О ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2017 – 2021 ГОДЫ



Утратил силу – указ Губернатора Ярославской области от 28.04.2018 № 103

ГУБЕРНАТОР ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ

УКАЗ

от 28.04.2017 № 134

О ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2017 – 2021 ГОДЫ

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»

ПОСТАНОВЛЯЮ:

1. Утвердить прилагаемую Программу развития электроэнергетики Ярославской области на 2017 – 2021 годы (далее – Программа).

2. Департаменту жилищно-коммунального хозяйства, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области обеспечить контроль за ходом реализации Программы в порядке, установленном пунктом 2 раздела VI Программы.

3. Контроль за исполнением указа возложить на заместителя Председателя Правительства области, курирующего вопросы строительства, транспорта, развития жилищно-коммунального комплекса, энергосбережения и тарифного регулирования.

4. Указ вступает в силу с момента подписания.

Временно

исполняющий обязанности

Губернатора области                                                                                                        Д.Ю. Миронов

УТВЕРЖДЕНА

указом

Губернатора области

от 28.04.2017 № 134

ПРОГРАММА

развития электроэнергетики Ярославской области

на 2017 – 2021 годы

Паспорт Программы

Наименование Программы

Программа развития электроэнергетики Ярославской области на 2017 – 2021 годы

Основание
разработки
Программы

- постановление Правительства Российской Федерации                    от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;

- распоряжение Правительства Российской Федерации                    от 22 февраля 2008 г. № 215-р;

- Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р;

- Стратегия социально-экономического развития Ярославской области до 2025 года, утвержденная постановлением Правительства области от 06.03.2014 № 188-п «Об утверждении Стратегии социально-экономического развития Ярославской области до 2025 года»;

- постановление Правительства области от 31.12.2014 № 1435-п «Об утверждении Схемы территориального планирования Ярославской области и о признании утратившим силу постановления Правительства области от 23.07.2008 № 385-п»;

- схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2016 – 2022 годы, утвержденная приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 1 марта 2016 года № 147 «Об утверждении схемы и программы развития единой энергетической системы России на 2016 – 2022 годы»;

- схема территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации              от 1 августа 2016 г. № 1634-р

Разработчик
Программы

ООО «РегионЭнергоМонтаж»

Цель Программы

развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, а также обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики Ярославской области

Задачи
Программы

- обеспечение надежного функционирования энергосистемы Ярославской области в долгосрочной перспективе;

- обеспечение баланса между производством и потреблением электроэнергии, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электроэнергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;

- скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- обеспечение координации региональных планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования, перспективного развития электроэнергетики;

- повышение энергоэффективности экономики области

Срок реализации Программы

2017 – 2021 годы

Основные
исполнители Программы

- субъекты энергетики – лица, осуществляющие деятельность в сфере энергетики, в том числе производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение и продажу электроэнергии и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче электроэнергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электроэнергии (мощности), организацию купли-продажи электроэнергии и мощности;

- департамент жилищно-коммунального хозяйства, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области;

- органы местного самоуправления муниципальных образований Ярославской области

Объемы и
источники финансирования Программы

финансирование Программы осуществляется в основном из внебюджетных источников

Система организации контроля за исполнением Программы

контроль за исполнением Программы осуществляет Правительство области

Дополнительная информация

Программа не относится к категории областных целевых программ и не создает расходных обязательств областного и местных бюджетов по заявленным мероприятиям, поскольку требования к ней установлены непосредственно Министерством энергетики Российской Федерации

I. Общая характеристика региона

Территориальная и административная характеристика региона.

Территория, занимаемая Ярославской областью, составляет
36,2 тысячи квадратных километров, численность населения (на 01.01.2016) –
1271,9 тысячи человек, в том числе городского – 1039,1 тысячи человек
(81,7 процента), сельского – 232,8 тысячи человек (18,3 процента).

Административная характеристика муниципальных образований
Ярославской области на 01 января 2016 года: 10 городских поселений, 17 муниципальных районов, три городских округа (г. Ярославль, г. Рыбинск, г. Переславль-Залесский), 70 сельских поселений.

Основными крупными городами области являются Ярославль,
Рыбинск, Ростов, Тутаев, Углич, Переславль-Залесский.

Транспортная характеристика региона.

Ярославская область выполняет важную роль транспортно-распределительной и торговой зоны на северо-востоке европейской части России. По территории области проходит одна из ведущих железно-дорожных магистралей – Северная железная дорога – филиал ОАО «РЖД», федеральные автомобильные дороги Москва – Ярославль – Вологда – Архангельск и Москва – Ярославль – Кострома – Киров – Пермь – Екатеринбург, главная транспортная водная артерия европейской части Российской Федерации – р. Волга, выполняющая важную экономическую и туристскую роль.

В г. Ярославле расположен международный аэропорт «Туношна».

Ярославская область – один из наиболее экономически развитых регионов Российской Федерации. Доля Ярославской области в формировании совокупного валового регионального продукта Российской Федерации составляет около 2 процентов.

3.1. Промышленность.

В области насчитывается 368 промышленных предприятий. Наибольшее количество промышленных предприятий расположено в
г. Ярославле (128 единиц), г. Рыбинске (55 единиц) и г. Переславле-Залесском (30 единиц).

Организациями, осуществляющими промышленные виды деятельности, производится около 70 процентов объема товаров и услуг, производимых крупными и средними предприятиями области.

В структуре произведенной продукции преобладает доля обрабатывающих производств, среди которых наиболее развитыми отраслями являются машиностроение, нефтехимия, пищевая и легкая промышленность.

3.2. На долю машиностроения приходится 29 процентов объема реализации выпускаемой продукции. Отрасль специализируется на различных направлениях производства, среди которых особенно выделяется двигателестроение, представленное крупнейшими предприятиями как области, так и Российской Федерации: ПАО «НПО «Сатурн», ПАО «Автодизель», ОАО «Тутаевский моторный завод», ОАО «Ярославский завод дизельной аппаратуры». В г. Ярославле и г. Тутаеве выпускают дизельные агрегаты и топливную аппаратуру для большегрузных автомобилей и сельскохозяйственной техники, в г. Рыбинске – авиационные двигатели для гражданских и военных самолетов.

3.3. Судостроение представлено четырьмя наиболее крупными предприятиями, расположенными в г. Ярославле и г. Рыбинске. ОАО «Ярославский судостроительный завод», АО «Судостроительный завод «Вымпел», АО «Рыбинская судостроительная верфь», ООО «Верфь братьев Нобель» выпускают суда различного класса и назначения.

3.4. К электротехнической подотрасли машиностроения относятся ОАО «Ярославский электромашиностроительный завод», ПАО «Ярославский завод «Красный маяк», ПАО «Ярославский радиозавод», комплекс кабельных предприятий, производящих электродвигатели, вибраторы, кабельную продукцию.

3.5. Среди предприятий приборостроения особое место занимают АО «Рыбинский завод приборостроения», ОАО «Ростовский оптико-механический завод». Старейшим производителем дорожных машин является ОАО «Раскат».

3.6. Кроме этого, в машиностроительный комплекс области входят следующие основные предприятия, выпускающие:

- станки и инструменты, – ПАО «Пролетарская свобода», АО «Ярполимермаш», ЗАО «Новые инструментальные решения»;

- гидроаппаратуру, – ОАО Гаврилов-Ямский машиностроительный завод «Агат»;

- земельные снаряды, – ЗАО «Завод гидромеханизации»;

- полиграфические машины, – ООО «Литекс».

3.7. Нефтехимическая и нефтеперерабатывающая промышленность.

Второй по значимости отраслью промышленности является нефтехимия, доля которой составляет 24 процента от объема реализации продукции промышленности области.

На предприятиях химической и нефтехимической промышленности выпускаются шины для грузовых, легковых автомобилей и самолетов (ПАО «Ярославский шинный завод»), высококачественные лакокрасочные материалы (ПАО «Русские краски», АО «Объединение «Ярославские краски», технический углерод (ОАО «Ярославский технический углерод»), резинотехнические изделия (АО «Ярославль-Резинотехника», ОАО «Ярославский завод РТИ»), упаковочные материалы и другая продукция.

Нефтеперерабатывающая отрасль представлена крупнейшим нефтеперерабатывающим предприятием – ОАО «Славнефть – Ярославнефтеоргсинтез», производящим бензин, керосин, дизельное топливо, масла, мазут.

По территории области проходят несколько магистральных нефтепроводов.

3.8. Пищевая и перерабатывающая промышленность.

Третье место по объему реализации продукции занимает пищевая и перерабатывающая промышленность (доля составляет 22 процента), в состав которой входят предприятия по переработке зерна, мяса, молока, овощей: ЗАО «Атрус» и ЗАО «Консервный завод «Поречский» (г. Ростов), ЗАО «РАМОЗ» и ОАО «Рыбинскхлебопродукт» (г. Рыбинск), ООО «Ярославский комбинат молочных продуктов» (г. Ярославль). В г. Рыбинске выпускаются комбикорма (ОАО «Рыбинский комбикормовый завод»), в городах Ярославле, Угличе, Данилове – масло и сыр.

Одним из крупнейших производителей пива в Центральной России является филиал ОАО «Пивоваренная компания «Балтика» – «Балтика – Ярославль».

3.9. В области имеется сеть предприятий по производству строительных и отделочных материалов: кирпича, сборного железобетона, теплоизоляционных кровельных материалов, керамзита, плитки тротуарной, бордюрного камня и других материалов.

3.10. К лесной и деревообрабатывающей отраслям относятся лесокомбинаты, предприятия по производству пиломатериалов, мебели и гофрокартона.

3.11. Сельское хозяйство региона представлено следующими направлениями: животноводство, птицеводство, растениеводство.

Наблюдается процесс коренной структурной перестройки в сельском хозяйстве. В области уделяется большое внимание строительству объектов малой переработки сельскохозяйственной продукции.

Источники выработки электрической энергии и природные ресурсы.

Высокоразвитый в хозяйственном отношении регион потребляет большое количество энергии и топлива. Основной источник выработки электроэнергии Ярославской области – природный газ, из собственных источников – гидроресурсы.

В настоящее время в регионе насчитывается более 900 месторождений торфа. Основные месторождения сосредоточены на территории Некоузского, Рыбинского, Ярославского и Переславского муниципальных районов. Добыча торфа осуществляется на севере области – в Некоузском муниципальном районе и на юге – в Переславском муниципальном районе.

В настоящее время на территории Ярославской области на торфе работает котельная в пос. Мокеево Некоузского муниципального района. Доля торфа в топливном балансе региона в 2015 году составила 0,01 процента.

Основные природные ресурсы Ярославской области – торф, песчано-гравийные материалы, строительный песок и сапропель.

II. Анализ состояния энергетики Ярославской области

1. Характеристика энергосистемы Ярославской области

1.1. Энергосистема Ярославской области включает в себя:

- три ТЭС, работающие в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, общей установленной мощностью 586 МВт, в том числе Ярославскую ТЭЦ-1 – 81 МВт, Ярославскую ТЭЦ-2 – 245 МВт, Ярославскую ТЭЦ-3 – 260 МВт;

- три ГЭС общей установленной мощностью на расчетный пропуск воды 476,56 МВт, в том числе Угличскую ГЭС – 120 МВт, Рыбинскую ГЭС – 356,4 МВт, Хоробровскую ГЭС – 0,16 МВт;

- две блок-станции установленной мощностью 46,5 МВт (ПАО «НПО «Сатурн», ОАО «Ярославский технический углерод»);

- объекты электросетевого хозяйства, в том числе единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть напряжением 220 кВ, протяженностью 1262,7 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов 2167 МВА, территориальные распределительные электрические сети филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» напряжением 35 – 110 кВ, протяженностью 4321,6 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов ПС 3201,3 МВА, а также распределительные сети напряжением 0,4 – 10 кВ, протяженностью 28876,91 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов 2328,38 МВА, распределительные электрические сети прочих собственников напряжением 35 – 110 кВ, протяженностью 21,1 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов ПС 1618,9 МВА.

1.2. Структура региональной электроэнергетики.

1.2.1. Поставки электроэнергии и мощности конечным потребителям на территории области осуществляют три гарантирующих поставщика
(ПАО «ТНС энерго Ярославль», ООО «Русэнергосбыт» и
АО «Оборонэнергосбыт») и восемь независимых сбытовых компаний
(ООО «МАРЭМ+», АО «Межрегионэнергосбыт», ООО «МагнитЭнерго», ООО «Транснефтьэнерго», ООО «РН-Энерго», ООО «Центрэнерго»,
ООО «Русэнергоресурс», ООО «Каскад-Энергосбыт»).

1.2.2. Услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям до конечных потребителей кроме филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» оказывают двадцать две территориальные сетевые организации, в том числе шесть муниципальных предприятий.

1.2.3. Генерацию энергосистемы Ярославской области представляют следующие предприятия: ПАО «ТГК-2», в которое входят Ярославская ТЭЦ-1, Ярославская ТЭЦ-2, Ярославская ТЭЦ-3, филиал ПАО «Федеральная гидрогенерирующая компания РусГидро» – «Каскад Верхневолжских ГЭС», включая Угличскую ГЭС, Рыбинскую ГЭС, блок-станции и энергоустановки, находящиеся в собственности промышленных предприятий (ПАО «НПО «Сатурн», ОАО «Ярославский технический углерод»).

2. Динамика потребления электроэнергии в Ярославской области за период 2011 – 2015 годов

Таблица 1

Динамика потребления электроэнергии в Ярославской области

(данные официальной статистики)

Наименование

показателя

Единица

измерения

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Электропотребление

млн. кВт×ч

8185,2

8279,5

8172,7

7972,0

8098,7

Рост к предыдущему году

процентов

1,1

-1,3

-2,5

1,6

Рост к 2011 году

процентов

1,1

-0,2

-2,7

-1,1

Диаграмма 1

Динамика изменения электропотребления за период 2011 – 2015 годов, 

млн. кВт×ч

3. Структура электропотребления Ярославской области

Основными потребителями электроэнергии в области являются промышленные предприятия. В 2015 году по сравнению с 2014 годом произошло снижение доли промышленных предприятий с 34,8 до 34,2 процента в структуре электропотребления Ярославской области. По остальным категориям потребителей имеет место незначительное увеличение долей электропотребления.

В результате реализации энергосберегающих мероприятий произошло снижение потерь территориальных сетевых организаций с 13,5 до 13,3 процента.

Таблица 2

Структура электропотребления в Ярославской области в 2015 году

Наименование сферы энергопотребления

Объем,
млн. кВт×ч

Доля,
процентов

Всего

в том числе:

8099

100

Промышленные потребители

2770

34,2

Прочие потребители

1799

22,2

Сельскохозяйственные потребители

267

3,3

Население

2186

27,0

Потери территориальных сетевых организаций

1077

13,3

Диаграмма 2

Структура потребления электроэнергии, млн. кВт×ч

4. Перечень основных крупных потребителей электроэнергии в регионе

Таблица 3

№
п/п

Наименование предприятия

Наименование отрасли производства

Потребление электроэнергии,
млн. кВт×ч

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

ПАО «Автодизель»

машиностроение

295

263

235

182

168

ОАО «Тутаевский моторный завод»

машиностроение

98

94

70

62

62

ОАО «Ярославский завод дизельной аппаратуры»

машиностроение

81

103

93

70

36

ПАО «НПО «Сатурн»

машиностроение

50

36

65

58

61

ОАО «Ярославский электромашиностроительный завод»

машиностроение

29

28

24

23

24

ПАО «Ярославский шиноремонтный завод»

машиностроение

25

24

24

24

5

ОАО «Гаврилов-Ямский машиностроительный завод «Агат»

машиностроение

13

12

12

12

13

ПАО «Ярославский радиозавод»

приборостроение

12

13

14

17

17

АО «Рыбинский завод приборостроения»

приборостроение

12

12

10

10

11

ОАО «Ярославский завод РТИ»

приборостроение

13

13

13

11

11

ПАО «Славнефть-ЯНОС»

нефтеперерабатывающая промышленность

1 034

1 055

1 105

1 108

1 112

ООО «Балтнефтепровод»

перекачка нефти

522

490

357

262

330

ООО «Газпром трансгаз Ухта»

газораспределительный комплекс

156

150

180

151

171

ООО «Рыбинск кабель»

электротехничекая промышленность

24

15

22

24

21

ПАО «Ярославский шинный завод»

химическая
промышленность

96

94

91

74

90

ПАО «Русские краски»

химическая
промышленность

20

19

18

17

9

ПАО «Завод фрикционных и термостойких материалов»

химическая
промышленность

14

13

12

10

7

ООО «Пивоваренная компания «Балтика»

пищевая
промышленность

51

53

54

52

38

АО «Термостойкие изделия и инженерные разработки»

лёгкая
промышленность

12

12

11

10

7

АО «Ярославский бройлер»

пищевая
промышленность

25

27

32

33

34

ЗАО «Атрус»

пищевая
промышленность

11

8

7

9

10

ООО «Русэнергосбыт»

железнодорожный транспорт

503

517

511

508

517

ПАО «Ярославль водоканал»

жилищно-коммунальное
хозяйство

109

88

83

76

75

Муниципальное унитарное предприятие «Водоканал»,

г. Рыбинск

жилищно-коммунальное
хозяйство

32

24

24

15

14

5. Динамика энерго- и электроёмкости валового регионального продукта Ярославской области

Таблица 4

Наименование

показателя

Единица

измерения

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Валовой региональный продукт

млн. руб.

292778

327280

360732

376257

379257

Численность населения

тыс. чел.

1271

1271

1270

1271,8

1271,9

Энергоемкость

кг у. т./

млн. руб.

25,26

25,09

24,21

24,1

24,0

Электроёмкость

кВт×ч/

млн. руб.

27,96

24,1

23,65

23,21

23,4

Потребление электроэнергии на душу населения

кВт×ч/чел.

6440

6514

6435

6268

6367

6. Характеристика объектов электросетевого хозяйства на территории
Ярославской области

Таблица 5

Установленная мощность автотрансформаторов и трансформаторов ПС 35 кВ и выше

Наименование объекта

Количество ПС

Установленная мощность трансформаторов, МВА

Объекты филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайского ПМЭС:

- 500 кВ

0

-

- 220 кВ

9

2167,0

Объекты филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»:

- 110 кВ

64

2511,0

- 35 кВ

111

702,6

Объекты прочих собственников:

- 110 кВ

23

1289,0

- 35 кВ

27

329,9

Всего по Ярославской области

234

6999,5

Таблица 6

Протяженность ВЛ энергосистемы Ярославской области

Наименование

объекта

Протяженность ВЛ

(в одноцепном исполнении), км

Объекты филиала ПАО «ФСК ЕЭС»  –

Валдайского ПМЭС:

- 500 кВ

-

- 220 кВ

1262,7

Объекты филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»:

- 110 кВ

1908,36

- 35 кВ

2413,21

Объекты прочих собственников:

- 110 кВ

18,0

- 35 кВ

3,1

Всего по Ярославской области

5605,37

Характеристика объектов филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» представлена в таблицах 7 – 11.

Таблица 7

Протяженность электрических сетей
филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»
с разделением по классам напряжения (на 01.01.2016)

Протяженность по трассе, км

ВЛ 110 кВ
и выше

ВЛ 35 кВ

ВЛ 6-10 кВ

ВЛ 0,4 кВ

КЛ

1050,84

2082,19

12736,67

13104,89

2909,98

Таблица 8

Протяженность электрических сетей
филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» за период 2011 – 2015 годов

Год

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Протяженность ЛЭП

26 973,38

27 059,66

27 369,39

27 662,41

32 013,04

Темп прироста, процентов

0,32

1,14

1,07

15,73

Таблица 9

Динамика числа ПС
филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» за период 2011 – 2015 годов

Год

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Количество ПС, шт.

6957

7076

7245

7481

8596

Темп прироста, процентов

1,71

2,39

3,26

14,90

Таблица 10

Количество УЕ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

за период 2011 – 2015 годов

Год

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Количество УЕ объема эксплуатационного обслуживания

127 239,9

129 133,5

131 290,9

132 082,2

168 505,2*

Темп изменения, процентов

1,5

1,7

0,6

27,6

* Увеличение количества УЕ в 2015 году связано с принятием на баланс филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» электрических сетей
ОАО «Яргорэлектросеть».

Таблица 11

Данные о техническом состоянии силовых трансформаторов
филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» (на 01.01.2016)

Класс напряжения

Коли-чество, шт.

Мощность всего,

тыс. кВА

Коли-чество оборудования,

прорабо-тавшего
более

25 лет, шт.

Мощность оборудования,

прорабо-тавшего
более

25 лет,
тыс. кВА

Количество оборудования, подлежащего замене по техническому состоянию, шт.

Мощность

оборудования,

подлежа-щего замене,

тыс. кВА

Трансформа-торы 3-20 кВ

9696

2328,38

6240

1151,69

428

61,9

Трансформа-торы 35 кВ

192

695,3

140

453,4

5

24

Трансформа-торы 110 кВ

127

2506

83

1472,2

6

209

Филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайским ПМЭС в 2011 году осуществлён перевод ВЛ 110 кВ «Ивановские ПГУ» – «Неро» на напряжение 220 кВ. В 2013 году завершены работы по комплексной реконструкции ПС 220 кВ «Пошехонье».

В 2015 году работы по вводу в эксплуатацию нового оборудования мощностью 110 кВ и выше на объектах филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайского ПМЭС в Ярославской области не проводились.

Филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайским ПМЭС до конца 2017 года планируется выполнение работ по реконструкции ВЛ 220 кВ «Ярославская – Тутаев», ВЛ 220 кВ «Ярославская – Тверицкая» (заходы на Ярославскую ТЭС).

Общие сведения о линиях электропередачи и ПС 220 кВ филиала
ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайского ПМЭС и их технические характеристики приведены в таблицах 12 и 13 соответственно, а также в Схеме развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области на период 2017 – 2021 годов, приведенной в приложении к Программе.

