Приложение к Постановлению от 04.06.2016 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 2017	на 2021
ВЛ 500 кВ
КГРЭС-Загорская ГАЭС	1973	224	14,96	АС-400x3	39	44	48
КГРЭС-Владимирская	1971	177,3	16,08	АС-400x3	41	46	50
КГРЭС-Луч	1970	207	6,77	АС-400x3	42	47	51
КГРЭС-Костромская АЭС	1981	140	140	АС-400x3	31	36	40
Костромская АЭС-Вологда	1981	165	53,5	АС-400x3	31	36	40
Костромская АЭС-Звезда	1985, 2006	196,1	196,1	АСО-330x3	27	32	36
Звезда-Вятка	2006	327	102,9	АСО-330x3	6	11	15
КГРЭС-Нижегородская	2015	285,48	6,77	АС-400x3	-	2	6
Итого:		1 721,88	537,08
ВЛ 220 кВ
КГРЭС-Иваново-1	1975	71,3	15,63	АСО-400	37	42	46
КГРЭС-Иваново-2	1983	71,3	15,63	АСО-400	29	34	38
КГРЭС-Вичуга-1	1969	60,2	7,13	АСО-400	43	48	52
КГРЭС-Вичуга-2	1980	60,4	7,08	АС-400	32	37	41
Мотордеталь-Тверицкая	1991	109,48	16,7	АС-300	21	26	30
КГРЭС-Кострома-2	1976	51,66	51,66	АС-300	36	41	45
КГРЭС-Мотордеталь-1	1969	39,9	39,9	АСО-300	43	48	52
КГРЭС-Мотордеталь-2	1976	39,9	39,9	АС-300	36	41	45
КГРЭС-Ярославль	1969	110,16	32,8	АС-500	43	48	52
Рыжково-Мантурово	1972	136,74	72,5	АСО-300	40	45	49
Мотордеталь-Борок	1987	102,7	102,7	АС-300	25	30	34
Кострома-2-Галич (р)	1976	123,155	123,15	АСО-300	36	41	45
Борок-Галич (р)	1987	57,72	57,72	АС-300	25	30	34
Галич (р)-Антропово	1998	38,5	38,5	АСУ-300	14	19	23
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 2017	на 2021
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Центральный РЭС
1.	Нерехта-1-Клементьево	1950	1	22,4	АС-120	удовл.	62	67	71
2.	Мотордеталь-Кострома-1 (2)	2013	2	4,76	АС-185	хорошее	-	4	8
3.	отп. на Строммашина	1970	2	0,67	АС-150	удовл.	42	47	51
4.	Нерехта-1-Мотордеталь-1 (2)	1959	2	49	АС-120, АС-95	удовл.	53	58	62
5.	отп. на Космынино	1959	2	5,3	АС-120	удовл.	53	58	62
6.	отп. на Нерехта-2	1959	2	1,64	АС-70	удовл.	53	58	62
7.	Южная-1 (2)	1986	2	5,05	АС-120	удовл.	26	31	35
8.	Василево-1 2)	1979	2	10,5	АС-70	удовл.	33	38	42
9.	Кострома-1-Северная	2013	2	12,08	АС-185	хорошее	-	4	8
10.	Кострома-1-Центральная	2013	2	15,26	АС-185	хорошее	-	4	8
11.	Кострома-2-Северная	2013	2	8,2	АС-185	хорошее	-	4	8
12.	ТЭЦ-2-Центральная	2013	2	8,08	АС-185	хорошее	-	4	8
13.	отп. на ТЭЦ-1	1960	2	1,82	АС-70	удовл.	52	57	61
14.	отп. на Кострома-3	1960	2	0,1	АС-70	удовл.	52	57	61
15.	ТЭЦ-2-Кострома-2	1974	2	3,9	АС-150	удовл.	38	43	47
16.	Красное-1 (2)	2009	2	5,7	АС-150, АС-70	удовл.	3	8	12
17.	отп. на Восточная-1	2009	2	6,6	АС-150, АС-95	удовл.	3	8	12
18.	Восточная-1 (2)	2009	2	2,2	АС-120	удовл.	3	8	12
19.	Давыдовская-1 (2)	2009	2	1,35	АС-150, АС-240	удовл.	3	8	12
20.	Клементьево-Фурманов	1980	1	5,1	АС-120	удовл.	32	37	41
21.	Аэропорт-1 (2)	1994	2	5,7	АС-120	удовл.	18	23	27
22.	Калинки-Судиславль	1973	1	37,8	АС-120	удовл.	39	44	48
23.	Судиславль-Кр. Поляна	1973	1	37,5	АС-120	удовл.	39	44	48
24.	ТЭЦ-2-Калинки	1961	1	21,8	АС-120	удовл.	51	56	60
25.	Приволжская-1 (2)	1974	2	11,4	АС-95	удовл.	38	43	47
26.	Александрово-Заволжск	1972	1	14,42	АС-120	удовл.	40	45	49
27.	Борок-Сусанино	1971	1	14,2	АС-150	удовл.	41	46	50
28.	Сусанино-Столбово	1997	1	43,8	АС-120	удовл.	15	20	24
29.	Кр. Поляна-Александрово	1982	1	25,43	АС-120	удовл.	30	35	39
30.	Кр. Поляна-Кадый	1983	1	64,5	АС-150	удовл.	29	34	38
31.	Кр. Поляна-Столбово	1989	1	21,55	АС-120	удовл.	23	28	32
32.	Нерехта-Писцово	1991	1	23,7	АС-120	удовл.	21	26	30
Галичский РЭС
33.	Борок-Буй (т)	1985	1	25,5	АС-120	удовл.	27	32	36
34.	Борок-Буй (с)	1985	1	22,9	АС-120	удовл.	27	32	36
35.	Борок-Галич (т)	1985	1	58,4	АС-120	удовл.	27	32	36
36.	Борок-Новая	1992	1	54,6	АС-120	удовл.	20	25	29
37.	отп. на Орехово	1970	2	2,28	АС-120	удовл.	42	47	51
38.	Галич (р)-Галич (т)	1964	1	3,3	АС-120	удовл.	48	53	57
39.	Галич (р)-Антропово	1964	2	32,9	АС-185	удовл.	48	53	57
40.	Галич (р)-Чухлома	1964	1	61,9	АС-95	удовл.	48	53	57
41.	отп. на Луковцино	1988	1	0,2	АС-120	удовл.	24	29	33
42.	Елегино-Солигалич	1987	1	51,5	АС-120	удовл.	25	30	34
43.	Чухлома-Солигалич	1964	1	43,7	АС-120	удовл.	48	53	57
44.	отп. на Федоровское	1983	1	2,1	АС-120	удовл.	29	34	38
45.	Борок-Западная	1971	1	11,2	АС-150	удовл.	41	46	50
46.	Борок-Елегино	1986	1	50,2	АС-120	удовл.	26	31	35
47.	Буй (с)-Буй (т)	1980	1	6,1	АС-120	удовл.	32	37	41
48.	Западная-Буй (т)	1971	1	4,3	АС-150	удовл.	41	46	50
49.	Галич (р)-Новая	1992	1	7,8	АС-120	удовл.	20	25	29
50.	Буй (т)-Халдеево	1975	1	24,3	АС-120	удовл.	37	42	46
51.	отп. на Лопарево	1979	2	4,7	АС-185	удовл.	33	38	42
Нейский РЭС
52.	Нея-Антропово (т)	1965	1	55,8	АС-185	удовл.	47	52	56
53.	отп. на Николо-Полома	1977	2	4,3	АС-70	удовл.	35	40	44
54.	Нея-Антропово (р)	1965	1	54,5	АС-185	удовл.	47	52	56
55.	Нея-Мантурово-1 (2)	1965	2	53,6	АС-150	удовл.	47	52	56
56.	отп. на Октябрьская	1965	2	2,6	АС-70	удовл.	47	52	56
57.	Нея-Макарьев	1967	1	58,5	АС-70	удовл.	45	50	54
58.	отп. на Дьяконово	1967	1	1,1	АС-70	удовл.	45	50	54
59.	Мантурово-Шарья	1966	2	20,2	АС-150	удовл.	46	51	55
60.	Гусево-Ильинское	1982	1	35,68	АС-120	удовл.	30	35	39
61.	Мантурово-Гусево	1982	1	28	АС-120	удовл.	30	35	39
62.	Мантурово-БХЗ	1973	2	4,3	АС-95	удовл.	39	44	48
63.	Кадый-Макарьев	1984	1	58,5	АС-120	удовл.	28	33	37
64.	Ильинское-Новинское	1987	1	46,1	АС-120	удовл.	25	30	34
65.	отп. на Яковлево	1966	1	0,7	АС-120	удовл.	46	51	55
Шарьинский РЭС
66.	Звезда-Заря-1 (2)	2006	1	58,347	АС-150	удовл.	6	11	15
67.	Звезда-Мантурово-1 (2)	2006	2	4,1	АС-400	удовл.	6	11	15
68.	Шарья (р)-Заря-1 (2)	2006	2	3,5	АС-150	удовл.	6	11	15
69.	Заря-Кроностар-1 (2)	2006	2	0,65	АС-150	удовл.	6	11	15
70.	Заря-Промузел-1 (2)	2006	2	0,68	АС-150	удовл.	6	11	15
71.	Мантурово-Шарья-1 (2)	1966	2	26,1	АС-150	удовл.	46	51	55
72.	отп. на Шекшема	1966	2	0,34	АС-120	удовл.	46	51	55
73.	Шарья (р)-Шарья (т)	1967	1	12,05	АС-150	удовл.	45	50	54
74.	Шарья (р)-Поназырево (т)	1967	1	54,8	АС-150	удовл.	45	50	54
75.	Шарья (т)-Поназырево (т)	1967	1	48,45	АС-150	удовл.	45	50	54
76.	Никола-Вохма	1968	1	15	АС-120	удовл.	44	49	53
77.	Поназырево-Ацвеж	1968	1	7,5	АС-120	удовл.	44	49	53
78.	Поназырево-Гостовская	1968	1	15	АС-120	удовл.	44	49	53
79.	Поназырево-Никола	1968	1	61	АС-120	удовл.	44	49	53
80.	отп. на Шортюг	1968	1	1,33	АС-120	удовл.	44	49	53
81.	отп. на Гудково	1968	1	1,31	АС-95	удовл.	44	49	53
82.	Вохма-Павино	1972	1	48,4	АС-95	удовл.	40	45	49
83.	Павино-Пыщуг	1988	1	38,2	АС-120	удовл.	24	29	33
84.	Новинское-Пыщуг	1991	1	39,1	АС-120	удовл.	21	26	30
85.	Шарья (р)-Рождественское	1976	2	44	АС-120	удовл.	36	41	45
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 2017	на 2021
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	20	24
2.	Фармация	1982	1	12,2	АС-120	хорошее	30	35	39
3.	Кузнецово-1	1981	1	11,1	АС-70, АС-120	хорошее	31	36	40
4.	Кузнецово-2	1981	1	11,1	АС-70, АС-120	хорошее	31	36	40
5.	Коркино-1	1970	1	6,1	АС-70	хорошее	42	47	51
6.	Коркино-2	1970	1	6,1	АС-70	хорошее	42	47	51
7.	Сухоногово-Рудино	1973	1	22	АС-50	хорошее	39	44	48
8.	Борщино-1	1979	1	10,4	АС-50, АС-120	хорошее	33	38	42
9.	Борщино-2	1979	1	10,4	АС-50, АС-120	хорошее	33	38	42
10.	Красное-Прискоково	1984	1	16	АС-120, АС-70	хорошее	28	33	37
11.	Чернево-Прискоково	1984	1	13,7	АС-120, АС-95	хорошее	28	33	37
12.	Красная Поляна-Игодово	1983	1	19,22	АС-70	хорошее	29	34	38
13.	Сусанино-Попадьино	1990	1	20,2	АС-70	хорошее	22	27	31
