О ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2021 – 2025 ГОДЫ И ПРИЗНАНИИ УТРАТИВШИМ СИЛУ УКАЗА ГУБЕРНАТОРА ОБЛАСТИ ОТ 29.04.2019 № 128



ГУБЕРНАТОР ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ

УКАЗ

от 28.04.2020 № 98

О ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2021 – 2025 ГОДЫ И ПРИЗНАНИИ УТРАТИВШИМ СИЛУ УКАЗА ГУБЕРНАТОРА ОБЛАСТИ ОТ 29.04.2019 № 128

1. Утвердить прилагаемую Программу развития электроэнергетики Ярославской области на 2021 – 2025 годы.

2. Признать утратившим силу указ Губернатора области от 29.04.2019 № 128 «О Программе развития электроэнергетики Ярославской области на 2020 – 2024 годы и признании утратившим силу указа Губернатора области от 28.04.2018 № 103» с 01.01.2021.

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

4. Указ вступает в силу с момента подписания.

Губернатор области

Д.Ю. Миронов

УТВЕРЖДЕНА

указом

Губернатора области

от 28.04.2020 № 98

ПРОГРАММА

РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ

НА 2021 – 2025 ГОДЫ

Паспорт Программы

Наименование Программы

Программа развития электроэнергетики Ярославской области на 2021 – 2025 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 9 июня 2017 г. № 1209-р;

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

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

- схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2019 – 2025 годы, утвержденная приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 28 февраля 2019 г. № 174 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019 – 2025 годы»;

- 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»

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 электро-энергетики 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

2021 – 2025 годы

Основные
исполнители Программы

- субъекты электроэнергетики – 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, заявленные мероприятия реализуются в рамках инвестиционных программ субъектов электроэнергетики (за счет внебюджетных источников финансирования)

I. Общая характеристика региона

1. Территориальная и административная характеристика региона.

Территория, занимаемая Ярославской областью, составляет 36,2 тысячи квадратных километров, численность населения (на 01.01.2019) – 1256,4 тысячи человек, в том числе городского – 1027,4 тысячи человек, сельского – 229 тысяч человек.

Административная характеристика муниципальных образований Ярославской области на 01 января 2019 года: 3 городских округа (г. Ярославль – областной центр, г. Рыбинск, г. Переславль-Залесский), 17 муниципальных районов, 10 городских поселений, 70 сельских поселений.

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

2. Транспортная характеристика региона.

Транспортная система Ярославской области имеет всероссийское и международное значение и включает в себя железнодорожные, автомобильные, водные, воздушные и трубопроводные транспортные потоки, обеспечивая возможность проведения смешанных перевозок.

По территории области проходят одна из ведущих железнодорожных 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 (340 км в пределах области), выполняющая важную экономическую и туристскую роль. В области имеются Рыбинский и Ярославский речные порты. В г. Ярославле расположен международный аэропорт «Туношна».

3. Ярославская область входит в число наиболее развитых в экономическом отношении 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).

Ярославская область вышла на пятое место в России по индексу промышленного производства в 2019 году. В промышленном секторе экономики области трудится 121 тыс. человек. Основными отраслями экономики остаются машиностроение, химия и нефтехимия, пищевая промышленность.

Предприятия области участвуют в межрегиональном сотрудничестве с 81 субъектом Российской Федерации, ведут внешнеэкономическую деятельность с партнерами из 92 стран мира.

Организациями, осуществляющими промышленные виды деятельности, производится около 31 процента объема товаров и услуг, производимых крупными и средними предприятиями области.

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», ПАО «Тутаевский моторный завод», АО «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. ПАО «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, – ОАО «Пролетарская свобода», АО «Ярполимермаш», ЗАО «Новые инструментальные решения»;

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

- земельные снаряды, – АО «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 (Ярославский шинный завод АО «Кордиант»), высококачественные лакокрасочные материалы (АО «Русские краски», АО «Объединение «Ярославские краски»), технический углерод (АО «Ярославский технический углерод имени В.Ю. Орлова»), резинотехнические изделия (АО «Ярославль-Резинотехника», АО «Ярославский завод РТИ»), упаковочные материалы и другая продукция.

Нефтеперерабатывающая отрасль представлена крупнейшим нефтеперерабатывающим предприятием – ПАО «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 АО «Консервный завод «Поречский» (г. Ростов), ООО «РАМОЗ» и АО «Рыбинский комбинат хлебопродуктов» (г. Рыбинск), ООО «Ярославский комбинат молочных продуктов» (г. Ярославль).
В г. Рыбинске выпускаются комбикорма (АО «Рыбинский комбикормовый завод»), в городах Ярославле, Угличе, Данилове – масло и сыр.

Одним из крупнейших производителей пива в Центральной России является филиал ООО «Пивоваренная компания «Балтика» – «Пивзавод «Ярпиво».

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.

4. 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 районов. Добыча торфа осуществляется на севере области – в Некоузском районе и на юге – в Переславском районе.

В регионе имеют распространение 11 видов полезных ископаемых, отнесенных к общераспространенным. Значительную часть в структуре запасов занимают песчано-гравийный материал и песок строительный.

II. Анализ состояния энергетики Ярославской области

1. Характеристика энергосистемы Ярославской области

1.1. Энергосистема Ярославской области включает в себя:

- три ТЭЦ, работающие в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, общей установленной мощностью 586 МВт, в том числе Ярославскую ТЭЦ-1 – 24,6 МВт, Ярославскую ТЭЦ-2 – 245 МВт, Ярославскую ТЭЦ-3 – 260 МВт;

- три ГЭС общей установленной мощностью на расчетный пропуск воды 486,56 МВт, в том числе Угличскую ГЭС – 120 МВт, Рыбинскую ГЭС – 366,4 МВт, Хоробровскую ГЭС – 0,16 МВт;

- одну ПГУ Ярославской ТЭС установленной мощностью 463,9 МВт;

- две блок-станции установленной мощностью 52 МВт (ПАО «НПО «Сатурн», АО «Ярославский технический углерод»);

- объекты электросетевого хозяйства, в том числе единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть напряжением 220 кВ, протяженностью 1344,44 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов 2167 МВА, территориальные распределительные электрические сети филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» напряжением 35 – 110 кВ, протяженностью 4323,64 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов ПС 3248,8 МВА, распределительные электрические сети прочих собственников напряжением 35 – 110 кВ, протяженностью 26,5 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов ПС 1687,1 МВА.

1.2. Структура региональной электроэнергетики.

1.2.1. Поставки электроэнергии и мощности конечным потребителям на территории области осуществляют два гарантирующих поставщика (ПАО «ТНС энерго Ярославль», ООО «Русэнергосбыт») и тринадцать независимых сбытовых компаний (ООО «МАРЭМ+», ООО «Русэнергоресурс»,
ООО «Центрэнерго», ООО «Каскад-Энергосбыт», ООО «МагнитЭнерго», ООО «Транснефтьэнерго», ООО «РН-Энерго», ООО «Энергопромсбыт», АО «Мосэнергосбыт», ООО «ЕЭС-Гарант», АО «Газпром энергосбыт», ООО «Трансэнергопром», ООО «Энергосистема»).

1.2.2. Услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям до конечных потребителей, включая филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», оказывают двадцать ТСО.

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, ООО «Хуадянь-Тенинская ТЭЦ» – Ярославская ТЭС, блок-станции и энергоустановки, находящиеся в собственности промышленных предприятий (ПАО «НПО «Сатурн», АО «Ярославский технический углерод»).

2. Динамика потребления электроэнергии в Ярославской области

за период 2015 – 2019 годов

Таблица 1

Динамика потребления электроэнергии в Ярославской области

(данные официальной статистики)

Наименование

показателя

Единица

измерения

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Электропотребление

млн. кВт × ч

8098,7

8282,8

8271,1

8254,5

8283,0

Рост к предыдущему году

процентов

–

2,3

-0,1

-0,2

0,3

Рост к 2015 году

процентов

2,2

2,1

1,9

2,2

Диаграмма 1

Динамика изменения электропотребления за период 2015 – 2019 годов,

млн. кВт × ч

3. Структура электропотребления Ярославской области

Основными потребителями электроэнергии в области являются промышленные предприятия. В результате реализации энергосберегающих мероприятий произошло снижение потерь электрической энергии в сетях территориальных сетевых организаций до 10 процентов.

Таблица 2

Структура электропотребления в Ярославской области в 2019 году

Наименование сферы энергопотребления

Объем,
млн. кВт × ч

Доля,
процентов

Всего

в том числе:

8283

100

Промышленные потребители

2746,6

33,2

Прочие потребители

3117,6

37,6

Сельскохозяйственные потребители

138,3

1,7

Население

1466

17,7

Потери территориальных сетевых организаций

814,5

9,8

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

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

ОАО «Славнефть-ЯНОС»

нефтеперерабатывающая промышленность

1141

1139

1178

1227

1120

ОАО «РЖД»

железнодорожный транспорт

514

522

509

511

517

ООО «Балтнефтепровод»

перекачка нефти

374

313

297

254

358

ПАО «Автодизель»

машиностроение

161

165

154

165

156

ООО «Севергазпром»

газораспределительный комплекс

166

114

155

168

144

АО «Ярославский шинный завод»

химическая
промышленность

104

103

106

103

103

АО «Ярославский завод дизельной аппаратуры»

машиностроение

54

52

59

52

46

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

Таблица 4

Наименование

показателя

Единица

измерения

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Валовой региональный продукт

млн. руб.