Таблица 12

ВЛ 220 кВ филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайского ПМЭС

№

п/п

Наименование ВЛ

Напряжение, кВ

Марка провода

Протяжён-ность, км

«Александров – Трубеж» (в границах области)

220

АСО-300

28,53

«Белозерская – Пошехонье с отпайкой на ПС Зашекснинская» (в границах области)

220

АС-300

47,27

«Венера – Вега»

220

АС-400, АС-300

63,52

«Ивановские ПГУ – Неро I цепь» (в границах области)

220

АС-400

28,20

«Ивановские ПГУ – Неро II цепь» (в границах области)

220

АС-400

28,20

«Костромская ГРЭС – Ярославская» (в границах области)

220

АС-500

77,22

«Мотордеталь – Тверицкая» (в границах области)

220

АС-300

91,85

«Пошехонье – Вологда – Южная» (в границах области)

220

АС-400

62,95

«Пошехонье – Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская» (в границах области)

220

АС-400

46,2

«Пошехонье – Ростилово»

220

АС-400

84,37

«Рыбинская ГЭС – Венера»

220

АС-300, АС-400

12,24

«Рыбинская ГЭС – Пошехонье

№ 1»

220

АС-300

53,35

«Рыбинская ГЭС – Пошехонье

№ 2»

220

АС-400

54,06

«Рыбинская ГЭС – Сатурн»

220

АС-300,  АС-400

3,11

«Сатурн – Венера»

220

АС-400, АС-300

8,93

«Трубеж – Неро»

220

АС-300

77,66

«Угличская ГЭС – Вега»

220

АС-400

7,51

«Угличская ГЭС – Венера»

220

АС-400, АС-300

69,62

«Угличская ГЭС – Заря I  цепь» (в границах области)

220

АС-400

92,19

«Угличская ГЭС – Заря II цепь» (в границах области)

220

АС-300

92,19

«Угличская ГЭС – Ярославская»

220

АС-300

92,65

«Ярославская – Неро»

220

АС-300

51,2

«Ярославская – Тверицкая»

220

АС-300

31,73

«Ярославская – Тутаев»

220

АС-300

57,97

Таблица 13

ПС 220 кВ филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайского ПМЭС

№

п/п

Наименование ПС

Напряжение, кВ

Мощность трансформаторов, МВА

1.

«Вега»

220

2 × 63

2.

«Венера»

220

2 × 200

3.

«Неро»

220

2 × 63

4.

«Пошехонье»

220

2 × 40

5.

«Сатурн»

220

2 × 40

6.

«Тверицкая»

220

2 × 200 + 2 × 40

7.

«Трубеж»

220

2 × 125

8.

«Тутаев»

220

2 × 125

9.

«Ярославская»

220

3 × 125 (автотрансформаторы – 3 в резерве)

Филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» в период 2011 –
2015 годов в Ярославской области введены в эксплуатацию две ПС 110 кВ
(160 МВА), проведены техническое перевооружение и реконструкция с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы большей мощности на двух ПС 220 кВ (без увеличения мощности), на семи ПС 110 кВ (увеличение мощности – 54,1 МВА) и на девяти ПС 35 кВ (увеличение мощности – 22,1 МВА), введено 2,7 километра линий электропередачи 110 кВ, 15,5 километра линий электропередачи 35 кВ.

Филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» в 2015 году выполнены следующие работы:

- реконструкция ПС 110 кВ «Алтыново» с заменой пяти выключателей;

- реконструкция с заменой Т-1 ПС 35 кВ «Глебово» 2,5 МВА на
4 МВА;

- реконструкция с заменой Т-2 ПС 35 кВ «Заозерье» 1,6 МВА на
2,5 МВА.

Общие сведения о ВЛЭП и ПС 35-110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» и их технические характеристики приведены
в таблицах 14 и 15 соответственно, а также в Схеме развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области на период 2017 – 2021 годов, приведенной в приложении к Программе.

Таблица 14

Линии 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

№

п/п

Наименование ВЛ

Напряжение, кВ

Марка провода

Протяжён-ность, км

1

2

3

4

5

«Аббакумцевская-1»

110

АС-120

14

«Аббакумцевская-2»

110

АС-120

14

«Алтыново – Палкино I цепь» («Палкино-1»)

110

АС-185

11,46

«Алтыново – Палкино II цепь» («Палкино-2»)

110

АС-185

21,88

«Балакирево – Переславль» («Переславская-2») (в границах области)

110

АС-120

29,7

«Балакирево – Трубеж» («Переславская-1») (в границах области)

110

АС-120

30,28

«Белкинская»

110

АС-95

22,1

«Борисоглебская-1»

110

АС-95

20,15

«Борисоглебская-2»

110

АС-95

20,15

«Васильковская-1»

110

АС-150, АС-185

16,64

«Васильковская-2»

110

АС-150, АС-185

16,64

«Вега – Алтыново I цепь» («Алтыново-1»)

110

АС-185

5,62

«Вега – Алтыново II цепь» («Алтыново-2»)

110

АС-185

5,62

«Венера – Восточная с отпайка-ми I цепь» («Восточная-1»)

110

М-95, АС-185

10,13

«Венера – Восточная c отпайка-ми II цепь» («Восточная-2»)

110

М-95, АС-185

10,13

«Венера – Шестихино с отпайками I цепь» («Шестихин-

ская-1»)

110

АС-185,  АС-150

35,03

«Венера – Шестихино с отпайками II цепь» («Шестихин-

ская 2»)

110

АС-185,  АС-150

35,03

«Веретье-1»

110

АС-95, АС-185

1,46

«Веретье-2»

110

АС-95, АС-185

1,46

«Гаврилов-Ямская»

110

АС-95, АС-120

6,1

«Газовая-1»

110

АС-120, АС-185

18,14

«Городская-1»

110

АС-120

2,5

«Городская-2»

110

АС-120

2,5

«Данилов – Дружба» («Даниловская-2»)

110

АС-120

8,1

«Данилов – Покров»

110

АС-120

8,48

«Данилов – Пречистое»

110

АС-185

27,4

«Данилов – Туфаново» («Даниловская-1»)

110

АС-120

27,2

«Западная-1»

110

АС-240, АС-300

3,83

«Западная-2»

110

АС-240, АС-300

3,83

«Климатино-1»

110

АС-120

26,63

«Климатино-2»

110

АС-120

26,63

«Любим – Халдеево»

110

АС-120, АЖ-120

21,57

«Лютово – Нерехта-1»

(«Нерехта-1»)

110

АС-120

28,78

«Менделеевская-1»

110

АС-240

7,08

«Менделеевская-2»

110

АС-240

7,08

«Неро – Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск»

(«Петровская-2»)

110

АС-120

51,14

«Неро – Тишино с отпайкой на ПС Устье» («Ростовская-2»)

110

АС-150

24,5

«Неро – Ярославская с отпайками» («Ростовская-1»)

110

АС-150

43,89

«Нильская-1»

110

АС-70

4,23

«Нильская-2»

110

АС-70

4,23

«Павловская-1»

110

АС-120

5,9

«Павловская-2»

110

АС-120

5,29

«Палкино – Мышкин»

110

АС-185

12,15

«ПГУ – ТЭС-Тутаев № 1»

110

АПвП2г

0,45

«ПГУ – ТЭС-Тутаев № 2»

110

АПвП2г

0,45

«Переборы-1»

110

АС-95, АС-185

6,52

«Переборы-2»

110

АС-95, АС-185

6,52

«Перекоп – Северная с отпайкой на ПС Ярославль-Главный» («Тяговая»)

110

АС-400, АС-150

8,46

«Пленочная-1»

110

АС-120

2,45

«Пленочная-2»

110

АС-120

2,45

«Плоски»

110

АС-120

9,2

«Покров – Любим»

110

АС-120

25,94

«Правдино»

110

АС-185

31,64

«Продуктопровод-1»

110

АС-120

9,01

«Продуктопровод-2»

110

АС-120

9,01

«Путятино – Дружба» («Янтарная»)

110

АС-120

28,04

«Радуга-1»

110

АС-240, АС-500

4,58

«Радуга-2»

110

АС-240, АС-500

4,58

«Ростилово – Скалино» (в границах области)

110

АС-185

6,24

«Рыбинская ГЭС – Восточная
с отпайками I цепь» («Щербаковская-1»)

110

АС-185, АС-150

17,66

«Рыбинская ГЭС – Восточная
с отпайками II цепь» («Щербаковская-2»)

110

АС-185, АС-150

17,66

«Сельская-1»

110

АС-150

6,23

«Сельская-2»

110

АС-150

6,23

«Скалино – Пречистое»

110

АС-185, АС-150

18,57

«Тверицкая – Путятино» («Путятинская»)

110

АС-240, АС-120

51,53

«Тверицкая – Уткино» («Уткинская»)

110

АС-240, АС-120

29,67

«Тишино – Ярославская с отпайкой на ПС Коромыслово» («Тишинская»)

110

АС-150

9,49

«Трубеж – Беклемишево с отпайкой на ПС Шушково» («Шушковская»)

110

АС-120

47,79

«Трубеж – Переславль» («Невская»)

110

АС-150

6,3

«Трубеж – Шурскол с отпайками» («Петровская-1»)

110

АС-120

87,49

«Тутаев – Восточная с отпайками I цепь» («Тутаевская-1»)

110

АС-185

27,92

«Тутаев – Восточная с отпайками II цепь» («Тутаевская-2»)

110

АС-185

27,92

«ТЭЦ-1 – Роща» («158»)

110

АС-185

1,8

«ТЭЦ-1 – Северная с отпайкой на ПС Марс» («157»)

110

АС-185

1,9

«ТЭЦ-1 – Северная» («Шинная»)

110

АС-185, АС-150

0,96

«ТЭЦ-2 – Которосль с отпайкой на ПС Полиграф» («Окружная»)

110

АС-240, АС-185, АС-150

9,22

«ТЭЦ-2 – Роща» («156»)

110

АС-185

0,63

«ТЭЦ-2 – Северная с отпайками» («Моторная»)

110

АС-150, М-95, АС-240

7,37

«ТЭЦ-2 – Северная с отпайкой на ПС Орион» («Инженерная»)

110

АС-150, М-95, АС-240

7,36

«ТЭЦ-2 – Тверицкая с отпайками I цепь» («Тверицкая-1»)

110

АС-240, АС-185

21,27

«ТЭЦ-2 – Тверицкая с отпайками II цепь» («Тверицкая-2»)

110

АС-240, АС-185

21,27

«ТЭЦ-2 – Тутаев с отпайками

I цепь» («Константиновская-1»)

110

АС-185, АС-150

31,59

«ТЭЦ-2 – Тутаев с отпайками

II цепь» («Константиновская-2»)

110

АС-185, АС-150

31,59

«ТЭЦ-3 – Которосль с отпайками» («Фрунзенская-1»)

110

АС-150

16,86

«ТЭЦ-3 – Новоселки с отпайками» («Комсомольская»)

110

АС-120, АС-185

9,09

«ТЭЦ-3 – Перекоп» («Перекопская»)

110

АС-150, АС-400

11,34

«ТЭЦ-3 – Северная с отпайками» («Фрунзенская-2»)

110

М-70, АС-150, АС-185, М-95

16,21

«ТЭЦ-3 – Ярославская» («Ярославская 1»)

110

2 х АС-150,

АС-300

5,9

«ТЭЦ-3 – Ярцево с отпайками

II цепь» («Пионерская»)

110

АС-120, АС-185

14,99

«Урицкая»

110

АС-185

16,2

«Уткино – Туфаново» («Туфановская»)

110

АС-120

25,11

«Халдеево – Буй» (в границах области)

110

АС-120

14,84

«Шестихино – Палкино с отпайкой на ПС КС-18» («Газовая-2»)

110

АС-120, АС-185

18,14

«Шестихино – Пищалкино с отпайками» («Пищалкинская»)

110

АС-120, АС-185

55,09

«Шурскол – Неро» («Приозерная»)

110

АС-120

10,53

«Ярославская – Ярцево с отпайками I цепь» («Южная»)

110

АС-150, АС-240, АС-185

27,64

«Ярославская – Ярцево с отпайками II цепь» («Институтская»)

110

АС-150, АС-240, АС-185

27,64

«Ярцево – Лютово»

110

АС-150, АС-120

9,92

«Ярцево – Нерехта-1»  («Нерехта-2»)

110

АС-150, АС-120

34,86

«Ярцево – Новоселки с отпайкой на ПС Тормозная»

110

АС-150, АС-120

5,9

Таблица 15

ПС 110 кВ

№

п/п

Наименование ПС

Напряжение, кВ

Мощность трансформаторов, МВА

1

2

3

4

ПС филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

1.

«Аббакумцево»

110

2 × 10

2.

«Алтыново»

110

2 × 6,3

3.

«Борисоглеб»

110

16 + 10

4.

«Брагино»

110

2 × 40

5.

«Васильково»

110

2 × 10

6.

«Вахрушево»

110

2 × 6,3

7.

«Веретье»

110

2 × 25

8.

«Волга»

110

5,6 + 6,3

9.

«Волжская»

110

2 × 40

10.

«Восточная»

110

2 × 25

11.

«Гаврилов-Ям»

110

2 × 16

12.

«КС-18»

110

2 × 63

13.

«Глебово»

110

10

14.

«Депо»

110

3 × 16

15.

«Дружба»

110

2 × 16

16.

«Залесье»

110

2 × 10

17.

«Западная»

110

2 × 63

18.

«Институтская»

110

2 × 40

19.

«Киноплёнка»

110

16 + 10

20.

«Климатино»

110

2 × 6,3

21.

«Константиново»

110

15 + 16

22.

«Которосль»

110

2 × 25

23.

«Крюково»

110

6,3

24.

«Левобережная»

110

2 × 16

25.

«Лом»

110

2 × 10

26.

«Луговая»

110

2 × 6,3

27.

«Некоуз»

110

2 × 6,3

28.

«Нила»

110

16 + 16

29.

«Новоселки»

110

2 × 40

30.

«НПЗ»

110

2 × 25

31.

«Оптика»

110

2 × 10

32.

«Орион»

110

2 × 40

33.

«Павловская»

110

20 + 25

34.

«Палкино»

110

2 × 25

35.

«ПГУ-ТЭС»

110

2 × 40

36.

«Перевал»

110

2 × 16

37.

«Перекоп»

110

2 × 25

38.

«Переславль»

110

2 × 25 + 16 (в резерве)

39.

«Пищалкино»

110

2 × 7,5

40.

«Плоски»

110

2 × 2,5

41.

«Покров»

110

2,5

42.

«Полиграф»

110

2 × 40

43.

«Полиграфмаш»

110

2 × 16

44.

«Пречистое»

110

2 × 10

45.

«Продуктопровод»

110

2 × 6,3

46.

«Ростов»

110

20 + 25

47.

«Северная»

110

2 × 63

48.

«Селехово»

110

2 × 6,3

49.

«Судоверфь»

110

2 × 10

50.

«Техникум»

110

2 × 6,3

51.

«Тишино»

110

2 × 25

52.

«Тормозная»

110

25 + 16

53.

«ТРК»

110

2 × 16

54.

«Туфаново»

110

2 × 2,5

55.

«Углич»

110

2 × 25

56.

«Устье»

110

2 × 10

57.

«Халдеево»

110

3,2 + 6,3

58.

«Чайка»

110

2 × 25

59.

«Шестихино»

110

2 × 10

60.

«Шурскол»

110

2 × 10

61.

«Южная» (Ростовский участок управления высоковольтных сетей)

110

2 × 25

62.

«Южная» (Ярославский участок управления высоковольтных сетей)

110

2 × 40

63.

«Юрьевская слобода»

110

2 × 10

64.

«Ярцево»

110

2 × 25

ПС ОАО «РЖД»

65.

«Беклемишево»

110

2 × 25

66.

«Данилов»

110

2 × 40 + 2 × 25

67.

«Коромыслово»

110

2 × 25

68.

«Любим»

110

2 × 20

69.

«Лютово»

110

2 × 25

70.

«Петровск»

110

2 × 25

71.

«Путятино»

110

10 + 25

72.

«Скалино»

110

2 × 40

73.

«Уткино»

110

15 + 20

74.

«Шушково»

110

2 × 25

75.

«Ярославль-Главный»

110

2 × 40

ПС ОАО «ЯГК»

76.

«Роща»

110

2 × 32

77.

«Толга»

110

16 + 25

ПС ПАО «Славнефть-ЯНОС»

78.

«ГПП-1»

110

2 × 40

79.

«ГПП-4»

110

2 × 40

80.

«ГПП-9»

110

2 × 40

ПС сторонних организаций

81.

«Луч»

110

2 × 25

82.

«Марс»

110

2 × 16

83.

«Нептун»

110

2 × 16

84.

«Правдино»

110

2 × 25

85.

«Радуга»

110

2 × 40

86.

«Свободный Труд»

110

2 × 10

87.

«Тенино»

110

2 × 10

Данные по вводу в эксплуатацию новых объектов и реконструкции существующих приведены в таблице 16.

Таблица 16

№

п/п

Наименование объекта

Год ввода в эксплуатацию

Мощность, МВА

Количество, ед./протяжён-ность, км

1

2

3

4

5

I. Ввод ПС

1.

ПС 110 кВ «Новосёлки»

2013

2 × 40

2.

ПС 110 кВ «ПГУ-ТЭС»

2013

2 × 40

II. Замена трансформаторов

1.

ПС 220 кВ «Неро»

2011

63/63

1

2.

ПС 110 кВ «Депо»

2011

0/16

1

3.

ПС 110 кВ «Константиново»

2011

20/15

1

4.

ПС 110 кВ «Беклемишево»

2011

20/25

1

5.

ПС 35 кВ «Ананьино»

2011

2 × 1,6/2 × 2,5

2

6.

ПС 35 кВ «Ширинье»

2011

2,5/4

1

7.

ПС 35 кВ «Тутаев»

2011

2 × 6,3/2 × 10

2

8.

ПС 35 кВ «Волна»

2011

2,5/4

1

9.

ПС110 кВ «Нила»

2012

6,3/16

1

10.

ПС 110 кВ «Тормозная»

2012

16/25

1

11.

ПС 35 кВ «Песочное»

2012

1,8/4

1

12.

ПС 110 кВ «Киноплёнка»

2013

6,3/16

1

13.

ПС 110 кВ «Нила»

2013

6,3/16

1

14.

ПС 35 кВ «Сараево»

2013

1/2,5

1

15.

ПС 220 кВ «Сатурн»

2013

40/40

1

16.

ПС 35 кВ «Глебово»

2014

2,5/6,3

1

17.

Рыбинская ГЭС

2014

2 × 3 × 3/2 × 80

2

18.

ПС 35 кВ «Заозерье»

2015

1,6/2,5

1

19.

ПС 35 кВ «Глебово»

2015

2,5/4

1

20.

Рыбинская ГЭС

2015

2 × 3 × 23/2 × 80

2

III. Ввод ВЛ

1.

Расширение ВЛ 35 кВ «Шашково» – «Левобережная»

2011

15,49

2.

КЛ 110 кВ «ПГУ-ТЭС – Тутаев № 1»

2013

0,45

3.

КЛ 110 кВ «ПГУ-ТЭС – Тутаев № 2»

2013

0,45

4.

Заходы на ПС 110 кВ «Новоселки»

2013

1,8

IV. Ввод выключателей

1.

ЭГВ 220 кВ Рыбинская ГЭС

2011

1

2.

ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ «Пошехонье»)

2011

9

3.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Полиграф»)

2011

2

4.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Климатино»)

2011

2

5.

ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ «Тверицкая»)

2012

1

6.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Павловская»)

2012

3

7.

ЭГВ 220 кВ (Рыбинская ГЭС)

2013

2

8.

ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ «Тверицкая»)

2013

1

9.

ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ «Ярославская»)

2013

3

10.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ Новоселки)

2013

1

11.

ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ «Тверицкая»)

2013

1

12.

ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ «Тутаев»)

2013

2

13.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Халдеево»)

2013

2

14.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Дружба»)

2013

1

15.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Луговая»)

2013

2

16.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Борисоглеб»)

2013

2

17.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Тишино»)

2013

2

18.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Халдеево»)

2014

1

19.

ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ «Венера»)

2014

1

20.

ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ-3)

2014

1

21.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Юрьевская Слобода»)

2014

2

22.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Техникум»)

2014

3

23.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Аббакумцево»)

2014

2

24.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Туфаново»)

2014

3

25.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Институтская»)

2014

1

26.

ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ-3)

2015

11

27.

ЭГВ 220 кВ (Рыбинская ГЭС)

2015

2

28.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Алтыново»)

2015

5

29.

ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ «Тверицкая»)

2015

1

7. Структура установленной электрической мощности на территории Ярославской области

Данные о вводе в эксплуатацию генерирующих мощностей и структуре установленной мощности генерирующих объектов представлены
в таблицах 17 и 18.

Таблица 17

Данные о вводе в эксплуатацию генерирующих мощностей

№ п/п

Наименование

генерирующего источника

Ввод генерирующей мощности, МВт

Год ввода

1.

Угличская ГЭС

10 (модернизация)

2011

2.

Рыбинская ГЭС

10 (модернизация)

2014

Таблица 18

Структура установленной мощности генерирующих объектов

№

п/п

Наименование объекта

Установленная мощность, МВт

Доля от суммарной установленной мощности, процентов

ТЭЦ – всего

586

52,8

1.1.

Ярославская ТЭЦ-1

81

1.2.

Ярославская ТЭЦ-2

245

1.3.

Ярославская ТЭЦ-3

260

ГЭС – всего

476,56

43,0

2.1.

Угличская ГЭС

120

2.2.

Рыбинская ГЭС

356,4

2.3.

Хоробровская ГЭС

0,16

Блок-станции – всего

46,5

4,2

3.1.

ОАО «Ярославский технический углерод»

16

3.2.

ПАО «НПО «Сатурн»

30,5

Всего

1109,06

100

Диаграмма 3

Структура установленной мощности генерирующих объектов

8. Состав оборудования электростанций

В таблице 19 приведен состав оборудования существующих электростанций, а также блок-станций с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

Таблица 19

Состав оборудования существующих электростанций, а также блок-станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Объект генерации

Станци-онный номер

Тип турбины

Установленная электрическая мощность, МВт

1

2

3

4

ПАО «ТГК-2»

Ярославская ТЭЦ-1

81

3

ПТ-25-90/10М

25

4

ПТ-25-90/10М

25

6

Р-6-90/31

6

7

ПТ-25/30-8,8/1,0-1

25

Ярославская ТЭЦ-2

245

2

ПР-20-90/1,2

20

4

Т-50-130

50

5

ПТ-60-130/13

60

6

ТП-115/125-130-1ТП

115

Ярославская ТЭЦ-3

260

1

ПТ-65/75-130/13

65

2

ПТ-65/75-130/13

65

4

ПТ-65/75-130/13

65

5

ПТ-65/75-130/13

65

Филиал ПАО «Федеральная гидрогенерирующая компания РусГидро» –

«Каскад Верхневолжских ГЭС»

Рыбинская ГЭС

356,4

1

К-91-ВБ-900

55

2

ПЛ-20-В-900

65

3

91-ВБ-900

55

4

ПЛ-20/811-В-900

63,2

5

К-91-ВБ-900

55

6

ПЛ-20/811-В-900

63,2

Угличская ГЭС

120

1

К-91-ВБ-900

55

2

поворотно-лопастная вертикальная турбина Каплана

65

Хоробровская ГЭС

0,16

1

ОВ16-110МБК

0,08

2

ОВ16-110МБК

0,08

ПАО «НПО Сатурн»

ТЭЦ

16

1

Р-6-35/10М-1

6

2

АП-6

6

3

АР-4-6

4

Газотурбинная электростанция-12

12

1

ГТД-6РМ

6

2

ГТД-6РМ

6

Газотурбинная установка

2,5

1

ТК-2,5-2РУХЛЗ

2,5

ОАО «Ярославский технический углерод»

ТЭЦ

16

1

ЕК49/8/14,5

8

2

ЕК49/8/14,5

8

9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций
и видам собственности

Таблица 20

№ п/п

Наименование объекта

Выработка электроэнергии, млн. кВт×ч

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

1

2

3

4

5

6

7

Всего по энергосистеме
в том числе:

4123

4177

4210

3171

2962

1.