14.	Мисково-Сандогора	1977	1	14,2	АС-70	хорошее	35	40	44
15.	Калинки-Раслово	1983	1	10	АС-50	хорошее	29	34	38
16.	Саметь-2	1973	1	16,7	АС-70	хорошее	39	44	48
17.	Чернево-1	1969	1	46,38	АС-120, АС-95	хорошее	43	48	52
18.	Сусанино-Головинская-1	1969	2	11,2	АС-150	хорошее	43	48	52
19.	Сусанино-Головинская-2	1969	1	11,2	АС-150	хорошее	43	48	52
20.	Сусанино-Андреевская	1977	1	21,5	АС-50	хорошее	35	40	44
21.	Александрово-Островское	1970	1	29,3	АС-50	хорошее	42	47	51
22.	Воронье-1	1969	1	22,46	АС-95	хорошее	43	48	52
23.	Воронье-2	1969	1	22,46	АС-95	хорошее	43	48	52
24.	Игодово-Легитово	1982	1	27,7	АС-70	хорошее	30	35	39
25.	Александрово-Адищево	1982	1	10,7	АС-50	хорошее	30	35	39
26.	Нерехта-Рождественно	1975	1	11,8	АС-50	удовл.	37	42	46
27.	Красная Поляна-Островское	1970	1	13,2	АС-50	хорошее	42	47	51
28.	Чернево-2	1969	1	46,38	АС-120, АС-95	хорошее	43	48	52
29.	Караваево-1	1981	1	11,56	АС-70	хорошее	31	36	40
30.	Караваево-2	1981	1	11,56	АС-70	хорошее	31	36	40
31.	Байдарка-1	1971	1	5,8	АС-150, АС-95	хорошее	41	46	50
32.	Байдарка-2	1971	1	5,8	АС-150, АС-95	хорошее	41	46	50
33.	Саметь-1	1972	1	16,7	АС-70	хорошее	40	45	49
34.	Кузнецово-ЭМЗ	1984	1	21,3	АС-70	хорошее	28	33	37
35.	Никольское-Кузьмищи	1988	1	12,4	АС-70	хорошее	24	29	33
36.	Никольское-Птицефабрика	1973	1	2	АС-50	хорошее	39	44	48
37.	Кострома-2-Птицефабрика	1972	2	8,8	АС-50	хорошее	40	45	49
38.	Кострома-2-Никольское	1973	2	10,5	АС-95	хорошее	39	44	48
39.	Сущево-Мисково	1976	1	20,8	АС-70	удовл.	36	41	45
40.	Апраксино-Сущево	1962	1	21,4	АС-70	удовл.	50	55	59
41.	Кострома-2-Апраксино	1962	1	15,7	АС-70	хорошее	50	55	59
42.	Мисково-ЭМЗ	1976	1	10,6	АС-70	хорошее	36	41	45
43.	Кузнецово-Сусанино	1982	1	31,5	АС-120	хорошее	30	35	39
44.	Сусанино-Калининская	1982	1	15,6	АС-120	хорошее	30	35	39
45.	Космынино-Рудино	1971	1	25	АС-50	хорошее	41	46	50
46.	ГРЭС-Сидоровское	1983	1	5	АС-70	хорошее	29	34	38
47.	КПД-Владычное	1982	1	9,1	АС-50	хорошее	30	35	39
48.	Ильинское-Сухоногово	1972	1	17,5	АС-70	хорошее	40	45	49
49.	Коркино-Ильинское	1972	1	10,4	АС-70	хорошее	40	45	49
Галичский РЭС
50.	Новая-ПТФ	1993	2	2,8	АС-70	хорошее	19	24	28
51.	Орехово-Левково	1992	1	19,4	АС-70	хорошее	20	25	29
52.	Левково-Березовец	1992	1	10,9	АС-70	хорошее	20	25	29
53.	Галич (р)-Толтуново	1992	1	25,2	АС-50	хорошее	20	25	29
54.	Пронино-Кабаново	1983	1	16,3	АС-70	хорошее	29	34	38
55.	Воронье-Пронино	1980	1	26,8	АС-70	хорошее	32	37	41
56.	Галич (р)-ПТФ	1972	1	9,6	АС-70	хорошее	40	45	49
57.	Толтуново-Березовец	1982	1	24,4	АС-50	хорошее	30	35	39
58.	ПТФ-Пронино	1972	1	27,4	АС-70	удовл.	40	45	49
59.	Черменино-Панкратово	1972	1	10,7	АС-35	удовл.	40	45	49
60.	Судай-Панкратово	1966	1	26,2	АС-35	удовл.	46	51	55
61.	Горбачево-Куземино	1986	1	19,2	АС-50	хорошее	26	31	35
62.	Солигалич-Совега	1985	1	32,9	АС-50	хорошее	27	32	36
63.	Солигалич-Калинино	1976	2	28,1	АС-50	хорошее	36	41	45
64.	Солигалич-Горбачево	1977	1	27,3	АС-50	хорошее	35	40	44
65.	Солигалич-Починок	1964	2	18,5	АС-50	удовл.	48	53	57
66.	Чухлома-Петровское	1978	2	19,7	АС-50	хорошее	34	39	43
67.	Чухлома-Судай	1977	2	19,7	АС-35	удовл.	35	40	44
68.	Дор-Семеновское	1991	1	12,7	АС-35, АС-70	хорошее	21	26	30
69.	Буй (р)-Шушкодом	1962	1	21,6	АС-50	удовл.	50	55	59
70.	Буй (р)-Химик	1972	1	1,7	АС-35, АС-70	удовл.	40	45	49
71.	Химик-Ликурга	1964	1	18,7	АС-35	удовл.	48	53	57
72.	Шушкодом-Дьяконово	1974	1	25,1	АС-50	удовл.	38	43	47
73.	Буй (р)-Дор	1975	1	26,4	АС-50	удовл.	37	42	46
74.	Калинино-Дьяконово	1978	1	41	АС-50	хорошее	34	39	43
Нейский РЭС
75.	Макарьев-1-Тимошино	1992	1	48,9	АС-70	хорошее	20	25	29
76.	Унжа-Сосновка	1985	1	26,1	АС-50	хорошее	27	32	36
77.	Макарьев-2-Унжа	1979	1	19,4	АС-50	хорошее	33	38	42
78.	Макарьев-1-Макарьев-2	1978	1	11,56	АПС-50	хорошее	34	39	43
79.	Макарьев1-Н.Макарово	1970	1	25,4	АС-50	хорошее	42	47	51
80.	Кадый-Якимово	1969	1	27,2	АС-50	удовл.	43	48	52
81.	Макарьев-1-Якимово	1969	1	9,3	АС-50	удовл.	43	48	52
82.	Чернышево-Нежитино	1988	1	27,4	АС-70	хорошее	24	29	33
83.	Н.Макарово-Нежитино	1987	1	27,9	АС-70	хорошее	25	30	34
84.	Кадый-Екатеринкино	1971	1	16,7	АС-50	хорошее	41	46	50
85.	Чернышево-Завражье	1989	1	16,2	АС-70	хорошее	23	28	32
86.	Чернышево-Окулово	1977	1	24,5	АС-50	удовл.	35	40	44
87.	Кадый-Чернышево	1973	1	38,2	АС-50	удовл.	39	44	48
88.	Екатеринкино-Словинка	1971	1	13,3	АС-50	хорошее	41	46	50
89.	Антропово-Слобода	1971	1	9	АС-70	хорошее	41	46	50
90.	Антропово-Палкино	1964	1	17,5	АС-50	удовл.	48	53	57
91.	Палкино-Словинка	1964	1	26,5	АС-50	удовл.	48	53	57
92.	Палкино-Котельниково	1973	1	19	АС-70	хорошее	39	44	48
93.	Котельниково-Легитово	1973	1	9,4	АС-70	хорошее	39	44	48
94.	Парфеньево-Матвеево-1 ц.	1990	1	21,2	АС-70	хорошее	39	44	48
95.	Антропово-Парфеньево-2 ц.	1989	1	40,6	АС-70	хорошее	22	27	31
96.	Антропово-Парфеньево-1 ц.	1965	1	26,7	АС-50	удовл.	23	28	32
97.	Парфеньево-Матвеево-2 ц.	1966	1	21	АС-35	хорошее	47	52	56
98.	Ильинское-Георгиевское	1967	1	30,7	АС-50	хорошее	46	51	55
99.	Георгиевское-Филино	1968	1	18,2	АС-50	удовл.	45	50	54
100.	Овсянниково-Черменино	1968	1	27	АС-50, АС-70	хорошее	44	49	53
101.	Черменино-Панкратово	1971	1	26,6	АС-50	удовл.	44	49	53
102.	Кологрив-Овсянниково	1968	1	27	АС-70	хорошее	41	46	50
103.	Ильинское-Кологрив	1967	1	19,54	АС-95	хорошее	44	49	53
104.	Мантурово-Медведица	1973	1	32,8	АС-35	хорошее	45	50	54
105.	Мантурово-Сосновка	1965	1	32,9	АС-35	хорошее	39	44	48
106.	Мантурово-Фанерный з-д 2 ц.	1968	1	5	АС-150	хорошее	47	52	56
107.	Мантурово-Фанерный з-д 1 ц.	1968	1	5	АС-150	хорошее	44	49	53
108.	Нея-Кужбал	1967	1	23	АС-50	хорошее	44	49	53
109.	Вожерово-Кологрив	1982	1	27,9	АС-50, АС-70	хорошее	45	50	54
110.	Кужбал-Вожерово	1976	1	25,3	АС-50	хорошее	30	35	39
Шарьинский РЭС
111.	Забегаево-Луптюг	1975	1	12,6	АС-50	хорошее	37	42	46
112.	Вохма-Забегаево	1975	1	13,8	АС-50	хорошее	37	42	46
113.	Рождественское-Одоевское	1989	1	20	АС-50	хорошее	23	28	32
114.	Конево-Одоевское	1989	1	10	АС-50	хорошее	23	28	32
115.	Павино-Леденгск	1965	1	19,2	АС-70	хорошее	47	52	56
116.	Пыщуг-Леденгск	1965	1	19	АС-70	хорошее	47	52	56
117.	Лапшино-Спасс	1970	1	12,4	АС-50	хорошее	42	47	51
118.	Вохма-Лапшино	1970	1	17	АС-70	хорошее	42	47	51
119.	Катунино-Ветлуга	1987	1	22	АС-70	хорошее	25	30	34
120.	Павино-Хорошая	1973	1	27,5	АС-50	хорошее	39	44	48
121.	Хорошая-Заветлужье	1973	1	11,9	АС-50	хорошее	39	44	48
122.	Шарья-Кривячка	1963	1	39,3	АС-70	хорошее	49	54	58
123.	Боговарово-Соловецкое	1973	1	19,8	АС-50	хорошее	39	44	48
124.	Вохма-Боговорово-1	1968	1	17	АС-50	хорошее	44	49	53
125.	Спасс-Талица	1972	1	27,5	АС-35	хорошее	40	45	49
126.	Шарья-Н.-Шанга	1977	1	9,7	АС-50	хорошее	35	40	44
127.	Н.-Шанга-Головино	1979	1	23,3	АС-50	хорошее	33	38	42
128.	Рождественское-Катунино	1980	1	17,9	АС-70	хорошее	32	37	41
129.	Пыщуг-Кривячка	1963	1	31,5	АС-70	хорошее	49	54	58
130.	Рождественское-Конево	1970	1	22,6	АС-50	хорошее	42	47	51
131.	Шарья-Рождественское	1969	1	30	АС-50	хорошее	43	48	52
132.	Заветлужье-Головино	1984	1	35,6	АС-70	хорошее	28	33	37
133.	Боговарово-Ильинское	1983	1	24,3	АС-50	хорошее	29	34	38
134.	Шарья-Центральная-1	1984	1	2,6	АС-95	хорошее	28	33	37
135.	Шарья-Центральная-2	1984	1	2,6	АС-95	хорошее	28	33	37
136.	Вохма-Боговорово-2	1986	1	17	АС-50	хорошее	26	31	35
Итого:	2 616,8