443054

472344

511137

560578

-

Численность населения

тыс. чел.

1271,9

1271,3

1268,2

1262,6

1256,4

Энергоемкость

кг у. т./

млн. руб.

2,63

2,54

2,56

2,33

-

Электроемкость

кВт × ч/

млн. руб.

18,28

17,54

16,18

14,72

-

Потребление электроэнергии на душу населения

кВт × ч/ чел.

6368

6515

6522

6537

6593

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

1

2

3

Объекты филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайского ПМЭС:

- 500 кВ

0

-

- 220 кВ

9

2167,0

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

- 110 кВ

64

2539

- 35 кВ

108

709,8

Объекты прочих собственников:

- 110 кВ

24

1348,0

- 35 кВ

30

339,1

Всего по Ярославской области

235

7102,9

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

1344,44

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

- 110 кВ

1923,94

- 35 кВ

2399,7

Объекты прочих собственников:

- 110 кВ

23,4

- 35 кВ

3,1

Всего по Ярославской области

5694,58

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 01.01.2020)

Протяженность по трассе, км

ВЛ 110 кВ
и выше

ВЛ 35 кВ

ВЛ 6 – 10 кВ

ВЛ 0,4 кВ

КЛ

1 071,66

2 067,75

13 101,97

13 843,81

4 199,92

Таблица 8

Протяженность электрических сетей

филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» за период 2015 – 2019 годов

Наименование
показателя

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Протяженность ЛЭП, км

30 597,16

32 165,55

32 533,77

32 884,32

35 469,34

Темп прироста, процентов

5,1

1,1

1,1

7,9

Таблица 9

Динамика числа ПС филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»
за период 2015 – 2019 годов

Наименование
показателя

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Количество ПС, шт.

8 508

8 783

8 972

9 147

9 423

Темп прироста, процентов

3,2

2,2

2,0

3,0

Таблица 10

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

за период 2015 – 2019 годов

Наименование
показателя

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Количество УЕ объема эксплуатационного обслуживания

133 814,59

138 148,54

139 627,24

141 011,45

141 008,11

Темп изменения, процентов

3,2

1,1

1,0

0,0

Таблица 11

Данные о техническом состоянии силовых трансформаторов
электросетевых организаций (на 01.01.2020)

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

1

2

3

4

5

6

7

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

Трансформаторы
3 – 20 кВ

10 632

2 048,7

5399

1 006,985

1 652

272,67

Трансформаторы
35 кВ

192

715,4

146

467,6

0

0

Трансформаторы 110 кВ

129

2 545,3

90

1 575,8

0

0

ОАО «РЖД»

Трансформаторы
3 – 20 кВ

2

25

0

0

0

0

Трансформаторы
35 кВ

2

16

2

16

0

0

Трансформаторы 110 кВ

24

653

15

428

2

60

ПАО «ТГК-2»

Трансформаторы
3 – 20 кВ

74

110,15

67

80,72

0

0

Трансформаторы
35 кВ

3

92,6

3

92,6

0

0

Трансформаторы 110 кВ

15

782

7

374

0

0

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайское ПМЭС

Трансформаторы
3 – 20 кВ

21

11,16

17

9,1

0

0

Трансформаторы
35 кВ

-

-

-

-

0

0

Трансформаторы 110 кВ

2

80

2

80

0

0

Трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ

19

2087

14

1179

0

0

Филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайским ПМЭС в 2016 году выполнены работы по реконструкции ВЛ 220 кВ «Ярославская – Тутаев», ВЛ 220 кВ «Ярославская – Тверицкая» (заходы на Ярославскую ТЭС).

Общие сведения о ЛЭП 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 2021 – 2025 годы, приведенной в приложении 1 к Программе.

Таблица 12

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

№

п/п

Наименование ВЛ

Напряжение, кВ

Марка провода

Протяжен-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

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 ТЭС – Тверицкая»

220

АС-300

60,23

«Ярославская ТЭС – Тутаев»

220

АС-300

18,31

«Ярославская ТЭС – Ярославская № 1»

220

АС-300

63,04

«Ярославская ТЭС – Ярославская № 2»

220

АСО-400

29,74

Таблица 13

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

№

п/п

Наименование ПС

Напряжение, кВ

Мощность трансформаторов, МВА

1

2

3

4

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

Филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» в 2019 году в Ярославской области проведены техническое перевооружение и реконструкция с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы большей мощности на 2 ПС 110 кВ (увеличение мощности – 12 МВА) и на 1 ПС 35 кВ (увеличение мощности – 1,8 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 2021 – 2025 годы, приведенной в приложении 1 к Программе.

Таблица 14

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

№

п/п

Наименование ВЛ

Напряжение, кВ

Марка провода

Протяжен-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

23,3

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

110

АС-185

23,3

«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

22,05

«Борисоглебская-2»

110

АС-95

22,05

«Васильковская-1»

110

АС-150, АС-185

26,54

«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 I цепь с отпайками» («Восточная-1»)

110

М-95, АС-185

13,15

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

110

М-95, АС-185

13,15

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

110

АС-185, АС-150

39,18

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

110

АС-185, АС-150

39,18

«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

6,07

«Газовая-1»

110

АС-120, АС-185

18,59

«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

8,5

«Данилов – Пречистое»

110

АС-185

27,4

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

110

АС-120

27,2

«Западная-1»

110

АС-240, АС-300

3,71

«Западная-2»

110

АС-240, АС-300

3,71

«Климатино-1»

110

АС-120

26,63

«Климатино-2»

110

АС-120

26,63

«Любим – Халдеево»

110

АС-120, АЖ-120

22,57

«Лютово – Нерехта-1»

(«Нерехта-1») (в границах области)

110

АС-120

21,49

«Менделеевская-1»

110

АС-240

7,1

«Менделеевская-2»

110

АС-240

7,1

«Неро – Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск»

(«Петровская-2»)

110

АС-120

51,74

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

110

АС-150

25,96

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

110

АС-150

47,69

«Нильская-1»

110

АС-70

4,23

«Нильская-2»

110

АС-70

4,23

«Павловская-1»

110

АС-120

5,72

«Павловская-2»

110

АС-120

5,72

«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

13,38

«Переборы-2»

110

АС-95, АС-185

13,38

«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

42,64

«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

6,2

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

110

АС-185, АС-150

19,35

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

110

АС-185, АС-150

19,35

«Сельская-1»

110

АС-150

6,2

«Сельская-2»

110

АС-150

6,2

«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

29,82

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

110

АС-150

22,33

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

110

АС-120

49,86

«Трубеж – Переславль» («Невская»)

110

АС-150

6,3

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

110

АС-120

90,17

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

110

АС-185

54,25

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

110

АС-185

54,25

«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

9,585

«ТЭЦ-2 – Роща» («156»)

110

АС-185

0,63

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

110

АС-150, М-95, АС-240

8,36

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

110

АС-150, М-95, АС-240

7,46

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

110

АС-240, АС-185

27,62

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

110

АС-240, АС-185

27,62

«ТЭЦ-2 – Тутаев с отпайками

I цепь» («Константиновская-1»)

110

АС-185, АС-150

39,25

«ТЭЦ-2 – Тутаев с отпайками

II цепь» («Константиновская-2»)

110

АС-185, АС-150

39,25

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

110

АС-150

14,725

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

110

АС-120, АС-185

10,4

«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

18,77

«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

15,95

«Урицкая»

110

АС-185

16,2

«Уткино – Туфаново» («Туфановская»)

110

АС-120

25,11

«Халдеево – Буй» (в границах области)

110

АС-120

14,85

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

110

АС-120, АС-185

29,81

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

110

АС-120, АС-185

78,14

«Шурскол – Неро» («Приозерная»)

110

АС-120

11,14

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

110

АС-150, АС-240, АС-185

29,43

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

110

АС-150, АС-240, АС-185

29,43

«Ярцево – Лютово»

110

АС-150, АС-120

9,81

«Ярцево – Нерехта-1» («Нерехта‑2») (в границах области)

110

АС-150, АС-120

27,58

«Ярцево – Новоселки с отпайкой на ПС Тормозная»

110

АС-150, АС-120

6

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

16 + 16

2.

«Алтыново»

110

2 × 6,3

3.

«Борисоглеб»

110

16 + 10

4.

«Брагино»

110

2 × 40

5.

«Васильково»

110

2 × 6,3

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

2 × 10

14.

«Депо»

110

3 × 16

15.