ТЭЦ ПАО «ТГК-2» – всего
в том числе:

2519

2439

2356

2081

2000

1.1.

Ярославская ТЭЦ-1

384

329

297

270

243

1.2.

Ярославская ТЭЦ-2

981

992

972

817

794

1.3.

Ярославская ТЭЦ-3

1154

1118

1087

994

963

2.

Филиал ПАО «Федеральная гидрогенерирующая компания РусГидро» – «Каскад Верхневолжских ГЭС» – всего

в том числе:

1394

1530

1642

862

722

2.1.

Рыбинская ГЭС

1123

1170

1336

731

582

2.2.

Угличская ГЭС

271

360

306

131

140

3.

Блок-станции – всего
в том числе:

210

208

212

228

240

3.1.

ПАО «НПО «Сатурн»

210

208

212

228

240

3.2.

ПАО «Ярославский технический углерод»

Диаграмма 4

Структура выработки электроэнергии за отчетный период 2011 – 2015 годов, млн. кВт×ч

10. Балансы электроэнергии (мощности) за период 2011 – 2015 годов

Баланс электроэнергии в Ярославской области обеспечивается за счет собственной выработки электроэнергии электростанций,              ТЭЦ и ГЭС, которая составляла в 2011 – 2013 годах около 50 – 52 процентов энергопотребления, и сальдированного перетока электроэнергии по магистральным сетям ПАО «ФСК ЕЭС» от поставщиков оптового рынка электроэнергии и мощности. Снижение собственной выработки электроэнергии в 2014 – 2015 годах в объеме до 40 процентов энергопотребления произошло в основном из-за аномального снижения количества воды в реках Волжского бассейна.

Использование внешних источников в базовой части покрытия графика нагрузок и увеличение доли выработки электроэнергии ГЭС в покрытии пиков нагрузки в течение 2011 – 2014 годов снизили долю участия внешних источников в покрытии пиков нагрузки с 51 до 40 процентов. В 2015 году доля участия внешних источников в покрытии пиков нагрузки выросла до 60 процентов.

Таблица 21

Баланс мощности энергосистемы Ярославской области за 2011 – 2015 годы

Наименование
показателя

Единица

измерения

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

Максимум нагрузки

МВт

1393

1479

1373

1430

1348

Генерация ТЭС

МВт

430

511

497

489

471

Генерация ГЭС

МВт

225

253

256

369

89

Сальдопереток

МВт

710

715

620

572

788

Диаграмма 5

Динамика изменения максимума нагрузки и генерации
за период 2011 – 2015 годов, МВт

Таблица 22

Баланс электроэнергии энергосистемы Ярославской области

за 2011 – 2015 годы

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Фактическое значение

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

1.

Потребление электроэнергии

млн. кВт×ч

8185

8279

8173

7972

8099

2.

Выработка электроэнергии – всего

в том числе:

млн. кВт×ч

4123

4177

4210

3171

2962

2.1.

ТЭЦ (вместе с блоками)

млн. кВт×ч

2729

2647

2568

2309

2240

2.2.

ГЭС

млн. кВт×ч

1394

1530

1642

862

722

3.

Сальдопереток

млн. кВт×ч

4062

4102

3963

4801

5137

Энергосистема Ярославской области является дефицитной по мощности и электроэнергии.

11. Основные характеристики системообразующей сети

Основная электрическая сеть энергосистемы Ярославской области сформирована с использованием системы номинального напряжения
110 – 220 кВ.

Системообразующей сетью энергосистемы Ярославской области является сеть 220 кВ. ВЛ 220 кВ, являясь звеньями межсистемных связей объединенной энергосистемы Центра, служат для покрытия дефицита мощности энергосистемы Ярославской области, связывают все центры нагрузок между собой и с центрами электроснабжения. На этом напряжении осуществляется связь Ярославской энергосистемы с другими энергосистемами: Костромской (ВЛ 220 кВ «Костромская ГРЭС – Ярославская», «Мотордеталь – Тверицкая»), Московской (2 ВЛ 220 кВ «Угличская ГЭС – Заря»), Владимирской (ВЛ 220 кВ «Александров – Трубеж»), Вологодской (ВЛ 220 кВ «Белозёрская – Пошехонье с отпайкой на ПС Зашекснинская», «Пошехонье – Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская», «Пошехонье – Вологда», «Пошехонье – Ростилово»), Ивановской (две КВЛ 220 кВ «Ивановские ПГУ – Неро»).

Электрические сети напряжением 220 кВ используются для выдачи мощности электростанций, питания крупных нагрузочных узлов.

В настоящее время на территории Ярославской области действуют девять ПС 220 кВ: «Ярославская», «Тверицкая», «Венера», «Вега», «Тутаев», «Неро», «Трубеж», «Сатурн», «Пошехонье» – общей установленной мощностью 2167 МВА. Протяженность ЛЭП 220 кВ – 1262,7 километра.

Действующая электрическая сеть 110 кВ энергосистемы выполняет в основном функции распределительной сети, обеспечивает надежное электроснабжение потребителей. На напряжении 110 кВ осуществляется выдача мощности основных электростанций. На этом напряжении также осуществляется связь энергосистемы Ярославской области с другими энергосистемами (Костромской, Владимирской, Тверской, Вологодской областей).

Все находящиеся на территории энергосистемы Ярославской области электросетевые объекты напряжением 220 кВ являются объектами Единой национальной энергетической системы, а их эксплуатация осуществляется филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайским ПМЭС.

В энергосистеме Ярославской области в эксплуатации находятся
87 ПС 110 кВ установленной мощностью 3800 МВА и 138 ПС 35 кВ установленной мощностью 1032,5 МВА.

Протяженность ЛЭП 110 кВ – 1926,36 километра, ЛЭП 35 кВ – 2416,31 километра.

12. Основные внешние электрические связи энергосистемы
Ярославской области

Схема внешних электрических связей Ярославской области

Внешние электрические связи энергосистемы Ярославской области представлены следующим образом:

- с энергосистемой Костромской области:

220 кВ: ВЛ 220 кВ «Костромская ГРЭС – Ярославская», ВЛ 220 кВ «Мотордеталь – Тверицкая»;

110 кВ: ВЛ 110 кВ «Лютово – Нерехта-1», ВЛ 110 кВ «Ярцево – Нерехта-1», ВЛ 110 кВ «Халдеево – Буй»;

- с энергосистемой Ивановской области – 220 кВ: КВЛ 220 кВ «Ивановские ПГУ – Неро I цепь», КВЛ 220 кВ «Ивановские ПГУ – Неро II цепь»;

- с энергосистемой Владимирской области:

220 кВ: ВЛ 220 кВ «Александров – Трубеж»;

110 кВ: ВЛ 110 кВ «ВЛ 110 кВ Балакирево – Переславль», ВЛ 110 кВ «Балакирево – Трубеж»;

- с энергосистемой Московской области – 220 кВ: ВЛ 220 кВ «Угличская ГЭС – Заря I цепь», ВЛ 220 кВ «Угличская ГЭС – Заря II цепь»;

- с энергосистемой Тверской области – 110 кВ: ВЛ 110 кВ «Пищалкино – Бежецк с отпайкой на ПС Красный Холм»;

- с энергосистемой Вологодской области:

220 кВ: ВЛ 220 кВ «Белозёрская – Пошехонье с отпайкой на
ПС Зашекснинская», ВЛ 220 кВ «Пошехонье – Первомайская с отпайкой на
ПС Зашекснинская», ВЛ 220 кВ «Пошехонье – Ростилово», ВЛ 220 кВ «Пошехонье – Вологда»;

110 кВ: ВЛ 110 кВ «Ростилово – Скалино (Тяговая) с отпайкой на ПС Плоское».

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Ярославской области

Основные проблемы энергосистемы Ярославской области в настоящее время:

- физическое и моральное старение оборудования ПС и ЛЭП;

- физическое и моральное старение оборудования электростанций;

- недостаточная пропускная способность основных электрических сетей, приводящая к снижению надежности электроснабжения потребителей;

- растущий дефицит мощности и электроэнергии, приводящий к увеличению загрузки электросетевого оборудования.

Характеристика состояния энергосистем региона.

Наиболее загруженными из межсистемных связей являются ВЛ 220 кВ «Костромская ГРЭС – Ярославская» и «Мотордеталь – Тверицкая», по которым покрывается почти 50 процентов дефицита мощности энергосистемы, из чего следует, что надежность электроснабжения энергосистемы Ярославской области в значительной степени зависит от работы ВЛ 220 кВ «Костромская ГРЭС – Ярославская» и «Мотордеталь – Тверицкая».

Наиболее загруженные ВЛ 110 кВ: «Рыбинская ГЭС – Восточная с отпайками» («Щербаковская-1, 2»), «Лютово – Нерехта-1» «Ярцево –
Нерехта-1». Загрузка ВЛ 110 кВ в настоящее время не превышает допустимых значений в нормальной схеме.

Значительная доля ВЛ 110 кВ (58 процентов) имеет срок эксплуатации более 40 лет и подлежит полной или частичной реконструкции и восстановлению с заменой опор и подвеской проводов большего сечения.

Как показали результаты анализа, темпы старения оборудования ВЛ 110 кВ и выше превышают темпы вывода его из эксплуатации и замены. В сетях 220 кВ в настоящее время 63 процента ВЛ имеют срок эксплуатации свыше 40 лет, 58 процентов автотрансформаторов 220 кВ имеют срок эксплуатации более 25 лет. В сети 110 кВ 60 процентов трансформаторов класса напряжения 110 кВ имеют срок эксплуатации более 25 лет.

С целью уменьшения количества ПС, имеющих ограничение на технологическое присоединение дополнительной мощности, филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» в 2015 году выполнены мероприятия по замене силовых трансформаторов:

- Т-1 ПС 35 кВ «Глебово» 2,5 МВА на 4 МВА;

- Т-2 ПС 35 кВ «Заозерье» 1,6 МВА на 2,5 МВА.

В 2016 году филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» планируется замена силовых трансформаторов:

- Т-1 ПС 110 кВ «Ростов» 20 МВА на 25 МВА;

- Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ «Техникум» 2 × 6,3 МВА на 2 × 10 МВА (трансформаторы перемещаются с ПС 110 кВ «Васильково»).

Анализ результатов замера максимума нагрузки за 2013 – 2016 годы показал, что отдельные ПС имеют ограниченную возможность технологического присоединения в связи с перегрузкой свыше 105 процентов, которая возникает у одного из трансформаторов при отключении второго.

Определение резерва или дефицита мощности центра питания проводится с учетом возможности перевода нагрузки на другие центры питания в аварийных режимах.

Уточненный перечень центров питания с ограничениями технологического присоединения дополнительной мощности на 2016 год приведен в таблице 23 (без учета действующих договоров на технологическое присоединение потребителей).

Таблица 23

ПС филиала ПАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго», имеющие ограничение на технологическое присоединение дополнительной мощности

№

п/п

Наименование объекта центра питания, класс напряжения

Мощность перегружаемого трансформатора

Текущий дефицит, МВА*

1

2

3

4

1.

ПС 110 кВ «Аббакумцево»

10 + 10

-4,50

2.

ПС 110 кВ «Кинопленка»

10

-1,06

3.

ПС 110 кВ «Переславль»

25 + 25

-1,99

4.

ПС 35 кВ «Дубки»

6,3 + 6,3

-0,92

5.

ПС 35 кВ «Кулаково»

2,5 + 2,5

-1,16

6.

ПС 35 кВ «Купань»

2,5 + 2,5

-0,64

* Расчет текущего дефицита выполнен с учетом перераспределяемой нагрузки по сетям 6-10 кВ.

3. Мероприятия, проведение которых обусловлено необходимостью организации устойчивой работы энергетических систем.

В сети, относящейся к Единой национальной энергетической системе, необходима реализация мероприятий по обеспечению выдачи электроэнергии и мощности в энергосистему от строящейся Ярославской ТЭС.

В области развития распределительных сетей необходима реализация мероприятий по реконструкции и развитию электрических сетей, предусмотренных Схемой развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области на период 2017 – 2021 годов, приведенной в приложении к Программе, в том числе:

- реконструкция существующих ПС 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам;

- расширение и реконструкция существующих ПС за счет установки вторых трансформаторов на однотрансформаторных ПС;

- замена существующих трансформаторов на более мощные;

- строительство новых ПС в центрах роста нагрузок;

- обеспечение выдачи электроэнергии и мощности в энергосистему от объектов когенерационной энергетики.

Распределительные электрические сети 0,4 – 10 кВ.

В настоящее время износ основных фондов в распределительных электрических сетях 0,4 – 10 кВ составляет свыше 70 процентов, поэтому необходима активизация работ по реконструкции и модернизации распределительных электрических сетей с использованием современных технологий.

Кроме того, в регионе около 0,36 процента электрических сетей
0,4 – 10 кВ от общего количества является бесхозяйными.

В результате проведенных комплексных проверок территориальных сетевых и ведомственных организаций, имеющих на своем балансе электросетевые объекты, выявлен низкий уровень эксплуатации данных электросетевых активов, что существенно влияет на надежность электроснабжения потребителей региона.

На территории области имеется 622 социально значимых объекта, электроснабжение которых осуществляется от одного источника электроснабжения.

Процесс оптимизации затрат электросетевых организаций во многом затруднен из-за высокого уровня расхода электроэнергии на технологические нужды (потери), однако для снижения технологических и коммерческих потерь имеются значительные резервы.

Приоритетные задачи усовершенствования электросетевого комплекса 0,4 – 10 кВ:

- интеграция муниципальных и ведомственных электросетевых активов;

- организация выполнения электросетевыми компаниями организационно-технических мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии в сетях;

- повышение надежности электроснабжения социально значимых потребителей.

IV. Основные направления развития энергетики Ярославской области

1. Цели и задачи развития энергетики Ярославской области

Анализ ситуации, сложившейся в топливно-энергетическом комплексе Ярославской области, выявил проблемы в энергообеспечении. Эти проблемы вызваны рядом причин, влияющих на обеспечение устойчивого энергоснабжения и оказывающих негативное воздействие на развитие экономики Ярославской области. К ним относятся дефицит электрической мощности, ограничение пропускной способности основных электрических сетей, что приводит к снижению надежности электроснабжения потребителей, а также высокий износ электросетевого и энергетического оборудования топливно-энергетического комплекса Ярославской области.

Осложняет ситуацию отсутствие в Ярославской области крупных электрогенерирующих установок и собственных запасов традиционных видов топлива.

В соответствии со Стратегией социально-экономического развития Ярославской области до 2025 года, отвечающей основным задачам концепции социально-экономического развития России, намечен и успешно реализуется комплекс мероприятий, направленных на развитие топливно-энергетического комплекса Ярославской области.

В качестве приоритетного направления следует выделить развитие системы электроснабжения, которое включает в себя реализацию задач развития электросетевого комплекса и генерации на территории области.

Для уменьшения дефицита мощности планируется реализация ряда инвестиционных проектов строительства новых и реконструкции существующих генерирующих объектов, в том числе объектов когенерационной энергетики.

Кроме того, строительство новых генерирующих мощностей позволит обеспечить развитие региона в соответствии со Стратегией социально-экономического развития Ярославской области до 2025 года и Схемой территориального планирования Ярославской области, утвержденной постановлением Правительства области от 31.12.2014 № 1435-п «Об утверждении Схемы территориального планирования Ярославской области и о признании утратившим силу постановления Правительства области от 23.07.2008 № 385-п», в том числе развитие перспективных инвестиционных площадок.

Реализация Программы в части развития электросетевого комплекса направлена на капитальное строительство и реконструкцию с увеличением пропускной способности магистральных и распределительных сетей, установленных трансформаторных мощностей ПС, что позволит повысить надежность электроснабжения как вновь создаваемых или расширяющихся производственных объектов развивающихся предприятий, так и всех потребителей в целом.

В настоящее время основными стратегическими задачами, позволяющими решить проблемы Ярославской области в сфере энергетики, являются строительство, реконструкция, техническое перевооружение технологической инфраструктуры энергетики, в том числе:

- строительство новых ВЛ 220 кВ протяженностью 81 километр;

- строительство новых ПС 110 кВ (три ПС с суммарным приростом установленной мощности 107 МВА);

- проведение модернизации и реконструкции действующих ПС 110 кВ с суммарным приростом установленной мощности 74 МВА;

- проведение модернизации и реконструкции действующих ПС 35 кВ с суммарным приростом установленной мощности 60,4 МВА;

- проведение модернизации и реконструкции действующих ПС 35 кВ и 110 кВ с заменой трансформаторов общей установленной мощностью
31,2 МВА;

- строительство ЛЭП 110 кВ общей протяженностью 26,8 километра;

- реконструкция ЛЭП 110 кВ общей протяженностью 97,8 километра;

- реконструкция ЛЭП 35 кВ общей протяженностью 23,74 километра;

- реконструкция действующих и строительство новых электро- и теплогенерирующих установок на Рыбинской ГЭС с заменой гидроагрегатов
55 МВт гидроагрегатами 65 МВт с увеличением к 2021 году генерирующей электрической мощности на 20 МВт;

- строительство Ярославской ТЭС мощностью 450 МВт в районе Тенинской котельной.

Прогноз спроса на электроэнергию и мощность на территории
Ярославской области на 2017 – 2021 годы

Прогноз спроса на электроэнергию и мощность на территории Ярославской области, сформированный на основании данных системного оператора, с учетом прогнозных балансов по Единой национальной энергетической системе приведен в таблице 24.

Таблица 24

Наименование показателя

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Электропотребление,

млн. кВт×ч

годовой темп прироста, процентов

8099

8140

8210

8224

8237

8271

8264

0,5

0,9

0,2

0,2

0,4

-0,1

Максимальная мощность, МВт

годовой темп прироста, процентов

1348

1403

1415

1418

1420

1422

1425

4,1

0,9

0,2

0,1

0,1

0,2

При разработке прогноза спроса на электроэнергию и мощность на территории  Ярославской области учитывалось снижение потребления электроэнергии в результате проведения электросетевыми организациями и потребителями мероприятий по повышению эффективного использования электроэнергии.

Детализация электропотребления по отдельным частям энергосистемы Ярославской области

Прогноз потребления мощности с разбивкой по основным энергорайонам Ярославской области представлен в таблице 25.

Таблица 25

Наименование энергорайона

Единица измерения

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Ярославский энергорайон

МВт

836

873

883

883

885

886

889

процентов

62

62,2

62,4

62,3

62,3

62,3

62,4

Рыбинский энергорайон

МВт

283

292

293

294

294

294

295

процентов

21

20,8

20,7

20,7

20,7

20,7

20,7

Ростовский энергорайон

МВт

229

239

239

241

241

242

241

процентов

17

17

16,9

17

17

17

16,9

Всего
по энерго-системе

МВт

1348

1403

1415

1418

1420

1422

1425

4. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации
генерирующих мощностей на электростанциях Ярославской области,
в том числе с учётом развития когенерационной электроэнергетики

В таблице 26 приведены данные по планируемому вводу генерирующих мощностей по Ярославской области на период до 2021 года в соответствии с СиПР ЕЭС России.

Таблица 26

Перечень мероприятий по вводу новых объектов генерации электроэнергии в Ярославской области в 2016 – 2021 годах согласно СиПР ЕЭС России

Генерирующий
источник

Тип установки

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Всего,

МВт

ПГУ 450 МВт на территории Тенинской котельной

ПГУ-450

450

450

В настоящее время  выполняется реконструкция Рыбинской ГЭС,
предусматривающая:

- установку двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью 2 × 63 МВА (введены в 2013 году);

- замену групп 1Т (выполнено в 2014 году) и 2Т (выполнено в 2015 году) однофазных трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью 3 × 46 МВА трансформаторами мощностью 80 МВА с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС и присоединением к ним блоков гидроагрегатов 1Г, 2Г, 3Г, 4Г;

- замену существующих групп 3Т и 4Т однофазных трансформаторов 220/110/13,8 кВ мощностью 3 × 23 МВА трансформаторами мощностью 80 МВА с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС и присоединением к ним блоков гидроагрегатов 5Г, 6Г;

- реконструкцию гидроагрегатов мощностью 55 МВт с увеличением мощности до 65 МВт, в том числе:

2Г – реконструирован в 2014 году;

1Г – окончание реконструкции в 2018 году;

3Г – окончание реконструкции в 2020 году (не учитывался в балансе мощности СиПР ЕЭС России).

Увеличение генерирующей мощности на Рыбинской ГЭС к 2021 году по отношению к 2015 году составит 20 МВт.

              В таблице 27 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования согласно СиПР ЕЭС России.

Таблица 27

Наименование
мероприятия

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Всего, МВт

Ввод и модернизация генерирующего оборудования

450

10

460

Демонтаж генерирующего оборудования

Прирост генерирующего оборудования

450

10

460

Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период
2016 – 2021 годов составит 460 МВт, при этом демонтаж генерирующего оборудования не запланирован.

В таблице 28 приведены данные по намечаемому вводу генерирующих мощностей  по Ярославской области на период до 2021 года с учётом объектов средней когенерации, ПГУ-230 МВт в г. Рыбинске и дополнительных вводов и модернизации согласно СиПР ЕЭС России.

Таблица 28

Перечень мероприятий по вводу в эксплуатацию новых объектов генерации

в Ярославской области в период 2016 – 2021 годов с учётом объектов
средней когенерации, ПГУ-230 МВт и дополнительных вводов
и модернизации согласно СиПР ЕЭС России

№

п/п

Генерирующий источник

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Всего,

МВт

1.

ПГУ 450 МВт в районе Тенинской котельной

450

2.

ПГУ-ТЭС-52 МВт
в г. Тутаеве

52

3.