По техническому состоянию каждой ВЛ проводится комплексная качественная оценка ЛЭП, определяемая 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 2017	на 2021
ПС 500 кВ
Звезда	500/110/10	2006	3 x 135; 6 x 60	405 МВА, 360 Мвар	6	11	15
Костромская АЭС	500	1986	3 x 60	180 Мвар	26	31	35
Костромская ГРЭС	500	1972	4 x 400	4 801 МВА	40	45	49
		1972	3 x 267		40	45	49
		1977	3 x 533		35	40	44
		1993	3 x 267		19	24	28
ПС 220 кВ
Мотордеталь	220/110/10	1972	2 x 125; 1 x 25; 1 x 40	315 МВА	40	45	49
Мантурово	220/110/35/27,5/10	1965	1 x 125; 2 x 40; 1 x 15	220 МВА	47	52	56
Кострома-2	220/110/35/6	1961	1 x 125; 1 x 90; 2 x 20	255 МВА	51	56	60
Галич	220/110/35/10	1965	2 x 125; 1 x 10	260 МВА	47	52	56
Борок	220/110/10	1987	2 x 125	250 МВА	25	30	34
Костромская ГРЭС	220	1970	4 x 400; 2 x 32; 1 x 63	1 727 МВА	42	47	51

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	Нагрузка ПС по данным замеров, МВА	Степень загрузки при отключении трансформатора большей мощности	Техническое состояние	Срок службы, лет
									на 2012	на 2017	на 2021
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Центральный РЭС
1.	Александрово	110/35/10	1981	2 x 6,3	12,6	3,78	60	удовл.	31	36	40
2.	Аэропорт	110/35/6	1993	2 x 16	32	7,97	50	удовл.	19	24	28
3.	Василево	110/35/10	1979	2 x 10	20	2,41	24	удовл.	33	38	42
4.	Восточная-2	110/35/10	1977	2 x 25	50	6,89	14	удовл.	35	40	44
5.	Давыдовская	110/10	2009	2 x 25	50	11,89	27	удовл.	3	8	12
6.	СУ ГРЭС	110/35/6	1978	1 x 16; 1 x 10	26	6,43	64	удовл.	34	39	43
7.	Григорцево	110/10	1987	1 x 2,5	2,5	0,46	-	удовл.	25	30	34
8.	Калинки	110/35/10/6	1962	2 x 10; 1 x 1,6	21,6	6,31	54	удовл.	50	55	59
9.	Клементьево	110/10	1980	1 x 6,3	6,3	0,74	-	удовл.	32	37	41
10.	Кострома-1	110/6	2015	2 x 16	32	10,73	67	хорошее		2	6
11.	Кострома-3	110/35/6	1963	1 x 16; 1 x 10	26	10,9	109	удовл.	49	54	58
12.	КПД	110/35/10	2014	2 x 25	50	12,55	50	хорошее		3	7
13.	Кр. Поляна	110/35/10	1972	2 x 10	20	4,71	47	удовл.	40	45	49
14.	Красное	110/35/10	1982	2 x 16	32	14,51	91	удовл.	30	35	39
15.	Нерехта-1	110/35/10/6	1940	2 x 25; 2 x 16	82	24,8	44	удовл.	72	77	81
16.	Нерехта-2	110/10/6	1973	1 x 10; 1 x 16	26	1,55	16	удовл.	39	44	48
17.	Строммашина	110/6	1974	2 x 40	80	11,29	28	удовл.	38	43	47
18.	Северная	110/6	1970	1 x 25; 1 x 20	45	19,48	97	удовл.	42	47	51
19.	Столбово	110/10	1990	1 x 10	10	0,81	-	удовл.	22	27	31
20.	Судиславль	110/10	1972	2 x 10	20	7,36	74	удовл.	40	45	49
21.	Сусанино	110/35/10	1987	2 x 10	20	3,17	32	удовл.	25	30	34
22.	Центральная	110/10/6	1989	2 x 25	50	18,99	76	удовл.	23	28	32
23.	Южная	110/35/10	1986	2 x 25	50	16,93	68	удовл.	26	31	35
24.	Восточная-1	110/6	2011	2 x 25	50	6,89	28	хорошее	1	6	10
Галичский РЭС
25.	Буй (р)	110/35/10	1963	1 x 10; 1 x 4	14	2,81	70	удовл.	49	54	58
26.	Буй (с)	110/10	1980	2 x 6,3	12,6	5,78	92	удовл.	32	37	41
27.	Елегино	110/10	1985	1 x 2,5	2,5	0,28	-	удовл.	27	32	36
28.	Западная	110/10	1992	2 x 10	20	5,56	56	удовл.	20	25	29
29.	Лопарево	110/10	1979	2 x 2,5	5	0,44	18	удовл.	33	38	42
30.	Луковцино	110/10	1988	1 x 2,5	2,5	0,41	-	удовл.	24	29	33
31.	Новая	110/35/10	1993	2 x 6,3	12,6	2,12	34	хорошее	19	24	28
32.	Орехово	110/35/10	1965	2 x 6,3	12,6	1,67	27	удовл.	47	52	56
33.	Солигалич	110/35/10	1986	2 x 10	20	5,51	55	удовл.	26	31	35
34.	Федоровское	110/10	1983	1 x 2,5	2,5	0,11	-	удовл.	29	34	38
35.	Чухлома	110/35/10	1965	2 x 6,3	12,6	4,56	72	удовл.	47	52	56
Нейский РЭС
36.	Антропово (р)	110/35/10	1965	1 x 16; 1 x 6,3	22,3	5,78	92	удовл.	47	52	56
37.	БХЗ	110/6/10	1971	2 x 25	50	1,59	6	удовл.	41	46	50
38.	Гусево	110/10	1981	1 x 2,5	2,5	0,41	-	удовл.	31	36	40
39.	Дьяконово	110/10	1977	1 x 2,5	2,5	0,37	-	удовл.	35	40	44
40.	Ильинское	110/35/10	1990	2 x 10	20	5,30	53	удовл.	22	27	31
41.	Кадый	110/35/10	1983	2 x 10	20	4,74	47	удовл.	29	34	38
42.	Макарьев-1	110/35/10	1967	2 x 10	20	8,22	82	удовл.	45	50	54
43.	Нея	110/35/27, 5/10	1966	2 x 40; 1 x 6,3	86,3	21,42	46	удовл.	46	51	55
44.	Новинское	110/10	1988	1 x 2,5	2,5	0,22	-	удовл.	24	29	33
45.	Н.Полома	110/10	1976	1 x 2,5	2,5	0,96	-	удовл.	36	41	45
46.	Октябрьская	110/10	1978	1 x 2,5	2,5	0,70	-	удовл.	34	39	43
47.	Яковлево	110/35/10	1965	1 x 10	10	0,26	-	удовл.	47	52	56
Шарьинский РЭС
48.	Вохма	110/35/10	1968	1 x 16; 1 x 6,3	22,3	4,83	77	удовл.	44	49	53
49.	Гудково	110/10	1987	1 x 2,5	2,5	0,19	-	удовл.	25	30	34
50.	Никола	110/35/10	1991	1 x 6,3	6,3	0,37	-	удовл.	21	26	30
51.	Павино	110/35/10	1975	1 x 10; 1 x 6,3	16,3	2,44	39	удовл.	37	42	46
52.	Промузел	110/6/6	1976	2 x 25	50	4,26	17	удовл.	36	41	45
53.	Пыщуг	110/35/10	1989	2 x 6,3	12,6	2,50	40	удовл.	23	28	32
54.	Рождественское	110/35/10	1986	1 x 10; 1 x 4	14	1,77	44	хорошее	26	31	35
55.	Шарья (р)	110/35/6	1966	1 x 25; 1 x 20	45	19,11	96	удовл.	46	51	55
56.	Шекшема	110/10	1976	1 x 6,3	6,3	0,44	-	удовл.	36	41	45
57.	Шортюг	110/10	1968	1 x 6,3	6,3	0,53	-	удовл.	44	49	53
58.	Якшанга	110/10	1974	1 x 6,3	6,3	1,33	-	удовл.	38	43	47
Итого	1 349,5