«Дружба»

110

2 × 16

16.

«Залесье»

110

16 + 10

17.

«Западная»

110

2 × 63

18.

«Институтская»

110

2 × 40

19.

«Кинопленка»

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

2 × 16

29.

«Новоселки»

110

25 + 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

2 × 25

47.

«Северная»

110

2 × 63

48.

«Селехово»

110

2 × 6,3

49.

«Судоверфь»

110

2 × 10

50.

«Техникум»

110

2 × 10

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

40 + 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 × 25

69.

«Лютово»

110

2 × 25

70.

«Петровск»

110

40 + 25

71.

«Путятино»

110

10 + 25

72.

«Скалино»

110

2 × 40

73.

«Уткино»

110

25 + 20

74.

«Шушково»

110

20 + 25

75.

«Ярославль-Главный»

110

2 × 40

ПС ООО «Ярославль Энергосети»

76.

«Роща»

110

2 × 32

77.

«Толга»

110

25 + 15

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

88.

«Дубки»

110

40

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./протя-женность, км

1

2

3

4

5

I. Ввод ПС

ПС 110 кВ «Дубки»

2016

25

II. Замена трансформаторов

1.

ПС 35 кВ «Заозерье»

2015

1,6/2,5

1

2.

ПС 35 кВ «Глебово»

2015

2,5/4

1

3.

Рыбинская ГЭС

2015

2 × 3 × 46/2 × 80

2

4.

Рыбинская ГЭС

2016

2 × 3 × 23/2 × 80

2

5.

ПС 110 кВ «Глебово»

2016

10

1

6.

ПС 110 кВ «Любим»

2016

20/25

1

7.

ПС 110 кВ «Ростов»

2016

20/25

1

8.

ПС 35 кВ «Дорожаево»

2016

2 × 1,6/2 × 2,5

2

9.

ПС 35 кВ «Купань»

2017

2,5/4

1

10.

ПС 35 кВ «Моделово-2»

2017

2 × 6,3/2 × 10

2

11.

ПС 110 кВ «Любим»

2017

20/25

1

12.

ПС 110 кВ «Дубки»

2018

25/40

1

13.

Ярославская ТЭЦ-3

2018

60/80

1

14.

Ярославская ТЭЦ-2

2018

31,5/25

1

15.

ПС 110 кВ «Аббакумцево»

2018

10/16

1

16.

ПС 35 кВ «Ватолино»

2018

2 ×4/2 ×6,3

2

17.

ПС 35 кВ «Кулаково»

2018

2 ×2,5/2 ×4

2

18.

ПС 110 кВ «Аббакумцево»

2019

10/16

1

19.

ПС 110 кВ «Залесье»

2019

10/16

1

20.

ПС 35 кВ «Скоморохово»

2019

2 ×1,6/2 ×2,5

2

III. Ввод ВЛ

1.

КВЛ 110 кВ «Ярославская – Дубки»

2016

-

5

2.

КВЛ 220 кВ «Ярославская ТЭС – Ярославская № 1»

2016

-

62,5

3.

КВЛ 220 кВ «Ярославская ТЭС – Тутаев»

2016

-

18,55

4.

КВЛ 220 кВ «Ярославская ТЭС – Ярославская № 2»

2016

-

29,94

5.

КВЛ 220 кВ «Ярославская ТЭС – Тверицкая»

2016

-

60,43

IV. Ввод выключателей

1.

ЭГВ 110 кВ (Ярославская
ТЭЦ-3)

2015

-

11

2.

ЭГВ 220 кВ (Рыбинская ГЭС)

2015

-

2

3.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Алтыново»)

2015

-

5

4.

ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ «Тверицкая»)

2015

-

1

5.

ЭГВ 110 кВ (Ярославская
ТЭЦ-3)

2016

-

4

6.

ЭГВ 220 кВ (Ярославская ТЭС)

2016

-

6

7.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Константиново»)

2016

-

1

8.

ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ «Ярославская»)

2016

-

1

9.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Дубки»)

2016

-

1

10.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Глебово»)

2016

-

1

11.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Алтыново»)

2016

-

1

12.

ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ‑2)

2017

-

1

13.

ЭГВ 220 кВ (Ярославская ТЭС)

2017

-

3

14.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Ярцево»)

2017

-

2

15.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Любим»)

2018

-

3

16.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Шушково»)

2018

-

1

17.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Коромыслово»)

2019

-

1

18.

ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ-2)

2019

-

2

19.

ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ «Вега»)

2019

-

2

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.

Ярославская ТЭС

463,9

2017

2.

Рыбинская ГЭС

10 (модернизация)

2018

Таблица 18

Структура установленной мощности генерирующих объектов

№

п/п

Наименование объекта

Установленная мощность, МВт

Доля от суммарной установленной мощности, процентов

1.

ТЭС – всего

993,5

64,8

1.1.

Ярославская ТЭЦ-1

24,6

1,6

1.2.

Ярославская ТЭЦ-2

245

16,0

1.3.

Ярославская ТЭЦ-3

260

17,0

1.4.

Ярославская ТЭС

463,9

30,3

2.

ГЭС – всего

486,56

31,8

2.1.

Угличская ГЭС

120

7,8

2.2.

Рыбинская ГЭС

366,4

23,9

2.3.

Хоробровская ГЭС

0,16

0,0

3.

Блок-станции – всего

52

3,4

3.1.

АО «Ярославский технический углерод»

24

1,6

3.2.

ПАО «НПО «Сатурн»

28

1,8

Всего

1532,06

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

Станционный номер

Тип турбины

Установленная электрическая мощность, МВт

0

1

2

3

4

ПАО «ТГК-2»

Ярославская ТЭЦ-1

24,6

3

ПТ-14,5-90/10М

14,3

7

ПТ-10,41/90-8,8/1,0

10,3

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

ООО «Хуадянь-Тенинская ТЭЦ»

Ярославская ТЭС

463,9

1

ГТЭ-160

156,2

2

ГТЭ-160

157,7

3

LN150-7,6/0,84/0,4

150,0

Филиал ПАО «Федеральная гидрогенерирующая компания РусГидро» –

«Каскад Верхневолжских ГЭС»

Рыбинская ГЭС

366,4

1

ПЛ20-В-900

65

2

ПЛ20-В-900

65

3

К-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 «ОДК-Сатурн»

ТЭЦ

16

1

Р-6-35/10М-1

6

2

ГТД-6РМ

6

3

АР-4-6

4

ГТЭС

12

1

ГТД-6РМ

6

2

ГТД-6РМ

6

АО «Ярославский технический углерод»

ТЭЦ

24

1

ЕК49/8/14,5

8

2

ЕК49/8/14,5

8

3

ТГ-8,0/6,3К2,2

8

9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций
и видам собственности

Таблица 20

№ п/п

Наименование объекта

Выработка электроэнергии, млн. кВт × ч

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Всего по энергосистеме
в том числе:

2962

3509

5897

6903

6638

1.

ТЭС

2000

2009

3617

5018

4986*

1.1.

Ярославская ТЭЦ-1

243

268

238

250

213

1.2.

Ярославская ТЭЦ-2

794

852

812

770

659

1.3.

Ярославская ТЭЦ-3

963

889

915

943

916

1.4.

Ярославская ТЭС

-

-

1652

3055

3165

2.

ГЭС

722

1190

1954

1555

1313

2.1.

Рыбинская ГЭС

582

952

1574

1321

1083

2.2.

Угличская ГЭС

140

238

380

234

230

3.

Блок-станции – всего
в том числе:

240

310

326

330

339

3.1.

ПАО «НПО «Сатурн»

128

155

175

169

165

3.2.

АО «Ярославский технический углерод»

112

155

151

161

174

* Учтена выработка Тутаевской ПГУ 33 млн. кВт × ч при осуществлении ПНР.

Диаграмма 4

Структура выработки электроэнергии за отчетный период

2015 – 2019 годов, млн. кВт × ч

10. Балансы электроэнергии (мощности) за период 2015 – 2019 годов

Баланс электроэнергии в Ярославской области обеспечивается за счет собственной выработки электроэнергии электростанций, ТЭЦ и ГЭС, которая составила в 2019 году 80 процентов энергопотребления, и сальдированного перетока электроэнергии по магистральным сетям ПАО «ФСК ЕЭС» от поставщиков оптового рынка электроэнергии и мощности.

Таблица 21

Баланс мощности энергосистемы Ярославской области за 2015 – 2019 годы

Наименование
показателя

Единица

измерения

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

Максимум нагрузки

МВт

1348

1368

1408

1373

1362

Генерация ТЭС

МВт

471

384

463

941

934

Генерация ГЭС

МВт

89

251

284

273

155

Сальдопереток

МВт

788

733

661

159

273

Диаграмма 5

Динамика изменения максимума нагрузки и генерации

за период 2015 – 2019 годов, МВт

Таблица 22

Баланс электроэнергии энергосистемы Ярославской области

за 2015 – 2019 годы

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Фактическое значение

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

1.