ПГУ-ТЭС 24 МВт
в г. Ростове1

24

4.

ПГУ-ТЭС 24 МВт

в г. Переславле-Залесском2

24

5.

ПГУ-ТЭЦ 230  МВт

в г. Рыбинске3

230

Всего

502

254

24

780

1 Предварительно для выдачи мощности потребуется сооружение
ПС 110 кВ с трансформаторами 2 × 25 МВА и 2 КЛ 110 кВ длиной 0,3 километра. Выдача мощности будет осуществляться на шины 110 кВ ПС 220 кВ «Неро».

2 Предварительно для выдачи мощности потребуется сооружение ПС 110 кВ с трансформаторами 2 × 25 МВА и 2 КЛ 110 кВ длиной до 0,4 километра. Выдача мощности будет осуществляться на шины 110 кВ ПС 110 кВ «Переславль».

3 В рамках заключенного Соглашения о сотрудничестве между
ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» и Правительством области планируется строительство ПГУ-230 МВт в г. Рыбинске (микрорайоне Веретье) взамен мощностей в г. Рыбинске (микрорайоне Веретье и пос. Волжском). После определения источников финансирования и включения проекта строительства ПГУ-230 МВт в СиПР ЕЭС России на предстоящий период данный объект будет учтён при внесении изменений в Программу с учетом необходимости реконструкции сети 110 – 220 кВ. В настоящее время выполнена проектная работа по разработке схемы выдачи мощности, согласно которой подключение ПГУ рекомендуется выполнить в рассечку ВЛ 110 кВ «Венера – Восточная с отпайками I и II цепь» и сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ «Венера – Шестихино с отпайками I и II цепь».

В таблице 29 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования с учётом объектов средней когенерации, ПГУ-230 МВт, дополнительных вводов и модернизации согласно СиПР ЕЭС России.

Таблица 29

Наименование

мероприятия

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Всего, МВт

Ввод и модернизация

генерирующего оборудования

502

10

264

24

800

Демонтаж генерирующего оборудования

Прирост генерирующего оборудования

502

10

264

24

800

Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период
2016 – 2021 годов составит 800 МВт, при этом демонтаж генерирующего оборудования не запланирован.

5. Прогнозный баланс производства и потребления электрической
энергии и мощности энергосистемы Ярославской области

В таблице 30 приведен прогнозный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Ярославской области на период 2016 – 2021 годов, разработанный по прогнозным данным системного оператора (согласно СиПР ЕЭС России).

Таблица 30

Энергосистема

Ярославской области

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

1

2

3

4

5

6

7

Потребность (электро-потребление), млн. кВт × ч

8140

8210

8224

8237

8271

8264

Сальдопереток

4796

2894

3204

3232

3306

3302

Покрытие (производство электроэнергии)

3344

5316

5020

5005

4965

4962

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

ГЭС

986

1186

1186

1186

1186

1186

ТЭС

2358

4130

3834

3819

3779

3776

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

Потребность (собственный максимум), МВт

1403,0

1415,0

1418,0

1420,0

1422,0

1425,0

Покрытие (установленная мощность)

1559,1

1559,1

1569,1

1569,1

1569,1

1569,1

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

ГЭС

476,6

476,6

486,6

486,6

486,6

486,6

ТЭС

1082,5

1082,5

1082,5

1082,5

1082,5

1082,5

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

Прогнозный баланс электроэнергии и мощности с учётом ввода объектов когенерации, ПГУ-230 МВт и дополнительных вводов и модернизации согласно СиПР ЕЭС России представлен в таблице 31.

Таблица 31

Энергосистема

Ярославской области

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Потребность (электро-потребление), млн. кВт×ч

8140

8210

8224

8237

8271

8264

Сальдопереток

4796

2582

2892

2920

1455

1322

Покрытие (производство электроэнергии)

3344

5628

5332

5317

6816

6942

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

ГЭС

986

1186

1186

1186

1186

1186

ТЭС

2358

4442

4146

4131

5630

5756

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

Потребность (собственный максимум), МВт

1403

1415

1418

1420

1422

1425

Покрытие (установленная мощность)

1559,1

1611,1

1621,1

1621,1

1885,1

1909,1

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

ГЭС

476,6

476,6

486,6

486,6

496,6

496,6

ТЭС

1082,5

1134,5

1134,5

1134,5

1388,5

1412,5

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

6. Развитие электросетевого комплекса Ярославской области

Необходимость строительства новых электросетевых объектов, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из уровней потребления электроэнергии и мощности, принятых в Схеме развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области на период 2017 – 2021 годов, приведенной в приложении к Программе, с учетом строительства новых генерирующих мощностей, в том числе объектов когенерации.

Формирование перспективной схемы электрических сетей энергосистемы Ярославской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелены на:

- повышение пропускной способности сетей;

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- обеспечение выдачи электроэнергии и мощности новых объектов генерации, в том числе объектов когенерации, в Ярославскую энергосистему;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

- проработку схемы обеспечения перспективных инвестиционных площадок Ярославской области электрической и тепловой энергией.

Значительный объем электросетевого строительства, предусмотренного Схемой развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области на период 2017 – 2021 годов, приведенной в приложении к Программе, приходится на реконструкцию и восстановление ВЛ и ПС, отработавших нормативные сроки и по своему техническому состоянию ограниченно пригодных для дальнейшей эксплуатации.

Комплекс мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции электрических сетей следует осуществлять путем совершенствования схем электроснабжения, внедрения прогрессивных технических решений, новых конструкций и оборудования, то есть создания сетей нового поколения, отвечающих экономико-экологическим требованиям и современному техническому уровню распределения энергии в соответствии с требованиями потребителей.

Планируемые сводные показатели объемов электросетевого строительства, технического перевооружения и реконструкции объектов напряжением 35 – 220 кВ на период 2016 – 2021 годов на основании  балансов электрической мощности, представленных в СиПР ЕЭС России, приведены
в таблице 32.

Таблица 32

№

п/п

Класс напряжения, наименование показателя

2016 – 2021 годы

ВЛ, км

ПС, ед./МВА

1

2

3

4

1.

220 кВ,
в том числе:

81

1/0

1.1.

Новое строительство

81

-

1.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

-

1/0

2.

110 кВ

в том числе:

85,67

6/155

2.1.

Новое строительство

31,75

3/107

2.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

53,92

3/48

3.

35 кВ

в том числе:

29,43

12/50,7

3.1.

Новое строительство

5,6

1/0

3.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

23,74

12/58,1

Итого

196,01

20/213,1

Планируемые сводные показатели объемов электросетевого строительства, технического перевооружения и реконструкции объектов напряжением 35 – 220 кВ на период 2016 – 2021 годов для варианта развития энергосистемы Ярославской области на основании балансов электрической мощности, представленных в СиПР ЕЭС России, и с учётом ввода объектов когенерации и ПГУ-230 МВт приведены в таблице 33.

Таблица 33

№

п/п

Класс напряжения, наименование показателя

2016 – 2021 годы

ВЛ, км

ПС, ед./МВА

1.

220 кВ,
в том числе:

81

1/0

1.1.

Новое строительство

81

-

1.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

-

1/0

2.

110 кВ

в том числе:

138,35

6/155

2.1.

Новое строительство

40,55

3/107

2.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

97,8

3/48

3.

35 кВ

в том числе:

29,43

12/50,7

3.1.

Новое строительство

5,6

1/0

3.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

23,74

12/58,1

Итого

248,69

20/213,1

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов Ярославской области в 2016 – 2021 годах, связанных с развитием электрической сети, определён на основании балансов электрической мощности согласно СиПР ЕЭС России (балансы приведены в таблице 30) и представлен в таблице 34.

Дополнительные мероприятия с учётом объектов средней когенерации, ПГУ-230 МВт в г. Рыбинске и дополнительных вводов и модернизации согласно СиПР ЕЭС России (балансы электрической мощности приведены в таблице 31) представлены в таблице 35.

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов Ярославской области в 2016 – 2021 годах, не связанных с развитием электрической сети, представлен в таблице 36.

Таблица 34

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению
и реконструкции электросетевых объектов в 2016 – 2021 годах связанных
с развитием электрической сети для варианта развития на основании

СиПР ЕЭС России

№

п/п

Наименование

мероприятия

Проектная мощность

Сроки

строительства

Сметная стои-мость, млн. руб.

Обоснование

МВА

км

год нача-ла

год окон-чания

1

2

3

4

5

6

7

8

I. Новое строительство и реконструкция

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайское ПМЭС

Реконструкция

ВЛ 220 кВ «Ярославская – Тутаев», ВЛ 220 кВ «Ярославская – Тверицкая». Заходы на Ярославскую ТЭС (ПГУ – 450 МВт)

2 × 11,3

2 × 29,2

2015

2017

1845,6

обеспечение выдачи мощности Ярославской ТЭС

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

2.1.

Реконструкция ПС 35 кВ «Некрасово» с заменой трансформаторов 2 × 16 МВА 35 кВ на 2 × 16 МВА 110 кВ

2 × 16

2016

2021

134,5

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (снижения уровней напряжения ниже допустимого уровня) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок. Наличие технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям энергопринимающих устройств потребителей суммарной максимальной мощностью 8,6 МВт

2.2.

Строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ «Аббакумцево» до ПС 110 кВ «Некрасово» с переходом через

р. Волгу

18,8

2016

2021

288,8

2.3.

Реконструкция ВЛ 110 кВ «Ростовская-1» и ВЛ 110 кВ «Тишинская» до тяговой ПС 110 кВ «Козьмодемьянск»

8

2016

2018

70,2

технологическое присоединение (договор
№ 40767108/ТП-16 от 02.06.2016 20 МВт ОАО «РЖД»)

2.4.

Строительство

2-цепной (сдвоенной) ВЛ 35 кВ от ПС 110 кВ «Лютово» до ПС 35 кВ «Урожай» общей протяженностью 5,5 км, сечением

95 кв. мм, с установкой дополнительных ячеек в

РУ 35 кВ

5,5

2016

2018

21,9

технологическое присоединение (договор
№ 40817838/ТП-14 от 17.11.2014 -
ОАО «Аэропорт

Туношна» 2,65 МВт)

ОАО «РЖД»

Строительство

тяговой ПС 110 кВ «Козьмодемьянск»

2 × 25

2016

2018

540,48

увеличение пропускной способности железной дороги на участке
Ярославль – Ростов

(технологическое присоединение, договор
№ 40767108/ТП-16

от 02.06.2016)

ООО «Тепличный комбинат Ярославский»

Строительство
ПС 110 кВ «Дубки» и КВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ «Ярославская» до ПС 110 кВ «Дубки»

1 × 25

4,946

2016

2016

технологическое присоединение (договор
№ 22-2015-41/ТП-М1

от 30.11.2015 23 МВт)

Итого по новому строительству

2068,98

II. Техническое перевооружение и реконструкция

Филиал ПАО «МРСК Центра» − «Ярэнерго»

1.1.

Реконструкция ПС 35 кВ «Урожай»

с заменой трансформаторов
2 × 4 МВА на трансформаторы
2 × 6,3 МВА
(с устройствами РПН) и установкой ячейки 35 кВ.

Реконструкция ПС 110 кВ «Лютово» с установкой высоковольтной ячейки с вакуумным выключателем

2 × 6,3

2016

2018

106,7

технологическое присоединение

(договор
№ 40817838/ТП-14 от 17.11.2014 -
ОАО «Аэропорт Туношна» 2,65 МВт)

1.2.

Реконструкция ПС 35 кВ «Заволжская» с заменой трансформаторов

2 × 10 МВА на

трансформаторы

2 × 16 МВА

2 × 16

2017

2019

209,5

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.3.

Реконструкция ПС 35 кВ «Моделово» с заменой трансформаторов 2 × 6,3 МВА на трансформаторы 2 × 10 МВА

2 × 10

2017

2017

29,1

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.4.

Реконструкция ПС 35 кВ «Глебово» (замена трансформатора 4 МВА на трансформатор

6,3 МВА; реконструкция РУ 35 кВ)

1 × 6,3

2019

2020

59,7

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.5.

Реконструкция ПС 110 кВ «Кинопленка» с заменой трансформатора

Т-2 10 МВА на трансформатор

16 МВА

1 × 16

2021

2021

47,2

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.6.

Реконструкция ПС 35 кВ «Ватолино» с заменой трансформаторов

2 × 4 МВА на трансформаторы

2 × 6,3 МВА

2 × 6,3

2018

2018

14,7

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.7.

Реконструкция ПС 35 кВ «Кулаково» с заменой трансформаторов 2 × 2,5 МВА на трансформаторы 2 × 4 МВА

2 × 4

2018

2018

10,2

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.8.

Реконструкция ПС 110 кВ «Аббакумцево» с заменой трансформаторов

2 × 10 МВА на трансформаторы

2 × 25 МВА

2 × 16

2019

2019

119,2

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.9.

Реконструкция ПС 110 кВ «Переславль» с заменой трансформаторов

2 × 25 МВА на трансформаторы

2 × 40 МВА

2 × 40

2019

2020

147,5

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.10.

Реконструкция ПС 35 кВ «Прибрежная» с заменой трансформаторов

2 ×10 МВА на трансформаторы

2 × 16 МВА

2 × 16

2019

2020

166,9

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.11.

Реконструкция ПС 35 кВ «Скоморохово» с заменой трансформаторов

2 × 1,6 МВА на трансформаторы

2 × 2,5 МВА

2 × 2,5

2019

2019

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.12.

Реконструкция ПС 35 кВ «Купань» с заменой трансформаторов 2 × 2,5 МВА на трансформаторы 2 × 6,3 МВА

2 × 4

2018

2018

14,7

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.13.

Реконструкция ПС 35 кВ «Машприбор» с заменой трансформаторов

2 × 6,3 МВА на трансформаторы

2 × 10 МВА

2 × 10

2019

2019

29,1

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.14.

Реконструкция ПС 35 кВ «Ананьино» (трансформаторы

2 × 2,5 МВА), ПС 35 кВ «Семибратово» (трансформаторы 2 × 4 МВА).

Перемещение трансформаторов

2 × 4

2 × 2,5

2018

2018

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.15.

Реконструкция ПС 35 кВ «Соломидино» (трансформатор 1 × 2,5 МВА), ПС 35 кВ «Борок» (трансформатор

1 × 4 МВА).

Перемещение трансформаторов

1 × 4

1 × 2,5

2020

2020

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.16.

Реконструкция ПС 110 кВ «Новосёлки» (трансформаторы

2 × 40 МВА), ПС 110 кВ «Чайка» (трансформаторы

2 × 25 МВА).

Перемещение одного трансформатора

2 × 25

2 × 40

2017

2017

79,4

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.17.

Реконструкция ПС 35 кВ «Нексанс» (трансформаторы

2 × 10 МВА), ПС 35 кВ «Дубки» (трансформаторы

2 × 6,3 МВА).

Перемещение трансформаторов

2 × 6,3

2 × 10

2017

2017

32,0

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.18.

Реконструкция 2-й цепи ВЛ 35 кВ (АС-95, 10,4 км) вдоль существующей ВЛ 35 кВ «Переславль-Кибернетик» и далее по трассе ВЛ 35 кВ «Глебовская»

10,4

2018

2019

32,5

риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

1.19.

Реконструкция ВЛ 35 кВ «Филинская-2» со строительством участка ВЛ 35 кВ до ПС 35 кВ «Лесные Поляны» (АС-70, 2,64 км) и реконструкция РУ 35 кВ ПС 35 кВ «Лесные Поляны»

2,64

2016

2018

13,5

аварийное отключение или вывод в ремонт

ВЛ 35 кВ «Филинская-1» с учетом перевода части потребителей на резервные схемы электроснабжения приводит к ограничению потребителей в объеме

3,8 МВт

Главное управление ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону

Установка на ВЛ 110 кВ «Перекопская» со стороны ТЭЦ-3 шкафа отбора напряжения или трансформатора напряжения в одной фазе для выполнения автоматического повторного включения с контролем синхронизма

2017

2017

при устойчивых КЗ на ВЛ 110 кВ «ТЭЦ-3 – Перекоп» в случае отказа выключателя на ТЭЦ-3 возможна потеря выдачи мощности

ТЭЦ-3 по стороне напряжения 110 кВ по причине отсутствия автоматического повторного включения с контролем синхронизма со стороны ТЭЦ-3, что не позволяет выполнить автоматическое повторное включение данной ВЛ со стороны ПС
110 кВ «Перекоп» (ПС 110 кВ «Северная»)

Итого по техническому перевооружению и реконструкции

1111,9

Всего по основным мероприятиям

3159,18

Таблица 35

Перечень дополнительных мероприятий для варианта развития энергосистемы Ярославской области на основании СиПР ЕЭС России с учётом ввода

объектов когенерации и ПГУ-230 МВт

№

п/п

Наименование мероприятия

Проектная мощность

Сроки строительства

Сметная

стоимость, млн. руб.

Обоснование

МВА

км

год нача-ла

год окон-чания

Новое строительство

ОАО «Электросети ЯГК»

1.1.

Строительство двух КЛ 110 кВ от ПС 220 кВ «Неро» и ПС 110/10 кВ

2 × 25

2 × 0,3

2019

2020

обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭС

24 МВт в г. Ростове

1.2.

Строительство двух КЛ 110 кВ от ПС 110 кВ «Переславль» и ПС 110/10 кВ

2 × 25

2 × 0,4

2020

2021

обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭС

24 МВт в г. Переславле-Залесском

Филиал ПАО «МРСК Центра» − «Ярэнерго»*

2.1.

Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ «Венера – Шестихино с отпайками I и II цепь» до ПГУ-ТЭЦ 230  МВт в г. Рыбинске

2 × 2,3

2019

2020

обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ

230 МВт в г. Рыбинске

(«Схема выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ Рыбинск»)

2.2.

Строительство заходов ВЛ 110 кВ «Венера – Восточная с отпайками I и II цепь» на ПГУ-ТЭЦ 230 МВт в г. Рыбинске

4 × 0,7

2019

2020

обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ
230 МВт в г. Рыбинске

(«Схема выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ Рыбинск»)

II. Техническое перевооружение и реконструкция

Филиал ПАО «МРСК Центра» − «Ярэнерго»*

Реконструкция ВЛ 110 кВ «Венера –Восточная с отпайками I и II цепь»

2 × 8,23

2019

2020

обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ
230 МВт в г. Рыбинске

(«Схема выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ Рыбинск»)

Реконструкция ВЛ 110 кВ «ТЭЦ-2 – Тутаев с отпайками I и II цепь»

2 × 13,71

2019

2020

обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ
230 МВт в г. Рыбинске

(«Схема выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ Рыбинск»)

* Организация, выполняющая мероприятия по электросетевому строительству (реконструкции), будет определена на этапе заключения договора на технологическое присоединение.

Таблица 36

Перечень основных мероприятий по техническому перевооружению

и реконструкции электросетевых объектов в 2016 – 2021 годах, не связанных с развитием электрической сети

№

п/п

Наименование

мероприятия

Проектная мощность

Сроки строительства

Сметная стои-мость, млн. руб.

Обоснование

МВА

км

год нача-ла

год окон-чания

1

2

3

4

5

6

7

8

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» - Валдайское ПМЭС

Реконструкция ПС 220 кВ «Вега» с заменой оборудования, в том числе отделителей и КЗ

2019

2020

171,0

техническое состояние

Филиал ПАО «МРСК Центра» − «Ярэнерго»

2.1.

Реконструкция ПС 35 кВ «Варегово» с заменой трансформаторов (10 кВ) 2,5 МВА и 1,6 МВА на трансформаторы

2 × 1,6 МВА, демонтажом трансформатора (6 кВ) 1,6 МВА и переводом потребителейна напряжение 35/10 кВ

2 × 1,6

2017

2020

14,2

техническое состояние

2.2.

Реконструкция ВЛ 110 кВ «Моторная – Инженерная» (с кабельными вставками)

6,92

2016

2017

57,8

техническое состояние

2.3.

Реконструкция ВЛ 110 кВ «Восточная-1,2» (Замена опор № 43, № 44, № 53) и замена провода

12,0

2017

2020

21,8

техническое состояние

2.4.

Реконструкция ПС 110 кВ «Устье» с заменой трансформаторов 2 × 10 МВА на трансформаторы 2 × 10 МВА

2 × 10

2021

2021

82,0

техническое состояние

2.5.

Реконструкция ВЛ 110 кВ «Перекоп-Северная с отпайкой на ПС Ярославль Главный», ВЛ 110 кВ
«ТЭЦ-3 – Перекоп», ВЛ 110 кВ «ТЭЦ-3-Северная с отпайками»

35,0

2018

2021

303,2

техническое состояние

2.6.

Реконструкция ВЛ 35 кВ «Тихменево-Глебово»

10,7

2020

2020

47,0

техническое состояние

Северная железная дорога – филиал ОАО «РЖД»

3.1.

Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Любим», ОРУ-110 кВ, КРУН-10 кВ

2016

2017

143,98

замена отделителей с КЗ на выключатели

(уменьшение времени ликвидации короткого замыкания)

3.2.

Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Путятино», ОРУ-110 кВ

замена отделителей с КЗ на выключатели

(уменьшение времени ликвидации короткого замыкания)

3.3.

Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Уткино», ОРУ-110 кВ

замена отделителей с КЗ на выключатели

(уменьшение времени ликвидации короткого замыкания)

Итого по техническому перевооружению и реконструкции

840,98

Всего по основным мероприятиям

970,78

Обоснования реконструкции электросетевых объектов энергосистемы
Ярославской области, представленных в таблицах 34 и 36, приведены в пунктах 6.1 – 6.30 данного подраздела.

6.1. Строительство ПС 110 кВ «Некрасово» взамен ПС 35 кВ «Некрасово» с заменой трансформаторов 2 × 16 МВА 35 кВ на трансформаторы
2 × 16 МВА 110 кВ и строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ «Аббакумцево» до ПС 110 кВ «Некрасово» с переходом через р. Волгу (в соответствии с пунктами 2.1, 2.2 подраздела 2 раздела I таблицы 34).

Необходимость строительства вызвана:

- недопущением перерыва электроснабжения потребителей в связи с низким напряжением на ПС 35 кВ «Профилакторий», ПС 35 кВ «Некрасово» при выводе в ремонт ВЛ 35 кВ «Смирновская», «Лютовская», «Туношенская», «Некрасовская» и перегрузкой электросетевого оборудования в послеаварийных режимах;

- ограничением на технологическое присоединение в Некрасовском муниципальном районе.