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 2017	на 2021
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Галичский РЭС
1.	Степаново	35/10	1989	1 x 4	4	удовл.	23	28	32
2.	Пронино	35/10	1973	1 x 2,5; 1 x 4	6,5	удовл.	39	44	48
3.	Горбачево	35/10	1977	1 x 1	1	удовл.	35	40	44
4.	Калинино	35/10	1976	1 x 1	1	удовл.	36	41	45
5.	Судай	35/10	1965	2 x 1,6	3,2	удовл.	47	52	56
6.	Совега	35/10	1984	1 x 1	1	удовл.	28	33	37
7.	Починок	35/10	1965	1 x 4	4	удовл.	47	52	56
8.	Петровское	35/10	1978	1 x 1,6	1,6	удовл.	34	39	43
9.	Панкратово	35/10	1965	1 x 1	1	удовл.	47	52	56
10.	Куземино	35/10	1986	1 x 1,6	1,6	удовл.	26	31	35
11.	Толтуново	35/10	1982	2 x 2,5	5	удовл.	30	35	39
12.	Кабаново	35/10	1983	2 x 2,5	5	удовл.	29	34	38
13.	Березовец	35/10	1975	1 x 2,5	2,5	удовл.	37	42	46
14.	Дьяконово	35/10	1974	2 x 1	2	удовл.	38	43	47
15.	Дор	35/10	1975	2 x 1,6	3,2	удовл.	37	42	46
16.	Шушкодом	35/10	1964	2 x 1	2	удовл.	48	53	57
17.	Галичская ПТФ	35/10	1977	2 x 4	8	удовл.	35	40	44
18.	Левково	35/10	1992	1 x 1,6	1,6	удовл.	20	25	29
19.	Кренево	35/10	1989	1 x 2,5	2,5	удовл.	23	28	32
20.	Семеновское	35/10	1991	1 x 1,6	1,6	удовл.	21	26	30
21.	Химик	35/10	2003	1 x 3,2	3,2	удовл.	9	14	18
22.	Ликурга	35/10	1963	1 x 1,8; 1 x 1,6	3,4	удовл.	49	54	58
Костромской РЭС
23.	Андреевское	35/10	1979	1 x 1,6	1,6	удовл.	33	38	42
24.	Попадьино	35/10	1990	1 x 1,6	1,6	удовл.	22	27	31
25.	Стоянково	35/10	1977	1 x 1,6	1,6	удовл.	35	40	44
26.	Раслово	35/10	1983	1 x 2,5	2,5	удовл.	29	34	38
27.	Новинки	35/10	1957	1 x 1,8	1,8	удовл.	55	60	64
28.	Адищево	35/10	1967	1 x 4	4	удовл.	45	50	54
29.	Сандогора	35/6	1977	1 x 1	1	удовл.	35	40	44
30.	Гридино	35/10	1995	1 x 1,8	1,8	удовл.	17	22	26
31.	Прискоково	35/10	1964	1 x 2,5	2,5	удовл.	48	53	57
32.	Рудино	35/10	1973	1 x 2,5	2,5	удовл.	39	44	48
33.	Чапаево	35/10	1976	2 x 2,5	5	удовл.	36	41	45
34.	Калининская	35/10	1982	2 x 2,5	5	удовл.	30	35	39
35.	Сущево	35/10	1972	2 x 4	8	удовл.	40	45	49
36.	Минское	35/10	1981	2 x 2,5	5	удовл.	31	36	40
37.	Борщино	35/10	1979	2 x 4	8	удовл.	33	38	42
38.	Исаево	35/10	1973	2 x 4	8	удовл.	39	44	48
39.	Островское	35/10	2008	2 x 2,5	5	удовл.	4	9	13
40.	Игодово	35/10	1989	2 x 1,6	3,2	удовл.	23	28	32
41.	Апраксино	35/10	1985	2 x 2,5	5	удовл.	27	32	36
42.	Ильинское ЦСП	35/10	1985	2 x 2,5	5	удовл.	27	32	36
43.	Сухоногово	35/10	1971	1 x 4; 1 x 3,2	7,2	удовл.	41	46	50
44.	Владычное	35/10	1982	2 x 1,6	3,2	удовл.	30	35	39
45.	Клеванцово	35/10	1974	2 x 1,6	3,2	удовл.	38	43	47
46.	Саметь	35/6	1973	1 x 4; 1 x 1,6	5,6	удовл.	39	44	48
47.	Байдарка	35/6	1970	2 x 6,3	12,6	удовл.	42	47	51
48.	Коркино	35/10	1972	2 x 2,5	5	удовл.	40	45	49
49.	Мисково	35/6	2008	2 x 1,8	3,6	удовл.	4	9	13
50.	Кузьмищи	35/10	1988	2 x 1,6	3,2	удовл.	24	29	33
51.	Кузнецово	35/10	1961	2 x 2,5	5	удовл.	51	56	60
52.	Горьковская	35/10	1986	2 x 1,6	3,2	удовл.	26	31	35
53.	Никольское	35/6	1972	2 x 4	8	удовл.	40	45	49
54.	ЭМЗ	35/6	1964	1 x 1,6; 1 x 1	2,6	удовл.	48	53	57
55.	Караваево	35/10	1962	2 x 6,3	12,6	удовл.	50	55	59
56.	Волжская	35/6	1981	2 x 4	8	удовл.	31	36	40
57.	Сидоровская	35/6	1982	1 x 4; 1 x 2,5	6,5	удовл.	30	35	39
58.	Воронье	35/10	1969	2 x 1,8	3,6	удовл.	43	48	52
59.	Татарское	35/10	1985	2 x 1,6	3,2	удовл.	27	32	36
60.	Чернево	35/10	1968	2 x 1,8	3,6	удовл.	44	49	53
Нейский РЭС
61.	Горчуха	35/10	1972	2 x 2,5	5	удовл.	40	45	49
62.	Окулово	35/10	1977	1 x 1,6	1,6	удовл.	35	40	44
63.	Завражье	35/10	1989	1 x 1,6	1,6	удовл.	23	28	32
64.	Чернышево	35/10	1973	1 x 4	4	удовл.	39	44	48
65.	Екатеринкино	35/10	1991	2 x 1,6	3,2	удовл.	21	26	30
66.	Унжа	35/10	1978	1 x 1; 1 x 1,6	2,6	удовл.	34	39	43
67.	Нежитино	35/10	1987	1 x 1	1	удовл.	25	30	34
68.	Николо-Макарово	35/10	1969	1 x 1,6	1,6	удовл.	43	48	52
69.	Тимошино	35/10	1967	2 x 1	2	удовл.	45	50	54
70.	Якимово	35/10	1987	1 x 1,6; 1 x 2,5	4,1	удовл.	25	30	34
71.	Макарьев-2	35/10	1978	2 x 4	8	удовл.	34	39	43
72.	Филино	35/10	1968	1 x 1,6	1,6	удовл.	44	49	53
73.	Георгиевское	35/10	2008	2 x 2,5	5	удовл.	4	9	13
74.	Овсянниково	35/10	1990	2 x 1,6	3,2	удовл.	22	27	31
75.	Черменино	35/10	1967	1 x 1,6	1,6	удовл.	45	50	54
76.	Кологрив	35/10	1965	2 x 4	8	удовл.	47	52	56
77.	Медведица	35/10	1973	1 x 2,5	2,5	удовл.	39	44	48
78.	Сосновка	35/10	1966	1 x 1,6; 1 x 2,5	4,1	удовл.	46	51	55
79.	Слобода	35/10	1976	1 x 2,5	2,5	удовл.	36	41	45
80.	Кужбал	35/10	1967	1 x 2,5	2,5	удовл.	45	50	54
81.	Вожерово	35/10	1992	2 x 1,6	3,2	удовл.	20	25	29
82.	Парфеньево	35/10	1991	2 x 4	8	удовл.	21	26	30
83.	Матвеево	35/10	1967	1 x 1,8; 1 x 4	5,8	удовл.	45	50	54
84.	Легитово	35/10	1973	1 x 2,5	2,5	удовл.	39	44	48
85.	Котельниково	35/10	2008	1 x 1	1	удовл.	4	9	13
86.	Палкино	35/10	1966	1 x 2,5; 1 x 4	6,5	удовл.	46	51	55
87.	Словинка	35/10	2008	2 x 1,6	3,2	удовл.	4	9	13
Шарьинский РЭС
88.	Пищевка	35/10	1989	1 x 1	1	удовл.	23	28	32
89.	Хорошая	35/10	1974	1 x 2,5	2,5	удовл.	38	43	47
90.	Головино	35/10	1980	1 x 1	1	удовл.	32	37	41
91.	Одоевское	35/10	1989	2 x 1,6	3,2	удовл.	23	28	32
92.	Леденгск	35/10	1979	1 x 4; 1 x 1,6	5,6	удовл.	33	38	42
93.	Лапшино	35/10	1986	2 x 2,5	5	удовл.	26	31	35
94.	Спасс	35/10	1970	1 x 1,6; 1 x 2,5	4,1	удовл.	42	47	51
95.	Талица	35/10	1973	1 x 1,6	1,6	удовл.	39	44	48
96.	Центральная	35/6	1984	2 x 10	20	удовл.	28	33	37
97.	Соловецкое	35/10	1974	1 x 1,6	1,6	удовл.	38	43	47
98.	Ильинское ШСП	35/10	1983	1 x 1,6	1,6	удовл.	29	34	38
99.	Заветлужье	35/10	1974	1 x 1,6	1,6	удовл.	38	43	47
100.	Забегаево	35/10	1988	1 x 1,6	1,6	удовл.	24	29	33
101.	Луптюг	35/10	1975	1 x 2,5	2,5	удовл.	37	42	46
102.	Боговарово	35/10	1981	1 x 4; 1 x 2,5	6,5	удовл.	31	36	40
103.	Конево	35/10	1965	1 x 1,6	1,6	удовл.	47	52	56
104.	Катунино	35/10	1981	1 x 2,5	2,5	удовл.	31	36	40
105.	Кривячка	35/10	1963	1 x 1; 1 x 1,6	2,6	удовл.	49	54	58
106.	Николо-Шанга	35/10	1977	2 x 1,6	3,2	удовл.	35	40	44