Потребление электроэнергии

млн.

кВт × ч

8099

8283

8271

8254

8283

2.

Выработка электроэнергии – всего

в том числе:

млн. кВт × ч

2962

3509

5897

6903

6638

2.1.

ТЭС (вместе с блоками)

млн. кВт × ч

2240

2319

3943

5348

5325

2.2.

ГЭС

млн. кВт × ч

722

1190

1954

1555

1313

3.

Сальдопереток

млн. кВт × ч

5137

4774

2374

1351

1645

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, 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 «Белозерская – 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 – 1344,44 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 88 ПС 110 кВ установленной мощностью 3887 МВА и 138 ПС 35 кВ установленной мощностью 1048,9 МВА.

Протяженность ЛЭП 110 кВ – 1947,34 километра, ЛЭП 35 кВ – 2402,8 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 «Белозерская – 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

1. 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 распределительных электрических сетей, приводящая к снижению надежности электроснабжения потребителей.

2. Характеристика состояния энергосистем региона.

Наиболее загруженными из межсистемных связей являются ВЛ 220 кВ «Белозерская – Пошехонье с отпайкой на ПС Зашекснинская», «Пошехонье – Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская», «Угличская ГЭС – Заря I цепь», «Угличская ГЭС – Заря II цепь», по которым осуществляется транзит мощности из Вологодской энергосистемы в Московскую.

Наиболее загруженные ВЛ 110 кВ: «ТЭЦ-2 – Тутаев I цепь с отпайками», «ТЭЦ-2 – Тутаев II цепь с отпайками», «ТЭЦ-3 – Ярославская». 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, 73 процента автотрансформаторов 220 кВ имеют срок эксплуатации более 25 лет. В сети 110 кВ 65 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 2019 году выполнены мероприятия по замене силовых трансформаторов:

- Т-1 (10 МВА на 16 МВА) ПС 110 кВ «Аббакумцево»;

- Т-1 (10 МВА на 16 МВА) ПС 110 кВ «Залесье»;

- Т-1, Т-2 (1,6 МВА на 2,5 МВА) ПС 35 кВ «Скоморохово».

Анализ результатов замера максимума нагрузки за 2015 – 2019 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 01.01.2020 приведен в таблице 23 (без учета действующих договоров на технологическое присоединение потребителей).

Таблица 23

ПС, имеющие ограничение на технологическое присоединение
дополнительной мощности (с учётом перераспределения нагрузки
на другие центры питания)

№

п/п

Наименование объекта центра питания, класс напряжения

Мощность перегружаемого трансформатора

Максимальная нагрузка, МВА

Дата и время
замера

Коэффициент загрузки трансформаторов в полуавтоматическом режиме

ВН/НН, о.е.

Величина перераспределяемой мощности, МВА

1.

ПС 110 кВ «Залесье»

10

12,54

19.12.18 16-00

1,31

-

2.

ПС 110 кВ «Толга»

15

24,88

19.12.18

9-00

1,65

-

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

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 2021 – 2025 годы, приведенной в приложении 1 к Программе, в том числе замена существующих трансформаторов на более мощные.

4. 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 0,25 процента электрических сетей
0,4 – 10 кВ от общего количества является бесхозяйными.

Органами местного самоуправления и ТСО на постоянной основе проводятся мероприятия по выявлению электросетевых объектов, обладающих признаками бесхозяйного имущества (бесконтрольно функционирующих).

Так в 2019 году филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» выявлено и поставлено на баланс 143 объекта: 27,9 км ВЛ/КЛ 0,4-10 кВ, 11 ТП общей мощностью 6,35 МВА.

АО «Ярославская электросетевая компания» в 2019 году выявлено и поставлено на баланс 2 электросетевых объекта.

На территории области имеется 593 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:

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

- интеграция муниципальных и ведомственных электросетевых активов;

- повышение надежности электроснабжения социально значимых потребителей.

5. Консолидация электросетевых активов Ярославской области.

В целях повышения надежности электроснабжения потребителей, улучшения качества оказания услуг по передаче электрической энергии и технологическому присоединению в Ярославской области реализуются мероприятия по консолидации электросетевых активов Ярославской области.

Электросетевой комплекс Ярославской области представлен недвижимым и движимым имуществом, участвующим в передаче электрической энергии и технологическом присоединении потребителей: воздушными и кабельными линиями электропередач (ВЛ, КЛ), ТП (ЗТП, КТП), иным электросетевым оборудованием различных форм собственности.

Данное оборудование включает в себя:

- электросетевое имущество, принадлежащее филиалу ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» на праве собственности;

- электросетевое имущество 19 ТСО, оказывающих услуги по передаче электроэнергии на территории Ярославской области, в том числе электросетевые активы муниципальной и региональной формы собственности, переданные во владение (пользование) ТСО;

- электросетевое имущество, находящееся в муниципальной собственности;

- электросетевые активы, не закрепленные для обслуживания за действующими ТСО;

- бесконтрольно функционирующие объекты электросетевого имущества (бесхозяйные электросетевые объекты) – объекты инженерной инфраструктуры, построенные и не эксплуатируемые собственниками;

- электросетевое имущество третьих лиц – предприятий и организаций различной формы собственности, некоммерческих организаций (СНТ), индивидуальных предпринимателей, физических лиц, в том числе электросетевые активы лиц, утративших статус ТСО.

Результатами реализации мероприятий, направленных на консолидацию электросетевых активов Ярославской области, являются:

- обеспечение надежности и качества обслуживания потребителей;

- внедрение единой технической политики, повышение устойчивости энергосистемы, формирование единых правил управления от генерации до потребителей, снижение аварийности;

- формирование единого центра ответственности, сокращение сроков ликвидации аварийных и чрезвычайных ситуаций, сроков технологического присоединения потребителей;

- развитие электросетевого комплекса и инфраструктуры региона;

- оперативность и достоверность формирования объема услуг по передаче электроэнергии, снижение объемов неучтенного потребления электроэнергии.

IV. Основные направления развития электроэнергетики Ярославской области

1. Цели и задачи развития электроэнергетики Ярославской области

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

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.

Реализация Программы в части развития электросетевого комплекса предполагает капитальное строительство и реконструкцию с увеличением пропускной способности 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 одной ПС 110 кВ с приростом установленной мощности 50 МВА;

- проведение модернизации и реконструкции действующих ПС 110 кВ с суммарным приростом установленной мощности 51 МВА;

- строительство ЛЭП 110 кВ общей протяженностью 8 километров;

- реконструкция ЛЭП 110 кВ общей протяженностью 4,03 километра;

- реконструкция действующего генерирующего оборудования на Рыбинской ГЭС с заменой гидроагрегатов 55 МВт гидроагрегатами 65 МВт с увеличением к 2025 году генерирующей электрической мощности на 20 МВт.

2. Прогноз спроса на электроэнергию и мощность на территории
Ярославской области

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, с учетом имеющихся данных по итогам 2019 года, приведен в таблице 24.

Таблица 24

Наименование показателя

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Электропотребление,

млн. кВт × ч

8283

8331

8360

8378

8391

8443

8467

годовой темп прироста, процентов

-

0,6

0,3

0,2

0,2

0,6

0,3

Максимальная мощность, МВт

1362

1409

1417

1420

1422

1427

1435

годовой темп прироста, процентов

-

3,5

0,6

0,2

0,1

0,4

0,6

При разработке прогноза спроса на электроэнергию и мощность на территории Ярославской области учитывалось проведение электросетевыми организациями и потребителями мероприятий по повышению эффективности использования электроэнергии.

3. Детализация электропотребления по отдельным частям энергосистемы Ярославской области

Прогноз потребления мощности с разбивкой по основным энергорайонам Ярославской области, с учетом имеющихся данных по итогам 2019 года, представлен в таблице 25.

Таблица 25

Наименование
энергорайона

Единица измерения

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Ярославский

энергорайон

МВт

844

876

883

885

886

889

894

процентов

62

62,2

62,3

62,3

62,3

62,3

62,3

Рыбинский

энергорайон

МВт

286

293

292

290

290

291

293

процентов

21

20,8

20,6

20,4

20,4

20,4

20,4

Ростовский

энергорайон

МВт

232

240

242

246

246

247

248

процентов

17

17

17,1

17,3

17,3

17,3

17,3

Всего по энергосистеме

МВт

1362

1409

1417

1420

1422

1427

1435

4. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации

генерирующих мощностей на электростанциях Ярославской области, в том числе с учетом развития когенерационной электроэнергетики

В энергосистеме Ярославской области в период до 2025 года в соответствии с СиПР ЕЭС России ввод нового генерирующего оборудования не запланирован.

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 (выполнено в 2016 году);

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

2Г – реконструирован в 2014 году;

1Г – реконструирован в 2018 году;

3Г – окончание реконструкции в 2020 году;

5Г – окончание реконструкции в 2022 году.

Увеличение генерирующей мощности на Рыбинской ГЭС к 2025 году по отношению к 2019 году составит 20 МВт.