Наиболее тяжелые режимы зимнего максимума нагрузок 2016 года (потребление энергосистемы Ярославской области – 1403 МВт):

- вывод в ремонт (отключение) ВЛ 35 кВ «Лютовская». Напряжение в сети 35 кВ снижается до 31 кВ (в районе ПС 35 кВ «Туношна», ПС 35 кВ «Некрасово»). Токовая нагрузка ВЛ 35 кВ «Смирновская» составляет 257 А (допустимый ток – 200 А), по ВЛ 35 кВ «Некрасовская» – 239 А (допустимый ток – 300 А). Уровни напряжения на подстанциях: ПС 35 кВ «Профилакторий» – 9,6 кВ, ПС 35 кВ «Некрасово» – 9,3 кВ, ПС 35 кВ «Туношна» – 9,0 кВ;

- вывод в ремонт (отключение) ВЛ 35 кВ «Смирновская». Напряжение в сети 35 кВ снижается до 25 кВ (в районе ПС 35 кВ «Профилакторий», ПС 35 кВ «Некрасово»). Токовая нагрузка ВЛ 35 кВ «Лютовская» составляет
325 А (допустимый ток – 264 А), по ВЛ 35 кВ «Туношенская» составляет
290 А (допустимый ток – 258 А). Уровни напряжения на подстанциях: ПС
35 кВ «Туношна» – 8,9 кВ, ПС 35 кВ «Некрасово» – 7,5 кВ, ПС 35 кВ «Профилакторий» – 7,4 кВ;

- вывод в ремонт (отключение) ВЛ 35 кВ «Некрасовская». Напряжение в сети 35 кВ снижается до 28 кВ (в районе ПС 35 кВ «Некрасово»). Токовая нагрузка ВЛ 35 кВ «Лютовская» составляет 282 А (допустимый ток –
264 А), по ВЛ 35 кВ «Туношенская» составляет 248 А (допустимый ток – 258 А). Уровни напряжения на подстанциях: ПС 35 кВ «Туношна» – 9,2 кВ, ПС 35 кВ «Некрасово» – 8,1 кВ.

Падение напряжения в послеаварийных режимах в рассматриваемой сети 35 кВ настолько велико, что диапазонов регулирования устройств РПН и ПБВ трансформаторов оказывается недостаточным для обеспечения требуемого качества электроэнергии у потребителей.

ПС 35 кВ «Некрасово» и ПС 35 кВ «Профилакторий» в силу географического расположения района вдоль берега реки Волги не имеют связей по напряжению 10 кВ с другими центрами питания. Взаимное резервирование ВЛ 10 кВ осуществляется исключительно в пределах сети данных ПС. Соответственно, перевод нагрузки за пределы рассматриваемой сети 35 кВ в послеаварийных режимах невозможен.

Недостаточная эффективность мероприятий по регулированию напряжения за счет устройств РПН и ПБВ трансформаторов и отсутствие возможности проведения оперативных мероприятий по перераспределению нагрузки приводит к необходимости ограничения потребителей на время выполнения ремонтных режимов в объеме до 3,6 МВт.

В отношении ПС 35 кВ «Некрасово» заключены договоры на технологическое присоединение электроустановок потребителей в объеме 4,1 МВт,
в отношении ПС 35 кВ «Профилакторий» – в объеме 3,9 МВт. С учетом существующей ситуации подключение новых потребителей к данным ПС и соответствующее увеличение нагрузки возможны только после реконструкции ПС 35 кВ «Некрасово» и переводом ее на напряжение 110 кВ.

Рассмотрено альтернативное мероприятие «Установка батарей статических конденсаторов на ПС 35 кВ «Некрасово», ПС 35 кВ «Профилакторий» для повышения напряжения в послеаварийных режимах в сети 35 кВ».

Устанавливаемые в целях регулирования напряжения батареи статических конденсаторов должны быть оборудованы автоматикой, последовательно включающей ступени батареи статических конденсаторов по факту снижения напряжения ниже номинального (10 кВ) и последовательно отключающей ступени при превышении напряжением значения 10,5 кВ.

Минимально необходимая мощность батарей статических конденсаторов:

- ПС 35 кВ «Некрасово»: 4 × 2700 кВАр;

- ПС 35 кВ «Профилакторий»: 4 × 1350 кВАр.

При отключении (выводе в ремонт) ВЛ 35 кВ «Смирновская» и использования устройств РПН на ПС 35 кВ «Некрасово» напряжения на подстанциях составят: на ПС 35 кВ «Туношна» – 10,2 кВ, на ПС 35 кВ «Некрасово» – 10,5 кВ, на ПС 35 кВ «Профилакторий» – 10,0 кВ.

При этом в рассматриваемом режиме наблюдается перегрузка ВЛ 35 кВ «Лютовская» – 375 А (допустимая токовая нагрузка 342 А), ВЛ 35 кВ «Туношенская» – 346 А (допустимая токовая нагрузка 271 А).

Вывод: полностью решить проблемы ВЛ 35 кВ только за счет использования батарей статических конденсаторов невозможно.

Перевод ПС 35 кВ «Некрасово» на напряжение 110 кВ позволит решить все существующие проблемы, а именно:

- увеличить надежность электроснабжения потребителей;

- устранить существующие риски массовых ограничений потребителей в осенне-зимний период в связи с низким напряжением в сети 35 и 10 кВ;

- обеспечить требуемое качество электроэнергии в послеаварийных режимах;

- снять ограничение на подключение новых потребителей;

- снять ограничение на проведение работ с выводом в ремонт ВЛ 35 кВ «Смирновская», «Лютовская», «Некрасовская», Т-1 ПС 35 кВ «Некрасово»
в течение всего года.

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

- перевод ПС на напряжение 110 кВ;

- замена силовых трансформаторов 2 × 16 МВА (35/10кВ) на трансформаторы 2 × 16 МВА (110/10кВ);

- строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ «Аббакумцево» до ПС 110 кВ «Некрасово».

6.2. Строительство тяговой ПС 110 кВ «Козьмодемьянск» (в соответствии с пунктом 2.3 подраздела 2, подразделом 3 раздела I таблицы 34).

Необходимость строительства ПС 110 кВ «Козьмодемьянск» вызвана необходимостью увеличения пропускной способности железной дороги на участке Ярославль – Ростов.

В соответствии с техническими условиями предусматривается:

- строительство новой двухтрансформаторной тяговой
ПС 110/10/6/3,3 кВ в районе поселка Козьмодемьянск. Установленная мощность трансформаторов составляет 2 × 25 МВА;

- строительство новой двухцепной отпаечной ВЛ 110 кВ ориентировочной длиной 8000 метров от опор № 186 и № 187 ВЛ 110 кВ
«Ростовская-1» и ВЛ 110 кВ «Тишинская» до линейного портала ОРУ 110 кВ вновь сооружаемой тяговой ПС 110/10/6/3,3 кВ.

6.3. Строительство ПС 110 кВ «Дубки» (в соответствии с подразделом 3 раздела I таблицы 34).

Основание для выполнения работ – договор технологического присоединения № 22-2015-41/ТП-М1 ПАО «ФСК ЕЭС» с ООО «Тепличный комбинат Ярославль» от 30.11.2015 (заявленная мощность – 23 МВт).

В соответствии с техническими условиями предусматривается строительство:

- новой трансформаторной ПС 110 кВ в районе поселка Дубки. Установленная мощность трансформатора составляет 25 МВА;

- новой КВЛ 110 кВ длиной 4946 метров от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ «Ярославская».

6.4. Реконструкция ПС 110 кВ «Кинопленка» с заменой трансформатора 10 МВА на трансформаторы 16 МВА (в соответствии с пунктом 1.5 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка ПС по итогам замеров, проведенных 25.11.2015, составила 11,56 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформатора Т-2 10 МВА на трансформатор 16 МВА.

6.5. Реконструкция ПС 110 кВ «Аббакумцево» с заменой трансформаторов 2 × 10 МВА на трансформаторы 2 × 16 МВА (в соответствии
с пунктом 1.8 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка ПС по итогам замеров, проведенных 25.11.2015, составила 15,2 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2 10 МВА на трансформаторы 16 МВА.

6.6. Реконструкция ПС 110 кВ «Переславль» с заменой трансформаторов 2 × 25 МВА на трансформаторы 2 × 40 МВА (в соответствии с пунктом 1.9 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка по итогам замеров, проведенных 25.11.2015, составила 28,24 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2 25 МВА на трансформаторы 40 МВА.

6.7. Реконструкция ПС 35 кВ «Урожай» с заменой трансформаторов
2 × 4 МВА на трансформаторы 2 × 6,3 МВА (с устройствами РПН) и установкой ячейки 35 кВ. Строительство ВЛ 35 кВ параллельного следования от вновь устанавливаемой ячейки в РУ 35 кВ ПС 110 кВ «Лютово» до вновь устанавливаемой ячейки в РУ 35 кВ ПС 35 кВ «Урожай» общей протяженностью 5,5 километра сечением 95 кв. мм (в соответствии пунктом 2.4 подраздела 2 раздела I, пунктом 1.1 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Основанием для выполнения работ является договор технологического присоединения с ОАО «Аэропорт Туношна» № 40817838 от 14.11.2014.

Заявителем планируется увеличение максимальной мощности энергопринимающих устройств с существующих 630 кВт на 2651,6 кВт (500 кВт по первой категории надежности, 2151,6 кВт по второй категории надежности) до величины 3281,6 кВт.

Концепцией развития аэропорта «Туношна» до 2030 года предусмотрена перспектива дальнейшего развития аэропорта Туношна с присвоением статуса международного грузопассажирского аэропорта.

Суммарная ожидаемая нагрузка на ПС 35 кВ «Урожай» с учётом выданных технических условий ОАО «Аэропорт Туношна» составит 5,7 МВА.

Расчеты выполнены с учетом замены трансформаторов на ПС 110 кВ «Техникум» с 2 × 6,3 МВА на трансформаторы 2 × 10 МВА, выполненной в 2016 году, и замены трансформаторов на ПС 35 кВ «Урожай» с 2 × 4 МВА на трансформаторы 2 × 6,3 МВА.

В режиме отключения (вывода в ремонт) Т-1(Т-2) ПС 110 кВ «Техникум» загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 147 процентов.

В режиме отключения (вывода в ремонт) ВЛ 35 кВ «Урожайная» напряжение на шинах 35 кВ ПС 35 кВ «Урожай» составит 28 кВ, на шинах
10 кВ – 7,6 кВ, загрузка Т-2 ПС 110 кВ «Техникум» составит 140 процентов. Использование устройств РПН на ПС 110 кВ «Техникум» и ПС 35 кВ «Урожай» позволят поднять напряжение на шинах 10 кВ ПС 35 кВ «Урожай» до 10,2 кВ.

В режиме отключения (вывода в ремонт) Т-1 ПС 35 кВ «Урожай» напряжение на шинах 10 кВ ПС 35 кВ «Урожай» составит 8,3 кВ, загрузка Т‑2 ПС 35 кВ «Урожай» составит 126 процентов, загрузка Т-2 ПС 110 кВ «Техникум» составит 146 процентов. Использование устройств РПН на ПС 110 кВ «Техникум» и ПС 35 кВ «Урожай» позволит поднять напряжение на шинах 10 кВ ПС 35 кВ «Урожай» до значений, не превышающих 9,9 кВ.

В связи с недопустимой перегрузкой трансформаторов на ПС 110 кВ «Техникум» и ПС 35 кВ «Урожай» и низкими уровнями напряжения на ПС 35 кВ «Урожай» в ремонтных и послеаварийных режимах требуется реконструкция сети 35 кВ со строительством ВЛ 35 кВ параллельного следования от вновь устанавливаемой ячейки в РУ 35 кВ ПС 110 кВ «Лютово» до вновь устанавливаемой ячейки в РУ 35 кВ ПС 35 кВ «Урожай» общей протяженностью 5,5 километра, сечением 95 кв. мм и замена трансформаторов на ПС 35 кВ «Урожай» 2 × 4 МВА на трансформаторы 2 × 6,3 МВА.

Выполнение указанных мероприятий позволит перевести ПС 35 кВ «Урожай» на питание от ПС 110 кВ «Лютово» как в нормальном, так и в ремонтных и послеаварийных режимах, что в свою очередь повысит надежность электроснабжения и позволит обеспечить качество электроэнергии на соединительных шинах 10 кВ ПС 35 кВ «Урожай», соответствующее требованиям действующих стандартов.

Реконструкция по рассматриваемому варианту позволит отказаться от более затратных мероприятий по замене трансформаторов на ПС 110 кВ «Техникум» 2 × 10 МВА на трансформаторы 2 × 16 МВА и увеличению сечения провода существующих ВЛ 35 кВ (38,9 километра).

Результаты расчетов режимов после выполнения реконструкции.

В режиме отключения (вывода в ремонт) Т-1(Т-2) ПС 110 кВ «Техникум» загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 100 процентов.

В режиме отключения (вывода в ремонт) ВЛ 35 кВ «Урожайная» напряжение на шинах 10 кВ ПС 35 кВ «Урожай» составит 10 кВ.

В режиме отключения (вывода в ремонт) Т-1 ПС 35 кВ «Урожай» напряжение на шинах 10 кВ ПС 35 кВ «Урожай» составит 10 кВ, загрузка Т-2 ПС 35 кВ «Урожай» 94 процента.

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

- замена трансформаторов 35 кВ 2 × 4 МВА на трансформаторы
2 × 6,3 МВА;

- строительство ВЛ 35 кВ.

6.8. Реконструкция ПС 35 кВ «Заволжская» с заменой трансформаторов
2 × 10 МВА на трансформаторы 2 × 16 МВА (в соответствие с пунктом 1.2 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка при замерах мощности на
ПС 35 кВ «Заволжская», проведенных 25.12.2015, составила 10,5 МВА.

В настоящее время филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» заключены договоры с потребителями на технологическое присоединение
к ПС 35 кВ «Заволжская» электрооборудования общей мощностью 3,05 МВт.

Исходя из этого, в послеаварийном режиме максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 137 процентов.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2 10 МВА на трансформаторы 16 МВА.

6.9. Реконструкция ПС 35 кВ «Моделово» с заменой трансформаторов 2 × 6,3 МВА на трансформаторы 2 × 10 МВА (в соответствии с пунктом 1.3 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка при замерах мощности, проведенных в послеаварийном режиме 25.01.2016, составила 8,8 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2 6,3 МВА на трансформаторы 10 МВА.

6.10. Реконструкция ПС 35 кВ «Глебово» с заменой трансформатора
4 МВА на трансформаторы 6,3 МВА, реконструкция РУ 35 кВ и реконструкция 2-й цепи ВЛ 35 кВ (АС-95, 10,4 километра) вдоль существующей ВЛ 35 кВ «Переславль-Кибернетик» и далее по трассе ВЛ 35 кВ «Глебовская»
(в соответствии с пунктами 1.4, 1.18 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

6.10.1. Необходимость реконструкции сети возникла при существующих уровнях нагрузок в связи с недостаточной пропускной способностью сети 35 кВ (недопустимо низкие уровни напряжения в сети 35 кВ и на секции шин 6-10 кВ ПС в послеаварийных и ремонтных режимах), необходимостью увеличения надежности в сети 35 кВ и обеспечения требуемого качества электроэнергии у потребителей.

6.10.2. Наиболее тяжелый режим зимнего максимума нагрузки 2016 года (потребление энергосистемы Ярославской области 1403 МВт):

6.10.2.1. Вывод в ремонт ВЛ 35 кВ «Глебовская»:

- токовая нагрузка ВЛ 35 кВ «Нила – Купань» составляет 252 А (допустимая – 142 А);

- токовая нагрузка ВЛ 35 кВ «Нагорьевская» составляет 195 А (допустимая – 120 А);

- напряжение в сети 35 кВ в районе ПС 35 кВ «Глебово» снижается до 23 кВ, на ПС 35 кВ «Глебово» составляет менее 9 кВ (расчетное напряжение 6,6 кВ), на ПС 35 кВ «Батьки» – менее 5,4 кВ кВ (расчетное напряжение
4,4 кВ), на ПС 35 кВ «Нагорье» – менее 9 кВ (расчетное напряжение 8,2 кВ), на ПС 35 кВ «Сараево» – менее 9 кВ (расчетное напряжение 8,2 кВ).

Выполнение ремонта оборудования в период зимних и близких к зимним нагрузок (с сентября по май) невозможно по причине снижения напряжения в сети 6-10 кВ, 35 кВ ниже допустимых значений.

В режиме летнего максимума нагрузки 2016 года при потреблении энергосистемы Ярославской области 1040 МВт:

- напряжение в сети 35 кВ в районе ПС 35 кВ «Глебово» снижается до 27 кВ, на ПС 35 кВ «Глебово» составляет менее 9 кВ (расчетное напряжение 7,7 кВ), на ПС 35 кВ «Батьки» – менее 5,4 кВ (расчетное напряжение
5 кВ), на ПС 35 кВ «Нагорье» – менее 9 кВ (расчетное напряжение 8,8 кВ), на ПС 35 кВ «Сараево» – менее 9 кВ (расчетное напряжение 8,8 кВ).

Для работы в установленном нормативном режиме напряжения электрической сети требуется регулирование напряжения на ПС 110 кВ «Нила», ПС 35 кВ «Нагорье», ПС 35 кВ «Батьки», ПС 35 кВ «Глебово», перевод ПС 35 кВ «Сараево» по сети 35 кВ на питание от ПС «Углич».

Реализация всех указанных выше мероприятий по регулированию напряжения электрической сети позволит поднять напряжение на Т-1 ПС
35 кВ «Глебово» до значений не менее 9,3 кВ.

Вывод в ремонт ВЛ 35 кВ «Глебовская» при существующей конфигурации сети и уровнях нагрузок без ограничения потребителей невозможен.

6.10.2.2. Вывод в ремонт Т-2 ПС 35 кВ «Глебово».

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ «Глебово» при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 3,5 МВА. Расчетная мощность с учетом вновь подключаемых потребителей составит 6,74 МВА.

Реализация проекта реконструкции сети позволит обеспечить возможность вывода в ремонт ВЛ 35 кВ «Глебовская» и трансформатора Т-2 ПС
35 кВ «Глебово» без ограничения потребителей, повысить надежность электроснабжения потребителей.

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:             

- замена трансформатора 2,5 МВА на трансформатор 6,3 МВА;

- реконструкция РУ 35 кВ;

- строительство 2-й цепи ВЛ 35 кВ (10,4 километра).

6.11. Реконструкция ПС 35 кВ «Ватолино» с заменой трансформаторов 2 × 4 МВА на 2 × 6,3 МВА (в соответствии с пунктом 1.6 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ «Ватолино» при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 5,07 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2 4 МВА на трансформаторы 6,3 МВА.

6.12. Реконструкция ПС 35 кВ «Кулаково» с заменой трансформаторов 2 × 2,5 МВА на трансформаторы 2 × 4 МВА (в соответствии с пунктом 1.7 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ «Кулаково» при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 3,78 МВА.

Проектом реконструкции предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2,5 МВА на трансформаторы 4 МВА.

6.13. Реконструкция ПС 35 кВ «Прибрежная» с заменой трансформаторов 2 × 10 МВА на трансформаторы 2 × 16 МВА (в соответствии с пунктом 1.10 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 11,52 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2 10 МВА на трансформаторы 16 МВА.

6.14. Реконструкция ПС 35 кВ «Скоморохово» с заменой трансформаторов 2 × 1,6 МВА на трансформаторы 2 × 2,5 МВА (в соответствии с пунктом 1.11 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 1,49 МВА. Расчетная мощность с учетом вновь подключаемых потребителей составит 2,8 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2 1,6 МВА на трансформаторы 2,5 МВА.

6.15. Реконструкция ПС 35 кВ «Купань» с заменой трансформаторов
2 × 2,5 МВА на трансформаторы 2 × 4 МВА (в соответствии с пунктом 1.12 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 3,26 МВА.

Проектом предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2
2,5 МВА на трансформаторы 4 МВА.

6.16. Реконструкция ПС 35 кВ «Машприбор» с заменой трансформаторов 2 × 6,3 МВА на трансформаторы 2 × 10 МВА (в соответствии с пунктом 1.13 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 6,31 МВА.

Расчетная мощность с учетом вновь подключаемых потребителей составит 6,68 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2 6,3 МВА на трансформаторы 10 МВА.

6.17. Реконструкция ПС 110 кВ «Новосёлки» (трансформаторы
2 × 40 МВА), ПС 110 кВ «Чайка» (трансформаторы 2 × 25 МВА). Перемещение одного трансформатора (в соответствии с пунктом 1.16 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ «Чайка» при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 17,31 МВА. Расчетная мощность с учетом вновь подключаемых потребителей составит 29,5 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

- перемещение трансформатора Т-1 25 МВА с ПС 110 кВ «Чайка» на ПС 110 кВ «Новосёлки»;

- перемещение трансформатора Т-1 40 МВА с ПС 110 кВ «Новосёлки» на ПС 110 кВ «Чайка».

6.18. Реконструкция ПС 35 кВ «Нексанс» (трансформаторы
2 × 10 МВА), ПС 35 кВ «Дубки» (трансформаторы 2 × 6,3 МВА). Перемещение трансформаторов (в соответствии с пунктом 1.17 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ «Дубки» при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 8,78 МВА. Расчетная мощность с учетом вновь подключаемых потребителей составит 8,76 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

- перемещение трансформаторов Т-1 и Т-2 6,3 МВА с ПС 35 кВ «Дубки» на ПС 35 кВ «Нексанс»;

- перемещение трансформаторов Т-1 и Т-2 10 МВА с ПС 35 кВ «Нексанс» на ПС 35 кВ «Дубки».

6.19. Реконструкция ПС 35 кВ «Ананьино» (трансформаторы
2 × 2,5 МВА), ПС 35 кВ «Семибратово» (трансформаторы 2 × 4 МВА). Перемещение трансформаторов (в соответствии с пунктом 1.14 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ «Ананьино» при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 2,37 МВА. Расчетная мощность с учетом вновь подключаемых потребителей составит 2,8 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

- перемещение трансформаторов Т-1 и Т-2 2,5 МВА с ПС 35 кВ «Ананьино» на ПС 35 кВ «Семибратово»;

- перемещение трансформаторов Т-1 и Т-2 4 МВА с ПС 35 кВ «Семибратово» на ПС 35 кВ «Ананьино».

6.20. Реконструкция ПС 35 кВ «Соломидино» (трансформатор
1 × 2,5 МВА), ПС 35 кВ «Борок» (трансформатор 1 × 4 МВА). Перемещение трансформаторов (в соответствии с пунктом 1.15 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ «Соломидино» при замерах мощности, проведенных 25.01.2016, составила 2,03 МВА. Расчетная мощность с учетом вновь подключаемых потребителей составит 2,7 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

- перемещение трансформатора 2,5 МВА с ПС 35 кВ «Соломидино» на ПС 35 кВ «Борок»;

- перемещение трансформаторов 4 МВА с ПС 35 кВ «Борок» на ПС
35 кВ «Соломидино».