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 2017	на 2021
1.	Космынино (т)	110/35/10	1983	2 x 16	32	удовл.	29	34	38
2.	Буй (т)	110/27, 5/10	1968	2 x 40	80	удовл.	44	49	53
3.	Галич (т)	110/27, 5/10	1969	2 x 40	80	удовл.	43	48	52
4.	Антропово (т)	110/27, 5/10	1965	2 x 40	80	удовл.	47	52	56
5.	Шарья (т)	110/27, 5/6	1969	2 x 40	80	удовл.	43	48	52
6.	Поназырево (т)	110/27, 5/10	1969	2 x 40	80	удовл.	43	48	52
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 имели срок службы 50 и более лет, при этом к 2021 году протяженность таких линий составит порядка 41%%.
Таблица N 55
Срок эксплуатации существующих ВЛ напряжением 110 кВ
по состоянию на 2012, 2017, 2021 годы

Срок эксплуатации	На 2012 год		На 2017 год		На 2021 год
	длина, км	в %% к общей длине	длина, км	в %% к общей длине	длина, км	в %% к общей длине
до 30 лет	702,5	38,1	366,2	19,7	243,4	13,1
30 лет и выше	1 141,0	61,8	1 496,9	80,3	1 619,7	86,9
в том числе:
30-40 лет	283,0	15,3	500,3	26,9	596,6	32,0
40-50 лет	732,6	39,7	364,1	19,5	256,7	13,8
50-60 лет	103,0	5,5	610,2	32,7	664,3	35,6
60 лет и выше	22,4	1,2	22,4	1,2	102,1	5,5

Таблица N 56
Срок эксплуатации существующих ВЛ напряжением 220 кВ
и выше по состоянию на 2012, 2017, 2021 годы

Срок эксплуатации	На 2012 год		На 2017 год		На 2021 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	164,9	14,2	148,2	12,8
30 лет и выше	621,1	53,9	993,3	85,8	1010,0	87,2
в том числе:
30-40 лет	445,9	38,7	572,8	49,5	388,9	33,6
40-50 лет	175,2	15,2	420,5	36,3	518,4	44,7
50-60 лет	0		0		102,7	8,9

Таблица N 57
Состояние парка трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ
по состоянию на 2012, 2017, 2021 годы

Срок службы трансформаторов	На 2012 год		На 2017 год		На 2021 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	182,0	10,2	182,0	10,2
16-25 лет	168,5	9,6	44,6	2,5	0	-
Более 25 лет	1 483,0	84,7	1 554,9	87,3	1 599,5	89,8

Как видно из таблицы N 57 на 2012 год порядка 85%% установленной трансформаторной мощности на ПС с напряжением 110 кВ обеспечивалось трансформаторами со сроком службы 25 и более лет, а уже на 2021 год - порядка 90%%.
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 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, 2017, 2021 годы

Срок службы трансформаторов	На 2012 год		На 2017 год		На 2021 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. Кострома.
Таблица N 59
Параметры генераторов Костромской ГРЭС

Ст. N	Тип генератора	Год ввода	Sном, МВА	Рном, 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	Рном, 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.Необходимо 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 годы.
Таблица N 61
Потери мощности в сетях 110 кВ и выше