В 2017 году введена в эксплуатацию Ярославская ТЭС установленной мощностью 463,9 МВт.

В 2020 году планируется ввод в эксплуатацию Тутаевской ПГУ мощностью 52 МВт в рамках реализации мероприятий по развитию когенерационной энергетики. Проект реализует АО «Тутаевская ПГУ», генеральным подрядчиком является АО «ОДК-Газовые турбины».

На 01.01.2020 на Ярославской ТЭЦ-1 выведены из эксплуатации ТГ4 и ТГ6 установленной мощностью 25 МВт и 6 МВт соответственно. Выполнена перемаркировка ТГ3 с 25 МВт на 14,3 МВт, ТГ7 с 25 МВт на 10,3 МВт.

В таблице 26 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования согласно СиПР ЕЭС России.

Таблица 26

Наименование
мероприятия

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Всего, МВт

Ввод и модернизация генерирующего оборудования

10

-

10

-

-

-

20

Демонтаж генерирующего оборудования

-

-

-

-

-

-

-

Прирост генерирующего оборудования

10

-

10

-

-

-

20

Всего в период 2020 – 2025 годов увеличение установленной мощности по энергосистеме Ярославской области согласно СиПР ЕЭС России составит 20 МВт.

В таблице 27 приведены данные по намечаемому вводу генерирующих мощностей по Ярославской области на период до 2025 года с учетом объектов средней когенерации.

Таблица 27

Перечень мероприятий по вводу в эксплуатацию новых объектов генерации

в Ярославской области в период 2020 – 2025 годов с учетом объектов

средней когенерации

Генерирующий источник

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Тутаевская ПГУ

52

-

-

-

-

-

В таблице 28 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования с учетом объектов средней когенерации.

Таблица 28

Наименование

мероприятия

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Всего, МВт

Ввод и модернизация

генерирующего оборудования

62

-

10

72

Демонтаж генерирующего оборудования

-

-

-

-

-

-

-

Прирост генерирующего оборудования

62

-

10

72

Всего увеличение установленной мощности в энергосистеме в период 2020 – 2025 годов составит 72 МВт.

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

В таблице 29 приведен прогнозный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Ярославской области на период 2020 – 2025 годов, разработанный по прогнозным данным системного оператора (согласно СиПР ЕЭС России).

Таблица 29

Энергосистема

Ярославской области

2019 г.

(факт)

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

Потребность (электропотребление), млн. кВт × ч

8283

8331

8360

8378

8391

8443

8467

Сальдопереток

1645

1721

1659

1529

1286

1372

1081

Покрытие (производство электроэнергии)

6638

6610

6701

6849

7105

7071

7386

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

-

ГЭС

1313

1222

1186

1186

1186

1186

1186

ТЭС

5325

5388

5515

5663

5919

5885

6200

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

-

Потребность (собственный максимум), МВт

1362

1409

1417

1420

1422

1427

1435

Покрытие (установленная мощность)

1532,1

1542,1

1542,1

1552,1

1552,1

1552,1

1552,1

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

-

ГЭС

486,6

496,6

496,6

506,6

506,6

506,6

506,6

ТЭС

1045,5

1045,5

1045,5

1045,5

1045,5

1045,5

1045,5

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

-

Прогнозный баланс электроэнергии и мощности с учетом ввода объектов когенерации представлен в таблице 30.

Таблица 30

Энергосистема

Ярославской области

2019 г.

(факт)

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Потребность (электропотребление), млн. кВт × ч

8283

8331

8360

8378

8391

8443

8467

Сальдопереток

1622

1409

1347

1217

974

1060

769

Покрытие (производство электроэнергии)

6661

6922

7013

7161

7417

7383

7698

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

-

ГЭС

1313

1222

1186

1186

1186

1186

1186

ТЭС

5348

5700

5827

5975

6231

6197

6512

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

-

Потребность (собственный максимум), МВт

1362,0

1409,0

1417,0

1420,0

1422,0

1427,0

1435,0

Покрытие (установленная мощность)

1532,1

1594,1

1594,1

1604,1

1604,1

1604,1

1604,1

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

-

ГЭС

486,6

496,6

496,6

506,6

506,6

506,6

506,6

ТЭС

1045,5

1097,5

1097,5

1097,5

1097,5

1097,5

1097,5

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

-

6. Развитие электросетевого комплекса Ярославской области

6.1. 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 2021 – 2025 годы, приведенной в приложении 1 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.

Значительный объем электросетевого строительства, предусмотренного Схемой развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области на 2020 – 2025 годы, приведенной в приложении 1 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 2021 – 2025 годов на основании балансов электрической мощности, представленных в СиПР ЕЭС России, приведены в таблице 31.

Таблица 31

№

п/п

Класс напряжения,
наименование показателя

2020 – 2025 годы

ВЛ, км

ПС, ед./МВА

1.

220 кВ
в том числе:

-

1/0

1.1.

Новое строительство

-

-

1.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

-

1/0

2.

110 кВ

в том числе:

12,03

6/81

2.1.

Новое строительство

8

1/50

2.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

4,03

5/31

3.

35 кВ

в том числе:

-

-

3.1.

Новое строительство

-

-

3.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

-

-

Итого

12,03

7/81

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов Ярославской области в 2020 – 2025 годах, связанных с развитием электрической сети, определен на основании балансов электрической мощности согласно СиПР ЕЭС России (балансы приведены в таблице 29), представлен в таблице 32.

Таблица 32

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению
и реконструкции электросетевых объектов в 2020 – 2025 годах, связанных
с развитием электрической сети для варианта развития на основании

СиПР ЕЭС России

Наименование

мероприятия

Проектная мощность

Сроки

строительства

Обоснование

МВА

км

год нача-ла

год окон-чания

1

2

3

4

5

6

I. Новое строительство

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ «Неро – Ярославская с отпайками» («Ростовская-1»), ВЛ 110 кВ «Тишино – Ярославская с отпайкой на ПС Коромыслово» («Тишинская») до тяговой ПС 110 кВ «Козьмодемьянск»

-

8

2020

2021

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

2. ОАО «РЖД»

Строительство

тяговой ПС 110 кВ «Козьмодемьянск»

2 × 25

-

2020

2021

увеличение пропускной способности железной дороги на участке Ярославль – Ростов (технологическое присоединение, договор
от 02.06.2016 № 40767108/ТП-16)

II. Техническое перевооружение и реконструкция

Филиал ПАО «МРСК Центра» − «Ярэнерго»

Реконструкция ПС 110 кВ «Залесье» с заменой трансформатора Т-2 10 МВА на трансформатор

16 МВА

1 × 16

2020

2020

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

ООО «Ярославль Энергосети»

Реконструкция ПС 110 кВ «Толга» с заменой трансформатора Т-1

15 МВА на 25 МВА

1 × 25

2023

2023

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

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов Ярославской области в 2020 – 2025 годах, не связанных с развитием электрической сети, представлен в таблице 33.

Таблица 33

Перечень основных мероприятий по техническому перевооружению

и реконструкции электросетевых объектов в 2020 – 2025 годах, не связанных с развитием электрической сети

№

п/п

Наименование

мероприятия

Проектная мощность

Сроки

строительства

Обоснование

МВА

км

год нача-ла

год окон-чания

1

2

3

4

5

6

7

Филиал ПАО «МРСК Центра» − «Ярэнерго»

1.1.

Реконструкция ВЛ 110 кВ «Ярославская ТЭЦ-2 – Северная с отпайками» («Моторная»), ВЛ 110 кВ «Ярославская ТЭЦ-2 – Северная с отпайкой на ПС Орион» («Инженерная»)

4,03

2022

2022

техническое состояние

1.2.

Внедрение технологий цифровой ПС при реконструкции ПС 110 кВ «Аббакумцево»

2021

2022

переход и масштабное внедрение цифровых ПС класса напряжения 35 – 110кВ

2. ОАО «РЖД»

2.1.

Реконструкция ПС 110 кВ «Путятино» с заменой трансформатора 10 МВА на трансформатор 25 МВА

1 × 25

2022

2023

техническое состояние

2.2.

Реконструкция ПС 110 кВ «Данилов» с заменой трансформаторов 2 × 40 МВА на трансформаторы 2 × 40 МВА

2 × 40

2020

2021

техническое состояние

2.3.

Реконструкция ПС 110 кВ «Скалино» с заменой трансформаторов 2 × 40 МВА на трансформаторы 2 × 40 МВА

2 × 40

2020

2021

техническое состояние

3. Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайское ПМЭС

Реконструкция ПС 220 кВ «Ярославская» с заменой автотрансформатора 125 МВА на автотрансформатор 125 МВА

1 × 125

2023

2023

техническое состояние

(согласно СиПР ЕЭС России)

Перечень мероприятий филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» по замене выключателей и грозотроса ВЛ, связанных с техническим состоянием оборудования, с учетом корректировки мероприятий на 2020 год, представлен в таблице 34.