6.21. Реконструкция ВЛ 35 кВ «Филинская-2» со строительством участка ВЛ 35 кВ до ПС 35 кВ «Лесные Поляны» (2,64 километра) и реконструкция РУ 35 кВ ПС 35 кВ «Лесные Поляны» (в соответствии с пунктом 1.19 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Отключение или вывод в ремонт ВЛ 35 кВ «Филинская-1» с учетом перевода части потребителей на резервные схемы электроснабжения приводит к ограничению потребителей в объеме 4,15 МВт.

Реализация проекта позволит обеспечить возможность вывода в ремонт ВЛ 35 кВ «Филинская-1» без ограничения потребителей.

Проектом реконструкции ВЛ и ПС предусматриваются:

- продление ВЛ 35 кВ «Филинская-2» до ПС 35 кВ «Лесные Поляны» на 2,64 километра;

- реконструкция РУ 35 кВ ПС 35 кВ «Лесные Поляны».

6.22. Реконструкция ПС 220 кВ «Вега» с заменой оборудования, в том числе отделителей и КЗ (в соответствии с разделом I таблицы 36).

Необходимость реконструкции ПС обусловлена:

- сверхнормативным сроком эксплуатации оборудования – средний возраст оборудования объекта 40 лет;

- наличием устаревшего оборудования и отсутствием запасных частей для ремонта.

              Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

- замена трех выключателей типа У-220-1000-25У1 на элегазовые
(с учетом реконструкции релейной защиты и автоматики);

- установка дополнительного выключателя 220 кВ вместо отделителей для изменения типа схемы РУ 220 кВ;

- замена двенадцати комплектов разъединителей;

- замена шести фаз трансформаторов напряжения-220 кВ;

- замена двенадцати фаз трансформаторов тока-220 кВ;

- организация цифровых каналов связи.

6.23. Реконструкция ПС 110 кВ «Устье» с заменой трансформаторов
2 × 10 МВА на 2 × 10 МВА (в соответствии с пунктом 2.4 раздела 2
таблицы 36).

Трансформатор Т1 в эксплуатации 50 лет (год выпуска – 1966), Т2 в эксплуатации 49 лет (год выпуска – 1967). Имелись неоднократные нарушения в работе переключающего устройства. Выполнялись ремонтные работы, положительные результаты не достигнуты. Имеются протечки масла из-за старения уплотнительной резины (протяжке не поддается). Вводы 110 кВ негерметичные, неоднократно менялись по результатам испытаний.

Проектом предусматривается замена трансформаторов Т-1 и Т-2
10 МВА на трансформаторы 10 МВА.

6.24. Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Любим» (в соответствии с пунктом 3.1 раздела 3 таблицы 36).

Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Любим» с заменой отделителей с КЗ на выключатели и заменой КРУН обусловлено необходимостью повышения надежности электроснабжения тяговой нагрузки железной дороги и потребителей электроэнергии Любимского муниципального района.

6.25. Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Путятино»
(в соответствии с пунктом 3.2 раздела 3 таблицы 36).

Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Путятино» с заменой отделителей с КЗ на выключатели обусловлено необходимостью повышения надежности электроснабжения тяговой нагрузки железной дороги.

6.26. Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Уткино» (в соответствии с пунктом 3.3 раздела 3 таблицы 36).

Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Уткино» с заменой отделителей с КЗ на выключатели обусловлено необходимостью повышения надежности электроснабжения тяговой нагрузки железной дороги.

6.27. Реконструкция ВЛ 110 кВ «Моторная – Инженерная» (в соответствии с пунктом 2.2 раздела 2 таблицы 36).

Реконструкции подлежит участок ВЛ 110 кВ от опоры № 20 до опоры № 45 протяженностью 3 километра со сроком службы 77 лет.

На данной ВЛ 110 кВ имели место серьёзные технологические нарушений, связанные со старением оборудования. Реконструкция ВЛ 110 кВ позволит снизить аварийность и затраты на эксплуатацию.

Проектом реконструкции ВЛ предусматриваются:

- демонтаж существующих металлических опор и фундаментов;

- замена всех металлических опор, провода, грозозащитного троса, изоляторов, арматуры.

6.28. Реконструкция ВЛ 110 кВ «Восточная-1,2». Замена опор № 43,
№ 44, № 53 и замена провода (в соответствии с пунктом 2.3 раздела 2 таблицы 36).

ВЛ 110 кВ введены в эксплуатацию в 1950 году. В 2002 году проведено техническое обследование опор ВЛ 110 кВ «Восточная-1,2», по результатам которого рекомендовано проведение реконструкции. На указанной ВЛ произошли следующие технологические нарушения, связанные со старением оборудования: в 2000 году – обрыв провода, в 2005 году – обрыв грозотроса.

Проектом реконструкции ВЛ предусматриваются:

- замена дефектных и не подлежащих ремонту опор № 43, № 44, № 53;

- замена провода на анкерных участках № 42-45 и № 51-54. Замена провода 12 километров.

6.29. Реконструкция ВЛ 110 кВ «Перекоп-Северная с отпайкой на ПС Ярославль-Главный», ВЛ 110 кВ «ТЭЦ-3 – Перекоп», ВЛ 110 кВ «ТЭЦ-3-Северная с отпайками» (в соответствии с пунктом 2.5 раздела 2 таблицы 36).

ВЛ 110 кВ «ТЭЦ-3-Северная с отпайками» (годы строительства – 1948 и 1964), ВЛ 110 кВ «Перекоп-Северная с отпайкой на ПС Ярославль-Главный» (годы строительства – 1948 и 1964), ВЛ 110 кВ «ТЭЦ-3 – Перекоп» (год строительства – 1964).

По данных ЛЭП имеются многочисленные неисправности, связанные с продолжительной эксплуатацией и воздействием внешней среды: глубокая коррозия элементов опор, дефекты и коррозия сварных соединений металлических частей, местами сквозная коррозия, деформация отдельных частей опор, трещины и разрушения фундаментов и опор, повреждение и коррозия проводов и грозозащитных тросов, арматуры, гаек, замков и шплинтов, разрушение коррозией контура заземляющего устройства.

Проектом реконструкции ЛЭП предусматриваются:

- замена металлических опор;

- замена провода;

- замена линейной арматуры ВЛ.

6.30. Реконструкция ПС 35 кВ «Варегово» с переводом на 35/10 кВ с заменой трансформаторов (10 кВ) 2,5 МВА и 1,6 МВА на трансформаторы
2 × 1,6 МВА и демонтажем трансформатора (6 кВ) 1,6 МВА (в соответствии с пунктом 2.1 раздела 2 таблицы 36).

Необходимость выполнения реконструкции обусловлена:

- наличием неустранимых дефектов;

- нарушением экологических норм и правил пожарной безопасности (отсутствие маслосборных и маслоприемных устройств силовых трансформаторов);

- отсутствием возможности наладки автоматики управления устройствами РПН (отсутствие устройств РПН Т-1, Т-2, наличие дефектов устройств РПН Т-3), что влияет на качество напряжения;

- опасностью поражением электрическим током при работах в нулевом пролете питающих ВЛ 35 кВ в связи с питанием Т-1 по шинному мосту 35 кВ.

Перевод потребителей, питающихся от Т-1 35/6 кВ, на напряжение 10 кВ позволит обеспечить резервирование питания по низшему классу напряжения от Т-2.

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

- демонтаж Т-1 35/6 кВ 1,6 МВА;

- замена трансформатора Т-2 35/10 кВ 1,6 МВА на 1,6 МВА;

- замена трансформатора Т-3 35/10 кВ 2,5 МВА на 1,6 МВА.

7. Модернизация систем централизованного теплоснабжения с учетом

развития когенерации

Для развития когенерационной энергетики Правительством области создана компания-оператор АО «ЯГК», которая реализует проекты по замещению неэффективных котельных ПГУ или газотурбинных установок и модернизации существующих котельных на базе газопоршневых установок.

Планы АО «ЯГК» по строительству ТЭЦ на базе газотурбинных установок представлены в таблице 37.

Таблица 37

№

п/п

Генерирующий

источник

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Всего,

МВт

1.

ПГУ-ТЭС-52 МВт

в г. Тутаеве

52

2.

ПГУ-ТЭС 24 МВт

в г. Ростове

24

3.

ПГУ-ТЭС 24 МВт

в г. Переславле-Залесском

24

В рамках заключенного Соглашения о сотрудничестве между
ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» и Правительством Ярославской области планируется строительство ПГУ-230 МВт в г. Рыбинске (микрорайоне Веретье) взамен тепловых мощностей в г. Рыбинске (микрорайоне Веретье и пос. Волжском).

8. Перевод на парогазовый цикл с увеличением мощности

действующих ТЭЦ

В районе Тенинской котельной Главного управления ПАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону в 2017 году совместное предприятие – ООО «Хуадянь-Тенинская ТЭЦ» планирует ввод в эксплуатацию ПГУ 450 МВт.

Предусматривается строительство:

- двух газотурбинных установок типа ГТЭ-160 с турбогенераторами «Simens AG»;

- одной теплофикационной паровой турбины LN-150/8,4/0,76
с турбогенератором «QF-150-2»;

- комплектного распределительного устройства с элегазовой изоляцией, класс напряжения 220 киловольт, для выдачи электрической мощности.

Тепловая мощность ПГУ 450 МВт – 295,64 Гкал/час.

9. Программа модернизации электросетевого комплекса
СНТ Ярославской области, реализуемая в целях повышения надёжности и качества электроснабжения, создания благоприятных, комфортных условий для жителей, ведущих садоводческое, огородническое или дачное хозяйство

В Ярославской области насчитывается более 730 СНТ с числом садоводческих участков более 140 тысяч.

Более трети городского населения Ярославской области трудится и отдыхает на своих дачных и садово-огородных участках.

Согласно статистическим данным, в личных подсобных хозяйствах выращивается 70 процентов от общего количества выращенного
в Ярославской области картофеля, 85 процентов овощей, 99,97 процента плодово-ягодных культур.

Объем электросетевых активов СНТ, по предварительным оценкам, составляет около 5 000 УЕ. Электрические сети большей части СНТ построены в 60-е – 70-е годы прошлого столетия. В настоящее время техническое состояние электрических сетей, находящихся в собственности СНТ, в основном неудовлетворительное, их эксплуатацией занимаются сами садоводы за счет собственных средств. Как правило, осуществляется только аварийный ремонт.

В соответствии с Программой развития электроэнергетики Ярославской области на 2014 – 2018 годы, утвержденной постановлением Правительства области от 24.12.2013 № 1712-п «О Программе развития электроэнергетики Ярославской области на 2014 – 2018 годы и признании утратившими силу постановлений Правительства области от 12.04.2012
№ 279-п и 24.01.2013 № 22-п», Правительством области поручено АО «ЯрЭСК» провести консолидацию и восстановление электросетевых активов 10 – 0,4 кВ СНТ Ярославской области.

Ярославская область первая среди регионов Российской Федерации комплексно решает проблемы по обеспечению надежного, качественного
и эффективного электроснабжения СНТ.

Для исполнения данного решения реализуются следующие мероприятия:

- проведение АО «ЯрЭСК» совместно с СНТ и Ярославским областным союзом садоводов обследований электрических сетей СНТ для определения технического состояния электросетевых активов, их физических объемов, объемов восстановительных работ и определение наличия правоустанавливающих документов  с целью передачи электрических сетей на баланс АО «ЯрЭСК»;

- совместная организация передачи электрических сетей СНТ на баланс АО «ЯрЭСК»;

- организация выполнения необходимых восстановительных работ электрических сетей СНТ;

- организация эксплуатации электрических сетей СНТ в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок, а также приведение технического состояния сетей в соответствие с требованиями Правил устройства электроустановок.

Объем консолидации электросетевых активов СНТ в УЕ и объем финансирования в рамках тарифного регулирования работ по модернизации электрических сетей представлены в таблице 38.

Таблица 38

Объем консолидации электросетевых активов СНТ

Наименование

показателя

2014 и

2015 гг.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Ожидаемые объёмы обслуживания электрических сетей СНТ (УЕ*)

557

250

250

250

250

250

250

Объём финансирования на проведение восстановительных работ за счёт средств предприятия, тыс. руб.

48 698

29 540

51 393

32 857

34 141

35 538

36 959

Потребность в дополнительном финансировании, тыс. руб.

-

-

20 000

40 000

40 000

40 000

40 000

* Расчет осуществлен исходя из средней величины 10 УЕ на 1 СНТ. Объём УЕ, принимаемых на обслуживание в 2017 – 2021 годах, рассчитан с учётом получения дополнительного финансирования на модернизацию принимаемых объектов электросетевого хозяйства СНТ.

В 2014 – 2016 годах в процессе консолидации электрических сетей СНТ на базе АО «ЯрЭСК» приняты на баланс электрические сети 0,4 – 10 кВ
80 СНТ протяжённостью 339 километров, 39 ТП 10‑6/0,4 кВ.

На данных электросетях проводятся работы по капитальному ремонту, реконструкции и модернизации ВЛ 6 – 10 кВ, ТП, а также сетей 0,4 кВ с заменой неизолированного провода на самонесущий изолированный провод.

В результате обеспечено надёжное и качественное электроснабжение 14,5 тысячи садовых участков, на которых трудятся более 36 тысяч садоводов.

В 2017 – 2021 годах планируется принимать на баланс АО «ЯрЭСК» ежегодно электрические сети 20 – 25 СНТ при условии решения вопроса дополнительного финансирования.

В 2017 году планируется продолжить работу, в том числе во вновь принятых СНТ, в следующих объёмах:

Таблица 39

Работы по модернизации электрических сетей СНТ*

Перечень мероприятий

2014 и 2015 гг.

2016 г.

2017 г.

(план) **

1

2

3

4

Реконструкция, капитальный ремонт ВЛ, КЛ 6 – 10 кВ, км

3,7

3,4

1,5

Реконструкция, капитальный ремонт магистральных и распределительных ВЛ – 0,4 кВ с заменой неизолированного провода на самонесущий изолированный провод, км

в том числе:

замена опор, шт.

перекидки, шт.

41,4

475

1 431

34,5

560

1 416

67

940

2 652

Монтаж новых  ТП с увеличением мощности трансформаторов 10-6/0,4 кВ, шт.

7

3

4

Монтаж автоматизированной системы коммерческого учёта электрической энергии (бытовых потребителей) в СНТ

2

4

6

в том числе установка индивидуальных приборов учёта с возможностью автоматизированной передачи данных, шт.

197

503

891

* Объём работ без учёта технологического присоединения льготных потребителей.

** Объём работ, выполняемых за счёт средств АО «ЯрЭСК», без учёта дополнительного финансирования.

Результатами работы по модернизации электросетевого комплекса СНТ Ярославской области являются:

- повышение качества жизни населения Ярославской области;

- обеспечение надёжности электроснабжения СНТ;

- повышение качества электрической энергии, поставляемой потребителям;

- снижение затрат на содержание объектов электросетевого хозяйства СНТ (в т.ч. на аварийно-восстановительные ремонты и модернизацию объектов электросетевого хозяйства);

- обеспечение достоверной информации по расчётам садоводов за потреблённую электроэнергию, снижение расходов садоводов на оплату электрической энергии;

- обеспечение безопасности садоводов при эксплуатации электрических сетей СНТ;

- снижение социальной напряженности в регионе.

Выполнение Программы обеспечит приведение технического состояния электрических сетей СНТ в соответствие с требованиями Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, приведение параметров качества электрической энергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013.

В результате проведенных работ будет обеспечено надежное электроснабжение потребителей СНТ.

Эффект от энергосберегающих мероприятий, проводимых на электрических сетях СНТ, переданных в собственность совместного предприятия Правительства области и ПАО «МРСК Центра» – АО «ЯрЭСК», – снижение потерь электрической энергии, составляющих в настоящее время в СНТ порядка 30 – 40 процентов, в том числе:

- технических потерь – на 5 – 7 процентов;

- коммерческих потерь – на 20 – 30 процентов, в том числе за счёт организации автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии электроустановок бытовых потребителей.

10. Программа расширения просек ВЛЭП филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

Одной из основных причин технологических нарушений в работе электрических сетей стало падение деревьев и их фрагментов на провода ВЛ. Доля подобных аварий в осенне-зимний период 2015/2016 годов, по данным филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», составила около 30 процентов от общего числа технологических нарушений.

С 2011 года для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Ярославской области филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» выполняются работы по расширению просек ВЛ. Кроме того, в рамках выполнения работ по ремонтной деятельности ежегодно выполняется расчистка просек в объеме около 1600 га.

В период 2011 – 2016 годов выполнены работы по расширению просек в объеме 2419,2 га.

В рамках инвестиционной программы филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» запланировано до 2021 года выполнить расширение просек ВЛ в объёме 2147 га при общей потребности расширения просек ВЛ 3798 га.

Реализация мероприятий по расширению просек позволит обеспечить:

- сокращение количества аварий в электрических сетях по причинам, зависящим от природных явлений, таких как обильные снегопады, образование гололеда на ветках деревьев, штормовые ветра (все это впоследствии приводит к падению деревьев из лесного массива на провода ЛЭП);

- уменьшение перерывов электроснабжения потребителей, подразумевающее минимизацию рисков потенциального ущерба в отраслях народного хозяйства и на объектах социальной сферы;

- поставку электроэнергии потребителям в необходимом объеме и, как следствие, позволит повысить эффективность работы электросетевого комплекса за счет уменьшения времени работы в режиме холостого хода генераторных установок и трансформаторного оборудования;

- повышение надежности энергосистемы Ярославской области в целом.
Для проведения работ по расширению просек ВЛЭП привлекаются специализированные организации, укомплектованные квалифицированным персоналом и специализированной техникой. Выбор организации проводится на конкурсной основе.

Таблица 40

Объемы работ по расширению просек ВЛ

Наименование работ

Объём выполнения работ по расширению просек в календарном году, га

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

фактическое значение

фактическое значение

фактическое значение

фактическое значение

фактическое значение

плановое значение

плановое значение

плановое значение

плановое значение

плановое значение

ВЛ 35-110 кВ

495,2

480,8

485,2

124

195,3

142

180

70

70

70

ВЛ 0,4-10 кВ

0

0

110,3

97,7

130,9

299,9

353

413,5

429

120

ВСЕГО

495,2

480,8

595,5

221,7

357,4

441,9

533

483,5

499

190

На объектах Валдайского ПМЭС в 2014 и 2015 годах работы по расширению просек выполнены на площади 208,56 га. Ожидаемый объем выполнения работ в 2016 году – 97,3 га.

Объемы финансирования работ по расширению просек ВЛЭП, проводимых филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», на перспективу до 2020 года за счет средств, предусмотренных в инвестиционной программе предприятия, приведены в таблице 42.

Таблица 41

Объемы финансирования работ по расширению просек,

проводимых филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

Источник финансирования

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

Всего

Инвестиционная программа предприятия,
тыс. руб.

57 405,2

70 515,6

91 251

74 040

81 600

374 811,8

Общие затраты – 374 811,8 тыс. руб. без налога на добавленную стоимость.

11. Внедрение АСКУЭ

На протяжении последних лет в Ярославской области серьезной проблемой является сверхнормативное потребление электроэнергии на ОДН в многоквартирных домах.

По итогам 2016 года в 5 тыс. многоквартирных домов (242,7 тыс. абонентов) Ярославской области имело место сверхнормативное потребление электрической энергии на ОДН. Объем сверхнормативного потребления электрической энергии на ОДН составил более 47,4 млн. кВт×ч.

В 2,5 тыс. домов (с объемом сверхнормативного потребления электрической энергии на ОДН около 24 млн. кВт×ч) проблему удалось решить за счет организационных мероприятий, в том числе балансировки домов с выявлением хищений электроэнергии, снятия контрольных показаний приборов учета и иных мероприятий.

В остающихся 2,5 тыс. проблемных многоквартирных домов (с объемом сверхнормативного потребления электрической энергии на ОДН около 23,4 млн. кВт×ч) организационные мероприятия не принесли ожидаемого результата, и по итогам 2016 года в них имело место устойчивое сверхнормативное потребление электрической энергии на ОДН.

Из указанного числа домов 10,2 млн. кВт×ч сверхнормативного потребления электрической энергии на ОДН приходится на 280 наиболее крупных многоквартирных домов, в том числе 19406 квартир, 950 из которых рассчитываются по нормативам и не имеют индивидуальных приборов учета.

Одним из наиболее эффективных мероприятий, направленных на уменьшение расхода электрической энергии в многоквартирных домах, является совершенствование учета ресурсов, а также его автоматизация за счет внедрения АСКУЭ.

АСКУЭ включают в себя:

- средства учета: общедомовые приборы учета и индивидуальные приборы учета электроэнергии с цифровым интерфейсом или импульсным выходом;

- устройства сбора и передачи данных, линии связи между приборами учета и адаптерами;

- сервер базы данных, терминальные пункты операторов со специальным программным обеспечением, модемы и линии связи («верхний уровень» АСКУЭ).

АСКУЭ позволяют решить острую социальную проблему, связанную с ростом расходов электроэнергии на ОДН в многоквартирных домах, за счет организации одновременного съема показаний приборов учета. Ее внедрение создает условия для выявления и пресечения фактов безучетного потребления (хищения) электрической энергии, способствует улучшению платежной дисциплины потребителей и снижению потерь.

Целевой задачей по снижению сверхнормативного потребления электрической энергии на ОДН к 2021 году является внедрение АСКУЭ в 280 наиболее крупных многоквартирных домах с устойчивыми сверхнормативными расходами на ОДН.

Внедрение АСКУЭ в многоквартирных домах и бюджетных учреждениях предполагает проведение следующих мероприятий:

- замену 18456 устаревших, не прошедших поверку индивидуальных приборов учета электрической энергии и установку 950 индивидуальных приборов учета;

- установку (замену) устройств сбора и передачи данных, линии связи между приборами учета и адаптерами;

- внедрение АСКУЭ для 1275 бюджетных учреждений Ярославской области (5723 прибора учета электроэнергии);

- создание «верхнего уровня» АСКУЭ и их интеграция с системой расчетов гарантирующего поставщика.

Установка общедомовых приборов учета была произведена ранее силами ТСО, при этом используемые приборы учета, как правило, могут эксплуатироваться в составе АСКУЭ. При необходимости установка (замена) общедомовых приборов учета, а также приборов учета в бюджетных учреждениях должна выполняться ТСО.

