,00
	Парфеньевский муниципальный район Костромской области
9.	Реконструкция котельной школы пос. Николо-Полома (перевод на местные виды топлива)	пос. Николо-Полома	2 500,00	2015	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого:		2 500,00
	Антроповский муниципальный район Костромской области
10.	Центральная котельная	пос. Антропово	2 170,00	2015	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
11.	Котельная ОГБУЗ "Антроповская районная больница"	пос. Антропово	2 100,00	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		4 270,00
	Всего		253 470,00

Анализ представленных в таблице N 82 мероприятий с учетом информации о текущих значениях выработки тепловой энергии и основных технико-экономических показателях функционирования источников теплоснабжения, на которых эти мероприятия планируется реализовать, позволили провести расчет объемов возможных изменений в структуре потребления первичных энергоресурсов при производстве тепловой энергии (таблица N 83).
Таблица N 83
Изменение общего расхода топлива на производство тепловой
энергии в результате проведения запланированных мероприятий
по переводу котельного оборудования
на местные виды топлива, т.у.т.

	Общий расход топлива до модернизации оборудования с переводом на ГВЭР			Общий расход топлива после модернизации оборудования с переводом на ГВЭР			Изменение общего расхода топлива на производство тепловой энергии			Годовая экономия общего расхода топлива на производство тепловой энергии
Вид топлива	ГВЭР	мазут	уголь	ГВЭР	мазут	уголь	ГВЭР	мазут	уголь	1 661
Количественное значение	3 092	8 961	3 173	13 565	0	0	+10 473	-8 961	-3 173

Как можно видеть из таблицы N 83, в результате реализации проведения запланированных мероприятий по переводу существующих котельных на местные виды топлива, помимо изменений в структуре топливного баланса, прогнозируется получение годовой экономии топлива в размере около 1,6 тыс. т.у.т., что обуславливается прогнозируемым ростом КПД котлов после модернизации.