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

Таблица N 62
Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше

Год	Электропотребление энергосистемы, млн. кВт.ч	Напряжение сети
		110 кВ		220 кВ		110 кВ и выше
		потери, млн. кВт.ч	доля потерь, %%	потери, млн. кВт.ч	доля потерь, %%	потери, млн. кВт.ч	доля потерь, %%
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	0,11
	в ВЛ 110 кВ	0,54
	Потери XX в трансформаторах	0,75
	Всего	1,40
Костромской участок	Нагрузочные потери:
	в трансформаторах 110 кВ	0,36
	в ВЛ 110 кВ	3,76
	Потери XX в трансформаторах	1,17
	Всего	5,29
Нейский участок	Нагрузочные потери:
	в трансформаторах 110 кВ	0,07
	в ВЛ 110 кВ	1,33
	Потери XX в трансформаторах	0,35
	Всего	1,74
Шарьинский участок	Нагрузочные потери:
	в трансформаторах 110 кВ	0,16
	в ВЛ 110 кВ	2,03
	Потери XX в трансформаторах	0,24
	Всего	2,43
Всего по сети 110 кВ	10,86

Потери электроэнергии в сетях 110 кВ и выше составили порядка 66,2 млн. кВт.ч. или 3,09%% от электропотребления энергосистемы.
Раздел II.Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Костромской области
77.Районы с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений 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).
Характеристика районов с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений 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.
Таблица N 64
Районы с высокими рисками выхода параметров
электроэнергетического режима за область допустимых
значений схемы электрических соединений сетей 110 кВ и выше

Районы с высокими рисками выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений	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, Яковлево, Якшанга, Гудково, Шортюг, Никола, Вохма, Шарья (т), Александрово, Судиславль, Калинки, СуГРЭС, Клементьево, Григорцево, Нерехта-2, Космынино (т), Василёво, Южная, Дьяконово, Николо-Полома, БХЗ, Луковцино, Федоровское, Елегино, Западная, Столбово, Октябрьская, Антропово (т), Лопарево	30

Большая часть схем распределительных устройств (далее - РУ) напряжением 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 со "Схемой принципиальных электрических 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-2. 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-2, 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.
Электроснабжение ПС 110 кВ КПД и СУ ГРЭС осуществляется от Ивановской энергосистемы по ВЛ 110 кВ Приволжская I и II цепь.
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 - 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 относятся ПС 110 кВ Северная, Кострома-3, Буй (р), Буй (с), Шарья (р), СУ ГРЭС, ПС 35 кВ Центральная.
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 16 декабря и 17 июня 2015 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	16.12.2015	16.12.2015	17.06.2015	17.06.2015
	18.00	04.00	22.00	04.00
Потребление, МВт	529	386	348	262
Генерация, МВт	2 122	1 422	532	500

Как уже отмечалось выше, Костромская энергосистема является транзитной. По сетям 110 кВ и выше передается в соседние энергосистемы порядка 2 600 МВт в зимний период и 1 700 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	Марка провода	Длительно-допустимый ток, А	Дата и время замера
				17.06.2015		17.06.2015		16.12.2015		16.12.2015
				04.00		22.00		04.00		18.00
				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	2 000 при t = +25 град. C 2 000 при t = -5 град. C	-488	30	238	17	-160	14	223	20
	ВЛ 110 кВ Ацвеж-Поназырево	АС-120	380 при t = +25 град. C 490 при t = -5 град. C	отключена		отключена		отключена		отключена
	ВЛ 110 кВ Гостовская-Поназырево	АС-120	380 при t = +25 град. C 490 при t = -5 град. C	отключена		отключена		отключена		отключена
Московская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Загорская ГАЭС	3 x АС-400	2 000 при t = +25 град. C 2 000 при t = -5 град. C	-93	8	0	7	-265	16	17	8
Владимирская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Владимирская	3 x АС-400	2 000 при t = +25 град. C 2 000 при t = -5 град. C	457	26	80	7	195	13	-487	30
Вологодская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская АЭС-Вологодская	3 x АС-400	2 000 при t = +25 град. C 2 000 при t = -5 град. C	512	32	235	18	отключена		отключена
	ВЛ 110 кВ Никольск-Павино	АС-95	300 при t = +25 град. C 300 при t = -5 град. C	16	34	1	4	15	33	-17	33
	ВЛ 110 кВ Буй (т)-Вохтога (т)	АС-150	300 при t = +25 град. C 300 при t = -5 град. C	14	35	15	23	10	29	-10	21
Нижегородская энергосистема	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Луч	3 x АСО-400	2 000 при t = +25 град. C 2 000 при t = -5 град. C	-508	31	-300	18	-468	27	-441	29
	ВЛ 220 кВ Рыжково-Мантурово	АС-300	600 при t = +25 град. C 600 при t = -5 град. C	-8	6	-56	23	отключена		отключена
Ивановская энергосистема	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Вичуга-1	АС-400	825 при t = +25 град. C 1 000 при t = -5 град. C	отключена		отключена		-42	11	-118	29
	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Вичуга-2	АС-400	825 при t = + 25 град. C 1 000 при t = -5 град. C	-46	16	-117	32	-42	11	-116	29
	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Иваново-1	АС-400	825 при t = +25 град. C 1 000 при t = -5 град. C	-2	4	-55	18	-63	18	-154	39
	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Иваново-2	АС-400	825 при t = +25 град. C 1 000 при t = -5 град. C	4	3	-28	8	-63	18	-154	39
	ВЛ 110 кВ Заволжск-Александрово	АС-120	300 при t = +25 град. C 300 при t = -5 град. C	отключена		отключена		-4	7	-9	16
	ВЛ 110 кВ Фурманов-Клементьево	АС-120	380 при t = +25 град. C 490 при t = -5 град. C	0	10	-6	9	-3	7	-9	10
	ВЛ 110 кВ Писцово-Нерехта-1	АС-120	380 при t = +25 град. C 490 при t = -5 град. C	10	15	8	10	9	9	7	9
Ярославская энергосистема	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Ярославская	АС-500	825 при t = +25 град. C 1 000 при t = -5 град. C	-44	26	-80	31	-73	29	-154	54
	ВЛ 220 кВ Мотордеталь-Тверицкая	АС-300	690 при t = +25 град. C 890 при t = -5 град. C	-39	28	-72	33	-55	29	-115	50
	ВЛ 110 кВ Халдеево-Буй (т)	АС-120	390 при t = +25 град. C 503 при t = -5 град. C	2	5	-7	9	-5	7	-23	31
	ВЛ 110 кВ Нерехта-1	АС-120	390 при t = +25 град. C 503 при t = -5 град. C	-16	21	-22	27	-14	20	-21	30
	ВЛ 110 кВ Нерехта-2	АС-150	390 при t = +25 град. C 503 при t = -5 град. C	-15	20	-22	27	-11	17	-19	29
	Итого получение/передача мощности в соседние энергосистемы			1011/-1259		577/-756		229/-1259		240/-1840

--------------------------------
Знак "минус" означает передачу активной мощности в смежную энергосистему;
%% - загрузка ЛЭП в процентах по току.
80.Анализ режимной ситуации, сложившейся на день контрольного замера в 2015 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
			17.06.2015		17.06.2015		16.12.2015		16.12.2015
			04.00		22.00		04.00		18.00
			МВА	%%	МВА	%%	МВА	%%	МВА	%%
1.	Костромская ГРЭС	АТ-2 3 x 267	121	15	216	26	0	0	0	0
		АТ-4 3 x 267	84	11	143	17	254	31	558	67
2.	ПС 500/110/10 кВ Звезда	АТ-1 3 x 135	31	8	172	45	79	21	187	50
3.	ПС 220/110/10 кВ Мантурово	АТ-1 125	14	11	57	45	0	0	0	0
4.	ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь	АТ-1 125	28	22	39	30	26	21	51	40
		АТ-2 125	28	22	39	30	26	21	51	40
5.	ПС 220/110/10 кВ Борок	АТ-1 125	15	12	9	7	16	13	26	21
		АТ-2 125	15	12	9	7	16	13	25	21
6.	ПС 220/110/10 кВ Галич	АТ-1 125	28	22	17	13	29	23	29	23
		АТ-2 125	0	0	0	0	16	13	7	6
7.	ПС 220/110/6 кВ Кострома-2	АТ-1 125	21	16	32	24	18	14	38	30
		АТ-2 90	21	24	31	34	20	23	39	45

Таблица N 68
Загрузка ВЛ 220-500 кВ Костромской энергосистемы

N п/п	Наименование ЛЭП	Марка провода	Длительно-допустимый ток, А	Дата и время замера
				17.06.2015		17.06.2015		16.12.2015		16.12.2015
				04.00		22.00		04.00		18.00
				МВт	%%	МВт	%%	МВт	%%	МВт	%%
1.	ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС-Костромская АЭС	3 x АСО-400	2 000 при t = +25 град. C 2 000 при t = -5 град. C	11	8	299	16,6	240	14	36	2
2.	ВЛ 500 кВ Костромская АЭС-Звезда	3 x АС-330	2 000 при t = +25 град. C 2 000 при t = -5 град. C	523	31	65	7	240	15	36	3
3.	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь-1	АС-300	710 при t = +25 град. C 915 при t = -5 град. C	65	27	103	35	74	22	134	39
4.	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Мотордеталь-2	АС-300	710 при t = +25 град. C 915 при t = -5 град. C	54	20	57	9	75	21	134	38
5.	ВЛ 220 кВ Мотордеталь-Борок	АС-300	710 при t = +25 град. C 915 при t = -5 град. C	30	13	16	6	46	13	54	15
6.	ВЛ 220 кВ Борок-Галич	АС-300	600 при t = +25 град. C 600 при t = -5 град. C	0	3	0	3	16	7	6	4
7.	ВЛ 220 кВ Кострома-Галич	АС-300	600 при t = +25 град. C 600 при t = -5 град. C	27	12	14	7	28	12	26	11
8.	ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС-Кострома	АС-300	710 при t = +25 град. C 915 при t = -5 град. C	59	20	63	20	56	15	92	26