Таблица 34

Перечень мероприятий филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

по замене выключателей и грозотроса ВЛ

№ п/п

Наименование объекта

Сроки

реконструкции

Количество, ед./протя-женность, км

Обоснование

год начала

год
окончания

1

2

3

4

5

6

I. Замена выключателей

1.

ЭГВ 110 кВ ПС 110 кВ «Приволжская»

2016

2025

6

техническое состояние

2.

ЭГВ 110 кВ ПС 110 кВ «Ростов»

2025

2026

7

техническое состояние

3.

ЭГВ 110 кВ ПС 110 кВ «Шестихино»

2026

2026

6

техническое состояние

4.

ЭГВ 110 кВ ПС 110 кВ «НПЗ»

2025

2025

2

техническое состояние

5.

ВВ 35 кВ ПС 110 кВ Аббакумцево

2022

2022

7

техническое состояние

6.

ВМТ 110 кВ ПС 110 кВ «Роща»

2020

2021

1

техническое состояние

II. Замена грозотроса ВЛ

1.

ВЛ 110 кВ «Правдино», «Пищалкинская»

2020

2025

7,027

техническое состояние

2.

ВЛ 110 кВ «Невская»

2020

2025

6,3

техническое состояние

3.

ВЛ 110 кВ «Перекопская»

2020

2025

5,023

техническое состояние

Обоснования реконструкции электросетевых объектов энергосистемы Ярославской области, представленных в таблицах 32 и 33, приведены в пунктах 6.1 – 6.8 данного подраздела.

6.2. Строительство тяговой ПС 110 кВ «Козьмодемьянск» (в соответствии с подразделами 1, 2 раздела I таблицы 32).

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 «Неро – Ярославская с отпайками» («Ростовская-1») и ВЛ 110 кВ «Тишино – Ярославская с отпайкой на ПС Коромыслово» («Тишинская») до линейного портала ОРУ 110 кВ вновь сооружаемой тяговой ПС 110/10/6/3,3 кВ.

6.3. Реконструкция ПС 110 кВ «Залесье» с заменой трансформатора Т-2 10 МВА на трансформатор 16 МВА (в соответствии с подразделом 1 раздела II таблицы 32).

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 «Залесье» по итогам замеров, проведенных 19.12.2018, составила 12,54 МВА. Возможность перевода части нагрузки на другой центр питания отсутствует. В случае аварийного отключения одного из трансформаторов перегрузка второго, оставшегося в работе, трансформатора составит 131 процент от его номинального уровня, что значительно превышает допустимые уровни нагрузки.

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

6.4. Реконструкция ПС 110 кВ «Толга» с заменой трансформатора Т2 15 МВА на трансформатор 25 МВА (в соответствии с подразделом 2 раздела II таблицы 32).

Фактическая максимальная нагрузка ПС по итогам замеров, проведенных 19.12.2018, составила 24,88 МВА. Возможность перевода части нагрузки на другой центр питания отсутствует.

В случае аварийного отключения трансформатора Т1 перегрузка второго, оставшегося в работе, трансформатора Т2 составит 165 процентов от его номинального уровня, что значительно превышает допустимые уровни нагрузки.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформатора Т2 15 МВА на трансформатор 25 МВА.

6.5. Реконструкция ВЛ 110 кВ «Ярославская ТЭЦ-2 – Северная с отпайками» («Моторная»), ВЛ 110 кВ «Ярославская ТЭЦ-2 – Северная с отпайкой на ПС Орион» («Инженерная») (в соответствии с пунктом 1.1 раздела 1 таблицы 33).

Реконструкции подлежит участок ВЛ 110 кВ от опоры № 20 до опоры № 45. Данные линии являются связующими между ТЭЦ-2 и ПС 110 кВ «Северная», питающей центральную часть г. Ярославля.

За прошедший период на данной ВЛ 110 кВ имел место ряд серьёзных технологических нарушений электроснабжения потребителей г. Ярославля, связанных с ее физическим и моральным износом. После аварии, произошедшей 18.04.2018, филиалу было предписано в 2021 и 2022 годах выполнить реконструкцию данной ВЛ 110 кВ.

В настоящее время разработан проект реконструкции ВЛ, проектно-сметная документация утверждена приказом филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» № 752-ЯР от 15.11.2017.

Проектом предусматривается демонтаж существующих металлических опор и фундаментов, замена всех металлических опор, провода, грозозащитного троса, изоляторов, арматуры на участках ВЛ:

- в пролетах опор от № 19 до № 28 (протяженностью 1,54 км);

- в пролетах опор от № 30 до № 44 (протяженностью 2,44 км);

- в пролете от опоры № 45 до портала ПС (протяженность 0,05 км).

Реконструкция ВЛ 110 кВ позволит снизить аварийность и затраты на ее эксплуатацию.

6.6. Реконструкция ПС 110 кВ «Путятино» с заменой трансформатора 10 МВА на трансформатор 25 МВА (в соответствии с пунктом 2.1 раздела 2 таблицы 33).

Замене подлежит выработавший нормативный срок службы трансформатор Т-1 в соответствии с инвестиционной программой ОАО «РЖД».

6.7. Реконструкция ПС 110 кВ «Данилов» с заменой трансформаторов 2 × 40 МВА на трансформаторы 2 × 40 МВА (в соответствии с пунктом 2.2 раздела 2 таблицы 33).

Замене подлежат выработавшие нормативный срок службы трансформаторы Т-3, Т-4 в соответствии с инвестиционной программой ОАО «РЖД».

6.8. Реконструкция ПС 110 кВ «Скалино» с заменой трансформаторов 2 × 40 МВА на трансформаторы 2 × 40 МВА (в соответствии с пунктом 2.3 раздела 2 таблицы 33).

Замене подлежат выработавшие нормативный срок службы трансформаторы Т-1, Т-2 в соответствии с инвестиционной программой ОАО «РЖД».

7. Анализ аварийности

Данные по аварийности на объектах электросетевого хозяйства 110 кВ и выше приведены в таблицах 35 и 36.

Таблица 35

Компания

Год

Месяц

Количество аварий

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

итого за период

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» –
Валдайское ПМЭС

2017

1

2

1

2

1

1

4

0

0

0

0

3

15

2018

1

0

1

0

7

4

0

1

0

0

0

0

14

2019

2

0

0

0

2

1

3

1

1

1

0

1

12

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

2017

0

4

1

2

4

5

11

6

3

3

0

1

40

2018

0

0

2

3

7

6

4

6

1

2

0

3

34

2019

1

0

2

4

4

7

11

4

2

1

2

1

39

Ярославская дистанция электроснабжения
Северной железной дороги
Филиала ОАО «РЖД»

2017

0

0

0

1

0

0

1

0

1

0

0

0

3

2018

0

0

0

0

2

0

0

0

0

0

1

1

4

2019

0

0

1

0

0

1

0

1

0

0

0

0

3

АО «Электросети ЯГК»

2017

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2018

0

0

0

1

0

0

0

0

0

0

1

0

2

2019

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

1

Итого

2017

1

5

2

5

5

6

16

6

4

3

0

4

57

2018

1

0

3

4

16

10

4

7

1

2

2

4

54

2019

3

0

3

4

6

9

14

6

3

3

2

2

55

Таблица 36

Классификация аварий по видам оборудования на объектах

электросетевого хозяйства 110 кВ и выше

Компания

Год

Классификационные признаки видов оборудования

синхронные

компенсаторы

здания и сооружения

ЛЭП 110 кВ и выше

оборудование 110 кВ

и выше

трансформаторы (автотрансформаторы) и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше

устройства релейной защиты, противоаварийной и

режимной автоматики

средства диспетчерского и технологического управления и Системы управления энергетическим оборудованием

другие виды оборудования

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайское ПМЭС

2017

9

3

2

1

2018

11

2

1

2019

8

3

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

2017

35

1

2

1

2018

27

2

1

2

2019

35

1

4

1

Ярославская дистанция электроснабжения
Северной железной дороги Филиала
ОАО «РЖД»

2017

3

2018

4

2019

2

1

АО «Электросети ЯГК»

2017

2018

1

1

2019

Итого

2017

45

8

2

1

1

2018

39

9

1

1

2

2019

43

7

8

1

Данные по аварийности на электростанциях установленной мощностью 25 МВт и выше приведены в таблицах 37 и 38.

Таблица 37

Компания

Год

             Месяц

Количество аварий

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

итого за период

ПАО «ТГК-2» (Ярославские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3)

2017

4

2

0

0

1

0

1

0

0

2

0

0

10

2018

1

0

0

1

1

0

0

1

1

3

2

1

11

2019

0

1

3

1

1

0

2

1

0

1

0

0

10

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

2017

0

0

3

0

0

2

0

1

0

0

1

0

7

2018

1

0

2

1

0

1

1

1

0

0

0

0

7

2019

0

0

0

0

0

1

0

1

0

0

0

0

2

ООО «Хуадянь – Тенинская ТЭЦ» (Ярославская ТЭС)

2017

0

0

0

0

0

0

6

1

1

1

0

0

9

2018

2

1

2

0

1

3

0

1

0

0

0

0

10

2019

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

1

2018

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2019

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Итого

2017

4

2

3

0

1

2

7

2

1

3

1

0

26

2018

4

1

4

2

2

4

1

3

1

3

2

1

28

2019

0

1

3

1

1

1

2

2

0

1

0

1

13

В отношении субъектов электроэнергетики за три календарных года (2017 г., 2018 г., 2019 г.) общее количество аварий достигает в среднем 56 аварий в год.

По итогам прошедших периодов можно выделить следующие основные причины аварий на объектах электросетевого хозяйства 110 кВ и выше:

- физический износ ВЛ 110 кВ и выше, оборудования 110 кВ и выше;

- стихийные явления (ветер, снег, ледяной дождь);

- несоблюдение сроков, невыполнение технического обслуживания, проведения ремонтов оборудования и устройств в требуемых объемах;

- недостаточно внимания уделяется грозозащите объектов, проверке ее исправного состояния и принятию необходимых мер по ее содержанию в исправном состоянии.

Таблица 38

Классификация аварий по видам оборудования на электростанциях

установленной мощностью 25 МВт и выше

Компания

Год

Классификационные признаки видов оборудования

котельное оборудование

турбинное оборудование

вспомогательное тепломеханическое оборудование

генераторы и синхронные компенсаторы

здания и сооружения

оборудование 110 кВ и выше

трансформаторы (автотрансформаторы) и шунтирующие реакторы

110 кВ и выше

неправильные действия устройств релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики

устройства тепловой автоматики и измерений

средства диспетчерского и технологического управления и

Системы управления энергетическим оборудованием

другие виды оборудования

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

ОАО «ТГК-2» (Ярославские
ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3)

2017

4

2

3

1

2018

1

4

1

1

3

2019

1

3

1

1

1

1

2

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

2017

3

2

1

1

2018

1

1

1

2

2

2019

1

1

ООО «Хуадянь – Те-нинская ТЭЦ» (Ярославская ТЭС)

2017

3

2

2018

1

3

1

2

3

2019

1

Итого

2017

3

9

2

2

3

2

1

2018

2

8

1

3

1

7

2

3

2019

1

4

1

1

1

1

1

1

2

Количество аварий на электростанциях установленной мощностью 25 МВт и выше в 2019 году сократилось вдвое по сравнению с 2018 годом. Это обусловлено мероприятиями по реконструкции и своевременному техническому обслуживанию оборудования на электростанциях, а также профессиональными действиями персонала.

Проведение технологического и ценового аудита инвестиционных
программ (проектов) субъектов электроэнергетики

Инвестиционные программы субъектов электроэнергетики, являющихся филиалами ведущих общероссийских компаний, утверждаются головными компаниями и могут проходить экспертную оценку.

Целью проведения экспертной оценки является проверка обоснования выбора проектируемых технологических и конструктивных решений по выполнению работ по строительству, реконструкции объектов электроэнергетики в рамках инвестиционного проекта, а также эксплуатационных расходов на реализацию инвестиционного проекта в целях повышения эффективности использования расходуемых финансовых средств, снижения стоимости и сокращения сроков строительства.

Представленный филиалом ПАО «Федеральная гидрогенерирующая компания РусГидро» – «Каскад Верхневолжских ГЭС» отчет о проведении технологического и ценового аудита по инвестиционному проекту «Комплексная замена гидроагрегатов ступеней № 2, № 3, № 1, № 5, с гидротурбиной типа ПЛ и гидрогенератором типа СВ» показывает его эффективность.

8.1. Технологический аудит.

Замена гидротурбин Рыбинской ГЭС обусловлена состоянием и длительным сроком эксплуатации оборудования агрегатов ступеней № 1, № 3, № 5, насчитывающим к моменту замены от 68 до 76 лет.

Принятые технические и проектные решения по замене оборудования соответствуют направлению развития отечественного и зарубежного опыта производства гидротурбин.

Вновь вводимые гидротурбины выполнены в экологически чистом исполнении, значительно снижающем негативное воздействие на окружающую среду.

Проектные технические характеристики новых гидротурбин полностью подтверждаются опытом эксплуатации уже заменённого агрегата ступени № 2.

Заложенные возможности в технических характеристиках новых гидротурбин и гидрогенераторов позволят в дальнейшем при замене гидроагрегатов дополнительно увеличить установленную мощность Рыбинской ГЭС.

8.2. Ценовой аудит.

Инвестиционный проект «Комплексная замена гидроагрегатов ступеней № 1, № 2, № 3, № 5, с гидротурбиной типа ПЛ и гидрогенератором типа СВ» финансировался при участии Европейского банка реконструкции и развития. При этом все процедуры, связанные с подготовкой закупочной документации, проведением торгов и заключением контракта, осуществлялись по правилам и под контролем банка.

Результаты сопоставления стоимости выполняемых работ в рамках утвержденного договора на строительство объекта с данными по объектам-аналогам приводят к выводу, что стоимостные показатели в целом соответствуют принятым в российской и мировой практике значениям.

9. Развитие электросетевого комплекса в части перехода
к «цифровым сетям»

Одним из основных направлений развития электросетевого комплекса Ярославской области становится переход к работе в системе «Цифровая трансформация».

Концепция «Цифровая трансформация – 2030» разработана ПАО «Россети» во исполнение указов Президента Российской Федерации от 9 мая 2017 года № 203 «О Стратегии развития информационного общества в Российской Федерации на 2017 – 2030 годы» и от 7 мая 2018 года № 204 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года». Концепция «Цифровая трансформация – 2030» определяет основные направления технологических и организационных изменений работы электросетевого комплекса для повышения эффективности и качества оказываемых услуг, их доступности.

Цифровая трансформация позволит повысить надежность, качество, доступность оказания услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению потребителей, сформировать новую инфраструктуру для максимально эффективного процесса передачи электроэнергии между субъектами электроэнергетики, а также развивать конкурентные рынки сопутствующих услуг.

Цель цифровой трансформации – изменение логики процессов и переход на риск-ориентированное управление на основе внедрения цифровых технологий и анализа больших данных.

Задачами цифровой трансформации являются:

- улучшение характеристик надежности электроснабжения потребителей;

- повышение доступности электросетевой инфраструктуры;

- развитие кадрового потенциала.

Цифровая трансформация позволит повысить надежность, качество, доступность оказания услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению потребителей, сформировать новую инфраструктуру для максимально эффективного процесса передачи электроэнергии между субъектами электроэнергетики, а также развивать конкурентные рынки сопутствующих услуг.

Активный переход к внедрению цифровых технологий позволит значительно сократить время ответа на актуальные вызовы экономики и потребителей.

В рамках данных задач планируется осуществить переход к цифровым ПС классов напряжения 35 – 110 кВ с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенными развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами.

В качестве пилотных проектов со сроком реализации в период 2019 –2024 годов филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» выбраны следующие объекты:

- цифровая ПС – ПС 110/35/10 «Аббакумцево»;

- цифровой РЭС – Тутаевский РЭС;

- цифровой ЦУС.

9.1. Цифровая ПС – ПС 110/35/10кВ «Аббакумцево».

Сроки реализации проекта: проектно-изыскательские работы – 2021 г., строительно-монтажные работы – 2022 г.

Проектом реконструкции предусматривается:

- замена масляных выключателей 35 кВ вакуумными выключателями;

- замена разъединителей 110 кВ разъединителями с моторными приводами;

- замена КРУН 10 кВ ячейками КРУН с вакуумными выключателями;

- реконструкция РУ 35 и 110кВ;

- реконструкция системы телемеханики;

- замена существующих морально и физически устаревших электромеханических устройств РЗА микропроцессорными устройствами РЗА с поддержкой стандарта МЭК 61850.

В проекте планируется организовать шину станции и шину процесса – локальные вычислительные сети на базе коммутаторов, в которых происходит обмен данными согласно стандарту МЭК 61850.

9.2. Цифровой РЭС – Тутаевский РЭС.

9.2.1. В рамках реализации пилотного проекта в 2019 году выполнены следующие мероприятия:

9.2.1.1. Переход к активно-адаптивным сетям с автоматизацией распределительной сети 10 кВ. Обеспечение наблюдаемости и управляемости сети достигнуто посредством установки секционирующих выключателей (реклоузеров), управляемых цифровых разъединителей, индикаторов короткого замыкания и их интеграцией в существующую систему (ОИК ДП РЭС) встроенными средствами автоматизации по каналам связи GSM/3G/4G.

9.2.1.2. Организация интеллектуального учета электрической энергии.

353 ТП (100 процентов от общего количества) оснащены вводными приборами технического учета электрической энергии с включением в ИВК ПО «Пирамида-Сети».