Для достижения целевых показателей гарантирующим поставщикам и ТСО необходимо разработать инвестиционные программы, включающие в себя соответствующие целевые показатели, мероприятия и ресурсы, необходимые для их реализации.

По предварительным оценкам общий размер затрат гарантирующего поставщика на внедрение АСКУЭ в объеме, необходимом для достижения целевых показателей, составит 481 790 тысяч рублей (в том числе 157 168 тысяч рублей – на первый год, 156 304 тысячи рублей – на второй год и 168 318 тысяч рублей – на третий год реализации мероприятий).

Департаменту жилищно-коммунального хозяйства, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области необходимо до 01.07.2017 организовать работу по разработке и утверждению соответствующих инвестиционных программ гарантирующих поставщиков и ТСО.

12. Роль развития энергетики в Ярославской области

Развитие энергетики Ярославской области рассматривается не только как инфраструктурное обеспечение функционирования других отраслей экономики, но и как самостоятельное стратегическое направление социально-экономического развития региона.

Возрастание роли развития энергетической инфраструктуры в регионе обусловлено:

- развитием ведущих секторов промышленности, транспортного комплекса и других отраслей экономики, строительством новых объектов, приводящим к постоянному увеличению спроса на электроэнергию;

- снижением трудоемкости промышленного производства, связанным, как правило, с ростом электровооруженности труда и энергооснащенности основных производственных фондов;

- ростом потребления электрической и тепловой энергии в коммунально-бытовом секторе.

Приоритетными направлениями развития энергетики Ярославской области являются:

- повышение надежности энергообеспечения промышленности, транспорта, жилищно-коммунального комплекса и других секторов экономики и обеспечение энергобезопасности Ярославской области;

- наращивание объемов генерации на основе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, развитие сетевого хозяйства и обеспечение потребителей электроэнергией в достаточном объеме при одновременном стимулировании энергосбережения во всех отраслях экономики;

- обеспечение баланса интересов поставщиков и потребителей энергии при формировании тарифов на энергоресурсы;

- развитие конкуренции на розничных рынках электрической, тепловой энергии и энергоресурсов и обеспечение возможности выбора потребителем поставщика из ряда альтернативных вариантов;

- сокращение потерь энергоресурсов при их производстве
и реализации;

- использование альтернативных, возобновляемых и местных видов энергоресурсов, в том числе промышленных отходов;

- использование инновационного потенциала сектора авиационного двигателестроения и энергетики, создание газопоршневых установок на основе двигателей машиностроительных предприятий региона для надстройки паросилового оборудования газотурбинными и газопоршневыми установками, что обеспечивает снижение удельного расхода топлива на генерацию электрической и тепловой энергии, позволяет повысить отпуск тепловой энергии и выработку электроэнергии на теплофикационной составляющей.

V. Финансирование мероприятий Программы

Финансирование мероприятий Программы будет осуществляться из внебюджетных источников за счет средств на реализацию инвестиционных программ субъектов энергетики – филиала
ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайского ПМЭС, филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», ПАО «ТГК-2», филиала ПАО «Федеральная гидрогенерирующая компания РусГидро» – «Каскад Верхневолжских ГЭС», территориальных сетевых организаций, теплоснабжающих организаций.

VI. Механизм реализации Программы

1. Основными исполнителями Программы являются субъекты энергетики, осуществляющие хозяйственную деятельность на территории Ярославской области.

Субъектами энергетики являются лица, осуществляющие деятельность в сфере электроэнергетики, в том числе производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение и продажу электроэнергии
и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче электроэнергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.

2. Департамент жилищно-коммунального хозяйства, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области осуществляет контроль за ходом реализации Программы, в том числе:

2.1. Утверждает инвестиционные программы субъектов электроэнергетики, отнесенных к числу субъектов, инвестиционные программы которых утверждаются и контролируются органами исполнительной власти Ярославской области, и осуществляет контроль за реализацией таких программ в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. № 977 «Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики».

2.2. Готовит проекты заключений о согласовании инвестиционных программ территориальных сетевых организаций, отнесенных к числу субъектов, инвестиционные программы которых утверждаются и контролируются федеральными органами исполнительной власти, а также участвует в осуществлении контроля за реализацией таких программ.

2.3. Организует мониторинг выполнения работ по развитию когенерационной энергетики.

2.4. В рамках деятельности штаба по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве Ярославской области участвует в реализации выполнения мероприятий по обеспечению надежного электроснабжения.

2.5. Участвует в создании условий для технологического присоединения к электрическим сетям потребителей на территории Ярославской области.

2.5. Участвует в решении вопросов обеспечения энергоресурсами приоритетных инвестиционных площадок в целях развития отраслевых предприятий.

2.6. Организует работу по корректировке Программы с привлечением специализированных организаций.

3. Штаб по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве области осуществляет оперативную работу по координации деятельности субъектов энергетики в рамках исполнения Программы.

4. Органы местного самоуправления муниципальных образований области отвечают за координацию работ по разработке схем электроснабжения распределительных сетей 6 – 10 кВ на территории соответствующих муниципальных образований.

VII. Показатели уровня надежности и качества оказываемых субъектами энергетики услуг

Показатели уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для электросетевых организаций устанавливаются в соответствии с Положением об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 г. № 1220 «Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг», Методическими указаниями по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организаций по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 ноября 2016 г. № 1256 «Об утверждении Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций».

Оценка выполнения плановых значений показателей надежности и качества произведена на основании данных, приведенных в таблице 42.

Таблица 42

Анализ выполнения плановых значений показателей надежности и качества оказываемых территориальными сетевыми организациями услуг

Наименование показателя

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

плановые значения

фактические значения

плановые значения

фактические значения

плановые значения

фактические значения

плановые значения

фактические значения

плановые значения

фактические значения

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Показатель уровня надежности

0,135

0,096

0,133

0,097

0,131

0,126

0,128

0,097

0,127

0,098

Показатель уровня качества оказываемых услуг

1,01

0,899

1,01

0,806

1,01

0,835

1,01

0,802

1,01

0,808

Оценка плановых значений показателей надежности и качества оказываемых территориальными сетевыми организациями услуг, произведенная регулирующим органом при утверждении экономически обоснованных тарифов, показывает достижение субъектами энергетики установленных расчетных плановых показателей.

Установленные регулирующим органом экономически обоснованные тарифы позволяют субъектам энергетики обеспечить финансирование мероприятий, указанных в таблицах 34 – 36, 39, 41.

VIII. Заключительные положения

Программа будет использована в качестве основы для:

- разработки схем выдачи мощности от генерирующих источников, находящихся в регионе;

- разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний, осуществляющих свою деятельность на территории Ярославской области.

Список используемых сокращений

АО – акционерное общество

АСКУЭ – автоматизированные системы контроля и учета электрической энергии

ВЛ – воздушная линия

ВЛЭП – воздушная линия электропередачи

ГПП – главная понизительная подстанция

ГРЭС – государственная районная электростанция

ГЭС – гидроэлектростанция

ЗАО – закрытое акционерное общество

Ивановские ПГУ – филиал открытого акционерного общества «ИНТЕР РАО-Электрогенерация» – «Ивановские ПГУ»

КВЛ – кабельные воздушные линии

КЗ – короткозамыкатели

КЛ – кабельная линия

КРУН – комплектное распределительное устройство наружной установки

ЛЭП – линия электропередачи

МРСК Центра – Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра

НПО – научно-производственное объединение

ОАО – открытое акционерное общество

ОДН – общедомовые нужды

ООО – общество с ограниченной ответственностью

ОРУ – открытое распределительное устройство

ПАО – публичное акционерное общество

ПБВ – переключение напряжения при отключенном трансформаторе

ПГУ – парогазовая установка

ПМЭС – предприятие магистральных электрических сетей

ПС – подстанция

ПТ – паровая турбина

РПН – регулирование под нагрузкой

РУ – распределительное устройство

СиПР ЕЭС России – схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2016 – 2022 годы

СНТ – садоводческое некоммерческое товарищество

Т-1, Т-2, Т-3 – маркировка силовых трансформаторов на схемах энергосистемы Ярославской области

ТГК-2 – Территориальная генерирующая компания № 2

ТП – трансформаторная подстанция

ТСО – территориальная сетевая организация

ТЭС – теплоэлектростанция

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль

УЕ – условная единица объема обслуживания оборудования электросетевых организаций (применяется для определения необходимого количества эксплуатационного персонала)

ФСК ЕЭС – Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы

ЭГВ – элегазовый выключатель

ЯГК – Ярославская генерирующая компания

ЯрЭСК – Ярославская электросетевая компания

Приложение

к Программе

СХЕМА

развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы

Ярославской области на период 2017 – 2021 годов

Цели, задачи и принципы разработки Схемы развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области на период

2017 – 2021 годов

Основными целями разработки Схемы развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области на период 2017 – 2021 годов (далее – Схема) являются:

- развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность;

- формирование стабильных благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Основными задачами формирования Схемы являются:

- обеспечение баланса между производством и потреблением электрической энергии и мощности, в том числе предотвращение возникновения ограничения пропускной способности электрических сетей;

- скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ территориального планирования и схем перспективного развития электроэнергетики;

- разработка технических мероприятий, обеспечивающих надежную и устойчивую работу энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах;

- выявление объемов строительства, реконструкции и демонтажа устаревшего оборудования электросетевых объектов и электростанций;

- создание информационной базы для разработки Схемы и последующего обоснования по отдельным объектам в процессе дальнейшего проектирования электросетевых объектов.

При разработке Схемы соблюдались основные принципы и требования к схемам сети:

              - обеспечение необходимой надежности электропитания потребителей;

              - обеспечение экономичности развития и функционирования электрических сетей с учетом рационального сочетания сооружаемых элементов сети с действующими;

              - комплексное электроснабжение существующих и перспективных потребителей независимо от их ведомственной принадлежности и формы собственности;

              - экономическая эффективность решений, предлагаемых в схемах и программах перспективного развития электроэнергетики, основанная на оптимизации режимов работы Единой энергетической системы России;

              - применение новых технологических решений при формировании долгосрочных схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

- координация схем и программ перспективного развития электроэнергетики и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;

              - скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

              - скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

              - возможность преобразования схемы на всех этапах развития сети с минимальными затратами для достижения конечных схем и параметров линий и ПС;

              - целесообразность многофункционального назначения вновь сооружаемых линий.

Схема выполнена в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:

- методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 г. № 281 «Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем»;

- нормы технологического проектирования ВЛ электропередачи напряжением 35 – 750 кВ СТО 56947007-29.240.55.016-2008, утвержденные приказом ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» от 24.10.2008 № 460 «Об утверждении норм технологического проектирования ВЛ электропередачи напряжением 35-750 кВ»;

- нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 – 750 кВ СТО 56947007-29.240.10.028-2009, утвержденные приказом ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» от 16.06.2006 № 187 «Об утверждении норм технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 – 750 кВ».

При разработке Схемы использованы отчетные данные филиала акционерного общества «Системный оператор Единой энергетической системы» – Ярославского регионального диспетчерского управления, филиала ПАО «Федеральная гидрогенерирующая компания РусГидро» – «Каскад Верхневолжских ГЭС», филиала ПАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» – Валдайского предприятия магистральных электрических сетей, филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», ПАО «Территориальная генерирующая компания № 2».

              Схема сформирована на основании:

              - схемы и программы развития Единой энергетической системы России;

              - прогноза спроса на электрическую энергию и мощность;

              - инвестиционных программ субъектов энергетики;

              - предложений системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели для субъектов Российской Федерации, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти Ярославской области по развитию электрических сетей и объектов генерации;

              - сведений о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей.

              Существующая схема электрических сетей 35 – 500 кВ энергосистемы Ярославской области представлена на рисунке 1.

              Схема развития электрических сетей 35 – 500 кВ энергосистемы Ярославской области на период до 2021 года представлена на рисунках 2 и 3.

Подключение объектов средней когенерации в схемах, представленных на рисунках 2 и 3, выполнено на основании предварительных данных и будет уточнено при выполнении проектных работ по схемам выдачи мощности.

Рисунок 1

Карта-схема существующих и намечаемых к строительству в 2016 и 2017 годах электрических сетей 35 – 220 кВ
энергосистемы Ярославской области

Рисунок 2

Карта-схема намечаемых к строительству в 2018 и 2019 годах электрических сетей 35 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области

Рисунок 3

Карта-схема намечаемых к строительству в 2020 и 2021 годах электрических сетей 35 – 500 кВ энергосистемы Ярославской области

2. Линии электропередачи и ПС, класс напряжения которых равен

или превышает 110 кВ

             

2.1. Линии электропередачи.

Основой системообразующей сети энергосистемы Ярославской области является сеть напряжением 220 кВ. Она связывает все центры нагрузок между собой и с центрами электроснабжения. На этом же напряжении осуществляется связь энергосистемы Ярославской области с другими энергосистемами Владимирской, Вологодской, Ивановской, Костромской, Московской областей, обеспечивается покрытие дефицита мощности.

Наиболее загруженными из межобластных сетей являются ВЛ 220 кВ «Костромская ГРЭС-Ярославская» и «Мотордеталь-Тверицкая», которые покрывают почти 50 процентов дефицита мощности энергосистемы и определяют надёжность энергосистемы Ярославской области.

Действующая сеть 110 кВ энергосистемы Ярославской области выполняет в основном функции распределительной сети, в целом соответствует требованиям норм и правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, правил устройства энергоустановок и обеспечивает надежное электроснабжение потребителей. Загрузка линий электропередачи в настоящее время не превышает нормативных значений. Тем не менее, 34 процента от общей протяженности ВЛ 110 кВ имеет срок эксплуатации более 40 лет и подлежит полной или частичной реконструкции и восстановлению с заменой опор и подвеской проводов большего сечения.             

Таблица 1

Данные о существующих линиях электропередачи,

класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

№

п/п

Наименование ВЛ

Напряже-ние, кВ

Марка провода

Протяжён-ность, км

1

2

3

4

5

«Александров – Трубеж» (в границах области)

220

АСО-300

28,53

«Белозерская – Пошехонье с отпайкой на ПС Зашекснинская» (в границах области)

220

АС-300

47,27

«Венера – Вега»

220

АСО-400, АСУ-400, АСУ-300

63,52

«Ивановские ПГУ – Неро I цепь» (в границах области)

220

АС-400

28,20

«Ивановские ПГУ – Неро II цепь» (в границах области)

220

АС-400

28,20

«Костромская ГРЭС – Ярославская» (в границах области)

220

АС-500

77,22

«Мотордеталь – Тверицкая» (в границах области)

220

АС-300, АСУС-300, АСО-300

91,85

«Пошехонье – Вологда – Южная» (в границах области)

220

АСО-400

62,95

«Пошехонье – Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская» (в границах области)

220

АСО-400

46,2

«Пошехонье – Ростилово»

220

АСО-400

84,37

«Рыбинская ГЭС – Венера»

220

АСУ-300, АСУ-400, АСО-400

12,24

«Рыбинская ГЭС – Пошехонье

№ 1»

220

АС-300, АСО-300

53,35

«Рыбинская ГЭС – Пошехонье

№ 2»

220

АС-400

54,06

«Рыбинская ГЭС – Сатурн»

220

АСУ-300, АСО-400

3,11

«Сатурн – Венера»

220

АСО-400, АСУ300

8,93

«Трубеж – Неро»

220

АСО-300

77,66

«Угличская ГЭС – Вега»

220

АСУ-300, АСУ-400

7,51

«Угличская ГЭС – Венера»

220

АСО-400, АСУ-300

69,62

«Угличская ГЭС – Заря I  цепь» (в границах области)

220

АСУ-400

92,19

«Угличская ГЭС – Заря II цепь» (в границах области)

220

АСУ-300

92,19

«Угличская ГЭС – Ярославская»

220

АСО-300

92,65

«Ярославская – Неро»

220

АСО-300

51,2

«Ярославская – Тверицкая»

220

АС-300, АСО-300, АСУС-300

31,73

«Ярославская – Тутаев»

220

АСО-300

57,97

«Аббакумцевская-1»

110

АС-120

14

«Аббакумцевская-2»

110

АС-120

14

«Алтыново – Палкино I цепь» («Палкино-1»)

110

АС-185

11,46

«Алтыново – Палкино II цепь» («Палкино-2»)

110

АС-185

21,88

«Балакирево – Переславль» («Переславская-2») (в границах области)

110

АС-120

29,7

«Балакирево – Трубеж» («Переславская-1») (в границах области)

110

АС-120

30,28

«Белкинская»

110

АС-95

22,1

«Борисоглебская-1»

110

АС-95

20,15

«Борисоглебская-2»

110

АС-95

20,15

«Васильковская-1»

110

АС-150, АС-185

16,64

«Васильковская-2»

110

АС-150, АС-185

16,64

«Вега – Алтыново I цепь» («Алтыново-1»)

110

АС-185

5,62

«Вега – Алтыново II цепь» («Алтыново-2»)

110

АС-185

5,62

«Венера – Восточная с отпайками
I цепь» («Восточная-1»)

110

М-95, АС-185

10,13

«Венера – Восточная c отпайками II цепь» («Восточная-2»)

110

М-95, АС-185

10,13

«Венера – Шестихино с отпайками I цепь» («Шестихинская-1»)

110

АС-185, АС-150

35,03

«Венера – Шестихино с отпайками II цепь» («Шестихинская 2»)

110

АС-185, АС-150

35,03

«Веретье-1»

110

АС-95, АС-185

1,46

«Веретье-2»

110

АС-95, АС-185

1,46

«Гаврилов-Ямская»

110

АС-95, АС-120

6,1

«Газовая-1»

110

АС-120, АС-185

18,14

«Городская-1»

110

АС-120

2,5

«Городская-2»

110

АС-120

2,5

«Данилов – Дружба» («Даниловская-2»)

110

АС-120

8,1

«Данилов – Покров»

110

АС-120

8,48

«Данилов – Пречистое»

110

АС-185

27,4

«Данилов – Туфаново» («Даниловская-1»)

110

АС-120

27,2

«Западная-1»

110

АС-240, АС-300

3,83

«Западная-2»

110

АС-240, АС-300

3,83

«Климатино-1»

110

АС-120

26,63

«Климатино-2»

110

АС-120

26,63

«Любим – Халдеево»

110

АС-120, АЖ-120

21,57

«Лютово – Нерехта-1»

(«Нерехта-1»)

110

АС-120

28,78

«Менделеевская-1»

110

АС-240

7,08

«Менделеевская-2»

110

АС-240

7,08

«Неро – Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск»

(«Петровская-2»)

110

АС-120

51,14

«Неро – Тишино с отпайкой на ПС Устье» («Ростовская-2»)

110

АС-150

24,5

«Неро – Ярославская с отпайками» («Ростовская-1»)

110

АС-150

43,89

«Нильская-1»

110

АС-70

4,23

«Нильская-2»

110

АС-70

4,23

«Павловская-1»

110

АС-120

5,9

«Павловская-2»

110

АС-120

5,29

«Палкино – Мышкин»

110

АС-185

12,15

«ПГУ – ТЭС – Тутаев № 1»

110

АПвП2г

0,45

«ПГУ – ТЭС – Тутаев № 2»

110

АПвП2г

0,45

«Переборы-1»

110

АС-95, АС-185

6,52

«Переборы-2»

110

АС-95, АС-185

6,52

«Перекоп – Северная с отпайкой на ПС Ярославль-Главный» («Тяговая»)

110

АС-400, АС-150

8,46

«Пленочная-1»

110

АС-120

2,45

«Пленочная-2»

110

АС-120

2,45

«Плоски»

110

АС-120

9,2

«Покров – Любим»

110

АС-120

25,94

«Правдино»

110

АС-185

31,64

«Продуктопровод-1»

110

АС-120

9,01

«Продуктопровод-2»

110

АС-120

9,01

«Путятино – Дружба» («Янтарная»)

110

АС-120

28,04

«Радуга-1»

110

АС-240, АС-500

4,58

«Радуга-2»

110

АС-240, АС-500

4,58

«Ростилово – Скалино» (в границах области)

110

АС-185

6,24

«Рыбинская ГЭС – Восточная с отпайками I цепь» («Щербаковская‑1»)

110

АС-185, АС-150

17,66

«Рыбинская ГЭС – Восточная с отпайками II цепь» («Щербаковская‑2»)

110

АС-185, АС-150

17,66

«Сельская-1»

110

АС-150

6,23

«Сельская-2»

110

АС-150

6,23

«Скалино – Пречистое»

110

АС-185, АС-150

18,57

«Тверицкая – Путятино» («Путятинская»)

110

АС-240, АС-120

51,53

«Тверицкая – Уткино» («Уткинская»)

110

АС-240, АС-120

29,67

«Тишино – Ярославская с отпайкой на ПС Коромыслово» («Тишинская»)

110

АС-150

9,49

«Трубеж – Беклемишево с отпайкой на ПС Шушково» («Шушковская»)

110

АС-120

47,79

«Трубеж – Переславль» («Невская»)

110

АС-150

6,3

«Трубеж – Шурскол с отпайками» («Петровская-1»)

110

АС-120

87,49

«Тутаев – Восточная с отпайками

I цепь» («Тутаевская-1»)

110

АС-185

27,92

«Тутаев – Восточная с отпайками II цепь» («Тутаевская-2»)

110

АС-185

27,92

«ТЭЦ-1 – Роща» («158»)

110

АС-185

1,8

«ТЭЦ-1 – Северная с отпайкой на ПС Марс» («157»)

110

АС-185

1,9

«ТЭЦ-1 – Северная» («Шинная»)

110

АС-185, АС-150

0,96

«ТЭЦ-2 – Которосль с отпайкой на ПС Полиграф» («Окружная»)

110

АС-240, АС-185, АС-150

9,22

«ТЭЦ-2 – Роща» («156»)

110

АС-185

0,63

«ТЭЦ-2 – Северная с отпайками» («Моторная»)

110

АС-150, М-95, АС-240

7,37

«ТЭЦ-2 – Северная с отпайкой на ПС Орион» («Инженерная»)

110

АС-150, М-95, АС-240

7,36

«ТЭЦ-2 – Тверицкая с отпайками

I цепь» («Тверицкая-1»)

110

АС-240, АС-185

21,27

«ТЭЦ-2 – Тверицкая с отпайками

II цепь» («Тверицкая-2»)

110

АС-240, АС-185

21,27

«ТЭЦ-2 – Тутаев с отпайками

I цепь» («Константиновская-1»)

110

АС-185, АС-150

31,59

«ТЭЦ-2 – Тутаев с отпайками

II цепь» («Константиновская-2»)

110

АС-185, АС-150

31,59

«ТЭЦ-3 – Которосль с отпайками» («Фрунзенская-1»)

110

АС-150

16,86

«ТЭЦ-3 – Новоселки с отпайками» («Комсомольская»)

110

АС-120, АС-185

9,09

«ТЭЦ-3 – Перекоп» («Перекопская»)

110

АС-150, АС-400

11,34

«ТЭЦ-3 – Северная с отпайками» («Фрунзенская-2»)

110

М-70, АС-150, АС-185, М-95

16,21

«ТЭЦ-3 – Ярославская с отпайкой на ПС ГПП-9 I цепь» («Ярославская-3»)

110

АС-240

5,9

«ТЭЦ-3 – Ярославская с отпайкой на ПС ГПП-9 II цепь» («Ярославская-2»)

110

АС-240

5,9

«ТЭЦ-3 – Ярославская» («Ярославская-1»)

110

2 × АС-150, АС-300

5,9

«ТЭЦ-3 – Ярцево с отпайками
II цепь» («Пионерская»)

110

АС-120, АС-185

14,99

«Урицкая»

110

АС-185

16,2

«Уткино – Туфаново» («Туфановская»)

110

АС-120

25,11

«Халдеево – Буй» (в границах области)

110

АС-120

14,84

«Шестихино – Палкино с отпайкой на ПС КС-18» («Газовая-2»)

110

АС-120, АС-185

18,14

«Шестихино – Пищалкино с отпайками» («Пищалкинская»)

110

АС-120, АС-185

55,09

«Шурскол – Неро» («Приозерная»)

110

АС-120

10,53

«Ярославская – Дубки»

110

АС-95, АПвПу2г 1 × 240(гж)/95-64/110

4,946

«Ярославская – Ярцево с отпайками I цепь» («Южная»)

110

АС-150, АС-240, АС-185

27,64

«Ярославская – Ярцево с отпайками II цепь» («Институтская»)

110

АС-150, АС-240, АС-185

27,64

«Ярцево – Лютово»

110

АС-150, АС-120

9,92

«Ярцево – Нерехта-1»
(«Нерехта-2»)

110

АС-150, АС-120

34,86

«Ярцево – Новоселки с отпайкой на ПС Тормозная»

110

АС-150, АС-120

5,9

             

Формирование перспективной схемы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ярославской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелены на:

- повышение пропускной способности сети;

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.