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 2016-2022 годы, утвержденным Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 1 марта 2016 года N 147 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016-2022 годы" (далее - Схема и программа развития ЕЭС России), и имеющимся данным по их актуализации. Первым годом построения прогноза является 2016 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 3 591 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 "СО ЕЭС"

Показатель	Годы
	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Электропотребление, млн. кВт.ч	3 591	3 598	3 606	3 606	3 615	3 606
Среднегодовые темпы прироста, %%	0,3	0,2	0,2	0	0,2	-0,2
Максимум нагрузки, МВт	622	625	627	627	627	627
Среднегодовые темпы прироста, %%	0,3	0,5	0,3	0	0	0
Число часов использования максимума нагрузки, ч.	5 773	5 757	5 751	5 751	5 766	5 751

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на период до 2021 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 2021 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 технологическое
присоединение к электрическим сетям

Тип объекта присоединения	Наименование объекта присоединения	Адрес объекта	Мощность энергопринимающих устройств, МВт	Период реализации	Категория надежности электроснабжения	Центр питания	Примечание
Промышленное предприятие	ООО "Технологии Рециклинга"	г. Кострома, ул. Базовая, 23	1,6 (в том числе ранее 0,8)	2016-2017	3	ПС 110 кВ КТЭЦ-2	Увеличение мощности
Промышленное предприятие	ООО "Совместное предприятие "Кохлома"	г. Кострома, ул. П.Щербины, д. 7, здание блока цехов N 1	4	2016-2017	2	ПС 110 кВ Давыдовская	Заключение договора
Промышленное предприятие	ООО "Космол"	г. Кострома, ул. Советская, д. 144а	0,75	2016	3	ПС 110 кВ Восточная-1	Увеличение мощности
Промышленное предприятие	ООО "Судиславский завод сварочных материалов"	Судиславский район, дер. Текотово	1,68 (с учетом ранее разрешенной 0,824 составит 2,5)	2016	3	ПС 110 кВ Судиславль	Увеличение мощности
Жилой фонд	ООО "КФК Энерго"	г. Кострома, в квартале, ограниченном улицами Жужелинской и Богатырской м/р-на "Жужелино"	0,92 (в том числе ранее 0,63)	2016	2	ПС 110 кВ Строммашина	Увеличение мощности
Промышленное предприятие	ООО "Буйский КерамЗавод"	Буйский район, дер. Угольское, м. Куликово	3	2016-2018	2	ПС 110 кВ Западная	Заключение договора
Промышленное предприятие	ООО "Профипак"	г. Кострома, ул. Локомотивная, 5	1	2016 год	3	ПС 220 кВ Кострома-2	Заключение договора
Производственные нужды	ООО "Зеленый дом" (тепличный комбинат)	Нерехтский район, южная часть кадастрового квартала 44:13:122201:166	1,5	2016 год	3	ПС 110 кВ Космынино (т)	Заключение договора
Торговый центр	ООО "ЛЕРУА МЕРЛЕН ВОСТОК"	Костромской район, пос. Караваево, ш. Красносельское, д. 1	1,424	2017 год	2	ПС 110 кВ Давыдовская	Заключение договора
Промышленное предприятие	ИП Горохов	Костромской район, дер. Бычиха-12	1,3	2017 год	3	ПС 110 кВ Калинки	Заключение договора
Жилой фонд	ООО "Венеция"	Костромской район, Бакшеевская с/а	2	2017 год	2	ПС 110 кВ Василёво	Заключение договора

Таблица N 71
Прогноз максимума нагрузки крупных потребителей
Костромской энергосистемы

Наименование предприятия	Месторасположение	Вид экономической деятельности	Максимум нагрузки, МВт
			2016	2017	2018	2019	2020	2021
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "Российские железные дороги"	Костромская область	Транспорт	71,95	72,01	72,07	72,13	72,17	72,21
ООО "Кроностар"	г. Шарья, пос. Ветлужский, ул. Центральная, 4	Деревообработка	34,63	34,66	34,69	34,72	34,76	34,80
АО "Костромской завод автокомпонентов"	г. Кострома, ул. Московская, 105	Производство машин и оборудования	5,40	5,40	5,40	5,40	5,40	5,40
НАО "СВЕЗА Мантурово"	г. Мантурово, ул. Матросова, 26	Деревообработка	3,40	3,41	3,41	3,41	3,42	3,42
АО "Галичский автокрановый завод"	г. Галич, ул. Гладышева, 27	Производство машин и оборудования	4,41	4,43	4,45	4,47	4,49	4,51
ООО "Совместное предприятие "Кохлома"	г. Кострома, ул. Борьбы, 75	Текстильное производство	3,20	3,21	3,21	3,21	3,21	3,21
ОАО "Газпромтрубинвест"	г. Волгореченск, ул. Магистральная, 1	Производство стальных труб	12,57	13,58	14,60	14,60	14,60	14,60
ООО "НОВ-Кострома"	г. Волгореченск	Завод по производству буровых установок	4,00	5,00	5,00	5,00	5,00	5,00

Таблица N 72
Прогноз электропотребления крупных потребителей
Костромской энергосистемы

Наименование предприятия	Месторасположение	Вид экономической деятельности	Электропотребление, млн. кВт.ч
			2016	2017	2018	2019	2020	2021
Северная дирекция по энергообеспечению - Структурное Подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "Российские железные дороги"	Костромская область	Транспорт	401,5	401,8	402,1	402,5	402,7	402,9
ООО "Кроностар"	г. Шарья, пос. Ветлужский, ул. Центральная, 4	Деревообработка	249,3	249,5	249,7	249,9	250,2	250,5
АО "Костромской завод автокомпонентов"	г. Кострома, ул. Московская, 105	Производство машин и оборудования	24,87	24,9	24,9	24,95	25,0	25,0
НАО "СВЕЗА Мантурово"	г. Мантурово, ул. Матросова, 26	Деревообработка	24,87	24,9	24,9	24,95	25,0	25,0
АО "Галичский автокрановый завод"	г. Галич, ул. Гладышева, 27	Производство машин и оборудования	15,2	15,2	15,3	15,4	15,4	15,5
ООО "Совместное предприятие "Кохлома"	г. Кострома, ул. Борьбы, 75	Текстильное производство	13,2	13,2	13,2	13,2	13,2	13,2
ОАО "Газпромтрубинвест"	г. Волгореченск, ул. Магистральная, 1	Производство стальных труб	38,8	41,9	45,0	45,0	45,0	45,0
ООО "НОВ-Кострома"	г. Волгореченск	Завод по производству буровых установок	8,3	10,4	10,4	10,4	10,4	10,4

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	Месторасположение	Вид экономической деятельности	Максимум нагрузки, МВт
			2016	2017	2018	2019	2020	2021
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"	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
ПАО "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"	г. Буй, ул. Чапаева, д. 1	Промышленное производство	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16	1,16
ООО "Жилкомсервис"	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, пос. 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, пос. 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
ООО "ЛЕРУА МЕРЛЕН ВОСТОК"	пос. Караваево, Красносельское ш., д. 1	Торговый центр	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5
ИП Горохов Сергей Жоржевич	Костромской район, дер. Бычиха-12, 26	Производственные площадки	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0

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 Росстата по полному электропотреблению региона разработан прогноз уровней электропотребления по отдельным отраслям экономики и бытовому сектору до 2021 года.
В таблице N 74 и на рисунке N 18 (не приводится) приведена структура потребления электрической энергии в Костромской области на 2016-2021 годы.
Таблица N 74
Структура потребления электрической энергии
в Костромской области на 2016-2021 годы, млн. кВт.ч

Наименование	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Всего потребления	3 591	3 598	3 606	3 606	3 615	3 606
Потери в электросетях общего пользования	514	514	515	515	516	515
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	68	68	68	68	68	68
Добыча полезных ископаемых	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
Обрабатывающее производство	640	642	646	646	646	646
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды, всего, в том числе:	754	754	753	753	756	753
на собственные нужды электростанции	603	602	601	601	601	601
прочее	151	152	152	152	155	152
Строительство	31	31	31	31	31	31
Транспорт и связь	521	523	524	524	525	522
Прочие виды деятельности	507,6	508,6	509,6	509,6	511,6	509,6
Население	554	556	558	558	560	560

В соответствии с приведенными данными полное потребление электроэнергии в централизованной зоне Костромской области к 2021 году возрастет до 3 606 млн. кВт.; в 2016-2021 годах - почти 0,8%%. Конечное потребление электроэнергии достигнет 2 490 млн. кВт.ч, увеличившись по сравнению с 2016 годом на 16 млн. кВт.ч.
Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций останется на прежнем уровне порядка 600 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 (2017 и 2021 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 2021 года по региональному варианту представлен в таблице N 75. 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
	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Электропотребление, млн. кВт.ч	3 591	3 610	3 650	3 670	3 700	4 570
Среднегодовые темпы прироста, %%	0,34	0,53	1,11	0,55	0,82	23,51
Максимум нагрузки, МВт	622	628	652	656	658	824
Среднегодовые темпы прироста, %%	0,32	1,00	3,82	0,54	0,33	25,23
Число часов использования максимума нагрузки, ч.	5 773	5 748	5 598	5 595	5 623	5 546

Варианты энергоснабжения перспективных инвестиционных проектов, представленных в таблице N 76, будут определены при рассмотрении официальных заявок на технологическое присоединение, поданных в филиал ПАО "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	Инвестор	Срок реализации проекта	Необходимая мощность, МВт
1	2	3	4	5	6	7
1.	Выращивание и переработка мяса индейки	До 16,8 тыс. тонн мяса в год	Парфеньевский район, в районе дер. Антушево	Частный инвестор	уточняется	8
2.	Строительство цементного завода	1 млн. тонн цемента в год	Солигаличский район	ОАО "АКБ Московский индустриальный банк"	уточняется	15
3.	Создание Индустриального парка "Волгореченский"	Проектные мощности завода по производству труб - 200 тыс. тонн продукции в год, электрометаллургического завода - 1 млн. тонн продукции в год	Городской округ город Волгореченск	Хозяйственное партнерство "Индустриальный парк "Волгореченский"	2016-2025	125
4.	Строительство фанерного завода	120 тыс. куб. м фанеры в год	Буйский муниципальный район, пос. Корега	ООО "Стоун Капитал"	2018	12
5.	Завод по производству кирпича	Уточняется	Городской округ город Волгореченск	Уточняется	2017	1,2
6.	Индивидуальное жилищное строительство	Уточняется	Городской округ город Кострома, пос. Волжский	Частный инвестор	2015-2020	4,15
7.	Индивидуальное жилищное строительство	Уточняется	Костромской район, Бакшеевское с/п, в районе пос. Зарубино	Частный инвестор	2016-2030	12,8
8.	Строительство фанерного завода	Уточняется	Мантуровский муниципальный район	ООО "ВЕСТНОРДВУД Кострома"	2017	2,0
9.	Организация деревообрабатывающего производства	120 тыс. куб. м пиломатериалов, 80 тыс. куб. м пеллет, 50 тыс. куб. м клееного бруса, 1 150 тыс. куб. м плит OSB в год	Муниципальный район г. Нея и Нейский район	IMR Nordic Industries AB (SWE)	уточняется	19
10.	Строительство тепличного комплекса на 90 тыс. м 2	Уточняется	Солигаличский муниципальный район, пос. Бурдухово	ООО "МАСШТАБ"	уточняется	1,35
11.	Реконструкция и техперевооружение производства ДСП	400 тыс. куб. м ДСП в год	Городской округ город Шарья	ООО "Кроностар"	2015-2030	4,0
12.	Организация производства деревянных домов из оцилиндрованных бревен, клееного бруса и погонажных изделий	3 500 тонн пеллет, 33 125 куб. м пиломатериалов, дома из оцилиндрованного бревна - 12 комплектов, дома из клееного бруса - 12 комплектов в год	Вохомский муниципальный район, пос. Вохма	ООО "Восточный"	уточняется	1,2
13.	Строительство полигона захоронения твердых отходов	150 тыс. тонн ТБО в год	Красносельский муниципальный район	ООО "ЭкоТехноМенеджмент" и ООО "Техно Р-Полигон"	2014-2024	0,4
14.	Организация производства шпона	Уточняется	Костромской муниципальный район	ООО "Костромской Шпон"	уточняется	0,5-1

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 государственная программа Костромской области "Стимулирование строительства жилья и обеспечение доступным и комфортным жильем граждан в Костромской области", утвержденная постановлением администрации Костромской области от 26.12.2013 N 587-а (далее - ГП 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 ГП 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 2010-2021 годах

Показатели	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Площадь жилищного фонда, млн. кв. м	16,5	16,7	16,8	16,9	17,0	17,1	17,2	17,3	17,4	17,7	17,8	17,9
Ввод в действие жилья, тыс. кв. м	151,4	156,4	204,7	228,2	328,3	322,4	295,0	310,0	320,0	340,0	365,0	380,0

С использованием информации об освоении свободных площадок для жилищного строительства был составлен перечень перспективных проектов развития жилищно-коммунального хозяйства.
Точные сроки реализации рассмотренных проектов установить невозможно, ввод в эксплуатацию новых жилых домов и объектов сферы услуг микрорайонов "Новый город", "Клюшниково" и "Агашкина гора" планируется выполнить в полном объеме к 2020 году. Строительство и ввод ряда проектов будет находиться за пределами 2020 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 государственных программ 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
			2016	2017	2018	2019	2020
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.	дер. 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.	хутор 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 пос. Караваево)	855,6	0	5,5	9	13	24
10.	дер. Подолец	41,5	13	16,5	0	0	0
11.	дер. Становщиково	160	4	11	14	19	22
12.	дер. Коряково ("Агротехнопарк")	223	5,5	8	15	20	24
13.	дер. 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.	дер. Стрельниково	9,2	3	3	3,2	0	0
20.	дер. Петрилово	8	0	0	2	3	3
21.	дер. 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. Нерехте	4,5	1,5	1,5	1,5	0	0
26.	Квартал застройки в р-не дер. 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 2016-2020 годах

N п/п	Название проекта участка застройки	Объемы жилья, тыс. кв. м	Теплоснабжение, Гкал./ч						Оценка необходимой тепловой мощности
			2016	2017	2018	2019	2020	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.	дер. 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.	хутор 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.	дер. Подолец	41,5	1,491	2,475	2,475	2,475	2,475	2,475	11,373
11.	дер. Становщиково	160	0,239	0,895	1,730	2,863	4,175	9,542	43,818
12.	дер. Коряково ("Агротехнопарк")	223	0,328	0,805	1,700	2,893	4,324	13,300	61,05
13.	дер. 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.	дер. Стрельниково	9,2	0,179	0,358	0,549	0,549	0,549	0,549	-
20.	дер. Петрилово	8	0,000	0,000	0,119	0,298	0,477	0,477	-
21.	дер. 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. Нагорной	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. Нерехте	4,5	0,089	0,179	0,268	0,268	0,268	0,268	-
26.	Квартал застройки в район дер. 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 завершению всех рассматриваемых проектов вырастет на 167,61 Гкал./ч, в то время как по оценкам исполнительных органов государственной власти Костромской области этот рост составит около 735,8 Гкал./ч.
85.Оценка перспективной динамики потребления тепловой энергии в Костромской области на 2016-2020 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 2016-2020 годы, тыс. Гкал.

Показатели	2016	2017	2018	2019	2020
Конечное потребление тепловой энергии	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.
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.
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.
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. Для получения от них 0,1 кВт электрической мощности (с коэффициентом гарантированной выдачи 99,8) на территории Костромской области потребуется установка от 5 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 2021 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
			2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021
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).
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.Проведенный анализ развития 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. рублей)	Год реализации	Исполнитель
1	2	3	4	5	6
Вохомский муниципальный район Костромской области
1.	Оптимизация 3 котельных (РСУ, МАТП, ЦРБ), строительство котельной с установкой 2 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	пос. Вохма	5 000,00	2016	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 котлов и насосов	дер. Медведки	1 300,00	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		1 300,00
Октябрьский муниципальный район Костромской области
3.	Модернизация котельной ОГБУЗ "Боговаровская районная больница" с переводом на энергоэффективный котел мощностью 1,5 МВт (топливо - дрова, отходы деревообработки)	с. Боговарово	2 300,00	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
4.	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	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		5 500,00
Городской округ город Мантурово Костромской области
5.	Котельная N 33, на мазуте (перевод на местные виды топлива - торф, отходы деревообработки)	ул. Гидролизная, д. 1	213 070,00	2016-2017	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		213 070,00
Пыщугский муниципальный район Костромской области
6.	Котельная N 1 МОУ "Пыщугская средняя общеобразовательная школа" (перевод на отходы деревообработки)	с. Пыщуг, ул. Колхозная, д. 10б	3 100,00	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
7.	Котельная N 2 МБДОУ детский сад "Солнышко" (перевод на отходы деревообработки)	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
8.	Реконструкция котельной школы пос. Николо-Полома (перевод на местные виды топлива)	пос. Николо-Полома	2 500,00	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		2 500,00
Антроповский муниципальный район Костромской области
9.	Центральная котельная	пос. Антропово	2 170,00	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
10.	Котельная ОГБУЗ "Антроповская районная больница"	пос. Антропово	2 100,00	2016	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		4 270,00
Городской округ город Шарья Костромской области
11.	Модернизация Шарьинской ТЭЦ (перевод на местные виды топлива - торф)	г. Шарья, пос. Ветлужский, ул. Центральная, д. 1	400 000,00	2016-2017	Органы местного самоуправления муниципальных образований Костромской области
	Итого		400 000,00
	Всего по Костромской области		636 240,00

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.

Показатели	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

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.