9.2.2. В рамках реализации пилотного проекта в 2020 году планируется выполнить следующие мероприятия:

9.2.2.1. Установка системы цифровой радиосвязи на объектах эксплуатационного обслуживания Тутаевского РЭС.

9.2.2.2. Организация технологической связи.

Для ТП установленной мощностью более 63 кВА, оборудованных
АСКУЭ, предусматривается организация GSM/3G/4G каналов связи.

В результате реализации проекта в первом полугодии 2020 года будет обеспечена наблюдаемость 353 ТП Тутаевского РЭС путем оснащения ТП более 63 кВт средствами АСДУ и АСТУЭ (АСКУЭ), а ТП до 63 кВт приборами учета с возможностью передачи данных в ИВК ПО «Пирамида-Сети». Данные телеметрии предполагается выводить диспетчеру Тутаевского РЭС в существующую систему диспетчерского управления и сбора данных.

9.2.3. Перспектива развития проекта «Цифровой РЭС».

9.2.3.1. Планируется объединить три РЭС: Некрасовский, Ярославский и Тутаевский, преобразовав их в два – Центральный и Заволжский. Срок реализации мероприятия – 2023 год.

9.2.3.2. Все точки поставки электроэнергии ЛЭП 0,4 кВ с суммарной потребляемой мощностью подключенных потребителей более 50 кВт должны быть оснащены приборами учёта электроэнергии с передачей информации в АСУЭ (требуется установить/заменить 4376 интеллектуальных приборов учёта электроэнергии).

9.2.4. В рамках реализации проекта предусматривается:

9.2.4.1. Переход в период 2020 – 2023 годов к активно-адаптивным сетям с распределенной автоматизацией распределительной сети 6 – 10 кВ.

9.2.4.2. В соответствии с ПРИУЭ до 2030 года планируется установить 248 166 приборов учета электроэнергии с учетом 40 333 точек учета новых технологических присоединений.

На 814 ТП Ярославского РЭС и 556 ТП Некрасовского РЭС необходимо обеспечить технический учет электрической энергии с организацией получения данных от 1457 приборов учета в системе ИВК ПО «Пирамида-Сети».

На границе балансовой принадлежности с потребителями требуется установить/заменить/восстановить работу (наладить передачу данных) 34 636 интеллектуальных приборов учёта электроэнергии с передачей информации в ИВК ПО «Пирамида-Сети».

9.2.4.3. Организация технологической связи.

Предусмотрено создание каналов связи до ПС 110 кВ, а именно строительство волоконно-оптической линии связи до всех ПС 110 кВ, 35 кВ в зоне ответственности Ярославского и Некрасовского РЭС.

Предусмотрено создание каналов связи для ТП мощностью более 63 кВА, оборудованных АСКУЭ с организацией GSM/3G/4G каналов связи.

Данные телеметрии предполагается выводить диспетчеру Ярославского и Некрасовского РЭС в существующую систему диспетчерского управления и сбора данных.

9.2.4.4. Цели реализации проекта:

- управление распределительной сетью 0,4 – 10 кВ;

- оптимизация структуры управления;

- снижение ремонтно-эксплуатационных затрат;

- повышение качества обслуживания потребителей;

- уменьшение сроков локализации и устранения аварий, восстановление режима работы оборудования;

- повышение надежности работы сети.

Данный проект планируется реализовать в рамках инвестиционной программы филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго».

9.3. Цифровой единый ЦУС.

В рамках реализации проекта будет реализован процесс управления цифровыми сетями, в который будут включены:

- управление основной сетью 35 – 110 кВ;

- управление распределительной сетью 0,4 – 10 кВ;

- управление наружным освещением Ярославской области;

- управление счетчиками электрической энергии на всей территории области, что практически исключит потери энергии;

- управление зарядными станциями для электромобилей, как следствие развитие электротранспорта и улучшение экологии региона;

- наблюдение за всеми объектами электросетевого хозяйства региона в online-режиме, что повысит безопасность технологического процесса передачи и распределения электроэнергии.

Данный проект планируется реализовать в рамках инвестиционной программы филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго». Планируемый срок реализации – 2024 год.

9.4. Программы развития АСТУ.

Для повышения наблюдаемости и управляемости объектов филиалов в ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» разработана Программа развития АСТУ ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», утверждена Советом директоров ПАО «МРСК Центра». Указанная Программа предусматривает оснащение цифровыми каналами связи и АСДУ ПС 35 – 110 кВ.

В 2020 году работы будут выполняться на 5 ПС 35 кВ: «Алешкино», «Ананьино», «Аниково», «Варегово», «Керамик».

10. 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 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 электроэнергетики – 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 электро-энергетике, сбыт электроэнергетики (мощности), организацию купли-продажи электроэнергетики и мощности.

2. Контроль за исполнением Программы осуществляет Правительство области.

3. Департамент жилищно-коммунального хозяйства, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области в рамках реализации Программы осуществляет следующие полномочия:

3.1. 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».

3.2. 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.

3.3. Организует работу по разработке Программы.

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

VII. 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 и иных субъектов электроэнергетики, осуществляющих свою деятельность на территории Ярославской области.

Перечень мероприятий по строительству/реконструкции объектов электроэнергетики 35 кВ и выше в энергосистеме Ярославской области приведен в приложении 2 к Программе.

Региональные задачи развития электроэнергетики Ярославской области приведены в приложении 3 к Программе.

Список используемых сокращений

АО – акционерное общество

АСДУ – автоматизированная система диспетчерского управления

АСУЭ – автоматизированная система учета электроэнергии

АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии

АСТУ – автоматизированная система телеуправления

АСТУЭ – автоматизированная система технического учета электроэнергии

ВЛ – воздушная линия

ВЛЭП – воздушная линия электропередачи

ГПП – главная понизительная подстанция

ГРЭС – государственная районная электростанция

ГТД-6РМ – маркировка газотурбинного двигателя

ГТЭ – газовая турбина энергетическая

ГТЭС – газотурбинная станция

ГЭС – гидроэлектростанция

ЗАО – закрытое акционерное общество

ЗТП – закрытая трансформаторная подстанция

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

ИВК ПО – информационно-вычислительный комплекс на основе программного обеспечения

КВЛ – кабельные воздушные линии

КЛ – кабельная линия

КРУН – комплектное распределительное устройство наружной установки

КТП – комплектная трансформаторная подстанция

ЛЭП – линия электропередачи

МРСК – Межрегиональная распределительная сетевая компания

МЭК – международная электротехническая комиссия

НПО – научно-производственное объединение

ОАО – открытое акционерное общество

о.е. – относительные единицы

ОИК ДП РЭС – оперативный информационный комплекс диспетчерского пункта района электрических сетей

ООО – общество с ограниченной ответственностью

ОРУ – открытое распределительное устройство

ПАО – публичное акционерное общество

ПГУ – парогазовая установка

ПЛ – поворотно-лопастные осевые турбины

ПМЭС – предприятие магистральных электрических сетей

ПНР – пусконаладочные работы

ПРИУЭ – программа развития интеллектуального учета электроэнергии

ПС – подстанция

ПТ – паровая турбина

РЖД – Российские железные дороги

РЗА – релейная защита и автоматика

РТИ – резиновые технические изделия

РУ – распределительное устройство

РЭС – район электрических сетей

СВ – гидрогенератор синхронный, вертикальный

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

СНТ – садоводческое некоммерческое товарищество

ТГ3, ТГ4, ТГ6, ТГ7 – турбины Ярославской ТЭЦ-1

Т-1, Т-2, Т-3, Т-4 – маркировка силовых трансформаторов на схемах энергосистемы Ярославской области

ТГК-2 – Территориальная генерирующая компания № 2

ТП – трансформаторная подстанция

ТРК – диспетчерское наименование подстанции

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

ЦУС – центр управления электрическими сетями

ЭГВ – элегазовый выключатель

ЯГК – Ярославская генерирующая компания

GSM – глобальный стандарт цифровой мобильной сотовой связи

1Г, 2Г, 3Г, 4Г, 5Г – гидроагрегаты Рыбинской ГЭС

3G, 4G – поколения цифровой сотовой связи

Приложение 1

к Программе

СХЕМА

развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы

Ярославской области на 2021 – 2025 годы

1. Цели, задачи и принципы разработки Схемы

Основными целями разработки Схемы 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 АО «Системный оператор Единой энергетической системы» – Регионального диспетчерского управления энергосистемы Ярославской области, филиала ПАО «РусГидро» – «Каскад Верхневолжских ГЭС», филиала ПАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» – Валдайского предприятия магистральный электрических сетей, филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», ПАО «ТГК-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.

Карта-схема существующих и намечаемых к строительству в 2020 и 2021 годах электрических сетей 35 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области представлена на рисунке 1.

Карта-схема намечаемых к строительству в 2022 и 2023 годах электрических сетей 35 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области представлена на рисунке 2.

Карта-схема намечаемых к строительству в 2024 и 2025 годах электрических сетей 35 – 500 кВ энергосистемы Ярославской области представлена на рисунке 3.