В период рассматриваемой перспективы Схемой предусматривается дальнейшее развитие электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы Ярославской области. Такая необходимость диктуется условиями обеспечения электроснабжением сооружаемых промышленных предприятий, перспективных инвестиционных площадок, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в повышении надежности их электроснабжения. Осуществить это планируется в первую очередь путем расширения и реконструкции существующих ПС за счет установки вторых трансформаторов на однотрансформаторных ПС и замены существующих трансформаторов на более мощные, а также путем сооружения новых ПС и питающих линий электропередачи. Значительный объем предусмотренного Схемой электросетевого строительства приходится на реконструкцию и восстановление ВЛ 110 кВ и ПС 110 кВ, отработавших нормативные сроки и по своему техническому состоянию ограниченно пригодных для дальнейшей эксплуатации.

Необходимость строительства новых электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, а также объёмы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из требований к надёжности электроснабжения потребителей. Выбор установленной мощности трансформаторов на ПС 110 кВ, которые планируется реконструировать и на которых необходимо осуществить техническое перевооружение, производился в соответствии с данными об электрических нагрузках на конец расчетного периода (5 лет от предполагаемого года реконструкции) в соответствии с нормами технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 – 750 кВ, утвержденными приказом ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» от 13 апреля 2009 г. № 136 «Об утверждении норм технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 – 750 кВ», и Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003 г. № 229 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации».

ВЛ 110 кВ и выше, строительство которых планируется
в 2017 – 2021 годах:

- ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ «Аббакумцево» до ПС 110 кВ «Некрасово»
с переходом через р. Волгу;

- отпайки ВЛ 110 кВ «Ростовская-1» и ВЛ 110 кВ «Тишинская» до
ПС 110 кВ «Козьмодемьянск»;

- ВЛ 110 кВ для обеспечения выдачи мощности по объектам когенерационной энергетики.

Линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше, реконструкция которых планируется в 2016 – 2020 годах:

- ВЛ 110 кВ «Моторная»;

- ВЛ 110 кВ «Инженерная»;

- ВЛ 110 кВ «Восточная-1, 2»;

- ВЛ 110 кВ «Фрунзенская-2»;

- ВЛ 110 кВ «Тяговая»;

- ВЛ 110 кВ «Перекопская».

Вывод линий электропередачи из эксплуатации не планируется.

              2.2. Существующие и планируемые к строительству ПС, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ.             

Таблица 2

Данные о существующих ПС, класс напряжения которых равен
или превышает 110 кВ

№

п/п

Наименование ПС

Напряжение, кВ

Мощность трансформаторов, МВА

1

2

3

4

10

«Вега»

220

2 × 63

11

«Венера»

220

2 × 200

12

«Неро»

220

2 × 63

13

«Пошехонье»

220

2 × 40

14

«Сатурн»

220

2 × 40

15

«Тверицкая»

220

2 × 200 + 2 × 40

16

«Трубеж»

220

2 × 125

17

«Тутаев»

220

2 × 125

18

«Ярославская»

220

2 × 125 (автотрансформаторы – 3 в резерве)

19

«Аббакумцево»

110

2 × 10

20

«Алтыново»

110

2 × 6,3

21

«Беклемишево»

110

2 × 25

22

«Борисоглеб»

110

16 + 10

23

«Брагино»

110

2 × 40

24

«Васильково»

110

2 × 10

25

«Вахрушево»

110

2 × 6,3

26

«Веретье»

110

2 × 25

27

«Волга»

110

5,6 + 6,3

28

«Волжская»

110

2 × 40

29

«Восточная»

110

2 × 25

30

«Гаврилов-Ям»

110

2 × 16

31

«Газовая»

110

2 × 63

32

«Глебово»

110

10

33

«ГПП-1»

110

2 × 40

34

«ГПП-4»

110

2 × 40

35

«ГПП-9»

110

2 × 40

36

«Данилов»

110

2 × 40 + 2 × 25

37

«Депо»

110

3 × 16

38

«Дружба»

110

2 × 16

39

«Залесье»

110

2 × 10

40

«Западная»

110

2 × 63

41

«Институтская»

110

2 × 40

42

«Киноплёнка»

110

16 + 10

43

«Климатино»

110

2 × 6,3

44

«Константиново»

110

15 + 16

45

«Коромыслово»

110

2 × 25

46

«Которосль»

110

2 × 25

47

«Крюково»

110

6,3

48

«Левобережная»

110

2 × 16

49

«Лом»

110

2 × 10

50

«Луговая»

110

2 × 6,3

51

«Луч»

110

2 × 25

52

«Любим»

110

2 × 20

53

«Лютово»

110

2 × 25

54

«Марс»

110

2 × 16

55

«Некоуз»

110

2 × 6,3

56

«Нептун»

110

2 × 16

57

«Нила»

110

2 × 16

58

«Новоселки»

110

2 × 40

59

«НПЗ»

110

2 × 25

60

«Оптика»

110

2 × 10

61

«Орион»

110

2 × 40

62

«Павловская»

110

20 + 25

63

«Палкино»

110

2 × 25

64

«ПГУ – ТЭС»

110

2 × 40

65

«Перевал»

110

2 × 16

66

«Перекоп»

110

2 × 25

67

«Переславль»

110

2 × 25 + 16 (в резерве)

68

«Петровск»

110

40 + 25

69

«Пищалкино»

110

2 × 7,5

70

«Плоски»

110

2 × 2,5

71

«Покров»

110

2,5

72

«Полиграф»

110

2 × 40

73

«Полиграфмаш»

110

2 × 16

74

«Правдино»

110

2 × 25

75

«Пречистое»

110

2 × 10

76

«Продуктопровод»

110

2 × 6,3

77

«Путятино»

110

10 + 25

78

«Радуга»

110

2 × 40

79

«Ростов»

110

20 + 25

80

«Роща»

110

2 × 32

81

«Свободный Труд»

110

2 × 10

82

«Северная»

110

2 × 63

83

«Селехово»

110

2 × 6,3

84

«Скалино»

110

2 × 40

85

«Судоверфь»

110

2 × 10

86

«Тенино»

110

2 × 10

87

«Техникум»

110

2 × 6,3

88

«Тишино»

110

2 × 25

89

«Толга»

110

16 + 25

90

«Тормозная»

110

25 + 16

91

«ТРК»

110

2 × 16

92

«Туфаново»

110

2 × 2,5

93

«Углич»

110

2 × 25

94

«Устье»

110

2 × 10

95

«Уткино»

110

15 + 20

96

«Халдеево»

110

3,2 + 6,3

97

«Чайка»

110

2 × 25

98

«Шестихино»

110

2 × 10

99

«Шурскол»

110

2 × 10

100

«Шушково»

110

20 + 25

101

«Южная» (Ростовский участок управления высоковольтных сетей филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»)

110

2 × 25

102

«Южная» (Ярославский участок управления высоковольтных сетей филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»)

110

2 × 40

103

«Юрьевская слобода»

110

2 × 10

104

«Ярославль-Главный»

110

2 × 40

105

«Ярцево»

110

2 × 25

ПС напряжением 110 кВ и выше, строительство и реконструкция которых планируется в 2017 – 2021 годах:

- ПС 110 кВ «Некрасово» с трансформаторами 2 × 16 МВА;

- ПС 110 кВ «Козьмодемьянск».

ПС напряжением 110 кВ и выше, реконструкция которых планируется в 2017 – 2021 годах:

- ПС 110 кВ «Аббакумцево» (замена трансформаторов 2 × 10 МВА на
трансформаторы 2 × 25 МВА);

- ПС 110 кВ «Киноплёнка» (замена трансформаторов 10 МВА на
трансформаторы 16 МВА);

- ПС 110 кВ «Переславль» (замена трансформаторов 2 × 25 МВА на
трансформаторы 2 × 40 МВА);

- ПС 110 кВ «Устье» (замена трансформаторов 2 × 10 МВА на
трансформаторы 2 × 10 МВА);

- перемещение трансформатора Т-1 25 МВА с ПС 110 кВ «Чайка» на ПС 110 кВ «Новосёлки»;

- перемещение трансформатора Т-1 40 МВА с ПС 110 кВ «Новосёлки» на ПС 110 кВ «Чайка»;

- ПС 110 кВ «Любим» (замена отделителей с короткозамыкателями на
выключатели);

- ПС 110 кВ «Лютово» с установкой высоковольтной ячейки с вакуумным выключателем;

- ПС 110 кВ «Путятино» (замена отделителей с короткозамыкателями
на выключатели);

- ПС 110 кВ «Уткино» (замена отделителей с короткозамыкателями на
выключатели).

3. Электрические станции, установленная мощность которых превышает
5 МВт

3.1. Структура установленной мощности генерирующих объектов.

По состоянию на 01.01.2016 в Ярославской энергосистеме действуют 5 электростанций установленной мощностью 1062,56 МВт и 2 блок-станции установленной мощностью 54,5 МВт.

Структура установленной мощности генерирующих объектов представлена в таблице 3.

Таблица 3

Наименование объекта

Установленная мощность, МВт

Доля от суммарной установленной мощности, %

ТЭЦ – всего

586

52,8

Ярославская ТЭЦ-1

81

Ярославская ТЭЦ-2

245

Ярославская ТЭЦ-3

260

ГЭС – всего

476,56

43,0

Угличская ГЭС

120

Рыбинская ГЭС

356,4

Хоробровская ГЭС

0,16

Блок-станции – всего

46,5

4,2

ПАО «Ярославский технический углерод»

16

ПАО «Научно-производственное

объединение «Сатурн»

30,5

Всего

1109,06

100

3.2. Ярославская ТЭЦ-1.

Ярославская ТЭЦ-1 расположена в северо-восточной части г. Ярославля. Она является старейшей в энергосистеме региона, была введена в эксплуатацию в 1934 году. В число потребителей станции входят крупные промышленные предприятия города, а также коммунально-бытовые потребители центральной части города численностью населения более 120 тыс. человек. Установленная мощность станции составляет 81 МВт.
ТЭЦ-1 эксплуатируется 4 турбоагрегата. Топливом служат газ, мазут. Подразделением ТЭЦ-1 является Тенинская котельная (1994 год), на которой установлено 2 водогрейных котла.

Котельное и турбинное оборудование находится в удовлетворительном состоянии. Однако значительная их часть имеет большой износ, морально и физически устарела. Срок эксплуатации оборудования достигает 50 – 60 лет, что значительно превышает принятые нормативы.

В 2003 году был выполнен проект реконструкции Ярославской
ТЭЦ-1, согласно которому на первом этапе планировалось сооружение ОРУ напряжением 110 кВ по схеме «две рабочие системы шин» с подключением трансформаторов 110/6-6 кВ Т-1 и Т-2 и одной ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ «Северная», на 2 этапе предусматривался демонтаж существующего ОРУ и подключение трансформаторов Т-3 и Т-4, ВЛ-110 кВ № 157 и № 158 и второй ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ «Северная».

Проект в полном объеме не реализован. В настоящее время на ТЭЦ-1 имеется два ОРУ напряжением 110 кВ. Одно выполнено по схеме «четырехугольника» и имеет связь с Ярославской ТЭЦ-2 по ВЛ-157. Второе выполнено по схеме «две рабочие системы шин» и связано с ПС 110 кВ «Северная» по ВЛ 110 кВ «Шинная».

3.3. Ярославская ТЭЦ-2.

Ярославская ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1956 году. В настоящее время электростанция играет важнейшую роль в обеспечении электроэнергией и теплом Дзержинского, Ленинского и Кировского районов г. Ярославля, а также крупных промышленных предприятий. Подразделением ТЭЦ-2 является Ляпинская котельная, снабжающая теплом Заволжский район города. Установленная мощность станции составляет 245 МВт. В составе основного оборудования ТЭЦ-2 четыре турбоагрегата.

Топливом служат газ, мазут, уголь. Выдача мощности ТЭЦ-2 осуществляется в основном на генераторном напряжении 6 кВ и на напряжении 110 кВ через ОРУ 110 кВ, которое связано по ВЛ 110 кВ с Ярославской ТЭЦ-1 и Ярославской ТЭЦ-3.

3.4. Ярославская ТЭЦ-3.

Ярославская ТЭЦ-3 была введена в эксплуатацию в 1961 году. В 1967 году закончен монтаж последнего шестого котла, в 1970 году – турбины № 6.

Ярославская ТЭЦ-3 расположена в южной части г. Ярославля и является основным источником электроснабжения крупнейшего в регионе нефтеперерабатывающего завода и потребителей коммунально-бытового сектора, а также обеспечивает теплом более 35 процентов населения г. Ярославля. Установленная мощность станции составляет 260 МВт.

В качестве топлива используются газ и мазут. Выдача мощности
ТЭЦ-3 осуществляется на напряжении 35 и 110 кВ.

В настоящее время городскими электростанциями обеспечивается порядка 70 процентов электрических нагрузок города.

3.5. Угличская ГЭС и Рыбинская ГЭС.

В 2011 году на Угличской ГЭС выполнена реконструкция гидроагрегата № 2 с увеличением мощности на 10 МВт (до 65 МВт).

Установленная мощность Угличской ГЭС составляет 120 МВт.

3.6. На Рыбинской ГЭС в настоящее время  установлено три гидрогенератора мощностью по 55 МВт (годы ввода – 1941 – 1950), два по 63,2 МВт и один 65 МВт.

Основное гидроэнергетическое и электротехническое оборудование ГЭС находится в удовлетворительном состоянии, однако с момента установки первых блоков (в 2040, 2041 годах) физически и морально устарело, требует замены и реконструкции.

В 2018 году планируется окончание реконструкции
гидрогенератора № 1 Рыбинской ГЭС с увеличением мощности 10 МВт с увеличением мощности до 65 МВт.

Таблица 4

Перечень мероприятий по вводу новых объектов генерации
в Ярославской области в 2016 – 2021 годах

Генерирующий

источник

Тип установки

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Всего, МВт

ПГУ 450 МВт в районе Тенинской котельной

ПГУ-450

450

450

Таблица 5

Сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования

№

п/п

Наименование мероприятия

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Всего, МВт

1.

Ввод и модерни-зация генериру-ющего оборудо-вания

450

10

460

2.

Демонтаж генерирующего оборудования

3.

Прирост генерирующего оборудования

450

10

460

Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период 2016 – 2021 годов составит 460 МВт, при этом демонтаж генерирующего оборудования не запланирован.

Ввод новых объектов генерации будет осуществляться согласно перечню мероприятий по вводу новых объектов генерации в Ярославской области в 2016 – 2021 годах с учётом ПГУ-230 МВт в г. Рыбинске и дополнительных вводов и модернизации согласно схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2016 – 2022 годы, приведенному в таблице 6.

Таблица 6

№

п/п

Генерирующий

источник

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Всего, МВт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

ПГУ 450 МВт в районе Тенинской котельной

450

2.

ПГУ-ТЭС-52 МВт
в г. Тутаеве

52

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3.

ПГУ-ТЭС 24 МВт
в г. Ростове

24

4.

ПГУ-ТЭС 24 МВт

в г. Переславле-Залесском

24

5.

ПГУ-ТЭЦ 230 МВт

в г. Рыбинске

230

Всего

502

254

24

780

В таблице 7 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования в Ярославской области в 2016 – 2021 годах с учётом ПГУ-230 МВт в г. Рыбинске и дополнительных вводов и модернизации согласно схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2016 – 2022 годы.

Таблица 7

Наименование

мероприятия

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

Всего, МВт

Ввод и модернизация генерирующего оборудования

502

10

264

24

800

Демонтаж генерирующего оборудования

Прирост генерирующего оборудования

502

10

264

24

800

Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период 2016 – 2021 годов составит 800 МВт, при этом демонтаж генерирующего оборудования не запланирован.

4. Сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения

которой ниже 110 кВ

В период рассматриваемой перспективы предусматривается дальнейшее развитие электрических сетей 35 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» с целью обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей.

Необходимость строительства новых электросетевых объектов 35 кВ, а также объёмы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены согласно динамике роста электрических нагрузок и баланса мощности.

Основными факторами, определяющими развитие сетей и экономические показатели деятельности сетевых предприятий, являются реконструкция и техническое перевооружение.

При решении вопроса о развитии сетей 35 кВ предусмотрены объёмы работ по ПС 35 кВ и ВЛ 35 кВ в соответствии с планом мероприятий по реконструкции электрических сетей с высокими рисками выхода параметров режимов за допустимые границы в сетях 35 кВ и выше филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» с учётом технического износа и морального старения оборудования ПС, а также необходимости повышения надёжности электроснабжения потребителей.

              Основные факторы, определяющие необходимость реконструкции и технического перевооружения ПС 35 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» и выбор приоритетов при выполнении объёмов работ в сетях
35 кВ:

- срок ввода ПС в эксплуатацию;

- наличие на ПС устаревшего и малоэффективного оборудования;

- загрузка ПС на расчётный срок, с учётом величины суммарной электрической нагрузки новых потребителей, подключаемых к распределительным устройствам-6, 10 кВ ПС 35 кВ, за рассматриваемый период.

ВЛ 35 кВ и ПС 35 кВ, которые планируется построить в 2017 – 2021 годах, – двухцепная ВЛ 35 кВ от ПС 110 кВ «Лютово» до
ПС 35 кВ «Урожай».

ВЛ 35 кВ и ПС 35 кВ, которые планируется реконструировать в 2017 – 2021 годах:

- ПС 35 кВ «Урожай» с заменой трансформаторов (2 × 4 МВА на
2 × 6,3 МВА);

- ПС 35 кВ «Заволжская» с заменой трансформаторов (2 × 10 МВА на
2 × 16 МВА);

- ПС 35 кВ «Моделово» с заменой трансформаторов (2 × 6,3 МВА на
2 × 10 МВА);

- ПС 35 кВ «Глебово» с заменой трансформатора (4 МВА на 6,3 МВА);

- ПС 35 кВ «Ватолино» с заменой трансформаторов (2 × 4 МВА на
2 × 6,3 МВА);

- ПС 35 кВ «Кулаково» с заменой трансформаторов (2 × 2,5 МВА на
2 × 4 МВА);

- ПС 35 кВ «Прибрежная» с заменой трансформаторов (2 × 10 МВА на 2 × 16 МВА);

- ПС 35 кВ «Варегово» с заменой трансформаторов 10 кВ, 2,5 МВА и 1,6 МВА на 2 × 1,6 МВА и демонтаж трансформатора 6 кВ, 1,6 МВА с переводом потребителей на напряжение 35/10 кВ;

- ПС 35 кВ «Скоморохово» с заменой трансформаторов (2 × 1,6 МВА на 2 × 2,5 МВА);

- ПС 35 кВ «Купань» с заменой трансформаторов (2 × 2,5 МВА на
2 × 6,3 МВА);

- ПС 35 кВ «Машприбор» с заменой трансформаторов (2 × 6,3 МВА на 2 × 10 МВА);

- ВЛ 35 кВ «Глебовская» (15,7 км);

- ВЛ 35 кВ «Филинская-2» со строительством участка ВЛ-35 кВ до
ПС 35 кВ «Лесные Поляны» (2,64 км);

- ВЛ 35 кВ «Тихменево-Глебово» (10,7 км).

В рамках реконструкции ПС 35 кВ планируется произвести взаимное перемещение трансформаторов:

- между ПС 35 кВ «Соломидино» (2,5 МВА) и ПС 35 кВ «Борок» (4МВА);

- между ПС 35 кВ «Нексанс» (2 × 10 МВА) и ПС 35 кВ «Дубки»
(2 × 6,3 МВА);

- между ПС 35 кВ «Ананьино» (2 × 2,5 МВА) и ПС 35 кВ «Семибратово» (2 × 4 МВА).

Одновременно на ПС 35 кВ, ОРУ которых выполнены по упрощенным схемам, для повышения надёжности электроснабжения потребителей при замене существующих трансформаторов на новые учитывалась замена отделителей и короткозамыкателей в цепях трансформаторов на элегазовые выключатели.

Список используемых сокращений

ВЛ – воздушная линия

ГЭС – гидроэлектростанция

МРСК Центра – Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра

ОАО – открытое акционерное общество

ОРУ – открытое распределительное устройство

ПАО – публичное акционерное общество

ПГУ – парогазовая установка

ПС – подстанция

СТО – стандарт организации

ТЭС – тепловая электростанция

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль