О ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2020 – 2024 ГОДЫ И ПРИЗНАНИИ УТРАТИВШИМ СИЛУ УКАЗА ГУБЕРНАТОРА ОБЛАСТИ ОТ 28.04.2018 № 103



Утратил силу указом Губернатора Ярославской области от 28.04.2020 № 98

ГУБЕРНАТОР ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ

УКАЗ

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

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

ПОСТАНОВЛЯЮ:

1. Утвердить прилагаемую Программу развития электроэнергетики Ярославской области на 2020 – 2024 годы.

2. Признать утратившим силу указ Губернатора области от 28.04.2018 № 103 «О Программе развития электроэнергетики Ярославской области на 2018 – 2022 годы и признании утратившим силу указа Губернатора области от 28.04.2017 № 134» с 01.01.2020.

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 29.04.2019 № 128

ПРОГРАММА

развития электроэнергетики Ярославской области

на 2020 – 2024 годы

Паспорт Программы

Наименование Программы

Программа развития электроэнергетики Ярославской области на 2020 – 2024 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 «О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года»;

- 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 2018 – 2024 годы, утвержденная приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 28 февраля 2018 года № 121 «Об утверждении схемы и программы развития единой энергетической системы России на 2018 – 2024 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

2020 – 2024 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

Территориальная и административная характеристика региона.

Территория, занимаемая Ярославской областью, составляет 36,2 тысячи квадратных километров, численность населения (на 01.01.2018) – 1260,5 тысячи человек, в том числе городского – 1034,7 тысячи человек (82,1 процента), сельского – 225,8 тысячи человек (17,9 процента).

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

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

Транспортная характеристика региона.

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

В г. Ярославле расположен международный аэропорт «Туношна».

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

3.1. Промышленность.

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

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

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

3.2. На долю машиностроения приходится 29 процентов объема реализации выпускаемой продукции. Отрасль специализируется на различных направлениях производства, среди которых особенно выделяется двигателестроение, представленное крупнейшими предприятиями как области, так и Российской Федерации: ПАО «НПО «Сатурн», ПАО «Автодизель», 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, – ПАО «Пролетарская свобода», АО «Ярполимермаш», ЗАО «Новые инструментальные решения»;

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

- земельные снаряды, – ЗАО «Завод гидромеханизации»;

- полиграфические машины, – ООО «Литекс».

3.7. Нефтехимическая и нефтеперерабатывающая промышленность.

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

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

Нефтеперерабатывающая отрасль представлена крупнейшим нефтеперерабатывающим предприятием – 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 ЗАО «Консервный завод «Поречский» (г. Ростов), ЗАО «РАМОЗ» и АО «Рыбинскхлебопродукт» (г. Рыбинск), ООО «Яро-славский 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» – «Балтика – Ярославль».

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

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

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

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

Источники выработки электрической энергии и природные ресурсы.

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

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

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

II. Анализ состояния энергетики Ярославской области

1. Характеристика энергосистемы Ярославской области

1.1. Энергосистема Ярославской области включает в себя:

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

- три ГЭС общей установленной мощностью на расчетный пропуск воды 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 4296,63 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов ПС 3244,2 МВА, распределительные электрические сети прочих собственников напряжением 35 – 110 кВ, протяженностью 26,5 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов ПС 1677,9 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 двенадцать независимых сбытовых компаний (ООО «МАРЭМ+», ООО «Русэнергоресурс»,
ООО «Центрэнерго», ООО «Каскад-Энергосбыт», ООО «МагнитЭнерго»,
ООО «Транснефтьэнерго», ООО «РН-Энерго», ООО «Энергопромсбыт»,
ПАО «Мосэнергосбыт», ООО «ЕЭС-Гарант», АО «Газпромэнергосбыт»,
ООО «Трансэнергопром»).

1.2.2. Услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям до конечных потребителей, включая филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», оказывают двадцать территориальных сетевых организаций, в том числе одно муниципальное предприятие.

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 2014 – 2018 годов

Таблица 1

Динамика потребления электроэнергии в Ярославской области

(данные официальной статистики)

Наименование

показателя

Единица

измерения

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Электропотребление

млн. кВт × ч

7972,0

8098,7

8282,8

8271,1

8254,5

Рост к предыдущему году

процентов

1,6

2,3

-0,1

-0,2

Рост к 2014 году

процентов

1,6

3,9

3,8

3,5

Диаграмма 1

Динамика изменения электропотребления за период 2014 – 2018 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 2018 году

Наименование сферы энергопотребления

Объем,
млн. кВт × ч

Доля,
процентов

Всего

в том числе:

8254,5

100

Промышленные потребители

2539,4

31

Прочие потребители

3412,7

41

Сельскохозяйственные потребители

117,8

1

Население

1388,8

17

Потери территориальных сетевых организаций

795,8

10

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

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

ОАО «Славнефть-ЯНОС»

нефтеперерабатывающая промышленность

1130

1141

1139

1178

1227

ОАО «РЖД»

железнодорожный транспорт

492

514

522

509

511

ООО «Балтнефтепровод»

перекачка нефти

333

374

313

297

254

ПАО «Автодизель»

машиностроение

160

161

165

154

165

ООО «Севергазпром»

газораспределительный комплекс

167

166

114

155

168

АО «Ярославский шинный завод»

химическая
промышленность

89

104

103

106

103

АО «Ярославский завод дизельной аппаратуры»

машиностроение

54

54

52

59

52

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

Таблица 4

Наименование

показателя

Единица

измерения

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Валовой региональный продукт

млн. руб.

376257

379257

402156

398316

436554

Численность населения

тыс. чел.

1271,8

1271,9

1270,7

1265,2

1260,5

Энергоемкость

кг у. т./

млн. руб.

2,61

2,63

2,54

2,56

2,33

Электроемкость

кВт × ч/

млн. руб.

21,19

21,35

20,60

20,77

18,91

Потребление электроэнергии на душу населения

кВт × ч/ чел.

6268

6367

6518

6537

6549

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

2527,0

- 35 кВ

111

717,2

Объекты прочих собственников:

- 110 кВ

24

1348,0

- 35 кВ

27

329,9

Всего по Ярославской области

235

7089,1

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

1867,44

- 35 кВ

2429,19

Объекты прочих собственников:

- 110 кВ

23,4

- 35 кВ

3,1

Всего по Ярославской области

5667,57

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 01.01.2019)

Протяженность по трассе, км

ВЛ 110 кВ
и выше

ВЛ 35 кВ

ВЛ 6 – 10 кВ

ВЛ 0,4 кВ

КЛ

1 043,56

2 102,14

12 946,48

13 580,61

3 211,53

Таблица 8

Протяженность электрических сетей

филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» за период 2014 – 2018 годов

Наименование
показателя

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Протяженность ЛЭП, км

27 276,6

30 597,16

32 165,55

32 533,77

32 884,32

Темп прироста, процентов

12,2

5,1

1,1

1,1

Таблица 9

Динамика числа ПС филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»
за период 2014 – 2018 годов

Наименование
показателя

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Количество ПС, шт.

7 391

8 508

8 783

8 972

9 147

Темп прироста, процентов

15,1

3,2

2,2

2,0

Таблица 10

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

за период 2014 – 2018 годов

Наименование
показателя

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Количество УЕ объема эксплуатационного обслуживания

112 569,0

133 814,59

138 148,54

139 627,24

141 011,45

Темп изменения, процентов

18,9

3,2

1,1

1,0

Таблица 11

Данные о техническом состоянии силовых трансформаторов
филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» (на 01.01.2019)

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

Трансформаторы
3 – 20 кВ

10 421

2 075,46

5 397

1 033,09

947

166,441

Трансформаторы
35 кВ

194

727,85

142

457,60

0

0

Трансформаторы 110 кВ

128

2 527,00

87

1 547,20

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 2020 – 2024 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

60,43

«Ярославская ТЭС – Тутаев»

220

АС-300

18,55

«Ярославская ТЭС – Ярославская № 1»

220

АС-300

62,5

«Ярославская ТЭС – Ярославская № 2»

220

АСО-400

29,94

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 2018 году в Ярославской области проведены техническое перевооружение и реконструкция с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы большей мощности на 1 ПС 110 кВ (увеличение мощности – 6 МВА) и на 2 ПС 35 кВ (увеличение мощности – 7,6 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 2020 – 2024 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

10 + 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

2 × 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 АО «ЯГК»

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 «Глебово»

2014

2,5/6,3

1

2.

Рыбинская ГЭС

2014

2 × 3 × 46/2 × 80

2

3.

ПС 35 кВ «Заозерье»

2015

1,6/2,5

1

4.

ПС 35 кВ «Глебово»

2015

2,5/4

1

5.

Рыбинская ГЭС

2015

2 × 3 × 46/2 × 80

2

6.

Рыбинская ГЭС

2016

2 × 3 × 23/2 × 80

2

7.

ПС 110 кВ «Глебово»

2016

10

1

8.

ПС 110 кВ «Любим»

2016

20/25

1

9.

ПС 110 кВ «Ростов»

2016

20/25

1

10.

ПС 35 кВ «Дорожаево»

2016

2 × 1,6/2 × 2,5

2

11.

ПС 35 кВ «Купань»

2017

2,5/4

1

12.

ПС 35 кВ «Моделово-2»

2017

2 × 6,3/2 × 10

2

13.

ПС 110 кВ «Любим»

2017

20/25

1

14.

ПС 110 кВ «Дубки»

2018

25/40

1

15.

Ярославская ТЭЦ-3

2018

60/80

1

16.

Ярославская ТЭЦ-2

2018

31,5/25

1

17.

ПС 110 кВ «Аббакумцево»

2018

10/16

1

18.

ПС 35 кВ «Ватолино»

2018

2 ×4/2 ×6,3

2

19.

ПС 35 кВ «Кулаково»

2018

2 ×2,5/2 ×4

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 (ПС 110 кВ «Халдеево»)

2014

-

1

2.

ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ «Венера»)

2014

-

1

3.

ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ‑3)

2014

-

1

4.

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

2014

-

2

5.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Техникум»)

2014

-

3

6.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Аббакумцево»)

2014

-

2

7.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Туфаново»)

2014

-

3

8.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Институтская»)

2014

-

1

9.

ЭГВ 110 кВ (Ярославская
ТЭЦ-3)

2015

-

11

10.

ЭГВ 220 кВ (Рыбинская ГЭС)

2015

-

2

11.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Алтыново»)

2015

-

5

12.

ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ «Тверицкая»)

2015

-

1

13.

ЭГВ 110 кВ (Ярославская
ТЭЦ-3)

2016

-

4

14.

ЭГВ 220 кВ (Ярославская ТЭС)

2016

-

6

15.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Константиново»)

2016

-

1

16.

ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ «Ярославская»)

2016

-

1

17.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Дубки»)

2016

-

1

18.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Глебово»)

2016

-

1

19.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Алтыново»)

2016

-

1

20.

ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ‑2)

2017

-

1

21.

ЭГВ 220 кВ (Ярославская ТЭС)

2017

-

3

22.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Ярцево»)

2017

-

2

23.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Любим»)

2018

-

3

24.

ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ «Шушково»)

2018

-

1

7. Структура установленной электрической мощности на территории

Ярославской области

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

Таблица 17

Данные о вводе в эксплуатацию генерирующих мощностей

№ п/п

Наименование

генерирующего источника

Ввод генерирующей мощности, МВт

Год ввода

1.

Рыбинская ГЭС

10 (модернизация)

2014

2.

Ярославская ТЭС

463,9

2017

3.

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

2

3

4

1.

ТЭС – всего

1049,9

66,1

1.1.

Ярославская ТЭЦ-1

81

5,1

1.2.

Ярославская ТЭЦ-2

245

15,4

1.3.

Ярославская ТЭЦ-3

260

16,4

1.4.

Ярославская ТЭС

463,9

29,2

2.

ГЭС – всего

486,56

30,6

2.1.

Угличская ГЭС

120

7,6

2.2.

Рыбинская ГЭС

366,4

23,1

2.3.

Хоробровская ГЭС

0,16

0,0

3.

Блок-станции – всего

52

3,3

3.1.

АО «Ярославский технический углерод»

24

1,5

3.2.

ПАО «НПО «Сатурн»

28

1,8

Всего

1588,46

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

81

3

ПТ-25-90/10М

25

4

ПТ-25-90/10М

25

6

Р-6-90/31

6

7

ПТ-25/30-8,8/1,0-1

25

Ярославская ТЭЦ-2

245

2

ПР-20-90/1,2

20

4

Т-50-130

50

5

ПТ-60-130/13

60

6

Тп-115/125-130-1ТП

115

Ярославская ТЭЦ-3

260

1

ПТ-65/75-130/13

65

2

ПТ-65/75-130/13

65

4

ПТ-65/75-130/13

65

5

ПТ-65/75-130/13

65

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

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Всего по энергосистеме
в том числе:

3171

2962

3509

5897

6903

1.

ТЭС

2081

2000

2009

3617

5018

1.1.

Ярославская ТЭЦ-1

270

243

268

238

250

1.2.

Ярославская ТЭЦ-2

817

794

852

812

770

1.3.

Ярославская ТЭЦ-3

994

963

889

915

943

1.4.

Ярославская ТЭС

-

-

-

1652

3055

2.

ГЭС

862

722

1190

1954

1555

2.1.

Рыбинская ГЭС

731

582

952

1574

1321

2.2.

Угличская ГЭС

131

140

238

380

234

3.

Блок-станции – всего
в том числе:

228

240

310

326

330

3.1.

ПАО «НПО «Сатурн»

129

128

155

175

169

3.2.

АО «Ярославский технический углерод»

99

112

155

151

161

Диаграмма 4

Структура выработки электроэнергии за отчетный период

2014 – 2018 годов, млн. кВт × ч

10. Балансы электроэнергии (мощности) за период 2014 – 2018 годов

Баланс электроэнергии в Ярославской области обеспечивается за счет собственной выработки электроэнергии электростанций, ТЭЦ и ГЭС, которая составила в 2018 году 88 процентов энергопотребления, и сальдированного перетока электроэнергии по магистральным сетям ПАО «ФСК ЕЭС» от поставщиков оптового рынка электроэнергии и мощности.

Увеличение выработки электроэнергии ГЭС и ТЭС снизило долю участия внешних источников в покрытии пиков нагрузки с 47 до 12 процентов.

Таблица 21

Баланс мощности энергосистемы Ярославской области за 2014 – 2018 годы

Наименование
показателя

Единица

измерения

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Максимум нагрузки

МВт

1430

1348

1368

1408

1373

Генерация ТЭС

МВт

489

471

384

463

941

Генерация ГЭС

МВт

369

89

251

284

273

Сальдопереток

МВт

572

788

733

661

159

Диаграмма 5

Динамика изменения максимума нагрузки и генерации
за период 2014 – 2018 годов, МВт

Таблица 22

Баланс электроэнергии энергосистемы Ярославской области

за 2014 – 2018 годы

№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Фактическое значение

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1.

Потребление электроэнергии

млн.

кВт × ч

7972

8099

8283

8271

8254

2.

Выработка электроэнергии – всего

в том числе:

млн. кВт × ч

3171

2962

3509

5897

6903

2.1.

ТЭС (вместе с блоками)

млн. кВт × ч

2309

2240

2319

3943

5348

2.2.

ГЭС

млн. кВт × ч

862

722

1190

1954

1555

3.

Сальдопереток

млн. кВт × ч

4801

5137

4774

2374

1351

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 3875 МВА и 138 ПС 35 кВ установленной мощностью 1047,1 МВА.

Протяженность ЛЭП 110 кВ – 1890,84 километра, ЛЭП 35 кВ – 2432,29 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 2018 году выполнены мероприятия по замене силовых трансформаторов:

- Т-2 (10 МВА на 16 МВА) ПС 110 кВ «Аббакумцево»;

- Т-1, Т-2 (4 МВА на 6,3 МВА) ПС 35 кВ «Ватолино»;

- Т-1, Т-2 (2,5 МВА на 4 МВА) ПС 35 кВ «Кулаково». 

Анализ результатов замера максимума нагрузки за 2014 – 2018 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 2019 год приведен в таблице 23 (без учета действующих договоров на технологическое присоединение потребителей).

Таблица 23

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

№

п/п

Наименование объекта центра питания, класс напряжения

Мощность перегружаемого трансформатора

Текущий дефицит, МВА

Величина перераспределяемой мощности

1.

ПС 110 кВ «Аббакумцево»

10

-5,394

0,091

2.

ПС 110 кВ «Залесье»

10 + 10

-2,04

0

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 2020 – 2024 годы, приведенной в приложении 1 к Программе, в том числе:

- замена существующих трансформаторов на более мощные;

- строительство новых ПС в центрах роста нагрузок.

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 0,3 процента электрических сетей 0,4 – 10 кВ от общего количества является бесхозяйными.

На территории области имеется 588 социально значимых объектов, 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), трансформаторными подстанциями (ЗТП, КТП), иным электросетевым оборудованием различных форм собственности.

Данное оборудование включает в себя:

- электросетевое имущество, принадлежащее 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 новой ПС 110 кВ с приростом установленной мощности 50 МВА;

- проведение модернизации и реконструкции действующих ПС 110 кВ с суммарным приростом установленной мощности 33 МВА;

- проведение модернизации и реконструкции действующих ПС 35 кВ с суммарным приростом установленной мощности 12 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 2024 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 2018 года, приведен в таблице 24.

Таблица 24

Наименование показателя

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

Электропотребление,

млн. кВт × ч

8254

8277

8296

8283

8289

8295

8321

годовой темп прироста, процентов

-

0,28

0,23

-0,16

0,07

0,07

0,31

Максимальная мощность, МВт

1373

1405

1405

1406

1407

1408

1409

годовой темп прироста, процентов

-

2,33

0,00

0,07

0,07

0,07

0,07

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 2018 года, представлен в таблице 25.

Таблица 25

Наименование
энергорайона

Единица измерения

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

Ярославский

энергорайон

МВт

852

874

875

876

877

877

878

процентов

62

62,2

62,3

62,3

62,3

62,3

62,3

Рыбинский

энергорайон

МВт

288

292

289

287

287

287

287

процентов

21

20,8

20,6

20,4

20,4

20,4

20,4

Ростовский

энергорайон

МВт

233

239

240

243

243

244

244

процентов

17

17

17,1

17,3

17,3

17,3

17,3

Всего
по энергосистеме

МВт

1373

1405

1405

1406

1407

1408

1409

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 2024 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 2024 году по отношению к 2018 году составит 20 МВт.

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

В 2019 году планируется ввод в эксплуатацию ПГУ – ТЭС – 52 МВт в г. Тутаеве в рамках реализации мероприятий по развитию когенерационной энергетики. Проект реализует АО «Тутаевская ПГУ», генеральным подрядчиком является АО «ОДК-Газовые турбины».

СиПР ЕЭС России предусмотрен вывод из эксплуатации в 2020 году на Ярославской ТЭЦ-1 ТГ3 и ТГ4 установленной мощностью 25 МВт каждый.

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

Таблица 26

Наименование
мероприятия

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

Всего, МВт

Ввод и модернизация генерирующего оборудования

10

10

20

Демонтаж генерирующего оборудования

50

50

Прирост генерирующего оборудования

-40

10

-30

Всего в период 2019 – 2024 годов уменьшение установленной мощности по энергосистеме Ярославской области согласно СиПР ЕЭС России составит 30 МВт.

В таблице 27 приведены данные по намечаемому вводу генерирующих мощностей по Ярославской области на период до 2024 года с учетом объектов средней когенерации, ГТЭ-160 МВт на Ярославской ТЭЦ-3 и дополнительных вводов согласно СиПР ЕЭС России.

Таблица 27

Перечень мероприятий по вводу в эксплуатацию новых объектов генерации

в Ярославской области в период 2019 – 2024 годов с учетом объектов

средней когенерации, ГТЭ-160 МВт на Ярославской ТЭЦ-3

и дополнительных вводов, демонтажей и модернизации оборудования
согласно СиПР ЕЭС России

№

п/п

Генерирующий источник

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

1.

ПГУ-ТЭС-52 МВт
в г. Тутаеве

52

-

-

-

-

-

2.

ГТЭ-160 МВт на Ярославской ТЭЦ-3*

-

-

-

-

-

160

3.

Ярославская ТЭЦ-1 ТГ6

-

-6

-

-

-

-

4.

Ярославская ТЭЦ-2 ТГ2

-

-

10

-

-

-

5.

Ярославская ТЭЦ-2 ТГ5

-

-

-

-

5

-

6.

Ярославская ТЭЦ-3 ТГ-5

-

-

-

-

-

-15

Всего

52

-6

10

-

5

145

* Мероприятие предложено собственником в связи с предполагаемым Министерством энергетики Российской Федерации проектом по запуску механизма договоров предоставления мощности при модернизации ТЭЦ. При проведении модернизации Ярославской ТЭЦ-3 планируется установить ГТЭ-160 МВт. После определения источников финансирования и включения проекта строительства ГТЭ-160 МВт в схему и программу развития Единой энергетической системы России на предстоящий период, данный объект будет учтен при внесении изменений в Программу с учетом необходимости реконструкции сети 110 – 220 кВ.

В таблице 28 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования с учетом объектов средней когенерации, ГТЭ-160 МВт на Ярославской ТЭЦ-3, дополнительных вводов и демонтажей согласно СиПР ЕЭС России (учтен вывод из эксплуатации в 2020 году на Ярославской ТЭЦ-1 ТГ6 установленной мощностью 6 МВт).

Таблица 28

Наименование

мероприятия

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

Всего, МВт

Ввод и модернизация

генерирующего оборудования

52

10

10

10

5

160

247

Демонтаж генерирующего оборудования

-

56

-

-

-

15

71

Прирост генерирующего оборудования

52

-46

10

10

5

145

176

Всего увеличение установленной мощности в энергосистеме в период 2019 – 2024 годов составит 176 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 2019 – 2024 годов, разработанный по прогнозным данным системного оператора (согласно СиПР ЕЭС России).

Таблица 29

Энергосистема

Ярославской области

2018 г.

(факт)

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

Потребность (электропотребление), млн. кВт × ч

8254

8277

8296

8283

8289

8295

8321

Сальдопереток

1351

2969

2902

2859

2618

2474

2685

Покрытие (производство электроэнергии)

6903

5308

5394

5424

5671

5821

5636

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

-

ГЭС

1555

1156

1186

1186

1186

1186

1186

ТЭС

5348

4152

4208

4238

4485

4635

4450

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

-

Потребность (собственный максимум), МВт

1373

1405

1405

1406

1407

1408

1409

Покрытие (установленная мощность)

1588,5

1588,5

1548,5

1548,5

1558,5

1558,5

1558,5

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

-

ГЭС

486,6

486,6

496,6

496,6

506,6

506,6

506,6

ТЭС

1101,9

1101,9

1051,9

1051,9

1051,9

1051,9

1051,9

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

-

Прогнозный баланс электроэнергии и мощности с учетом ввода объектов когенерации, ГТЭ-160 МВт на Ярославской ТЭЦ-3 и дополнительных вводов и демонтажей согласно СиПР ЕЭС России представлен в таблице 30.

Таблица 30

Энергосистема

Ярославской области

2018 г.

(факт)

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

Потребность (электропотребление), млн. кВт × ч

8254

8277

8296

8283

8289

8295

8321

Сальдопереток

1351

2969

2590

2547

2306

2162

2373

Покрытие (производство электроэнергии)

6903

5308

5706

5736

5983

6133

5948

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

-

ГЭС

1555

1156

1186

1186

1186

1186

1186

ТЭС

5348

4152

4520

4550

4797

4947

4762

возобновляемые источники энергии

-

-

-

-

-

-

-

Потребность (собственный максимум), МВт

1373

1405

1405

1406

1407

1408

1409

Покрытие (установленная мощность)

1588,5

1640,5

1594,5

1604,5

1614,5

1619,5

1764,5

в том числе:

атомные электрические станции

-

-

-

-

-

-

-

ГЭС

486,6

486,6

496,6

496,6

506,6

506,6

506,6

ТЭС

1101,9

1153,9

1097,9

1107,9

1107,9

1112,9

1257,9

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 2020 – 2024 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 2019 – 2024 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 2020 – 2024 годов на основании балансов электрической мощности, представленных в СиПР ЕЭС России, приведены в таблице 31.

Таблица 31

№

п/п

Класс напряжения,
наименование показателя

2020 – 2024 годы

ВЛ, км

ПС, ед./МВА

1.

220 кВ
в том числе:

-

-

1.1.

Новое строительство

-

-

1.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

-

-

2.

110 кВ

в том числе:

12,03

5/83

2.1.

Новое строительство

8

1/50

2.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

4,03

4/33

3.

35 кВ

в том числе:

-

1/12

3.1.

Новое строительство

-

-

3.2.

Техническое перевооружение и реконструкция

-

1/12

Итого

12,03

6/95

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов Ярославской области в 2019 – 2024 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 2019 – 2024 годах, связанных
с развитием электрической сети для варианта развития на основании

СиПР ЕЭС России

№

п/п

Наименование

мероприятия

Проектная мощность

Сроки

строительства

Сметная стои-мость, млн. руб.

Обоснование

МВА

км

год нача-ла

год окон-чания

1

2

3

4

5

6

7

8

I. Новое строительство

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ «Ростовская-1» и ВЛ 110 кВ «Тишинская» до тяговой ПС 110 кВ «Козьмодемьянск»

-

8

2019

2019

85,4

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

2. ОАО «РЖД»

Строительство

тяговой ПС 110 кВ «Козьмодемьянск»

2 × 25

-

2019

2019

1257,302

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

Итого по новому строительству

50

8

2020

2021

1342,702

II. Техническое перевооружение и реконструкция

Филиал ПАО «МРСК Центра» − «Ярэнерго»

1.1.

Реконструкция ПС 110 кВ «Аббакумцево» с заменой трансформатора Т1

1 × 10 МВА на трансформатор

1 × 16 МВА

1 × 16

2018

2019

54,145

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

1.2.

Реконструкция ПС 35 кВ «Заволжская» с заменой трансформаторов
2 × 10 МВА на трансформаторы
2 × 16 МВА

2 × 16

2023

2024

124,436

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

1.3.

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

2 × 16 МВА

2 × 16

2019

2020

79,854

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

Итого по техническому перевооружению и реконструкции

258,435

Всего по основным мероприятиям

1601,137

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов Ярославской области в 2019 – 2024 годах, не связанных с развитием электрической сети, представлен в таблице 33.

Таблица 33

Перечень основных мероприятий по техническому перевооружению

и реконструкции электросетевых объектов в 2019 – 2024 годах, не связанных с развитием электрической сети

№

п/п

Наименование

мероприятия

Проектная мощность

Сроки

строительства

Сметная стои-мость, млн. руб.

Обоснование

МВА

км

год нача-ла

год окон-чания

1

2

3

4

5

6

7

8

Филиал ПАО «МРСК Центра» − «Ярэнерго»

1.1.

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

4,03

2021

2022

63,674

техническое состояние

1.2.

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

2021

2022

164,98

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

ОАО «РЖД»

2.1.

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

1 × 25

2022

2023

200,0

техническое состояние

2.2.

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

2 × 40

2019

2020

171,6

техническое состояние

Всего

600,254

Перечень мероприятий филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» по замене выключателей, вводов силовых трансформаторов и грозотроса ВЛ, связанных с техническим состоянием оборудования, с учетом корректировки мероприятий на 2019 год, представлен в таблице 34.

Таблица 34

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

по замене выключателей, вводов силовых трансформаторов 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»

2018

2025

7

техническое состояние

3.

ЭГВ 110 кВ ПС 110 кВ «Шестихино»

2016

2025

6

техническое состояние

II. Замена вводов трансформаторов

1.

ПС 110 кВ «Гаврилов-Ям»

(Т-1, Т-2)

2018

2019

6

повышение надежности

2.

ПС 110 кВ «Вахрушево»

(Т-1, Т-2)

2018

2019

6

повышение надежности

3.

ПС 110 кВ «Волга» (Т-1)

2018

2019

3

повышение надежности

4.

ПС 110 кВ «Пищалкино» (Т-1)

2018

2019

3

повышение надежности

III. Замена грозотроса ВЛ

1.

ВЛ 35 кВ «Тутаевская»

2018

2025

1,727

техническое состояние

2.

ВЛ 35кВ «Заводская 1, 2»

2018

2025

3,668

техническое состояние

3.

ВЛ 35 кВ «Тихменево – Николо-Корма»

2018

2025

1,133

техническое состояние

4.

ВЛ 35 кВ «Семибратовская»

2018

2025

1,966

техническое состояние

5.

ВЛ 35кВ «Дертниковская»

2018

2025

5,711

техническое состояние

6.

ВЛ 35 кВ «Заозерье»

2018

2025

1,88

техническое состояние

7.

ВЛ 110 кВ «Правдино», «Пищалкинская»

2018

2025

7,027

техническое состояние

8.

ВЛ 110 кВ «Невская»

2018

2025

6,3

техническое состояние

9.

ВЛ 110 кВ «Перекопская»

2018

2025

5,023

техническое состояние

Обоснования реконструкции электросетевых объектов энергосистемы Ярославской области, представленных в таблицах 32 и 33, приведены в пунктах 6.1 – 6.10 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 «Ростовская‑1» и ВЛ 110 кВ «Тишинская» до линейного портала ОРУ 110 кВ вновь сооружаемой тяговой ПС 110/10/6/3,3 кВ.

6.3. Реконструкция ПС 110 кВ «Аббакумцево» с заменой трансформатора Т-1 10 МВА на трансформатор 16 МВА (в соответствии с пунктом 1.1 подраздела 1 раздела II таблицы 32).

Фактическая максимальная нагрузка ПС по итогам замеров, проведенных 26.01.2019, составила 17,41 МВА. Перегрузка оставшегося в работе трансформатора Т-1в случае аварийного отключения другого трансформатора Т-2 (174 процента) превышает допустимую.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформатора Т-1 10 МВА на трансформатор 16 МВА.

6.4. Реконструкция ПС 35 кВ «Заволжская» с заменой трансформаторов 2 × 10 МВА на трансформаторы 2 × 16 МВА (в соответствии с пунктом 1.2 подраздела 1 раздела II таблицы 32).

Фактическая максимальная нагрузка при замерах мощности на ПС 35 кВ «Заволжская», проведенных 27.02.2018, составила 10,16 МВА.

Нагрузка оставшегося в работе трансформатора в случае аварийного отключения другого на 1,6 процента превышает длительно допустимую. Возможность перевода части нагрузки на смежные подстанции отсутствует.

Кроме этого, в настоящее время филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» заключены договоры с потребителями на технологическое присоединение к ПС 35 кВ «Заволжская» электрооборудования суммарной максимальной мощностью 0,746 МВт (0,84 МВА).

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

6.5. Реконструкция ПС 110 кВ «Залесье» с заменой трансформаторов 2 × 10 МВА на трансформаторы 2 × 16 МВА (в соответствии с пунктом 1.3 подраздела 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. Перегрузка оставшегося в работе трансформатора в случае аварийного отключения другого (125 процентов) превышает допустимую.

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

Мероприятия по реконструкции ПС 110 кВ «Залесье» с заменой трансформаторов включены в инвестиционную программу филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» на 2018 – 2020 годы. В 2018 году выполнена разработка проектно-сметной документации, в 2019, 2020 годах запланировано выполнение работы по реконструкции ПС.

Необходимость строительства филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» новых питающих линий 10 кВ к энергопринимающим устройствам АО «Ярославский бройлер» электросетевая организация определяет в рамках договора технологического присоединения в установленном порядке исходя из перспективной нагрузки и максимальной мощности по точкам присоединения на ПС 110 кВ «Залесье» и ПС 35 кВ «Знамово».

6.6. Реконструкция ВЛ 110 кВ «Моторная – Инженерная» (в соответствии с пунктом 1.1 раздела 1 таблицы 33).

Реконструкции подлежит участок ВЛ 110 кВ от опоры № 20 до опоры № 45 протяженностью 3 километра.

Данный участок находится в эксплуатации более 70 лет. На данной ВЛ 110 кВ имели место серьезные технологические нарушения, связанные со старением оборудования. Реконструкция ВЛ 110 кВ позволит снизить аварийность и затраты на эксплуатацию.

Проектом реконструкции ВЛ предусматриваются:

- демонтаж существующих металлических опор и фундаментов;

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

6.7. 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».

6.8. 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».

7. 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», а также распоряжения Правительства Российской Федерации от 28 июля 2017 г. № 1632р, утверждающего программу «Цифровая экономика Российской Федерации».

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 – 110кВ 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 –2023 годов филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» выбраны следующие объекты:

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

- цифровой РЭС – Тутаевский РЭС;

- цифровой ЦУС.

7.1. 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 релейной защиты и автоматики 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.

7.2. Цифровой РЭС – Тутаевский РЭС.

7.2.1. В рамках реализации пилотного проекта в 2019, 2020 годах предусматривается:

7.2.1.1. Переход к активно-адаптивным сетям с автоматизацией распределительной сети 10 кВ. Обеспечение наблюдаемости и управляемости сети достигается посредством установки секционирующих выключателей сети 10 кВ (реклоузеров) и их интеграции в существующую систему (ОИК ДП РЭС) встроенными средствами автоматизации по каналам связи GSM/3G/4G.

7.2.1.2. Организация интеллектуального учета электрической энергии.

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

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 5417 интеллектуальных приборов учёта электроэнергии).

7.2.1.3. Организация технологической связи.

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

В результате реализации проекта будет обеспечена наблюдаемость 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.

7.2.1.4. Перспектива развития проекта «Цифровой РЭС».

Планируется объединить три района электрических сетей: Некрасовский, Ярославский и Тутаевский, преобразовав их в два – Центральный и Заволжский.

7.2.2. В рамках реализации проекта в период 2020, 2021 годов предусматривается:

7.2.2.1. Переход к активно-адаптивным сетям с распределенной автоматизацией распределительной сети 6 – 10кВ.

7.2.2.2. Организация интеллектуального учета электрической энергии.

1589 ТП (100 процентов от общего количества) должны быть оснащены вводными приборами технического учета электрической энергии с включением в ИВК ПО «Пирамида-Сети».

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.

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».

7.2.2.3. 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.

7.2.3. Цель 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».

7.3. Цифровой единый ЦУС.

Для выполнения данного проекта, филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» планирует приступить к строительству цифрового единого ЦУС, в котором 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 – 2019 – 2023 годы.

7.4. 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 автоматизированными системами диспетчерского управления 77 ПС 35 – 110 кВ.

В 2019 году выполняются работы на 17 ПС 35 – 110 кВ:

ПС 35 кВ: «Ватолино», «Келноть», «Князево», «Марково», «Михай-ловское», «Нагорье», «Пружинино», «Путятино», «Рождествено»;

ПС 110 кВ: «Борисоглеб», «Васильково», «Веретье», «Кинопленка», «Климатино», «Орион», «Плоски», «Юрьевская слобода»;

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

8. 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 электронергетики – 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.

Региональные задачи развития электроэнергетики Ярославской области приведены в приложении 2 к Программе.

Список используемых сокращений

АО – акционерное общество

АСДУ – автоматизированнная 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

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

ПМЭС – предприятие магистральных электрических сетей

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

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

СНТ – садоводческое некоммерческое товарищество

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

ТГ3, ТГ4, ТГ6 – турбины № 3, № 4 и № 6 Ярославской ТЭЦ-1

ТГ2, ТГ5 – турбины № 2 и № 5 Ярославской ТЭЦ-2

ТГ-5 – турбина № 5 Ярославской ТЭЦ-3

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

3G, 4G – поколения цифровой сотовой связи

Приложение 1

к Программе

СХЕМА

развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы

Ярославской области на 2020 – 2024 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 2019 и 2020 годах электрических сетей 35 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области представлена на рисунке 1.

Карта-схема намечаемых к строительству в 2021 и 2022 годах электрических сетей 35 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области представлена на рисунке 2.

Карта-схема намечаемых к строительству в 2023 и 2024 годах электрических сетей 35 – 500 кВ энергосистемы Ярославской области представлена на рисунке 3.

Рисунок 1

Карта-схема существующих и намечаемых к строительству в 2019 и 2020 годах электрических сетей 35 – 220 кВ
энергосистемы Ярославской области

Рисунок 2

Карта-схема намечаемых к строительству в 2021 и 2022 годах электрических сетей 35 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области

Рисунок 3

Карта-схема намечаемых к строительству в 2023 и 2024 годах электрических сетей 35 – 500 кВ энергосистемы Ярославской области

2. Существующие и планируемые к строительству и выводу

из эксплуатации линии электропередачи и ПС, класс напряжения

которых равен или превышает 110 кВ

2.1. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ.

Сеть 220 кВ является основой системообразующей сети Ярославской энергосистемы. Она связывает все центры нагрузок между собой и с центрами электроснабжения. На данном напряжении осуществляется связь Ярославской энергосистемы с другими энергосистемами (Костромской, Московской, Владимирской, Вологодской, Ивановской), обеспечивается покрытие дефицита мощности.

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.

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

Таблица 1

Данные о существующих линиях электропередачи,

класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

№
п/п

Наименование ВЛ

Напряже-ние, кВ

Марка провода

Протяжен-ность, км

1

2

3

4

5

1.

«Александров – Трубеж» (в границах области)

220

АСО-300

28,53

2.

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

220

АС-300

47,27

3.

«Венера – Вега»

220

АС-400,
АС-300

63,52

4.

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

220

АС-400

28,20

5.

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

220

АС-400

28,20

6.

«Костромская ГРЭС – Ярославская» (в границах области)

220

АС-500

77,22

7.

«Мотордеталь – Тверицкая» (в границах области)

220

АС-300

91,85

8.

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

220

АС-400

62,95

9.

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

220

АС-400

46,2

10.

«Пошехонье – Ростилово»

220

АС-400

84,37

11.

«Рыбинская ГЭС – Венера»

220

АС-300,
АС-400

12,24

12.

«Рыбинская ГЭС – Пошехонье

№ 1»

220

АС-300

53,35

13.

«Рыбинская ГЭС – Пошехонье

№ 2»

220

АС-400

54,06

14.

«Рыбинская ГЭС – Сатурн»

220

АС-300,
АС-400

3,11

15.

«Сатурн – Венера»

220

АС-400,
АС-300

8,93

16.

«Трубеж – Неро»

220

АС-300

77,66

17.

«Угличская ГЭС – Вега»

220

АС-400

7,51

18.

«Угличская ГЭС – Венера»

220

АС-400,
АС-300

69,62

19.

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

220

АС-400

92,19

20.

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

220

АС-300

92,19

21.

«Угличская ГЭС – Ярославская»

220

АС-300

92,65

22.

«Ярославская – Неро»

220

АС-300

51,2

23.

«Ярославская ТЭС – Тверицкая»

220

АС-300

60,43

24.

«Ярославская ТЭС – Тутаев»

220

АС-300

18,55

25.

«Ярославская ТЭС – Ярославская № 1»

220

АС-300

62,5

26.

«Ярославская ТЭС – Ярославская № 2»

220

АСО-400

29,94

27.

«Аббакумцевская-1»

110

АС-120

14

28.

«Аббакумцевская-2»

110

АС-120

14

29.

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

110

АС-185

23,3

30.

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

110

АС-185

23,3

31.

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

110

АС-120

29,7

32.

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

110

АС-120

30,28

33.

«Белкинская»

110

АС-95

22,1

34.

«Борисоглебская-1»

110

АС-95

22,05

35.

«Борисоглебская-2»

110

АС-95

22,05

36.

«Васильковская-1»

110

АС-150,
АС-185

26,54

37.

«Васильковская-2»

110

АС-150,
АС-185

16,64

38.

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

110

АС-185

5,62

39.

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

110

АС-185

5,62

40.

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

110

М-95, АС-185

13,15

41.

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

110

М-95, АС-185

13,15

42.

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

110

АС-185,
АС-150

39,18

43.

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

110

АС-185,
АС-150

39,18

44.

«Веретье-1»

110

АС-95,
АС-185

1,46

45.

«Веретье-2»

110

АС-95,
АС-185

1,46

46.

«Гаврилов-Ямская»

110

АС-95,
АС-120

6,07

47.

«Газовая-1»

110

АС-120,
АС-185

18,59

48.

«Городская-1»

110

АС-120

2,5

49.

«Городская-2»

110

АС-120

2,5

50.

«Данилов – Дружба» («Даниловская-2»)

110

АС-120

8,1

51.

«Данилов – Покров»

110

АС-120

8,5

52.

«Данилов – Пречистое»

110

АС-185

27,4

53.

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

110

АС-120

27,2

54.

«Западная-1»

110

АС-240,
АС-300

3,71

55.

«Западная-2»

110

АС-240,
АС-300

3,71

56.

«Климатино-1»

110

АС-120

26,63

57.

«Климатино-2»

110

АС-120

26,63

58.

«Любим – Халдеево»

110

АС-120,
АЖ-120

22,57

59.

«Лютово – Нерехта-1»

(«Нерехта-1»)

110

АС-120

21,49

60.

«Менделеевская-1»

110

АС-240

7,1

61.

«Менделеевская-2»

110

АС-240

7,1

62.

«Неро – Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск»

(«Петровская-2»)

110

АС-120

51,74

63.

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

110

АС-150

25,96

64.

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

110

АС-150

47,69

65.

«Нильская-1»

110

АС-70

4,23

66.

«Нильская-2»

110

АС-70

4,23

67.

«Павловская-1»

110

АС-120

5,72

68.

«Павловская-2»

110

АС-120

5,72

69.

«Палкино – Мышкин»

110

АС-185

12,15

70.

«ПГУ – ТЭС – Тутаев № 1»

110

АПвП2г

0,45

71.

«ПГУ – ТЭС – Тутаев № 2»

110

АПвП2г

0,45

72.

«Переборы-1»

110

АС-95,
АС-185

13,38

73.

«Переборы-2»

110

АС-95,
АС-185

13,38

74.

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

110

АС-400,
АС-150

8,46

75.

«Пленочная-1»

110

АС-120

2,45

76.

«Пленочная-2»

110

АС-120

2,45

77.

«Плоски»

110

АС-120

9,2

78.

«Покров – Любим»

110

АС-120

25,94

79.

«Правдино»

110

АС-185

42,64

80.

«Продуктопровод-1»

110

АС-120

9,01

81.

«Продуктопровод-2»

110

АС-120

9,01

82.

«Путятино – Дружба» («Янтарная»)

110

АС-120

28,04

83.

«Радуга-1»

110

АС-240,
АС-500

4,58

84.

«Радуга-2»

110

АС-240,
АС-500

4,58

85.

«Ростилово – Скалино» (в границах области)

110

АС-185

6,2

86.

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

110

АС-185,
АС-150

19,35

87.

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

110

АС-185,
АС-150

19,35

88.

«Сельская-1»

110

АС-150

6,2

89.

«Сельская-2»

110

АС-150

6,2

90.

«Скалино – Пречистое»

110

АС-185,
АС-150

18,57

91.

«Тверицкая – Путятино» («Путятинская»)

110

АС-240,
АС-120

51,53

92.

«Тверицкая – Уткино» («Уткинская»)

110

АС-240,
АС-120

29,82

93.

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

110

АС-150

22,33

94.

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

110

АС-120

49,86

95.

«Трубеж – Переславль» («Невская»)

110

АС-150

6,3

96.

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

110

АС-120

90,17

97.

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

110

АС-185

54,25

98.

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

110

АС-185

54,25

99.

«ТЭЦ-1 – Роща» («158»)

110

АС-185

1,8

100.

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

110

АС-185

1,9

101.

«ТЭЦ-1 – Северная» («Шинная»)

110

АС-185,
АС-150

0,96

102.

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

110

АС-240,
АС-185,
АС-150

9,585

103.

«ТЭЦ-2 – Роща» («156»)

110

АС-185

0,63

104.

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

110

АС-150,
М-95, АС-240

8,36

105.

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

110

АС-150,
М-95, АС-240

7,46

106.

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

110

АС-240,
АС-185

27,62

107.

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

110

АС-240,
АС-185

27,62

108.

«ТЭЦ-2 – Тутаев I цепь с отпайками»

(«Константиновская-1»)

110

АС-185,
АС-150

39,25

109.

«ТЭЦ-2 – Тутаев II цепь с отпайками»

(«Константиновская-2»)

110

АС-185,
АС-150

39,25

110.

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

110

АС-150

14,725

111.

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

110

АС-120,
АС-185

10,4

112.

«ТЭЦ-3 – Перекоп» («Перекопская»)

110

АС-150,
АС-400

11,34

113.

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

110

М-70, АС-150, АС-185, М-95

18,77

114.

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

110

АС-240

5,9

115.

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

110

АС-240

5,9

116.

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

110

2 × АС-150,

АС-300

5,9

117.

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

110

АС-120,
АС-185

15,95

118.

«Урицкая»

110

АС-185

16,2

119.

«Уткино – Туфаново» («Туфановская»)

110

АС-120

25,11

120.

«Халдеево – Буй» (в границах области)

110

АС-120

14,85

121.

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

110

АС-120,
АС-185

29,81

122.

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

110

АС-120,
АС-185

78,14

123.

«Шурскол – Неро» («Приозерная»)

110

АС-120

11,14

124.

«Ярославская-ГПП-4 I цепь» («Химическая»)

110

АС-150

3,1

125.

«Ярославская-ГПП-4 II цепь» («Топливная»)

110

АС-150

3,1

126.

«Ярославская – Дубки»

110

АС-95, АПвПу2г 1 × 240 (гж)/

95-64/110

5

127.

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

110

АС-150,
АС-240,
АС-185

29,43

128.

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

110

АС-150,
АС-240,
АС-185

29,43

129.

«Ярцево – Лютово»

110

АС-150,
АС-120

9,81

130.

«Ярцево – Нерехта-1»
(«Нерехта-2»)

110

АС-150,
АС-120

27,58

131.

«Ярцево – Новоселки с отпайкой на ПС Тормозная»

110

АС-150,
АС-120

6

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

- повышение пропускной способности сети;

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.

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

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

ВЛ 110 кВ и выше, строительство которых планируется в 2020 – 2024 годах:

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

Линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше, реконструкция которых планируется в 2020 – 2024 годах:

- ВЛ 110 кВ «Моторная»;

- ВЛ 110 кВ «Инженерная».

Вывод линий электропередачи из эксплуатации не планируется.

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

Таблица 2

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

№

п/п

Наименование ПС

Напряжение, кВ

Мощность трансформаторов, МВА

1

2

3

4

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

10

«Аббакумцево»

110

10 + 16

11

«Алтыново»

110

2 × 6,3

12

«Беклемишево»

110

2 × 25

13

«Борисоглеб»

110

16 + 10

14

«Брагино»

110

2 × 40

15

«Васильково»

110

2 × 6,3

16

«Вахрушево»

110

2 × 6,3

17

«Веретье»

110

2 × 25

18

«Волга»

110

5,6 + 6,3

19

«Волжская»

110

2 × 40

20

«Восточная»

110

2 × 25

21

«Гаврилов-Ям»

110

2 × 16

22

«Глебово»

110

2 × 10

23

«ГПП-1»

110

2 × 40

24

«ГПП-4»

110

2 × 40

25

«ГПП-9»

110

2 × 40

26

«Данилов»

110

2 × 40 + 2 × 25

27

«Депо»

110

3 × 16

28

«Дружба»

110

2 × 16

29

«Дубки»

110

40

30

«Залесье»

110

2 × 10

31

«Западная»

110

2 × 63

32

«Институтская»

110

2 × 40

33

«Кинопленка»

110

16 + 10

34

«Климатино»

110

2 × 6,3

35

«Константиново»

110

15 + 16

36

«Коромыслово»

110

2 × 25

37

«Которосль»

110

2 × 25

38

«Крюково»

110

6,3

39

«КС-18»

110

2 × 63

40

«Левобережная»

110

2 × 16

41

«Лом»

110

2 × 10

42

«Луговая»

110

2 × 6,3

43

«Луч»

110

2 × 25

44

«Любим»

110

2 × 25

45

«Лютово»

110

2 × 25

46

«Марс»

110

2 × 16

47

«Некоуз»

110

2 × 6,3

48

«Нептун»

110

2 × 16

49

«Нила»

110

2 × 16

50

«Новоселки»

110

25 + 40

51

«НПЗ»

110

2 × 25

52

«Оптика»

110

2 × 10

53

«Орион»

110

2 × 40

54

«Павловская»

110

20 + 25

55

«Палкино»

110

2 × 25

56

«ПГУ – ТЭС»

110

2 × 40

57

«Перевал»

110

2 × 16

58

«Перекоп»

110

2 × 25

59

«Переславль»

110

2 × 25 + 16 (в резерве)

60

«Петровск»

110

40 + 25

61

«Пищалкино»

110

2 × 7,5

62

«Плоски»

110

2 × 2,5

63

«Покров»

110

2,5

64

«Полиграф»

110

2 × 40

65

«Полиграфмаш»

110

2 × 16

66

«Правдино»

110

2 × 25

67

«Пречистое»

110

2 × 10

68

«Продуктопровод»

110

2 × 6,3

69

«Путятино»

110

10 + 25

70

«Радуга»

110

2 × 40

71

«Ростов»

110

2 × 25

72

«Роща»

110

2 × 32

73

«Свободный Труд»

110

2 × 10

74

«Северная»

110

2 × 63

75

«Селехово»

110

2 × 6,3

76

«Скалино»

110

2 × 40

77

«Судоверфь»

110

2 × 10

78

«Тенино»

110

2 × 10

79

«Техникум»

110

2 × 10

80

«Тишино»

110

2 × 25

81

«Толга»

110

25 + 15

82

«Тормозная»

110

25 + 16

83

«ТРК»

110

2 × 16

84

«Туфаново»

110

2 × 2,5

85

«Углич»

110

2 × 25

86

«Устье»

110

2 × 10

87

«Уткино»

110

25 + 20

88

«Халдеево»

110

3,2 + 6,3

89

«Чайка»

110

40 + 25

90

«Шестихино»

110

2 × 10

91

«Шурскол»

110

2 × 10

92

«Шушково»

110

20 + 25

93

«Южная» (Ростовский участок управления высоковольтных сетей)

110

2 × 25

94

«Южная» (Ярославский участок управления высоковольтных сетей)

110

2 × 40

95

«Юрьевская слобода»

110

2 × 10

96

«Ярославль-Главный»

110

2 × 40

97

«Ярцево»

110

2 × 25

Планируемые к строительству ПС напряжением 110 кВ и выше:

- ПС 110 кВ «Козьмодемьянск» с трансформаторами мощностью 2 × 25 МВА.

Планируемые к реконструкции ПС напряжением 110 кВ и выше:

- ПС 110 кВ «Аббакумцево» (замена трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА);

- ПС 110 кВ «Залесье» (замена трансформаторов мощностью 2 × 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 × 16 МВА);

- ПС 110 кВ «Путятино» (замена трансформатора мощностью 10 МВА на 25 МВА);

- ПС 110 кВ «Данилов» (замена трансформаторов мощностью 2 × 40 МВА на трансформаторы мощностью 2 × 40 МВА).

3. Существующие и планируемые к строительству и выводу

из эксплуатации электрические станции, установленная мощность

которых превышает 5 МВт

3.1. Структура установленной мощности генерирующих объектов.

По состоянию на 01.01.2019 в Ярославской энергосистеме действуют 6 электростанций установленной мощностью 1536,46 МВт и 2 блок-станции установленной мощностью 52 МВт.

Структура установленной мощности генерирующих объектов представлена в таблице 3.

Таблица 3

№

п/п

Наименование объекта

Установленная мощность, МВт

Доля от суммарной установленной мощности, процентов

1.

ТЭС – всего

1049,9

66,1

1.1.

Ярославская ТЭЦ-1

81

5,1

1.2.

Ярославская ТЭЦ-2

245

15,4

1.3.

Ярославская ТЭЦ-3

260

16,4

1.4.

Ярославская ТЭС

463,9

29,2

2.

ГЭС – всего

486,56

30,6

2.1.

Угличская ГЭС

120

7,6

2.2.

Рыбинская ГЭС

366,4

23,1

2.3.

Хоробровская ГЭС

0,16

0,0

3.

Блок-станции – всего

52

3,3

3.1.

АО «Ярославский технический углерод»

24

1,5

3.2.

ПАО «НПО «Сатурн»

28

1,8

Всего

1588,46

100

3.2. Ярославская ТЭЦ-1.

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

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

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

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

3.3. Ярославская ТЭЦ-2.

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

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

3.4. Ярославская ТЭЦ-3.

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

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

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

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

3.5. Ярославская ТЭС.

Ярославская ТЭС расположена вблизи г. Ярославля и примыкает к Тенинской котельной. Введена в эксплуатацию в 2017 году.

В состав станции входят две газовые турбины ГТЭ-160 и одна тепловая турбина LN150. Установленная мощность станции составляет 463,9 МВт.

3.6. Угличская ГЭС и Рыбинская ГЭС.

Установленная мощность Угличской ГЭС составляет 120 МВт.

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

Основное гидроэнергетическое и электротехническое оборудование ГЭС находится в удовлетворительном состоянии, однако с момента установки первых блоков (в 1940, 1941 годах) физически и морально устарело, требует замены и реконструкции.

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 г.) 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 – реконструкция в 2014 году;

1Г – реконструкция в 2018 году;

3Г – окончание реконструкции в 2020 году;

5Г – окончание реконструкции в 2022 году.

Таблица 4

Сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования

Наименование
мероприятия

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

Всего, МВт

Ввод и модернизация генерирующего оборудования

-

10

-

10

-

-

20

Демонтаж генерирующего оборудования

-

50

-

-

-

-

50

Прирост генерирующего оборудования

-

-40

-

10

-

-

-30

Всего в период 2019 – 2024 годов уменьшение установленной мощности по энергосистеме Ярославской области составит 30 МВт.

В таблице 5 приведены данные по намечаемому вводу генерирующих мощностей по Ярославской области на период до 2024 года с учетом объектов средней когенерации, ГТЭ – 160 МВт на Ярославской ТЭЦ-3 и дополнительных вводов, согласно СиПР ЕЭС России.

Таблица 5

№

п/п

Генерирующий источник

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024

Всего, МВт

1.

ПГУ-ТЭС-52 МВт
в г. Тутаеве

52

-

-

-

-

-

52

2.

ГТЭ-160 МВт на Ярославской ТЭЦ-3

-

-

-

-

-

160

160

3.

Ярославская ТЭЦ-1 ТГ6

-

-6

-

-

-

-

-6

4.

Ярославская ТЭЦ-2 ТГ2

-

-

10

-

-

-

10

5.

Ярославская ТЭЦ-2 ТГ5

-

-

-

-

5

-

5

6.

Ярославская ТЭЦ-3 ТГ-5

-

-

-

-

-

-15

-15

Всего

52

-6

10

-

5

145

206

В таблице 6 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования в Ярославской области в 2019 – 2024 годах с учетом дополнительных вводов и модернизации согласно СиПР ЕЭС России.

Таблица 6

Наименование

мероприятия

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

Всего, МВт

Ввод и модернизация

генерирующего оборудования

52

10

10

10

5

160

247

Демонтаж генерирующего оборудования

-

56

-

-

-

15

71

Прирост генерирующего оборудования

52

-46

10

10

5

145

176

Всего увеличение установленной мощности в энергосистеме в период 2019 – 2024 годов составит 176 МВт.

4. Сводные данные о развитии электрической сети, класс напряжения

которой ниже 110 кВ

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

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

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

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

Основными факторами, определяющими необходимость реконструкции и технического перевооружения ПС 35 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» и выбор приоритетов при выполнении объемов работ в сетях 35 кВ, явились:

- срок ввода ПС в эксплуатацию;

- наличие на ПС устаревшего и малоэффективного оборудования;

- загрузка ПС на расчетный срок с учетом величины суммарной электрической нагрузки новых потребителей, подключаемых к РУ – 6, 10 кВ ПС 35 кВ, за рассматриваемый период.

ПС 35 кВ, которые планируется реконструировать
в 2020 – 2024 годах, – ПС 35 кВ «Заволжская» с заменой трансформаторов (2 × 10 МВА на 2 × 16 МВА).

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

Список используемых сокращений

АО – акционерное общество

ВЛ – воздушная линия

ГПП – главная понизительная подстанция

ГРЭС – государственная районная электростанция

ГТЭ – газотурбинная энергетическая установка

ГЭС – гидроэлектростанция

КЗ – короткозамыкатели

КС – компрессорная станция транзитного газопровода

НПЗ – диспетчерское наименование подстанции

НПО – научно-производственное объединение

ОАО – открытое акционерное общество

ОРУ – открытое распределительное устройство

ПАО – публичное акционерное общество

ПГУ – парогазовая установка

ПС – подстанция

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

СТО – стандарт организации

Схема – Схема развития электрических сетей 110 – 220 кВ энергосистемы Ярославской области на 2020 – 2024 годы

Т-1, Т-2, Т-3, Т-4 – диспетчерское наименование силовых трансформаторов

ТГ3, ТГ4, ТГ6 – турбины № 3, № 4 и № 6 Ярославской ТЭЦ-1

ТГ2, ТГ5 – турбины № 2 и № 5 Ярославской ТЭЦ-2

ТГ-5 – турбина № 5 Ярославской ТЭЦ-3

ТГК-2 – Территориальная генерирующая компания № 2

ТРК – диспетчерское наименование подстанции

ТЭС – тепловая электростанция

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль

МРСК – Межрегиональная распределительная сетевая компания

1Г, 2Г, 3Г, 4Г, 5Г, 6Г – диспетчерское наименование блоков гидроагрегатов

1Т, 2Т, 3Т, 4Т – диспетчерское наименование силовых трансформаторов

Приложение 2

к Программе

РЕГИОНАЛЬНЫЕ ЗАДАЧИ

развития электроэнергетики Ярославской области

1. Оценка влияния выдачи мощности объектов электроэнергетики,

вводимых на территории Ярославской области в текущий период

1.1. Выдача мощности от Ярославской ТЭС (Хуадянь-Тенинской ПГУ – ТЭЦ – 450 МВт) в электрические сети 220 кВ ПАО «ФСК ЕЭС»
на режимы и параметры электрической сети 35 – 110 кВ
филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

В 2017 году в рамках реализации мероприятий, проведение которых было обусловлено необходимостью организации устойчивой работы энергетических систем, обеспечена выдача электроэнергии и мощности в энергосистему от Ярославской ТЭС. В рамках обеспечения выдачи мощности Ярославской ТЭС была проведена реконструкция ВЛ 220 кВ «Ярославская – Тутаев», ВЛ 220 кВ «Ярославская – Тверицкая» филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайским ПМЭС со строительством заходов на Ярославскую ТЭС (Хуадянь-Тенинскую ПГУ – ТЭЦ – 450 МВт).

В настоящее время Ярославская ТЭС вышла на проектные параметры выдачи мощности.

Строительство и ввод в эксплуатацию (обеспечение выдачи мощности в энергосистему) Ярославской ТЭС позволили повысить надежность электроснабжения потребителей Ярославской области, снизить дефицит выработки электроэнергии региона, обеспечить качество электроэнергии и возможность неотключения потребителей области при обрыве электрической связи с Костромской ГРЭС (Костромская область).

С учетом ввода в эксплуатацию Ярославской ТЭС и изменением направлений перетоков электроэнергии и мощности по сетям 220 кВ наблюдается изменение величины и направления перетока мощности по сетям 110 кВ региона. С увеличением передачи электроэнергии и мощности из сетей ПАО «ФСК ЕЭС» – Валдайского ПМЭС (ПС 220/110/10 кВ «Ярославская») в сети потребителя ПАО «Славнефть-Ярославльнефтеоргсинтез» (ВЛ 110 кВ «Ярославская-2», ВЛ 110 кВ «Ярославская-3», ВЛ 110 кВ «Топливная», ВЛ 110 кВ «Химическая») происходит снижение величины переданной электроэнергии потребителю из сетей филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» и с шин Ярославской ТЭЦ-3.

1.2. Перспективы выдачи мощности от ПГУ – ТЭС – 52 МВт
в г. Тутаеве

В 2019 году в рамках реализации мероприятий, проведение которых было обусловлено необходимостью организации устойчивой работы энергетических систем, планируется ввести в работу ПГУ – ТЭС – 52 МВт в
г. Тутаеве. В рамках обеспечения выдачи мощности была сооружена
ПС 110 кВ «ПГУ – ТЭС» с двумя КЛ 110 кВ до ПС 220 кВ «Тутаев».

Строительство и ввод в эксплуатацию (обеспечение выдачи мощности в энергосистему) ПГУ – ТЭС – 52 МВт позволят повысить надежность электроснабжения потребителей г. Тутаева, снизить дефицит выработки электроэнергии региона, обеспечить качество электроэнергии.

При вводе в эксплуатацию ПГУ – ТЭС – 52 МВт увеличится загрузка ВЛ 110 кВ «Ярославская ТЭЦ-2 – Тутаев I, II цепь с отпайками», что приведёт к увеличению потерь в сетях филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго».

2. Технологическое присоединение проблемных объектов долевого строительства

Органами исполнительной власти Ярославской области определен перечень проблемных объектов долевого строительства, в отношении которых (возможно) отсутствует перспектива оплаты застройщиками по договорам на технологическое присоединение к электрическим сетям (таблица 1).

Мероприятия по технологическому присоединению проблемных объектов долевого строительства выполняются филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» вне зависимости от исполнения со стороны заявителя договоров на технологическое присоединение при условии компенсации фактически понесенных экономически обоснованных затрат на выполнение мероприятий.

Таблица 1

Перечень

проблемных объектов долевого строительства и необходимых

мероприятий по их технологическому присоединению

к электрическим сетям

№

п/п

Наименование объекта, адрес

Мероприятие

1

2

3

1.

Жилой дом, г. Ярославль, просп. Машиностроителей, в районе д. 21,

17-этажный жилой дом

- строительство двух КЛ 0,4 кВ от ТП 1024 (2 × 110 м);
- монтирование панели ЩО-70 или аналога на секциях трансформаторов № 1 и № 2 в РУ 0,4 кВ ТП 1024

2.

Жилой дом,
Ярославская область, Ярославский район, Пестрецовский сельсовет, пос. Красный Бор,
5-этажный жилой дом,
стр. 10

не заключен договор технологического присоединения

3.

Жилой дом,

Ярославская область, Ярославский район, Пестрецовский сельсовет, пос. Красный Бор,
9-этажный жилой дом,
стр. 11

не заключен договор технологического присоединения

4.

Жилой дом,
Ярославская область, Ярославский район, Пестрецовский сельсовет, пос. Красный Бор,
5-этажный жилой дом,
стр. 3

не заключен договор технологического присоединения

5.

Жилой дом,

г. Ярославль, между ул. Саукова и ул. Папанина, напротив д. 6 по ул. Саукова, группа секционных жилых домов со встроенными автостоянками

без обязательств

6.

Жилой дом,

г. Ярославль, пос. Сокол, д. 31а

- строительство двух КЛ 0,4 кВ от ТП 698 (2 × 50 м);

- в РУ 6 кВ ТП 697 выполнить перевод КЛ 6 кВ (ТП 697,
ТП 698) на секцию № 1 (10 м);

- реконструкция РУ 0,4 кВ
ТП 698 с установкой 2-х рубильников в исполнении РПС 400 А;

- реконструкция ТП 698 с заменой трансформаторов на трансформаторы большей мощности (2 × 630 кВА 6/0,4 кВ);

- строительство двух КЛ 0,4 кВ от ТП 698 (2 × 50 м);

- строительство двух КЛ 0,4 кВ от ТП 698 (2 × 50 м)

7.

Жилой дом,

г. Ярославль, просп. Фрунзе, д. 77

- строительство двух КЛ 0,4 кВ от РУ 0,4 кВ ТП 869
(2 × 150 м);

- реконструкция РУ 0,4 кВ
ТП 869 с монтажом двух дополнительных рубильников (автоматических выключателей)

8.

Жилой дом,
г. Ярославль, Фрунзенский район, ул. Новосёлковская, д. 11, у д. 11, д. 13

- строительство двух кабельных линий 0,4 кВ от ТП 754
(2 × 120 м);

- реконструкция ТП 754 с заменой силовых трансформаторов на трансформаторы мощностью 630 кВА 6/0,4 кВ

9.

Многоквартирный жилой дом,

Ярославская область, Ярославский район, пос. Красный Бор, дер. Мостец

не заключен договор технологического присоединения

10.

Многоквартирный жилой дом,

г. Ярославль, ул. Жуковского, д. 29а, д. 29б, в районе ул. Летной

- строительство КЛ 0,4 кВ № 7 ТП 846 (2 × 140 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 27 ТП 846 (2 × 140 м);

- реконструкция ТП 846 (инвентарный номер
10001216-00) с заменой трансформаторов на трансформаторы большей мощности

11.

Многоквартирные жилые дома в Ярославском муниципальном районе, дер. Губцево, проект «Новый Ярославль»

- строительство КЛ 10 кВ
№ 106 ПС Брагино (4,5 км);

- строительство КЛ 10 кВ
№ 204 ПС Брагино (4,5 км);

- реконструкция РУ 10 кв ПС 110/10 Брагино (инвентарный
номер 13013963-00) с заменой ТТ 10 кВ (2 шт.)

12.

17-этажный жилой дом, стр. 6, стр. 6а, г. Ярославль, просп. Машиностроителей, в районе д. 15, корп. 2

- строительство БКТП-2 × 630 кВА 10/0,4 кВ;

- строительство двух КЛ 10 кВ от проектируемой БКТП до врезки в линию ТП 1024 – ТП 1049 (2 × 50 м);

- строительство двух КЛ 10 кВ от проектируемой БКТП до врезки в линию РП 42 – ТП 1025 (2 × 120 м)

13.

Многоквартирный жилой дом по адресу: г. Ярославль, ул. Большая Октябрьская, д. 108

в ТП 118 замена двух силовых трансформатора 250 кВА на 400 кВА

14.

Многоквартирный (10-этажный) жилой дом, г. Ярославль,
ул. Сосновая, д. 3 (2 этап)

- строительство двух КЛ 10 кВ от РП 36 (2 × 500 м);

- строительство двух КЛ 10 кВ от ТП 1040 (2 × 100 м);

- монтаж муфт на КЛ 10 кВ ТП 1039 – ТП 1036 и КЛ 10 кВ ТП 1036 – ТП 1040 (получить направление ТП 1039 – ТП 1040);

- реконструкция РУ 10 кВ РП 36 с установкой 2-х камер;

- реконструкция РУ 10 кВ ТП 1040 с установкой 2-х камер

15.

Многоквартирный жилой дом,
г. Ярославль, ул. Пионерская, вблизи д. 15 (1 – 3 этапы)

- строительство РП 65 (1 шт.);

- реконструкция КЛ 6 – 10 кВ ПС Павлов-РП 18 л3 ААБ 3 × 185 с монтажом двух КЛ 6 кВ до РП 65 (2 × 300 м);

- реконструкция КЛ 6 – 10 кВ ПС Павлов-РП 18 л3 ААБ 3 × 240 с монтажом двух КЛ 6 кВ до РП 65 (2 × 300 м);

- реконструкция КЛ 6 – 10 кВ ПС Павлов-РП 18 л4 АСБ 3 × 120 с монтажом двух КЛ 6 кВ до РП 65 (2 × 300 м);

- реконструкция КЛ 6 – 10 кВ ПС Павлов-РП 18 л4 АСБ 3 × 120 с монтажом двух КЛ 6 кВ до РП 65 (2 × 300 м);

- строительство ТП 374 (1 шт.);

- строительство КЛ 6 кВ № 1 РП 65 – ТП 374 (700 м);

- строительство КЛ 6 кВ № 1 ТП 349 – ТП 374 (300 м);

- строительство КЛ 6 кВ № 1 ТП 350А – ТП 374 (300 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 1 ТП 374 (100 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 14 ТП 374 (100 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 2 ТП 374 (100 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 15 ТП 374 (100 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 3 ТП 374 (100 м);
- строительство КЛ 0,4 кВ № 16 ТП 374 (100 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 4 ТП 374 (100 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 17 ТП 374 (100 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 5 ТП 374 (100 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 18 ТП 374 (100 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ

№ 6 ТП 374 (100 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 19 ТП 374 (100 м)

16.

Жилой дом,
г. Ярославль, ул. 3-я Тверицкая, д. 32

- строительство ВЛ 0,4 кВ от ТП 933 до границ земельного участка заявителя (240 м);
- строительство РУ 0,4 кВ ТП 933 с установкой АВ 0,4 кВ
(1 шт.)

17.

Многоквартирный жилой дом,

ул. Гражданская, вблизи жилого дома № 16/10 по ул. Комарова

не заключен договор технологического присоединения

18.

Многоквартирный жилой дом,

г. Ярославль, ул. Ньютона, ул. Слепнева, стр. 10

- строительство ТП 1814 (1шт.);

- строительство КЛ 6 кВ № 1 ТП 814 –ТП 1814 (2 × 230 м);
- строительство КЛ 6 кВ № 2 ТП 814 –ТП 1814 (2 × 230 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ
№ 2 ТП 1814 (50 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ
№ 12 ТП 1814 (50 м)

19.

Многоквартирный жилой дом,

г. Ярославль, пересечение ул. 9-й Парковой и ул. Хуторской, стр. 3

- строительство ТП 1087 (1 шт.);

- реконструкция КЛ 6 – 10 кВ ТП 1080 – ТП 1048 ААБл-3 × 150 (инвентарный номер 12014759-00) с монтажом двух КЛ 6 кВ до ТП 1087 (2 × 50 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 1 ТП 1087 (50 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ
№ 2 ТП 1087 (50 м)

20.

Многоквартирный жилой дом,

г. Ярославль, пересечение ул. 9-й Парковой и ул. Хуторской, стр. 4

строительство КЛ 0,4 кВ № 4 ТП 1087 (~50 м)

21.

Многоквартирный жилой дом,

г. Ярославль, ул. Ньютона, д. 19/15, д. 21

- строительство КЛ 0,4 кВ
№ 6 ТП 1804 (двухлучевая 370 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 16 ТП 1804 (двухлучевая
340 м)

22.

Многоквартирный жилой дом,

г. Ярославль, ул. Штрауса, д. 40, ул. Писемского, д. 27/38

- строительство КЛ 0,4 кВ № 4 ТП 1741(2 × 70 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 14 ТП 1741 (2 × 70 м)

23.

Многоквартирный жилой дом,

г. Ярославль, пос. Павловский, секции 8 – 9

- строительство двух КЛ 0,4 кВ от проектируемой ТП (2 × 0,542 км);

- строительство двух КЛ 6 кВ от проектируемой к
I очереди ТП до проектируемой ТП (400 м × 2);

- строительство КЛ 6 кВ от ТП 400 (ячейка 5) до проектируемой ТП (750 м × 1);

- строительство ТП 6/0,4 кВ
(1 шт.)

24.

Многоквартирный жилой дом,

г. Ярославль, ул. Крылова, д. 4, стр. 3

- строительство двух КЛ 0,4 кВ от проектируемой ТП (150 м × 2);

- строительство КЛ 6 кВ от проектируемой к ТП стр. 1-1 до проектируемой ТП (750 м);

- строительство 2 КЛ 6 кВ от проектируемой ТП до ТП 741 – ТП 742 (100 м × 1);

- строительство двухтрансформаторной ТП 6/0,4 кВ (1 шт.)

25.

Многоквартирный жилой дом,

г. Ярославль, ул. Крылова, д. 4, стр. 4

- строительство двух КЛ 0,4 кВ от проектируемой ТП (2 × 150 м);

- строительство КЛ 6 кВ от проектируемой к ТП стр. 1-1 до проектируемой ТП (750 м);

- строительство 2 КЛ 6 кВ от проектируемой ТП до ТП 741 – ТП 742 (100 м × 1);

- строительство двухтрансформаторной ТП 6/0,4 кВ (1 шт.)

26.

Жилой дом,

г. Ярославль, ул. Мануфактурная, ул. Трудовая

- строительство КЛ 0,4 кВ 2 × 100 м;

- установка 2 БКТП 6/0,4 кВ, строительство КЛ 6 кВ
700 м + 2 × 150 м

27.

Многоквартирный жилой дом, стр. 28, Ярославская область, Ярославский район, Карабихское СП, пос. Щедрино

- строительство КЛ 10 кВ № 5 ПС ТРК (1,1 км);

- строительство ВЛ 10 кВ № 5 ПС ТРК (0,6 км)

28.

Трехэтажный многоквартирный жилой дом № 49, Ярославская область, Ярославский район, Карабихское СП, пос. Щедрино

29.

Трехэтажный многоквартирный жилой дом № 45, Ярославская область, Ярославский район, Карабихское СП, пос. Щедрино

30.

3-этажный жилой дом,

Ярославская область, Ярославский район, Гавриловский с/о, дер. Полесье, в районе института микроэлектроники, участок 42

- строительство ТП 1088
(1 шт.);

- строительство защитного ограждения ТП 1088 (1 шт.);

- реконструкция ВЛ 6 – 10 кВ ТП 1046 – ТП 940 АС 3 × 50 (инвентарный номер
12010929-00) с монтажом участка ВЛ 6 кВ до ТП 1088
(40 м);

- установка разъединителя
10 кВ (1 шт.) и предохранителей;

- строительство КЛ 0,4 кВ № 2 ТП 1088 (10 м);

- строительство КЛ 0,4 кВ № 4 ТП 1088 (10 м)

31.

3-этажный жилой дом,

Ярославская область, Ярославский район, Гавриловский с/о, дер. Полесье, в районе института микроэлектроники, участок 43

3. ПС 35 – 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», имеющие ограничение на технологическое присоединение дополнительной мощности

с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение

и поданных заявок

Таблица 2

№

п/п

Наименование

объекта центра питания, класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов, МВА

Резерв мощности по состоянию на 19.12.2018, МВА

Мощность по поданным заявкам на присоединение, МВт

Дефицит мощности с учетом заявок на присоединение, МВА

1

2

3

4

5

6

1.

ПС 110 кВ «Аббакумцево»

26

-5,394

1,486

-7,065

2.

ПС 35 кВ «Глебово»

10,3

0,884

1,430

-0,723

3.

ПС 110 кВ «Залесье»

20

-2,04

1,084

-3,258

4.

ПС 110 кВ «Кинопленка»

26

-1,01

0

-1,01

5.

ПС 35 кВ «Купань»

6,5

-1,815

0,252

-2,098

6.

ПС 110 кВ «Переславль»

50

-6,27

2,264

-8,814

7.

ПС 35 кВ «Урожай»

8

2,656

2,427

-0,071

8.

ПС 35 кВ «Соломидино»

2,5

0,025

0,35

-0,016

4. Оценка фактических значений показателей надежности и качества услуг по передаче электрической энергии социально значимым потребителям и населению

4.1. Перечень организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии социально значимым потребителям и населению на территории Ярославской области:

- филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»;

- АО «ЯрЭСК»;

- ОАО «Рыбинская городская электросеть»;

- МУП Тутаевского муниципального района «Горэлектросеть»;

- ОАО «Жилищно-коммунальное хозяйство «Заволжье»;

- АО «Ресурс» г. Гаврилов-Яма;

- АО «Оборонэнерго»;

- Северная дирекция по энергообеспечению – структурное подразделение Трансэнерго – филиала ОАО «Российские железные дороги»;

- ООО «Северэнерго».

4.2. Анализ плановых и фактических значений показателей надежности и качества услуг, реализуемых территориальными сетевыми организациями, приведен в таблице 3.

Таблица 3

Уровни плановых значений показателя надежности и качества реализуемых услуг филиала

ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» и территориальных сетевых организаций

№ п/п

Наименование сетевой организации

Год

Уровни надежности реализуемых товаров (услуг)

Уровни качества реализуемых товаров (услуг)

плановый

фактический

отклонение

показатель уровня качества осуществленного технологического присоединения к сети

показатель уровня качества обеспечения потребителей услуг

плановый

фактический

отклонение

плановый

фактический

отклонение

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1.

Филиал ПАО «МРСК Центра» ­ «Ярэнерго»

2015

0,1270

0,0981

-0,0289

1,0102

0,8075

-0,2027

2016

0,1251

0,0964

-0,0287

1,0102

0,8058

-0,2044

2017

0,1232

0,0947

-0,0285

Х

Х

Х

1,0102

0,8167

-0,1935

2018

2019

2020

2.

АО «ЯрЭСК»

2015

0,0720

0,0053

-0,0667

1,0901

1,0000

-0,0901

0,8975

0,8833

-0,0142

2016

0,0709

0,0015

-0,0694

1,0767

1,0000

-0,0767

0,8975

0,8833

-0,0142

2017

0,0698

0,0016

-0,0682

1,0636

1,0000

+0,0636

0,8975

0,8828

-0,0147

2018

0,0688

1,0506

0,8975

2019

0,0678

1,0379

0,8975

2020

3.

ОАО «Рыбинская городская электросеть»

2015

0,0066

0,0032

-0,0034

1,0000

1,0000

-

0,8975

0,8708

-0,0267

2016

0,0065

0,0044

-0,0021

1,0000

1,0000

-

0,8975

0,9783

+0,0808

2017

0,0064

0,0050

-0,0014

1,0000

1,0000

-

0,8975

0,9086

+0,0111

2018

0,0063

1,0000

0,8975

2019

0,0062

1,0000

0,8975

2020

4.

МУП «Горэлектросеть» (г. Тутаев)

2015

0,0549

0,0444

-0,0105

1,1297

1,1590

+0,0293

0,8975

0,8538

-0,0437

2016

0,0540

0,0483

-0,0057

1,1218

1,1278

+0,0060

0,8975

0,8512

-0,0463

2017

0,0532

0,0568

+0,0036

1,1140

1,0907

-0,02330

0,8975

0,8908

-0,0067

2018

0,0524

1,1062

0,8975

2019

0,0516

1,0987

0,8975

2020

5.

ОАО «Жилищно-коммунальное хозяйство «Заволжье»

2015

0,1241

0,0637

-0,0604

1,0394

1,0233

-0,0161

0,8975

0,9113

+0,0138

2016

0,1223

0,0766

-0,0457

1,0268

1,0153

-0,0115

0,8975

0,8831

-0,0144

2017

0,1204

0,0601

-0,0603

1,0444

1,0179

-0,0265

0,8975

1,0025

+0,1050

2018

0,1186

1,0062

0,8975

2019

0,1168

1,0001

0,8975

2020

6.

АО «Ресурс»,
г. Гаврилов-Ям

2015

0,0034

0,0000

-0,0034

1,0000

-

-

0,8975

-

-

2016

0,0033

0,0023

-0,0010

1,0000

1,4690

+0,4690

0,8975

0,8975

-

2017

0,0033

0,0339

+0,0306

1,0000

1,0000

-

0,8975

0,8803

-0,0172

2018

0,0032

1,0000

0,8975

2019

0,0032

1,0000

0,8975

2020

7.

ОАО «Оборонэнерго»

2015

0,2195

0,1948

-0,0247

1,0000

0,9000

-0,1000

0,8975

0,8954

-0,0021

2016

0,2162

0,0964

-0,1198

1,0000

0,8808

-0,1192

0,8975

0,8600

-0,0375

2017

0,2130

0,1140

-0,0990

1,0000

1,0000

-

0,8975

0,9105

+0,0130

2018

0,2098

1,0000

0,8975

2019

0,2066

1,0000

0,8975

2020

8.

Северная дирекция по энергообеспечению – структурное подразделение Трансэнерго – филиала ОАО «Российские железные дороги»

2015

0,02306

0,0061

-0,01696

1,0000

1,0348

+0,0348

0,8975

0,8892

-0,0083

2016

0,02272

0,0104

-0,01232

1,0000

1,2424

+0,2424

0,8975

0,8954

-0,0021

2017

0,02237

0,0104

-0,01164

1,0000

1,2424

+0,2424

0,8975

0,8954

-0,0021

2018

0,02204

1,0000

0,8975

2019

0,02171

1,0000

0,8975

2020

9.

ООО «Северэнерго»

2018

0,0000

1,0000

-

2019

0,0000

1,0000

-

2020

0,0000

1,0000

-

Уровень надежности электроснабжения сетевой организации определяется как отношение фактической суммарной продолжительности прекращения передачи электрической энергии (часов) в год к общему числу потребителей.

Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети определяется как отношение плановых показателей качества предоставляемых услуг к фактическим показателям.

Показатель уровня качества обеспечения потребителей услуг определяется как сумма индикаторов:

- информативности;

- исполнительности;

- результативности обратной связи с учетом весовых показателей индикатора.

По итогам анализа установлено выполнение в основном сетевыми организациями заданных параметров уровня надежности и качества реализованных услуг в отношении потребителей.

5. Мероприятия по консолидации и восстановлению электросетевого комплекса СНТ, реализуемые в целях повышения надежности и качества электроснабжения

5.1. Информация о состоянии электросетевого комплекса СНТ на территории Ярославской области.

В Ярославской области насчитывается около 800 СНТ с числом садоводческих участков более 150 тысяч, на которых трудится и отдыхает более 400 тысяч городских жителей Ярославской области. В личных подсобных хозяйствах выращивается значительное количество овощей и плодово-ягодных культур. Ежегодно на садоводческих участках выращивается сельско-хозяйственной продукции в валовом объеме на сумму более 2 млрд. рублей.

Электрические сети большей части СНТ построены в 60-е – 70-е годы прошлого столетия. В настоящее время техническое состояние электрических сетей, находящихся в собственности СНТ, в основном неудовлетворительное.

Объем электросетевых активов СНТ, по предварительным оценкам, составляет около 6 000 УЕ.

Для СНТ, которые самостоятельно содержат свои электрические сети, характерно:

- ненадежное и некачественное электроснабжение, нехватка мощности на старых аварийных ПС, изношенные электрические сети заниженного сечения, не рассчитанные на большую нагрузку;

- выполнение на электрических сетях, как правило, только аварийного ремонта без организации работ по техническому обслуживанию, проведению текущего и капитального ремонта, отсутствие квалифицированного персонала;

- отсутствие прозрачной системы внутреннего учёта электроэнергии в СНТ, так как приборы учёта размещены не на границах земельных участков, а в труднодоступных для контроля местах, что приводит к коммерческим потерям в размере 30 – 40 процентов от общего объёма потребления электроэнергии, в результате садоводам приходится платить за недобросовестных соседей по СНТ;

- наличие реальной угрозы поражения садоводов электрическим током из-за неудовлетворительного состояния электросетей.

Все это вызывает многочисленные жалобы садоводов на качество электроснабжения, низкий уровень напряжения. В электрических сетях СНТ имеют место большие потери электроэнергии.

5.2. Результаты реализации мероприятий по консолидации и восстановления электросетевого комплекса СНТ Ярославской области в 2014 – 2018 годах и планируемые объёмы консолидации и восстановления электрических сетей СНТ на 2019 год и 2020 – 2024 годы.

Ярославская область в числе первых среди регионов Российской Федерации с 2014 года начала комплексно решать проблему обеспечения надежного, качественного и эффективного электроснабжения СНТ с участием электросетевой организации АО «ЯрЭСК», созданной Правительством области и ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго».

5.2.1. В 2014 – 2018 годах в процессе консолидации электрических сетей СНТ на баланс АО «ЯрЭСК» приняты электрические сети 0,4 – 10 кВ 123 СНТ протяженностью 460 километров, 59 ТП 10‑6/0,4 кВ суммарной трансформаторной мощностью 7,7 МВА в 11 муниципальных образованиях. В неудовлетворительном состоянии находилось 70 процентов электрических сетей.

На данных электрических сетях СНТ проведены работы по капитальному ремонту и реконструкции ВЛ 6 – 10 кВ, ТП, а также сетей 0,4 кВ с заменой неизолированного провода на СИП с увеличенным сечением (увеличенной пропускной возможностью). За период 2014 – 2018 годов проведены реконструкция и капитальный ремонт 227 километров воздушных и кабельных линий электропередачи, смонтировано новых и реконструировано 28 ТП с увеличением мощности трансформаторов.

В результате обеспечено надежное и качественное электроснабжение более 23 000 садовых участков, на которых трудятся более 87 тысяч жителей Ярославской области.

В период 2015 – 2018 годов в 20 СНТ после проведении реконструкции электрических сетей 0,4 кВ с заменой неизолированного провода на СИП с увеличенным сечением была установлена АСКУЭ БП. Более 3 100 потребителей электроэнергии СНТ заключили прямые договоры на поставку электроэнергии с гарантирующим поставщиком.

В результате установки АСКУЭ БП:

- потери электрической энергии в электрических сетях СНТ снижены с 35 процентов до уровня технических потерь 6 – 8 процентов;

- обеспечена прозрачность расчётов за потреблённую электрическую энергию.

5.2.2. В 2019 году АО «ЯрЭСК» планируется принять на баланс электрические сети 0,4 – 10 кВ 20 СНТ протяженностью 75 километров, а также провести реконструкцию и капитальный ремонт линий электропередачи общей протяжённостью 60 км, провести монтаж 6 новых КТП и реконструкцию существующих ТП с увеличением мощности трансформаторов.

5.2.3. В период 2020 – 2024 годов планируется ежегодно обеспечить консолидацию около 75 км электрических сетей ЛЭП 0,4 – 10 кВ, обеспечивающих электроснабжение примерно 20 СНТ.

За период 2020 – 2024 годов АО «ЯрЭСК» планирует принять на баланс 375 км линий электропередачи СНТ объёмом 750 УЕ.

Всего до конца 2024 года планируется консолидировать более 900 км электрических сетей, обеспечивающих электроснабжение примерно 250 СНТ, с объемом электросетевых активов около 2 000 УЕ, что составит около 35 процентов от их общего количества (таблица 4).

Для обеспечения надёжного и качественного электроснабжения потребителей в СНТ с учётом технического состояния принимаемых на баланс АО «ЯрЭСК» электрических сетей планируется в 2020 – 2024 годах ежегодно поэтапно проводить реконструкцию и капитальный ремонт в среднем 60 км ЛЭП 0,4 – 10 кВ, а также строить и реконструировать ежегодно около 6 ТП.

Всего к концу 2024 года за счёт средств АО «ЯрЭСК», в том числе с учётом средств, предусматриваемых в инвестиционной программе АО «ЯрЭСК», планируется восстановить около 590 км из более 630 км электрических сетей СНТ, принимаемых на баланс предприятия и требующих восстановления. Будет обеспечено увеличение объёма восстановленных электрических сетей СНТ с 70 процентов от общего количества электрических сетей (по состоянию на 01.01.2019) до 93 процентов электрических сетей к концу 2024 года (таблица 5).

5.2.4. В целях развития электросетевого комплекса в части перехода к «цифровым сетям» в 2019 году и в 2020 – 2024 годах АО «ЯрЭСК» продолжится работа по внедрению системы АСКУЭ БП на электрических сетях СНТ.

В том числе продолжится работа:

- по созданию общедоступной, надёжной, прозрачной и проверяемой системы интеллектуального коммерческого учёта электроэнергии;

- по снижению потерь электроэнергии с существующих в СНТ 30 – 40 процентов до уровня нормативных технических потерь;

- по обеспечению наблюдаемости сетевых объектов и режимов их работы;

- по повышению надёжности электроснабжения потребителей;

- по повышению открытости и прозрачности деятельности АО «ЯрЭСК».

Количество ежегодно устанавливаемых в СНТ интеллектуальных приборов учёта электроэнергии с передачей информации в АСКУЭ БП планируется увеличить с 1 466 в 2018 году до 4 000 штук ежегодно в период 2021 – 2024 годов.

К 2024 году количество установленных на условиях софинансирования по решению общих собраний СНТ интеллектуальных приборов учёта электроэнергии на участках садоводов должно превысить 24 тысячи единиц более чем в 100 СНТ. Соответственно произойдет увеличение садоводческих участков, обеспеченных интеллектуальными приборами учёта, с 14 процентов на 01.01.2019 до порядка 50 процентов к концу 2024 года.

Интеллектуальными приборами учёта будет обеспечено порядка 50 процентов потребителей в СНТ, передавших электрические сети в АО «ЯрЭСК», по сравнению с 14 процентами на начало 2019 года (таблица 6).

В целях обеспечения необходимых темпов реализации мероприятий по консолидации и восстановлению электросетевого комплекса СНТ до уровня установленных показателей предлагается в соответствии с письмом Министерства энергетики Российской Федерации от 25.08.2017 № АН-9414/09 ежегодно учитывать в инвестиционной программе АО «ЯрЭСК» экономически обоснованные дополнительные целевые средства в 2019 и 2020 годах в размере 40 000 тыс. руб., а с 2021 по 2024 годы по 50 000 тыс. рублей (таблица 7).

5.3. Целевые показатели работы по консолидации и восстановлению проблемных электрических сетей СНТ, переданных в собственность АО «ЯрЭСК», на территории Ярославской области на период до 2024 года:

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

- обеспечение надежности и качества электроснабжения в более чем 40 тысячах садоводческих хозяйств в 250 – 300 СНТ, в том числе более 180 тысяч человек, занимающихся садоводством и огородничеством, или почти 1/4 части жителей области;

- исключение для садоводов затрат на содержание объектов электросетевого хозяйства СНТ (в том числе на аварийно-восстановительные ремонты и модернизацию объектов электросетевого хозяйства);

- обеспечение безопасности садоводов при эксплуатации электрических сетей СНТ;

- обеспечение прозрачности расчётов за потреблённую электрическую энергию за счёт внедрения АСКУЭ БП;

- снижение потерь электрической энергии, составляющих в настоящее время в СНТ порядка 30 – 40 процентов, до уровня нормативных технических потерь.

Реализация мероприятий по консолидации и восстановлению электрических сетей СНТ обеспечит социальную поддержку граждан, прежде всего пенсионеров, малоимущих слоев населения, а также создание комфортных условий для активного отдыха и занятия садоводством и огородничеством в Ярославской области.

Таблица 4

Результаты консолидации электросетевых активов СНТ в 2014 – 2018 годах, план на 2019 год и прогнозные показатели
на 2020 – 2024 годы*

№
п/п

Наименование

показателя

2014 –

2018 годы

(факт)

2019 г.

(план)

2020 г.

(прогноз)

2021 г.

(прогноз)

2022 г.

(прогноз)

2023 г.

(прогноз)

2024 г.

(прогноз)

Итого, 2020 – 2024 годы

Всего

1.

УЕ

1 097

150

150

150

150

150

150

750

1 997

2.

Км

460

75

75

75

75

75

75

375

910

3.

МВА

7,49

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

3,6

11,09

4.

Количество участков

23 174

3 900

3 900

3 900

3 900

3 900

3 900

19 500

46 574

5.

Количество СНТ

123

20

20

20

20

20

20

100

243

* Расчет осуществлен исходя из средней величины электросетевых активов для одного СНТ в объеме 9 УЕ.

Количественные показатели принимаемого на баланс АО «ЯрЭСК» электросетевого имущества, принадлежащего СНТ, и его последующее восстановление рассчитаны с учетом включения дополнительного целевого финансирования восстановительных энергоэффективных мероприятий в необходимую валовую выручку и инвестиционную программу АО «ЯрЭСК», а также при учете дополнительных средств на капитальный ремонт в необходимой валовой выручке АО «ЯрЭСК» на очередной долгосрочный период регулирования на 2020 – 2024 годы.

Таблица 5

Результаты объемов восстановления электросетевых активов СНТ в 2014 – 2018 годах, план на 2019 год и прогнозные показатели на 2020 – 2024 годы

№ п/п

Наименование показателя

2014 –

2018 годы

2019 г.

(план)

2020 г.

(прогноз)

2021 г.

(прогноз)

2022 г.

(прогноз)

2023 г.

(прогноз)

2024 г.

(прогноз)

2020 – 2024 годы

Всего

1. Протяжённость электрических сетей СНТ, требующих восстановления

Протяжённость электрических сетей СНТ, требующих восстановления, км*

322

52

52

52

52

52

52

260

634

2. Физические объемы работ по восстановлению электрических сетей СНТ

2.1.

Реконструкция, капитальный ремонт магистральных и распределительных ВЛ 0,4 – 6 – 10 кВ с заменой неизолированного провода на СИП (нарастающим итогом), км

227

60

60

60

60

60

60

300

587

2.2.

Монтаж новых КТП и реконструкция существующих с увеличением мощности трансформаторов
10 – 6/0,4 кВ, шт.

28

6

6

6

6

6

6

30

64

3. Объемы финансирования работ по восстановлению электрических сетей

3.1.

Собственные средства АО «ЯрЭСК», тыс. руб.**

106 665

34 868

35 000

35 000

35 000

35 000

35 000

175 000

316 533

3.2.

Целевые средства, тыс. руб.

60 000

40 000

40 000

40 000

40 000

40 000

40 000

200 000

300 000

Всего

166 665

74 868

75 000

75 000

75 000

75 000

75 000

375 000

616 533

* Из расчёта 70 процентов электрических сетей СНТ, принимаемых в собственность АО «ЯрЭСК», при условии необходимости проведения восстановительных работ.

** Средства будут утверждены (учтены) в части подконтрольных расходов АО «ЯрЭСК» на последующий долгосрочный период регулирования 2020 – 2024 годов.

Таблица 6

Параметры оборудования СНТ АСКУЭ БП в 2014 – 2018 годах, план на 2019 год

и прогнозные показатели на 2020 – 2024 годы

№

п/п

Наименование

показателя

2014 –

2018 годы

(факт)

2019 г.

(план)

2020 г.

(прогноз)

2021 г.

(прогноз)

2022 г.

(прогноз)

2023 г.

(прогноз)

2024 г.

(прогноз)

Итого, 2020 – 2024 годы

Всего

1.

Собственные средства АО «ЯрЭСК» *

22 261

21 750

26 750

26 750

26 750

26 750

26 750

133 750

177 761

2.

Целевые средства

0

0

0

10 000

10 000

10 000

10 000

40 000

40 000

3.

Всего

22 261

21 750

26 750

36 750

36 750

36 750

36 750

173 750

217 761

4.

Установлено интеллектуальных приборов учёта

3 110

2 250

2 780

4 000

4 000

4 000

4 000

18 780

24 140

* Источники финансирования:

- денежные средства предприятия, предусмотренные в тарифе на услуги по передаче электрической энергии;

- собственные средства предприятия;

- целевые средства, предусматриваемые в необходимой валовой выручке и инвестиционной программе АО «ЯрЭСК»;

- прочие внебюджетные источники.

Таблица 7

Объёмы финансирования работ по восстановлению сетей и оборудования АСКУЭ БП в 2014 – 2018 годах,

план на 2019 год и прогнозные показатели на 2020 – 2024 годы

№

п/п

Наименование
показателя

2014 –

2018 годы

(факт)

2019 г.

(план)

2020 г.

(прогноз)

2021 г.

(прогноз)

2022 г.

(прогноз)

2023 г.

(прогноз)

2024 г.

(прогноз)

Итого, 2020 – 2024 годы

Всего

1.

Собственные средства АО «ЯрЭСК»

128 926

56 618

61 750

63 150

64 606

66 120

67 695

323 321

508 865

2.

Целевые средства

60 000

40 000

40 000

50 000

50 000

50 000

50 000

240 000

340 000

Всего

188 926

96 618

101 750

113 150

114 606

116 120

117 5

563 321

848 865

6. Анализ выполнения мероприятий по устранению претензий граждан, поступивщих
в органы исполнительной власти Ярославской области

Таблица 8

Перечень мероприятий, выполненных филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», по устранению претензий

граждан, поступивших в органы исполнительной власти Ярославской области
(в разрезе муниципальных районов)

№

п/п

Муниципальный район

Населенный пункт

Технические мероприятия

Состояние

1

2

3

4

5

1.

Большесельский

дер. Кузьминское

расчистка трассы ВЛ 10 кВ от древесно-кустарниковой растительности в объеме 0,5 га

выполнено

2.

Борисоглебский

с. Вощажниково

опиловка веток и сучьев деревьев и кустарников на ВЛ 0,4 кВ № 1 ТП 506 «Баня» в пролетах опор № 11 – № 13, № 14 – № 17 и ВЛ 0,4 кВ № 1 ТП 507 «Сельсовет» в пролетах опор с № 8 по № 9, с № 10 по № 13, с № 16 по № 20, № 16-7-2

выполнено

3.

Гаврилов-Ямский

дер. Федоровское

расширение просеки ВЛ 10 кВ № 4 ПС «Техникум» в пролете опор с № 258 по № 267 в объеме 1,5 га

выполнено

4.

Мышкинский

дер. Учма,

дер. Ивцино,

дер. Нижние Плостки и дер. Верхние Плостки

расчистка трассы ВЛ 10 кВ ф. 1 «Учма» РП «Охотино» в пролетах опор с № 36 по № 42, с № 44 по № 53 и с № 163 по № 216 от древесно-кустарниковой растительности

выполнено

5.

Некрасовский

с. Аббакумцево

реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. 8 ПС «Аббакумцево» с заменой суще­ствующих опор с № 1 по № 38 на железобетонные и голого провода на СИП

выполнено

6.

Некрасовский

с. Диево-Городище

- установка двух линейных разъединителей ВЛ 10 кВ, что позволит оперативно в ручном режиме отключать поврежденный участок ВЛ;

- установка четырех реклоузеров, позволяющая автоматически отключать поврежденный участок;

- расчистка трассы прохождения ВЛ от древесно-кустарниковой растительности в пролетах опор ВЛ 10 кВ № 10 ПС «Моделово-2» (отпайка за Р165 от опоры № 1 до опоры № 32, отпайка на Неверово от опоры № 1 до опоры № 15)

выполнено

7.

Переславский

дер. Лисавы

опиловка веток и сучьев деревьев и кустарников по трассе ВЛ 0,4 кВ

выполнено

8.

Переславский

дер. Рушиново

расчистка трассы прохождения ВЛ 10 кВ от древесно-кустарниковой растительности в пролетах опор с № 182 по № 192, расчистка трассы прохождения отпайки от ВЛ 10 кВ на КТП «Одерихино» от древесно-кустарниковой растительности в пролетах опор с № 7 по № 22

выполнено

9.

Переславский

с. Твердилково

замена линейного и выносного разъединителей, установка 2-х реклоузеров

выполнено

10.

Переславский

с. Большая Брембола

- реконструкция ВЛ 10 кВ ф. 6 ПС 35/10 кВ «Красное» с отпайкой до строящегося ТП 10/0,4 кВ с совместным подвесом с ВЛ 0,4 кВ для разделения нагрузки;

- строительство ТП 250 кВА;

- реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 1, № 2 ТП 037 ф. 6 ПС 35/10 кВ «Красное» с заменой провода на СИП протяженностью 1,9 км, а также замена опор на железобетонные

выполнено

11.

Переславский

СНТ «Вашутино»

работы по капитальному ремонту и расчистке трассы ВЛ

выполнено

12.

Переславский

с. Дубровицы

работы по установке 2-х реклоузеров на ВЛ 10 кВ № 04 ПС «Филимоново»

выполнено

13.

Переславский

дер. Одерихино и дер. Рушиново

расчистка отпайки на КТП «Одерихино» в пролетах опор с № 7 по № 22

выполнено

14.

Переславский

дер. Боронуково

- реконструкция ВЛ 10 кВ № 06 ПС «Горки» с монтажом участка ВЛ 10 кВ;

- реконструкция ТП 418 «Боронуков» с заменой ТП 10/0,4 кВ;

- реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. 6 ПС «Горки» с монтажом участка ВЛ 0,4 кВ и заменой существующего провода и опор

выполнено

15.

Переславский

с. Купанское

- реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор и существующего провода на СИП;

- реконструкция ТП 170 «Купанское поселок» с заменой трансформатора 10/0,4 кВ и с установкой АВ 0,4 кВ;

- строительство ВЛ 0,4 кВ № 8 от ТП 170 «Купанское поселок»

выполнено

16.

Переславский

дер. Даратники

реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 1, № 2 КТП «Даратники» с заменой деревянных опор на железобетонные и существующего провода на СИП

выполнено

17.

Рыбинский

дер. Калинкино Николо-Кормского с/о

реконструкция ТП 673 (Калинкино) и ВЛ 0,4 кВ № 1 КТП «Григорково» с монтажом участка ВЛ 0,4 кВ № 2 до ТП 673 с переводом части нагрузки (потребителей) на новый участок и ТП 673 (Калинкино)

выполнено

18.

Рыбинский

пос. Каменники

замена провода на ВЛ 6 кВ № 35 «Углы» ПС 110/35/6 «Волжская» протяженностью 1,2 км

выполнено

19.

Рыбинский

дер. Нескучное

вырубка отдельно стоящих деревьев, угрожающих падением на ВЛ 10 кВ, обрезка сучьев отдельно стоящих деревьев в пролетах ВЛ 0,4 кВ

выполнено

20.

Рыбинский

дер. Роканово

замена существующего провода на СИП в пролете опор с № 1 по № 3 ВЛ 0,4 кВ

выполнено

21.

Угличский

дер. Хлудово

расчистка просеки ВЛ 10 кВ № 131 ПС «Климатино» от древесно-кустарниковой растительности. Работы на ВЛ 0,4 кВ по монтажу дополнительного провода, замене провода от ТП до опоры № 4 ВЛ 0,4 кВ

выполнено

22.

Угличский

дер. Губино

расчистка просеки ВЛ 10 кВ № 154 «Губино» от древесно-кустарниковой растительности

выполнено

23.

Угличский

дер. Терютино, дер. Ложкино,

дер. Прямиково,

дер. Дигишево

расчистка просеки ВЛ 10 кВ № 177 в пролетах опор с № 150 по № 653

выполнено

24.

Ярославский

дер. Бердицино

- строительство ВЛ 10 кВ;

- строительство ВЛ 0,4 кВ;

- строительство ТП 1051;

- реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. 9 ПС «Лютово» с заменой существующих опор на железобетонные и голого провода на СИП

выполнено

25.

Ярославский

пос. Карачиха

замена провода ВЛ 10 кВ № 202 «Горплодовощторг» протяженностью 1,45 км;

- замена опор в количестве 20 шт.

выполнено

26.

Ярославский

с. Туношна

мероприятия с участием представителей канализационной насосной станции по измерению показателей качества за период не менее 48 часов с целью фиксации изменений параметров качества электроэнергии при включении насосов

выполнено

27.

Ярославский

с. Прусово

работа по расчистке просеки и опиловке веток деревьев в охранной зоне ВЛ 0,4 кВ

выполнено

28.

Ярославский

дер. Чурилково

- замена существующей ТП 148 «Чурилково» с силовым трансформатором мощностью 250 кВА на КТП с силовым трансформатором 400 кВА;

- замена опор и существующего провода на СИП протяженностью 1,22 км на ВЛ 10 кВ № 202 «Горплодовощторг» ПС 110/10 кВ «Брагино»;

- реконструкция существующей ВЛ 0,4 кВ № 1 ТП 148 «Чурилково» путем монтажа второй линии ВЛ 0,4 кВ по существующим опорам протяженностью 600 м с перераспределением нагрузки

выполнено

29.

Ярославский

с. Пахна

реконструкция ВЛ 10 кВ № 202 «Горплодовощторг» ПС 110/10 кВ «Брагино» с заменой опор (по техническому состоянию) и заменой существующего провода на СИП

выполнено

30.

Ярославский

пос. Лесная Поляна

расширение просеки ВЛ 10 кВ № 1 ДСК ПС
35/10 кВ «Лесные поляны» в пролетах опор с № 25 по № 57, замена линейных разъединителей в количестве 4 шт. и существующего провода на СИП в пролетах опор с № 18 по № 26

выполнено

Таблица 9

Перечень мероприятий по ликвидации «узких мест» в электрических сетях
филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», реализуемых в целях повышения надежности
и качества электроснабжения

№

п/п

Муниципальный район

Населенный пункт

Технические мероприятия

Срок
исполнения,

год

1

2

3

4

5

1.

Большесельский

дер. Устье

работы по установке вольтодобавочного трансформатора

2019

2.

Даниловский

дер. Баскаково

- выполнение проектно-изыскательских работ

- в рамках инвестиционной программы выполнение следующих мероприятий:

строительство ВЛ 10 кВ протяженностью 0,9 км;

строительство СТП с трансформатором мощностью 63 кВА;

строительство ВЛ 0,4 кВ от новой СТП протяженностью 0,3 км;

замена перекидок к домам потребителей в количестве 7 шт.

2020

2021

3.

Мышкинский

дер. Белозерово

- выполнение проектно-изыскательских работ

- в рамках инвестиционной программы выполнение следующих мероприятий:

строительно-монтажные работы по реконструкции электросетевого оборудования со строительством новой СТП мощностью 63 кВА;

замена деревянных опор на железобетонные;

замена провода на СИП

2020

2021

4.

Мышкинский

дер. Петровское и дер. Пархачи

в рамках капитального ремонта ВЛ замена неизолированного провода на СИП

2020

5.

Мышкинский

дер. Угольники

в рамках капитального ремонта ВЛ замена неизолированного провода на СИП

2021

6.

Некрасовский

дер. Грешнево

в рамках инвестиционной программы замена существующей ТП с увеличением мощности установленного трансформатора и перераспределением нагрузки от ТП

2021

7.

Некрасовский

с. Диево-Городище

запланирована замена существующего масляного выключателя на современный вакуумный выключатель

2019

8.

Переславский

дер. Березники

- выполнение проектно-изыскательских работ

- в рамках инвестиционной программы выполнение следующих мероприятий:

реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 1 на участке опор № 1 – № 9 – № 15 с заменой существующего провода на СИП протяженностью 0,9 км и заменой опор;

реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 2 на участке опор № 1 – № 12 – № 18, № 19 с заменой существующего провода на СИП протяженностью 1 км и заменой опор;

замена существующей столбовой ТП 63 кВА на трансформатор киоскового типа с трансформатором 160 кВА

2019

2020

9.

Переславский

дер. Высоково

- выполнение проектно-изыскательских работ

- в рамках инвестиционной программы выполнение следующих мероприятий:

реконструкции ВЛ 0,4 кВ с заменой существующих опор на железобетонные и голого провода на СИП протяженностью 2,7 км;

замена существующей ТП (ТП 100 кВА) на ТП киоскового типа с трансформатором 160 кВА;

замена существующих перекидок к домам потребителей в количестве 54 шт.

2020

2021

10.

Переславский

дер. Головинское

выполнение мероприятий по реконструкции ВЛ 0,4 кВ № 1, № 2, № 3, № 5 КТПП 630 кВА на участках от РУ 0,4 кВ до опор № 10, № 49, № 9, № 7 с заменой существующих опор на железобетонные и голого провода на СИП общей протяженностью 3,65 км, строительству двух участков ВЛ 10 кВ общей протяженностью 450 м, монтажу двух участков ВЛ 0,4 кВ общей протяженностью 80 м, установке на ВЛ 0,4 кВ № 2 ТП с трансформаторами мощностью 63 кВА и 160 кВА с переводом на них части нагрузок, замене существующей КТПП на новую

2019

11.

Переславский

дер. Долгово

в рамках инвестиционной программы будут выполнены работы по реконструкции ВЛ протяженностью 1,9 км с заменой опор и заменой голого провода на СИП

2019

12.

Переславский

дер. Желтиково

в рамках инвестиционной программы будут выполнены проектно-изыскательские и строительно-монтажные работы по реконструкции ВЛ 0,4 кВ № 1, № 2
от КТП-100 «Желтиково» с заменой опор и провода общей протяженностью 1,24 км

2019

13.

Переславский

с. Копнино

в рамках инвестиционной программы на ВЛ 0,4 кВ № 1, № 2, № 3 от КТП «Копнино клуб» будут выполнены мероприятия по замене провода на СИП, а также замена деревянных опор на железобетонные общей протяженностью по линиям 3,24 км

2019

14.

Переславский

дер. Мериново

реконструкция ВЛ 10 кВ № 8 «Фалисово» с установкой пункта автоматического регулирования напряжения серии ВДТ/VR32 с тремя вольтодобавочными трансформаторами 10 кВ с заменой существующего провода на СИП протяженностью 7,5 км и опор ВЛ 10 кВ

2020

15.

Переславский

дер. Охотино

в рамках инвестиционной программы строительно-монтажные работы по реконструкции ВЛ 0,4 кВ № 1 от КТП 100 «Охотино» с заменой существующих опор и провода протяженностью 1,5 км, с заменой существующей КТП (100 кВА) на ТП киоскового типа с трансформатором мощностью 160 кВА

2019

16.

Переславский

дер. Кружково и дер. Городище

- выполнение проектно-изыскательских работ

- в рамках инвестиционной программы выполнение следующих мероприятий:

строительство участка ВЛ 10 кВ протяженностью 1,8 км от опоры № 248 ВЛ 10 кВ № 8 ПС «Глебово» до опоры № 46 ВЛ 0,4 кВ № 1 КТП «Городище»;

строительство столбовой ТП с трансформатором мощностью 63 кВА;

реконструкция ВЛ 0,4 кВ в дер. Кружково с заменой опор на железобетонные и замена неизолированного провода на СИП протяженностью 0,56 км

2020

2021

17.

Ростовский

дер. Романцево

в рамках исполнения инвестиционной программы будут выполнены строительно-монтажные работы:

- реконструкция ВЛ 10 кВ № 21 ПС «Петровск» с монтажом участка ВЛ 10 кВ;

- строительство ТП 704 «Романцево»;

- реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. 21 ПС «Петровск» с монтажом участка ВЛ 0,4 кВ

2019

18.

Рыбинский

дер. Залужье и дер. Новый Поселок

в рамках инвестиционной программы будет выполнена замена существующего провода воздушной линии электропере­дачи 0,4 кВ на СИП протяженностью 2,75 км

2019

19.

Рыбинский

дер. Легково и дер. Ларионово

работы по расширению просеки ВЛ 10 кВ № 2 «Мархачевский» ПС 110/35/10 кВ «Глебово»

2019

20.

Рыбинский

дер. Мешково

реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 2, в том числе:

- замена деревянных опор на железобетонные неизолированного провода на СИП протяженностью 0,76 км;

- замена существующих перекидок в количестве 14 шт. на перекидки в исполнении СИП

2019

21.

Рыбинский

дер. Новинки

проведение работ по расчистке и расширению просеки ЛЭП, обеспечивающей электроснабжение дер. Новинки, в объеме 2,08 га

2019

22.

Рыбинский

дер. Стригино

в рамках инвестиционной программы будут выполнены следующие мероприятия:

- реконструкция ВЛ 10 кВ со строительством ВЛ 10 кВ от опоры № 5 отпайки на КТП «Усково» (ВЛ 10 кВ № 2 ПС «Глебово»);

- строительство ТП столбового типа ТП 779 в центре нагрузок в дер. Стригино ориентировочной мощностью 63 кВА с установкой выносного разъединителя 10 кВ;

- реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 1 ТП 084 «Стригино» в пролетах опор с № 4 по № 20 с заменой существующих опор на железобетонные, голого провода на СИП ориентировочной протяжённостью 640 м;

- замена перекидки к жилым домам в количестве 22 шт.

2019

23.

Тутаевский

дер. Ченцы

- выполнение проектно-изыскательских работ

- в рамках инвестиционной программы выполнение следующих мероприятий:

по существующей трассе ВЛ 0,4 кВ № 1 от ТП 484 «Дор» будет произведен монтаж ВЛ 10 кВ с опоры № 1 до опоры № 12;

установка ТП 100 кВА в районе опоры № 13;

реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 1 с разделением линии электропередачи на 3 участка:

ВЛ 0,4 кВ № 1 с заменой неизолированного провода на самонесущий изолированный протяженностью 0,45 км, заменой деревянных опор на железобетонные в количестве 11 шт., заменой вводов к домам потребителей на СИП в количестве
16 шт.;

ВЛ 0,4 кВ № 2 с заменой неизолированного провода на самонесущий изолированный протяженностью 0,4 км, заменой деревянных опор на железобетонные в количестве 8 шт., заменой вводов к домам потребителей на СИП в количестве 10 шт.;

ВЛ 0,4 кВ № 3 с заменой неизолированного провода на самонесущий изолированный (СИП) протяженностью 0,7 км, с заменой деревянных опор на железобетонные в количестве 13 шт., заменой вводов к домам потребителей на СИП в количестве 14 шт.

2021

2022

24.

Тутаевский

пос. Урдома

выполнение плановых работ по техническому обслуживанию ВЛ 0,4 кВ № 1 ТП 257 «Урдома» и работы по опиловке деревьев в охранной зоне ВЛ 0,4 кВ в пролетах опор с № 6 по № 16

2019

25.

Ярославский

дер. Григорьевское

строительно-монтажные работы по реконструкции ВЛ 10 кВ № 1 со строительством участка ВЛ 10 кВ протяженностью 0,8 км;

строительство ТП 1206 «Григорьевские дачи» (КТП 160 кВА);

строительство участка ВЛ 0,4 кВ от вновь устанавливаемой ТП до ТП 421 «Жилая зона» с переводом части нагрузки ЛЭП на новую ТП 10/0,4 кВ

2019

26.

Ярославский

пос. Красные Ткачи

в рамках инвестиционной программы будут выполнены следующие мероприятия:

- реконструкция ВЛ 10 кВ № 5 «Карабиха» ПС 220/110/10 кВ «Ярославская» с монтажом ответвления ВЛ 10 кВ от опоры № 47 (пос. Красные Ткачи, протяженность 0,65 км);

- реконструкция ВЛ 10 кВ от ф. 1 ПС 220 кВ «Ярославская» до ф. 5 «Поселок» ПС 35 кВ ОАО «ЖКХ «Заволжье» (пос. Красные Ткачи);

- модернизация ВЛ 10 кВ № 5 «Карабиха» ПС 220/110/10 кВ «Ярославская» с установкой реклоузера 10 кВ (1шт.; пос. Красные Ткачи), в том числе мероприятие «Реконструкция ВЛ 10 кВ № 5 «Карабиха» ПС 220/110/10 кВ «Ярославская» с монтажом ответвления ВЛ 10 кВ от опоры № 47 (пос. Красные Ткачи, протяженность 0,65 км)»

2019

27.

Ярославский

дер. Медведево

реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 2 ТП 429 «Коченятино» с заменой существующего провода на СИП, с заменой деревянных опор на железобетонные, с заменой ТП 429 «Коченятино» на новую ТП с трансформатором большей мощности

2019

28.

Ярославский

с. Толгоболь и дер. Курдумово

- выполнение проектно-изыскательских работ для реконструкции ВЛ 10 кВ № 2 «Толгоболь» ПС 35/10 кВ «Лесные поляны», строительство ТП 1511
«Курдумово-3» ВЛ 10 кВ № 2 «Толгоболь» ПС 35/10 кВ «Лесные поляны»

- реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 1 ТП 258 ВЛ 10 кВ № 2 ПС 35/10 кВ «Лесные Поляны» и строительство новой кабельной линии 10 кВ протяженностью 450 метров, строительство новой ТП 10/0,4 кВ (КТП 250 кВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 2 ТП 258 со строительством ответвления ВЛ 0,4 кВ до вновь устанавливаемой ТП 10/0,4 кВ с перераспределением нагрузки на новую ТП 10/0,4 кВ

2019

2020

29.

Ярославский

с. Красное

в рамках инвестиционной программы будут выполнены следующие мероприятия:

- реконструкция ТП 411 «Красное МТФ» с заменой на новую ТП 10/0,4 кВ киоскового типа, мощность трансформатора 250 кВА;

- реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 1 с заменой существующего провода на СИП в пролете опор с № 1 по № 66 протяженностью ориентировочно 2,5 км и заменой опор на железобетонные в количестве 30 шт.;

- замена перекидок к домам потребителей в количестве 60 шт.

2019

30.

Ярославский

дер. Бортниково

выполнение работ по замене деревянных опор на железобетонные и существующего провода А-25 на СИП

2019

31.

Ярославский

дер. Селифонтово

реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 1 путем монтажа ВЛ по существующим опорам с № 1 по № 7, № 31, № 32 протяженностью 250 м с перераспределением существующей нагрузки на новую ВЛ и установка дополнительного автоматического выключателя в РУ 0,4 кВ ТП 374 «Селифонтово-1»

2019

7. Повышение надежности электроснабжения социально значимых объектов

Таблица 10

Перечень проектов повышения надежности электроснабжения

социально значимых объектов

№

п/п

Населенный пункт, объект

Наименование

Год окончания проекта

Освоение, тыс. руб. (без НДС)

Физические параметры

км

МВА

обору-до-вание, шт.

1

2

3

4

5

6

7

8

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

1.1.

Ростовский муниципальный район, пос. Хмельники и пос. Павлова Гора. Повышение надежности электроснабжения котельных

строительство участка ВЛ 10 кВ ф. 21 ПС 110/35/10 кВ «Петровск» в пролете опор
№ 40 – № 100 взамен пришедшего в негодность (протяженность – 5,656 км)

2019

5173,877

5,66

-

-

1.2.

Г. Ярославль, ул. Большая Федоровская, д. 119б, ОАО «Яргортеплоэнерго», котельная № 31

строительство КЛ 0,4 кВ ТП 639 ПС 110/6 кВ «Перекоп» для разделения нагрузки в рамках мероприятий по качеству электроэнергии (протяженность – 0,206 км)

2021

401,2

0,2

-

-

1.3.

Г. Углич, котельная ДСУ

строительство ВЛ 0,4 кВ № 10 ТП 54

2021

885,27

0,67

-

-

реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП 54 (инвентарный номер 12022526-00)

2021

425,82

0,35

-

-

монтаж автоматического выключателя в ТП 10/0,4 кВ ТП 054

2021

4,65

-

-

-

1.4.

Г. Ярославль, ул. Большая Октябрьская, д. 79, МОУ школа
№ 64

реконструкция ВЛ 0,4 кВ № 11 РП 10 ПС 110/6 кВ «Полиграф» с подвесом второй цепи (ВЛ 0,4 кВ № 4) в рамках мероприятий по повышению надежности электроснабжения (инвентарный номер 12008861-00, протяженность – 0,285 км)

2022

358,62

0,29

-

-

1.5.

Г. Ярославль, ул. Володарского, д. 60, МОУ школа № 38

строительство КЛ 0,4 кВ от ТП 085 ПС
110/6 кВ «Северная» для разделения нагрузки в рамках мероприятий по качеству электроэнергии (протяженность – 0,6 км)

2022

1180,6

0,6

-

-

1.6.

Г. Ярославль, пер. Индустриальный, д. 10, МОУ школа № 73

строительство ВЛ 0,4 кВ от ТП 880

2024

251,07

0,2

-

-

АО «Ярославская электросетевая компания»

2.1.

Пос. Некрасовское, Дом инвалидов

строительство 2 КЛ 10 кВ на ЗТП № 28 «Техникум» с проколом через дорогу для резервного питания Дома инвалидов

2019

200

0,06

-

-

2.2.

Г. Любим, центральная газовая котельная

строительство двухцепной ВЛЗ 10 кВ
от ЗТП-6 «Даниловская» до ЗТП-16 «ЦГК» –0,4 км для повышения надежности электроснабжения центральной газовой котельной  с совместной подвеской ВЛИ 0,4 кВ ф. 4 ЗТП 6 «Даниловская»

2019

1,04

0,21

-

-

2.3.

Гаврилов-Ямский муниципальный район, санаторий «Искра»

реконструкция оборудования ЗТП «Искра» (инвентарный номер 10000516) с заменой оборудования, пришедшего в негодность.

Замена пяти панелей ЩО-70 (2 этап)

2019

0,5

-

-

5

2.4.

Г. Мышкин, КНС

строительство КЛ 10 кВ ф. 5 ПС 35/10 кВ «Мышкин» от КТППК-400/10/0,4 кВ «Штабская-2» до КТП-514 «Дом культуры» для разукрупнения электрических сетей

2019

0,8

0,3

-

-

2.5.

Г. Мышкин, Мышкинская СОШ

строительство КЛ 10 кВ ф. 5 ПС 35/10 кВ «Мышкин» от КТПП № 513 «Мологская» до КТППК-400/10/0,4 кВ «Штабская-2» для разукрупнения электрических сетей

2019

0,85

0,3

-

-

2.6.

Г. Мышкин, детский сад «Росинка»

строительство КЛ 0,4 кВ 0,07 км и ВЛИ 0,4 кВ 0,85 км от ЗТП № 503 «ТУСМ» ф. 1 и КЛ 0,4 кВ 0,07 км и ВЛИ 0,4 кВ 0,06 км от КТП № 714 «Росинка-2» ф. 3 до детского сада «Росинка» с АВР для повышения надежности электроснабжения

2019

1,670

1,05

-

1

2.7.

Г. Мышкин, детский сад «Петушок»

строительство ВЛИ 0,4 кВ от ЗТП № 708 «26 квартал» ф. 11 до ЗТП № 502 «Петушок» с АВР для повышения надежности электроснабжения детского сада «Петушок»

2019

0,2

0,15

-

1

2.8.

Г. Мышкин, КНС

строительство КТППВ-160/10/0,4 кВ с трансформатором 100 кВА взамен КТП-302 «КНС СХТ» и ЛЭП 0,4 кВ протяженностью 0,03 км для резервирования КНС

2019

0,73

0,3

0,1

1

2.9.

Г. Переславль-Залесский, ФОК

строительство ФОК с универсальным залом и бассейном по договору от 24.10.2018
№ 00-1/263ТП-18 с ООО «Газпром инвестгазификация» (2КТП-П-К/В-400/6/0,4 кВ с ТМГ-250 кВА и КЛ 6 кВ 3 × 240 протяженностью 0,1 км)

2019

1,5

0,1

0,5

1

2.10.

Гаврилов-Ямский муниципальный район, очистные сооружения (санаторий «Сосновый Бор»)

реконструкция КТП 160 кВА СП «Сосновый Бор» (инвентарный номер 10000424) ф. 4, 5 ПС 110/35/10 кВ «Техникум» с заменой оборудования на КТППВ 250 кВА с ТМГ 160 кВА

2020

0,787

-

0,16

-

2.11.

Ярославский муниципальный район, ЗОК «Березка»

реконструкция КТП-400-10/0,4 ТП ЗОК «Березка» (инвентарный номер 10000441) с заменой КТП и ТМГ 250 кВА

2020

0,84

-

0,25

-

2.12.

Пос. Некрасовское, Дом инвалидов

реконструкция оборудования ЗТП-28 «Техникум» с установкой 5-ЩО, 5-КСО взамен оборудования, пришедшего в негодность

2020

0,8

-

-

10

2.13.

Пос. Некрасовское, центральная районная больница, КНС

реконструкция оборудования ЗТП центральной районной больницы (ЗТП-8 «Больница») с установкой 4-КСО взамен оборудования, пришедшего в негодность

2020

0,5

-

-

4

2.14.

Г. Ростов, объекты водоканала

реконструкция ВЛ 10 кВ № 612 от ПС 110/35/10 кВ «Ростов» (инвентарный номер ОО-001027) взамен пришедшей в негодность протяженностью 2,3 км (двухцепная)

2020

7,3

2,6

-

-

2.15.

Г. Ростов, объекты водоканала

реконструкция ТП 35 2 × 630 кВА 10/0,4 кВ (инвентарный номер ОО-001033) (замена масляных выключателей 10 кВ на вакуумные в количестве 9 шт.)

2020-2021

10,5

-

-

9

2.16.

Г. Ростов, объекты водоканала

реконструкция двух ТМ 1000 кВА 10/6 кВ (РП-10 кВ № 4) (инвентарный номер
ОО-001023) с заменой масляных выключателей 10 кВ на вакуумные в количестве 9 шт.

2021-2022

10,5

-

-

9

2.17.

Пос. Некрасовское, Некрасовская СОШ

реконструкция оборудования ЗТП-11 «Новая школа» с установкой 8-КСО, 6-ЩО взамен оборудования, пришедшего в негодность

2021

0,9

-

-

14

2.18.

Г. Мышкин, КНС, детский сад «Теремок»

реконструкция КТП-250 кВА № 509 «Сырзавод» ф. 5 «Мышкин» (инвентарный номер 10000368) с заменой на проходную КТП

2022

0,75

-

0,25

-

2.19.

Некрасовский муниципальный район, ОДТС «Бабайки»

реконструкция оборудования ТП «Левашово» (ЗТП-15 «Пансионат Левашово») с установкой 5-КСО, 4-ЩО взамен оборудования, пришедшего в негодность

2022

0,88

-

-

9

2.20.

Г. Ростов, очистные сооружения

реконструкция КТП 2 × 400 кВА 10/0,4 кВ «Воздуходувка» (инвентарный номер
ОО-001030) с заменой на проходную и с заходами КЛ 10 кВ

2022-2023

1,8

0,8

-

-

2.21.

Угличский муниципальный район, Дом инвалидов

реконструкция КТП 250-10/04 кВ
(инвентарный номер 10000392) с заменой КТП и ТМГ-250 кВА в дер. Епихарка

2023

0,8

-

0,25

-

2.22.

Некрасовский муниципальный район, детский сад «Сосенка», котельные на жилой сектор и санаторий

реконструкция ТП «Строитель-2» 250 кВА в поселке при профилактории «Строитель» (ЗТП-16 «Строитель») с установкой 5-КСО, 5-ЩО взамен оборудования, пришедшего в негодность

2023

0,911

-

-

10

2.23.

Ярославский муниципальный район, пансионат «Туношна»

реконструкция оборудования ЗТП-630 кВА «Пансионат «Туношна» (инвентарный номер ОО-001035) с заменой ячеек КСО в количестве 2 шт. и ЩО-70 в количестве 3 шт.

2023

0,6

-

-

5

2.24.

Гаврилов-Ямский муниципальный район, очистные сооружения (санаторий «Сосновый Бор»)

реконструкция ВЛ 10 кВ «Искра» (инвентарный номер 10000513) ПС 110/35/10 кВ «Техникум» с заменой провода АС-70 на СИП в сторону КТП «Очистные» в 2 этапа протяженностью 1,5 км и 0,6 км

2020-2021

3,05

2,1

-

-

2.25.

Г. Ростов, объекты водоканала

строительство КЛ 10 кВ ф. 612 от ПС 110/35/10 кВ «Ростов» протяженностью 0,29 км для повышения надежности электроснабжения потребителей

2020

0,735

0,29

-

-

2.26.

Г. Переславль-Залесский, детский сад «Родничок», школа № 4

реконструкция ВЛИ 0,4 кВ с совместной подвеской взамен пришедшей в негодность
(г. Переславль-Залесский, ул. Октябрьская, ул. Разведчика Петрова)

2020

1,53

1,0

-

-

2.27.

Г. Любим, детский сад

строительство ВЛИ 0,4 кВ от ЗТП-21 «Юбилейный» взамен пришедшей в негодность линии протяженностью 1,5 км

2020

2,2

1,5

-

-

2.28.

Г. Любим, котельная

строительство ВЛИ 0,4 кВ для резервирования котельной в пос. Отрадный протяженностью 0,5 км

2020

0,6

0,5

-

-

2.29.

Г. Мышкин, водоканал

строительство ВЛЗ 10 кВ для связи КТП-314 и КТП-603 г. Мышкин протяженностью 0,6 км

2020

1,0

0,6

-

-

2.30.

Г. Любим, КНС

строительство КТПП-160 кВА «КНС-новая» вместо КТП-23 «КНС» для повышения надёжности электроснабжения «КНС»

2021

0,7

-

0,16

-

2.31.

Г. Любим, Любимская СОШ

строительство ВЛЗ 6 кВ 0,1 км, КТП 400 кВА с ТМГ 250 кВА, ВЛИ 0,4 кВ 0,2 км для повышения надежности электроснабжения СОШ (вместо КТП-5 «Милиция» г. Любим)

2021

1,2

0,3

0,25

-

2.32.

Г. Мышкин, детский сад

строительство КТПП с ТМГ 250 кВА, ВЛЗ 10 кВ и ВЛИ 0,4 кВ протяженностью 2 км вместо пришедшей в негодность ЗТП-309 «Орджоникидзе»

2021

3,7

2,0

0,25

-

2.33.

Г. Любим, детский сад № 1

строительство ВЛИ 0,4 кВ от № 1 ТП-28 «Детский дом» взамен пришедшей в негодность, 0,4 км

2022

0,7

0,4

-

-

2.34.

Переславский муниципальный район, детский дом

строительство КТПП 2 × 400 пос. Молодежный (вместо ЗТП-85) для детского дома

2023

1,5

-

0,8

-

2.35.

Переславский муниципальный район, детский дом

строительство КЛ 6 кВ Л-6 до новой КТП 2 × 400 пос. Молодежный протяженностью 0,4 км

2023

1,0

0,4

-

-

2.36.

Переславский муниципальный район, детский дом

строительство КЛ 0,4 кВ для перевода нагрузки с ЗТП-85 на новую КТП 2 × 400 протяженностью 0,2 км

2023

0,5

0,2

-

-

2.37.

Г. Любим, детский сад № 4

строительство КТПП-250 кВА с ТМГ-160 вместо КТП-10 «Гостиница»

2023

0,75

-

0,16

-

2.38.

Г. Любим, рентген-кабинет

строительство КТП-100 кВА «Рентген-кабинет-новая» вместо КТП «Рентген-кабинет»

2023

0,7

-

0,1

-

2.39.

Г. Переславль-Залесский, пожарная часть

строительство КТП 2 × 400 вместо ЗТП-6 с ТМГ-400 кВА в количестве 2 шт.

2024

1,6

-

0,8

-

Взаиморезервирование ф. 6 (10) кВ с электросетью
филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

3.1.

Г. Любим

строительство КЛ 10 кВ от опоры № 3 ВЛ 10 кВ ф. 3 ПС 110/10 кВ «Любим-тяговая» до опоры № 18 ВЛ 10 кВ ф. 2 ПС 110/10 кВ «Любим-тяговая» с высоковольтным учетом для взаиморезервирования

2020

2,467

0,75

-

-

3.2.

Г. Мышкин

              строительство КЛ 10 кВ для взаиморезервирования ВЛ 10 кВ № 7 и ВЛ 10 кВ № 4 ПС 35/10 кВ «Мышкин» с высоковольтным учетом

2020

0,61

0,12

-

-

3.3.

Г. Любим

строительство участка ВЛЗ 10 кВ от ВЛ 10 кВ № 1 «Соть» ПС «Любим-тяговая»
до КТПП-17 «Садовая-новая» с установкой высоковольтного учета для взаиморезервирования

2020

0,75

0,2

-

-

3.4.

Г. Мышкин

строительство ВЛЗ 10 кВ с высоковольтным учётом от ВЛ 10 кВ № 8 ПС «Мышкин» до ВЛ 10 кВ № 6 ПС «Мышкин»

2020

1,4

0,2

-

-

3.5.

Пос. Некрасовское

строительство ВЛЗ 10 кВ на ЗТП «Жилпоселок» для взаиморезервирования

2021

2,0

1,2

-

-

3.6.

Г. Мышкин

строительство КЛ 10 кВ для взаиморезервирования ВЛ 10 кВ № 7 и ВЛ 10 кВ № 4 ПС 35/10 кВ «Мышкин» с высоковольтным учетом

2022

0,672

0,12

-

-

Применение РИСЭ

Одним из направлений в работе органов исполнительной власти области, субъектов электроэнергетики по повышению надежности электроснабжения потребителей является оснащение и использование передвижных и стационарных РИСЭ.

На территории области сформирована группировка РИСЭ, позволяющая обеспечить резервное электроснабжение социально значимых объектов.

Все имеющиеся в наличии РИСЭ социально значимые объекты и объекты жизнеобеспечения Ярославской области находятся в рабочем состоянии.

Группировка передвижных РИСЭ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» включает в себя 36 передвижных РИСЭ общей мощностью 3900 кВА, в том числе:

- мощностью 100 кВА – 35 шт.;

- мощностью 400 кВА – 1 шт.

Количество и мощность РИСЭ выбраны исходя из следующих условий:

- количество и мощность социально значимых объектов;

- категорийность социально значимых объектов;

- расстояние до социально значимых объектов от мест постоянного базирования РИСЭ;

- максимально прогнозируемый, в том числе на основе постоянных наблюдений, уровень аварийности;

- время передислокации РИСЭ для наращиваний необходимой группировки генераторов.

Передвижной РИСЭ на базе автомобиля «КАМАЗ» мощностью 400 кВА применяется для обеспечения электроснабжения потребителей на время производства работ или во время технологических нарушений в пределах г. Ярославля.

Передвижные РИСЭ мощностью 100 кВА расположены в муниципальных районах Ярославской области с учетом количества и мощности социально значимых объектов, параметров аварийности и повреждаемости на электрических сетях с возможной перебазировкой РИСЭ.

В зависимости от количества обесточенных социально значимых объектов в одном из муниципальных районов Ярославской области или при массовых технологических нарушениях имеется возможность дополнительно передислоцировать РИСЭ в следующем порядке:

- из РЭС филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» – расчетное время доставки РИСЭ до 2 часов;

- из смежных филиалов ПАО «МРСК Центра» – расчетное время доставки РИСЭ до 4 – 6 часов в зависимости от удаленности филиала.

Таблица 11

Перечень РИСЭ, привлекаемых для организации надежного

электроснабжения социально значимых объектов, с вариантами перемещения

№

п/п

Подразделение

Место размещения

Количество, шт.

Возможные варианты перераспределения РИСЭ между подразделениями

1

2

3

4

5

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго»

1.1.

Большесельский РЭС

Большесельский район, Большое Село, ул. Усыскина, д. 25б

1

Угличский РЭС, Мышкинский РЭС, Тутаевский РЭС (правая сторона), Рыбинский РЭС

1.2.

Борисоглебский РЭС

Борисоглебский район,
пос. Борисоглебский,
ул. Комсомольская, д. 40

1

Ярославский РЭС, МУП «Яргорэлектросеть» г. Ярославля, Гаврилов-Ямский РЭС, Ростовский РЭС, Переславский РЭС, Угличский РЭС

1.3.

Брейтовский РЭС

с. Брейтово, ул. Гагарина, д. 2б

1

Некоузский РЭС, Мышкинский РЭС

1.4.

Гаврилов-Ямский РЭС

г. Гаврилов-Ям, ул. Клубная, д. 68

1

Ярославский РЭС, МУП «Яргорэлектросеть» г. Ярославля, Ростовский РЭС, Борисоглебский РЭС

1.5.

Даниловский РЭС

Даниловский район, г. Данилов, ул. Дорожная, д. 18

2

Первомайский РЭС, Любимский РЭС, Тутаевский РЭС (левая сторона), Некрасовский РЭС (левая сторона)

1.6.

Любимский РЭС

Любимский район, г. Любим, ул. Московская, д. 1а

1

Первомайский РЭС, Даниловский РЭС, Некрасовский РЭС (левая сторона)

1.7.

Мышкинский РЭС

г. Мышкин, ул. Энергетиков, д. 5а

1

Угличский РЭС, Большесельский РЭС, Некоузский РЭС, Рыбинский РЭС, Брейтовский РЭС

1.8.

Некоузский РЭС

Некоузский район, с. Новый Некоуз, ул. Советская, д. 3а

2

Брейтовский РЭС, Мышкинский РЭС, Рыбинский РЭС

1.9.

Некрасовский РЭС

Некрасовский район, пос. Некрасовское, ул. Энергетиков, д. 18

2

Ярославский РЭС, МУП «Яргорэлектросеть» г. Ярославля, Гаврилов-Ямский РЭС

1.10.

Первомайский РЭС

Ярославский район, пос. Пречистое, ул. Энергетиков, д. 15

1

Любимский РЭС, Даниловский РЭС, Пошехонский РЭС

1.11.

Переславский РЭС

Переславский район, г. Переславль-Залесский,
ул. Московская, д. 120

3

Ростовский РЭС, Борисоглебский РЭС

1.12.

Пошехонский РЭС

г. Пошехонье, ул. Рыбинская, д. 49

2

Рыбинский РЭС, Тутаевский РЭС (левая сторона), Первомайский РЭС

1.13.

Ростовский РЭС

Ростовский район, г. Ростов, Савинское шоссе, д. 15

3

Ярославский РЭС, МУП «Яргорэлектросеть» г. Ярославля, Гаврилов-Ямский РЭС, Борисоглебский РЭС, Переславский РЭС

1.14.

Рыбинский РЭС

Рыбинский район, г. Рыбинск, ул. Кулибина, д. 14

3

Большесельский РЭС, Тутаевский РЭС (правая сторона), Мышкинский РЭС, Пошехонский РЭС

1.15.

Тутаевский РЭС

Тутаевский район, г. Тутаев, ул. Привокзальная, д. 7

2

Ярославский РЭС, МУП «Яргорэлектросеть» г. Ярославля, Рыбинский РЭС, Большесельский РЭС

1.16.

Угличский РЭС

г. Углич, пос. Мебельщиков, д. 3а

2

Мышкинский РЭС, Большесельский РЭС, Борисоглебский РЭС

1.17.

Ярославский РЭС

г. Ярославль, ул. Северная ПС, д. 9

1

Тутаевский РЭС, Некрасовский РЭС, Гаврилов-Ямский РЭС, Ростовский РЭС, Борисоглебский РЭС

г. Ярославль, ул. Стачек,
д. 60а

2

1.18.

РЭС I категории МУП «Яргорэлектросеть» г. Ярославля

г. Ярославль, просп. Октября, д. 86

4

Тутаевский РЭС, Некрасовский РЭС, Гаврилов-Ямский РЭС, Ростовский РЭС, Борисоглебский РЭС

г. Ярославль, просп. Октября, д. 86

1

Ярославская область

АО «ЯрЭСК»

2.1.

Переславль-Залесский филиал

г. Переславль-Залесский, пер. Призывной, д. 16

1

г. Переславль-Залесский

г. Переславль-Залесский, пер. Призывной, д. 16

2

г. Переславль-Залесский

2.2.

Любимский участок

г. Любим, ул. Октябрьская, д. 54

1

Любимский район

г. Любим, ул. Октябрьская, д. 54

1

Любимский район

2.3.

Мышкинский участок

г. Мышкин, ул. Успенская, д. 24

1

Мышкинский район

2.4.

Ярославский участок

г. Ярославль, ул. Северная ПС, д. 9

1

Ярославский район

г. Ярославль, ул. Северная ПС, д. 9

1

Ярославский район

г. Ярославль, ул. Северная ПС, д. 9

1

Ярославский район

2.5.

Ярославский участок Рыбинская группа

г. Рыбинск, ул. Румянцевская, д. 53

1

Рыбинский район

2.6.

Некрасовский участок

пос. Некрасовское, ул. Советская, д. 178, стр. 5

1

Ярославский район

ОАО «ЖКХ «Заволжье»

ОАО «ЖКХ «Заволжье»

Ярославский район,
пос. Заволжье

1

Ярославский район

Ярославский район,
пос. Заволжье

1

Ярославский район

Ярославский район,
пос. Заволжье

1

Ярославский район

Ярославский район,
пос. Михайловский

1

Ярославский район

МУП Тутаевского муниципального района «Горэлектросеть»

МУП Тутаевского муниципального района «Горэлектросеть»

г. Тутаев, ул. Промзона, д. 9

1

Тутаевский район

г. Тутаев, ул. Осипенко, д. 4а

1

Тутаевский район

9. Анализ состояния учета потребления электрической энергии и
практики внедрения АСКУЭ в электрических сетях пользователей

9.1. Внедрение АСКУЭ в расчетах за потребленную электроэнергию с потребителями является стратегической задачей для субъектов электроэнергетики Ярославской области.

9.2. Результаты и планы внедрения автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии на территории Ярославской области.

9.2.1. Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго».

В рамках реализованных программ развития учета электроэнергии в период с 2010 года по 2016 год осуществлена автоматизация 26 078 точек учета (10 процентов от общего количества точек учета). Из 161 ПС, полностью находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», на 130 ПС приборы учета включены в АИИС КУЭ.

Из 26 078 точек учета организованы:

- 2061 точка технического учета электрической энергии;

- 2548 точек коммерческого учета электрической энергии;

- 5220 точек учета на вводах многоквартирных домов;

- 16249 точек учета индивидуальных потребителей, граждан.

С целью модернизации учета электрической энергии потребителей и автоматизации передачи данных с приборов учета распоряжением Правительства Российской Федерации от 16 июня 2014 г. № 1059-р утвержден проект «Строительство интеллектуальных сетей», предполагающий организацию интеллектуального учета электроэнергии, включая установку 121 833 приборов учета на территории 11 муниципальных районов Ярославской области (Ярославский, Даниловский, Тутаевский, Некрасовский, Рыбинский, Большесельский, Пошехонский, Брейтовский, Ростовский (частично), Угличский (за исключением сетей г. Углича), Переславский).

Ярославская область стала участницей проекта «Строительство интеллектуальных сетей» наряду с Тульской и Калининградской областями. Реализация данного проекта осуществляется за счет выделения средств из Фонда национального благосостояния.

Успешная реализация проекта «Строительство интеллектуальных сетей» позволит автоматизировать 49 процентов приборов учета, получить эффект в снижении потерь в объеме 164,67 млн. кВт × ч в год.

В 2018 году выполнена установка 5230 пунктов учета с включением в АИИС КУЭ в рамках следующих проводимых мероприятий:

- автоматизация учета электроэнергии на ф.:

ф. 1, ф. 3, ф. 24, ф. 26 ПС «Керамик»;

ф. 4, ф. 7, ф. 9, ф. 10, ф. 30, ф. 33, ф. 36, ф. 37 ПС «Чайка»;

ф. 3 ПС «Ананьино», ф. 4 ПС «Дубки»;

ф. 3 ПС «Ватолино»;

ф. 5 «Устье» ПС «Ватолино»;

- установка технического учета электроэнергии на РП 6 (10) кВ РЭС первой категории МУП «Яргорэлектросеть» г. Ярославль и Мышкинского РЭС.

Ожидаемый эффект от реализации данных мероприятий – снижение потерь в объеме 12,1 млн. кВт × ч.

В 2019 году запланирована реализация концепции «Цифровизация» на ТП филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», результатом которой будет установка технического учета на 353 ТП (на территории Тутаевского муниципального района) с функцией наблюдаемости за ТП.

Кроме того, в 2018 году заключен энергосервисный договор на строительство АИИС КУЭ со сроком окончания работ в 2019 году. Исходя из цели наибольшего эффекта от снижения потерь электроэнергии приоритетными районами выбраны г. Углич, а также отдельные районы г. Ярославля и Ярославский муниципальный район. Всего планируется автоматизировать 25 200 точек учета.

Объекты строительства:

- ПС «Тормозная» ф. 5, ф. 9, ф. 14, ф. 21, ф. 23, ф. 24;

- ПС «Машприбор» ф. 2, ф. 6, ф. 16;

- ПС «Машприбор» ф. 5, ф. 23, ф. 25;

- ПС «Толга» ф. 73, ф. 94, ф. 19, ф. 34, ф. 35, ф. 93, ф. 9, ф. 10, ф. 15, ф. 27, ф. 31;

- ПС «Возрождение» ф. 6;

- ПС «Ватолино» ф. 10;

- ПС «Алтыново» ф. 174, ф. 175;

- ПС «Южная» ф. 120, ф. 218, ф. 109, ф. 406, ф. 102, ф. 213, ф. 302, ф. 402, ф. 301, ф. 407, ф. 216, ф. 308;

- ПС «Институтская» ф. 106, ф. 204, ф. 307, ф. 407, ф. 305, ф. 404, ф. 103, ф. 205, ф. 104, ф. 202, ф. 105, ф. 203, ф. 303, ф. 403;

- ПС «Перекоп» ф. 3, ф. 2, ф. 4, ф. 9, ф. 5, ф. 14;

- ПС «Ведерники» ф. 3, ф. 4;

- ПС «Которосль» ф. 106, ф. 205, ф. 406, ф. 108, ф. 203;

- г. Углич.

Ожидаемый эффект от реализации данного проекта – снижение потерь в объеме 68,9 млн. кВт × ч.

Дополнительно в 2019 году запланировано заключение энергосервисного договора на строительство АИИС КУЭ со сроком окончания работ в 2019 году. В рамках данного договора планируется автоматизировать 3668 точек учета в Ростовском, Гаврилов-Ямском, Некоузском и Любимском РЭС.

Таблица 12

Сводная информация об объемах внедрения средств АИИС КУЭ

в соответствии с реализуемыми проектами

№ п/п

Период

реализации, годы

Единица показателя

Всего

Технический учет

Коммерческий учет

ПС 35 – 110 кВ

ТП/РП 6 – 10 кВ

ПС 35 – 110 кВ

ТП/РП 6 – 10 кВ

1 кВ и ниже

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Проект ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» «Программа перспективного
развития систем учета электроэнергии на розничном рынке электроэнергии»

1.1.

2010 – 2016

коли-чество точек учета, шт.

26 078

1403

658

731

437

22849

доля автома-тизации, %

10

-

-

-

-

-

1.2.

2018 – 2019

коли-чество точек учета, шт.

5230

-

342

-

46

4842

доля автома-тизации, %

3

-

-

-

-

-

1.3.

2019

коли-чество точек учета, шт.

759

-

356

-

-

403

доля автома-тизации, %

759

-

356

-

-

403

Проект «Создание системы учета электроэнергии» филиала
ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» с участием РФПИ

2016 – 2022

коли-чество точек учета, шт.

121 833

82

3864

-

1145

116742

доля автома-тизации, %

49

-

-

-

-

-

Проект «Энергосервисный контракт» в г. Угличе и г. Ярославле

2018 – 2019

коли-чество точек учета, шт.

25200

0

842

0

149

24209

доля автома-тизации, %

10

-

-

-

-

-

Проект «Энергосервисный контракт» в Ростовском, Гаврилов-Ямском,
Некоузском, Любимском районах

2019

коли-чество точек учета, шт.

3668

0

143

0

50

3475

доля автома-тизации, %

1,5

-

-

-

-

-

9.2.2. ПАО «ТНС энерго Ярославль».

В период 2010 – 2018 годов осуществлено внедрение АСКУЭ в 255 многоквартирных домах (26 171 точка коммерческого учета) и в 112 бюджетных организациях Ярославской области (234 точки коммерческого учета). В 2019 будет внедрено АСКУЭ в 148 многоквартирных домах (12 345 точек коммерческого учета) и в 427 бюджетных организациях Ярославской области (1 415 точек коммерческого учета).

Благодаря внедрению АСКУЭ снизилось потребление электроэнергии на общедомовые нужды в многоквартирных домах в среднем на 40 процентов.

В 2020 – 2024 годах планируется внедрение АСКУЭ в 433 многоквартирных домах с общим количеством 34 550 точек учета электрической энергии.

9.2.3. АО «ЯрЭСК».

АО «ЯрЭСК» совместно с СНТ осуществляет внедрение системы АСКУЭ БП. В период 2015 – 2018 годов в СНТ установлено 3 120 точек коммерческого учета электрической энергии бытовых потребителей.

В результате проведенных мероприятий за период 2015 – 2018 годов получен эффект снижения потерь в электрических сетях на 10,4 млн. кВт × ч.

Таблица 13

Количество интеллектуальных приборов учета электрической энергии,
планируемых к установке субъектами электроэнергетики на территории
Ярославской области

№

п/п

Наименование

организации

2010 –2018 годы

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023
год

2024 год

Всего

1.

Филиал ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», шт.

40908

4427

601

1918

2828

2022

6877

49981

2.

ПАО «ТНС энерго Ярославль», шт.

26171

12345

6910

6910

6910

6910

6910

73066

3.

АО «ЯрЭСК», шт.

5080

2625

4400

4400

4400

4400

4400

29705

Ожидаемый эффект от реализации данных проектов – снижение потерь в объеме 95 млн. кВт × ч и снижение потребления электроэнергии на общедомовые нужды в многоквартирных домах в среднем на 35 процентов.

10. Анализ состояния, возможностей развития, формирование
концепции модернизации и обслуживания электроустановок сети наружного (уличного) освещения в муниципальных образованиях Ярославской области

10.1. Анализ состояния сети уличного освещения в муниципальных образованиях Ярославской области.

По состоянию на 01.09.2018 на территории 19 муниципальных образований Ярославской области установлен 76 601 светильник наружного освещения, в том числе 16 616 энергосберегающих светильников (22 процента от общего количества).

59 695 светильников установлены и подключены к электрическим сетям филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго», из них:

- 29 905 светильников установлены в электрических сетях филиала
ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» в 17 муниципальных образованиях области;

- 29 790 светильников установлены в г. Ярославле, из них 1659 (6 процентов от общего количества) являются энергосберегающими. Большая часть из них находится на балансе филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго». Ввиду нахождения объектов уличного освещения в г. Ярославле (светильников и электрической сети уличного освещения) на балансе стороннего собственника, у мэрии города Ярославля в настоящее время отсутствует механизм проведения работ по модернизации системы наружного освещения, в том числе на основе заключения энергосервисных контрактов.

5 115 светильников установлены на электрических сетях, эксплуатируемых АО «ЯрЭСК» в г. Переславле-Залесском, г. Мышкине, г. Любиме, пос. Некрасовское, в том числе энергосберегающих светильников 2 470 штук (48 процентов от общего количества). Оставшиеся светильники планируется заменить на светодиодные в рамках совместной программы с администрациями муниципальных образований в 2019 – 2023 годах.

11 791 светильник, в том числе 1 082 энергосберегающих светильника (9 процентов от общего количества), установлены на электрических сетях иных ТСО.

Около 80 процентов существующих светильников подключены непосредственно к силовой электросети, что существенно снижает надежность электроснабжения потребителей. Во многих населенных пунктах СП уличное освещение пришло в нерабочее состояние, а в отдельных случаях полностью отсутствует.

При этом администрации муниципальных районов и СП не в состоянии обеспечивать поддержание уличного освещения в надлежащем состоянии ввиду высокого уровня затрат на обслуживание и оплату электрической энергии. Не обеспечивается проведение в необходимом объеме ремонта и обслуживания светильников, не расширяется сеть наружного освещения.

10.2. Концепция модернизации наружного (уличного) освещения в муниципальных образованиях Ярославской области.

10.2.1. Развитие сети наружного (уличного) освещения в муниципальных образованиях Ярославской области предлагается осуществлять в рамках Концепции модернизации наружного (уличного) освещения в муниципальных образованиях Ярославской области, согласованной Правительством области, филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» и АО «ЯрЭСК».

В зону реализации Концепции модернизации наружного (уличного) освещения в муниципальных образованиях Ярославской области попадают линии (цепи) наружного освещения и порядка 18 500 морально устаревших светильников в муниципальных районах и городских округах.

При выполнении данной работы планируется:

- использовать светодиодные светильники с линейкой мощности от 35 Вт до 90 Вт с базовой мощностью светильников в размере 55 Вт;

- использовать только качественные светодиодные светильники, имеющие гарантию не менее 7 лет с представлением производителем подменного фонда не менее 2 процентов от объема закупаемых светильников.

В ходе реализации планируемых мероприятий совместное предприятие Правительства области и ПАО «МРСК Центра» – АО «ЯрЭСК» планирует в 2019 – 2023 годах за счет собственных средств при условии заключения с органами местного самоуправления муниципальных образований области энергосервисных контрактов провести поэтапную модернизацию системы наружного освещения с заменой устаревших светильников на энергосберегающие светодиодные светильники в муниципальных образованиях области.

10.2.2. Ожидаемые результаты.

В результате проведенных мероприятий планируется получить:

- снижение ориентировочно в 4,5 раза объема потребляемой электроэнергии для наружного освещения в муниципальных образованиях по данным светильникам с 17,8 млн. кВт × ч в год до 3,9 млн. кВт × ч в год и, соответственно, затрат на электроэнергию с 120,7 млн. руб. до 26,6 млн. руб. в год;

- снижение ориентировочно в 5 раз затрат на обслуживание (замену) светодиодных светильников в год с планируемым процентом выхода из строя, не превышающим 2 процентов, с 17,6 млн. руб. до 3,3 млн. рублей.

Общая экономия затрат по данным светильникам планируется в размере 108,3 млн. руб. в год:

- 94,2 млн. руб. за счет снижения затрат на оплату электроэнергии на наружное освещение;

- 14,3 млн. руб. за счет снижения затрат на обслуживание (замену) светильников.

В целях обеспечения качественной услугой наружного освещения планируется решение следующих задач:

- создание в населенных пунктах централизованной сети наружного освещения с переводом подключения светильников на отдельную цепь для повышения надежности электроснабжения потребителей, подключенных к силовой электросети, с последующим обеспечением возможности внедрения вечернего и ночного режимов работы наружного освещения;

- установка узлов учета АСКУЭ на сетях наружного освещения и устройств управления;

- создание условий для повышения безопасности дорожного движения и предупреждения правонарушений на улицах населенных пунктов;

- повышение надежности электроснабжения потребителей в населенных пунктах за счет выделения наружного освещения в отдельную электрическую сеть.

В результате проведенных мероприятий администрации муниципальных образований получат дополнительную экономию бюджетных средств за счет внедрения вечернего и ночного режимов работы наружного освещения и корректного учета объема электроэнергии, потребляемой на нужды наружного освещения.

10.2.3. Механизм реализации.

Реализация планируемых в рамках Концепции модернизации наружного (уличного) освещения в муниципальных образованиях Ярославской области мероприятий предполагается за счет собственных средств АО «ЯрЭСК» или других организаций, победивших в конкурсных процедурах на заключение энергосервисных контрактов с органами местного самоуправления муниципальных образований Ярославской области.

Исполнители энергосервисных контрактов до начала работ оформляют в установленном порядке допуск своего персонала при проведении работ на электросетях 0,4 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго».

В рамках заключенных энергосервисных контрактов победившие организации должны выполнять работы по обслуживанию светильников наружного освещения, включенных в данную закупку, до момента замены существующих светильников на энергосберегающие в объеме замены ламп, ремонта и при необходимости замены светильников на аналогичные.

В пределах средств, предусмотренных в энергосервисных контрактах, администрации муниципальных образований в соответствии с утвержденным графиком осуществляют возврат средств (фиксированный процент экономии энергетического ресурса, подлежащего уплате исполнителю энергосервисного контракта) и оплачивают электроэнергию, потребленную светодиодными светильниками. Максимальный возврат средств должен быть произведен в течение первых трех лет.

Работы в рамках заключенных администрациями муниципальных образований энергосервисных контрактов производятся при соблюдении условий своевременной оплаты возврата средств по заключенным контрактам.

Функции координатора выполнения мероприятий Концепции модернизации наружного (уличного) освещения в муниципальных образованиях Ярославской области от Правительства области осуществляет департамент жилищно-коммунального хозяйства, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области при участии органов местного самоуправления муниципальных образований Ярославской области и филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго».

10.2.4. Этапы реализации.

На основе предварительно проведенных технических обследований планируется проведение поэтапной модернизации системы наружного освещения в населенных пунктах Ярославской области с заменой установленных ранее светильников на энергосберегающие светодиодные в период 2019 – 2023 годов в количестве:

в 2019 г. – 2500 светильников;

в 2020 г. – 3100 светильников;

в 2021 г. – 3700 светильников;

в 2022 г. – 4300 светильников;

в 2023 г. – 4900 светильников.

Итого 18500 энергосберегающих светильников.

Таблица 14

Количество

светильников уличного освещения, подлежащих замене
на энергосберегающие светодиодные в рамках реализации Концепции
модернизации наружного (уличного) освещения в муниципальных
образованиях Ярославской области на электрических сетях филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» (без учета г. Ярославля)

№

п/п

Наименование

муниципального образования области

Количество светильников, подлежащих замене на светодиодные, шт.

1

2

3

1.

Брейтовский муниципальный район

143

2.

Борисоглебский муниципальный район

441

3.

Большесельский муниципальный район

255

4.

Гаврилов-Ямский муниципальный район

1 053

5.

Даниловский муниципальный район

658

6.

Любимский муниципальный район

286

7.

Мышкинский муниципальный район

424

8.

Некоузский муниципальный район

389

9.

Некрасовский муниципальный район

1 094

10.

Первомайский муниципальный район

806

11.

Пошехонский муниципальный район

1 262

12.

Рыбинский муниципальный район

841

13.

Ростовский муниципальный район

2 795

14.

Тутаевский муниципальный район

774

15.

Угличский муниципальный район

3 820

16.

Ярославский муниципальный район

2 062

17.

Городской округ г. Переславль - Залесский

1 397

Итого

18 500

11. Организации электроснабжения энергопринимающих устройств, расположенных на земельных участках, предоставленных бесплатно

льготным категориям граждан

В Ярославской области земельные участки выделяются бесплатно гражданам с тремя и более детьми и иным льготным категориям граждан.

Использование земельных участков для индивидуального жилищного строительства предполагает, что такие участки должны быть обеспечены необходимой для дальнейшего строительства инженерной и коммунальной инфраструктурой.

Электроснабжение земельных участков, выделяемых льготным категориям граждан, осуществляется в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. № 861 «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям».

Перечень земельных участков, предоставляемых бесплатно льготным категориям граждан и присоединяемых к электрическим сетям ТСО, представлен в таблице 15.

Мероприятия по объектам перечня выполняются ТСО на основании договоров на технологическое присоединение, заключенных собственниками земельных участков (либо их представителями), за счет средств, предусмотренных в тарифе на услуги по передаче электрической энергии.

Таблица 15

Перечень земельных участков, предоставляемых бесплатно

льготным категориям граждан и присоединяемых

к электрическим сетям ТСО

№

пп

Наименование

района, населенного пункта

Предоставленные земельные участки

Планируется предоставить земельных участков

количество

площадь, га

количество

площадь, га

1

2

3

4

5

6

1.

Г. Ярославль

500

39,14

33

2,48

2.

Г. Рыбинск

90

9,94

88

9,76

3.

Ярославский район всего –

в том числе:

406

43,58

54

5,66

3.1.

Дер. Глебовское

46

4,6

15

1,5

3.2.

С. Спас-Виталий

119

14,28

13

1,56

3.3.

Дер. Большие Жарки

172

17,5

1

0,1

3.4.

Дер. Сорокино

30

3,3

1

0,1

3.5.

Дер. Боровая

25

2,5

0

0

3.6.

Дер. Бечихино

14

1,4

0

0

3.7.

С. Сарафоново

0

0

24

2,4

4.

Рыбинский район – всего

в том числе:

487

71,2

233

35

4.1.

Судоверфское СП, дер. Завражье

91

13,6

-

-

4.2.

Судоверфское СП, дер. Пригорки

15

2,3

-

-

4.3.

Судоверфское СП, дер. Почесновики

28

4,2

-

-

4.4.

Судоверфское СП, дер. Макарово

36

3,6

-

-

4.5.

Глебовское СП, дер. Мархачево

30

4,5

-

-

4.6.

Глебовское СП,
дер. Ефремцево

48

7,2

-

-

4.7.

Покровское СП, дер. Нелюбовское

33

5

-

-

4.8.

Покровское СП,

дер. Никольское

40

6

-

-

4.9.

Назаровское СП,

дер. Новый Поселок

13

1,9

-

-

4.10.

Назаровское СП, дер. Шашково

49

7,3

-

-

4.11.

Назаровское СП, дер. Паздеринское

38

5,7

-

-

4.12.

Октябрьское СП, дер. Андреевское

52

7,8

-

-

4.13.

Арефинское СП, дер. Борщевка

14

2,1

-

-

4.14.

Покровское СП, пос. Красная Горка

-

-

26

3,9

4.15.

Покровское СП, дер. Бараниха

-

-

23

3,5

4.16.

Покровское СП, дер. Полежаево

-

-

32

4,8

4.17.

Глебовское СП, дер. Щепетники

-

-

40

6

4.18.

Назаровское СП, дер. Федоровское

-

-

50

7,5

4.19.

Назаровское СП, дер. Новый Поселок

-

-

50

7,5

4.20.

Огарковское СП, дер. Волково

-

-

12

1,8

5.

Большесельский район – всего

в том числе:

64

8,341

7

0,95

5.1.

Дер. Сельцо

23

2,2162

-

-

5.2.

С. Варегово

5

0,6363

-

-

5.3.

С. Новое

6

1

-

-

5.4.

С. Большое Село

5

0,4597

-

-

5.5.

С. Благовещенье

1

0

-

-

5.6.

Дер. Хмельники

1

0,25

-

-

5.7.

Дер. Колошино

1

0,22

-

-

5.8.

Дер. Миглино

5

0,88

-

-

5.9.

Дер. Каплино

1

0,14

-

-

5.10.

Дер. Ваулино

1

0,11

-

-

5.11.

Дер. Андреево

2

0,43

-

-

5.12.

С. Дунилово

2

0,39

-

-

5.13.

Дер. Чаново

2

0,51

-

-

5.14.

Дер. Васенино

1

0,07

-

-

5.15.

Дер. Игрищи

4

0,5

-

-

5.16.

Дер. Деревни

2

0,37

-

-

5.17.

Дер. Борисовское

2

0,37

-

-

5.18.

Дер. Шамнино

-

-

1

0,09

5.19.

Дер. Прокшино

-

-

1

0,12

5.20.

Дер. Камеское

-

-

1

0,132

5.21.

Дер. Труфимская

-

-

1

0,11

5.22.

Дер. Семенково

-

-

2

0,301

5.23.

Дер. Колошино

-

-

1

0,20

6.

Брейтовский район всего –

в том числе:

15

1,98

-

-

С. Брейтово

15

1,98

-

-

7.

Даниловский район всего –

в том числе:

123

22,7

-

-

7.1.

Г. Данилов

85

15,4

-

-

7.2.

Дер. Займа

38

7,3

-

-

8.

Некрасовский район всего –

в том числе:

344

40,82

91

10,12

8.1.

СП Бурмакино,

с. Никольское

15

1,8

-

-

8.2.

СП Бурмакино,

дер. Юрьевка

11

1,3

5

0,6

8.3.

СП Бурмакино,

раб. пос. Бурмакино

7

0,84

9

1,06

8.4.

СП Некрасовское,

с. Левашово

22

2,64

23

2,76

8.5.

СП Некрасовское,

дер. Гумнищи

1

0,10

1

0,1

8.6.

Пос. Некрасовское

125

15

5

0,6

8.7.

СП Красный Профинтерн, дер. Грешнево

71

7,01

8.8.

СП Красный Профинтерн, дер. Климатино

87

11,67

3

0,35

8.9.

СП Красный Профинтерн, с. Путятино

5

0,5

29

2,9

8.10.

СП Некрасовское,

дер. Ескино

-

-

4

0,5

8.11.

СП Некрасовское,

дер. Басово

-

-

6

0,6

8.12.

СП Некрасовское,

дер. Шишеллово

-

-

3

0,36

8.13.

СП Красный Профинтерн, с. Диево-Городище

-

-

1

0,89

8.14.

СП Красный Профинтерн, дер. Кондрево

-

-

2

0,2

9.

Пошехонский район всего –

в том числе:

12

1,34

4

0,4

г. Пошехонье

12

1,34

4

0,4

10.

Угличский район

всего –

в том числе:

73

11,85

16

2,51

10.1.

Дер. Грибаново

5

0,87

-

-

10.2.

Дер. Овинищи Подгорные

7

1,285

-

-

10.3.

Дер. Матвеевка

6

0,78

1

0,11

10.4.

Дер. Новосёлки

4

0,4

-

-

10.5.

Дер. Бурмасово, дер. Полино

4

0,57

6

0,15

10.6.

Дер. Ульяново

4

0,78

1

0,1

10.7.

Дер. Мухино

3

0,28

-

-

10.8.

С. Воздвиженское

1

0,13

-

-

10.9.

Дер. Илино

1

0,19

-

-

10.10.

С. Клементьево

1

0,08

-

-

10.11.

Дер. Головино

3

0,6

1

0,2

10.12.

Дер. Покровское

3

0,35

-

-

10.13.

Дер. Левайцево

4

0,83

3

0,25

10.14.

Дер. Иванищи

3

0,49

1

0,16

10.15.

Дер. Несторово

2

0,22

-

-

10.16.

Дер. Яковлевское

2

0,32

-

-

10.17.

Дер. Глухово

1

0,16

-

-

10.18.

Дер. Ларюково

1

0,2

-

-

10.19.

Пос. Красногорье

1

0,8

-

-

10.20.

Дер. Вахутино

1

0,49

-

-

10.21.

Дер. Заречье

1

0,1

-

-

10.22.

Дер. Антухово

1

0,15

-

-

10.23.

Дер. Федотово

1

0,15

-

-

10.24

Дер. Шубино

1

0,17

-

-

10.25.

Дер. Ратманово

1

0,21

-

-

10.26.

Дер. Курениново

1

0,21

-

-

10.27.

Дер. Александровка

1

0,18

-

-

10.28.

С. Чурьяково

1

0,12

-

-

10.29.

Дер. Бутаки

-

-

2

0,16

10.30.

Дер. Курениново

-

-

1

0,15

Список используемых сокращений

АВ – автоматический выключатель

АВР – автоматический ввод резерва

АИИС КУЭ – автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии

АО – акционерное общество

АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии

БКТП – блочная комплектная трансформаторная подстанция

БП – бытовые потребители

ВЛ – воздушная линия

ВЛЗ – воздушная линия с защищенным проводом

ВЛИ – воздушная линия с изолированным проводом

ГРЭС – государственная районная электростанция

ДСУ – дорожно-строительное управление

ЖКХ – жилищно-коммунальное хозяйство

ЗОК – загородный оздоровительный комплекс

ЗТП – закрытая трансформаторная подстанция

институт микроэлектроники – Ярославский филиал федерального государственного бюджетного учреждения науки Физико-технологического института имени К.А. Валиева Российской академии наук

КЛ – кабельная линия

КНС – канализационная насосная станция

КСО – ячейка комплектного распределительного устройства 6 (10) кВ КТП – комплектная трансформаторная подстанция

КТПП – комплектная трансформаторная подстанция проходная

ЛЭП – линия электропередачи

МОУ – муниципальное образовательное учреждение

МРСК – Межрегиональная распределительная сетевая компания

ОДТС – Областной детский туберкулезный санаторий

МУП – муниципальное унитарное предприятие

ОАО – открытое акционерное общество

ООО – общество с ограниченной ответственностью

ПАО – публичное акционерное общество

ПГУ – парогазовая установка

ПМЭС – предприятие магистральных электрических сетей

ПС – подстанция

РИСЭ – резервный источник электроэнергии

РП – распределительный пункт

РПС – рубильник с предохранителями со смещенным приводом

РУ – распределительное устройство

РФПИ – Российский фонд прямых инвестиций

РЭС – район электрических сетей

СИП – самонесущий изолированный провод

СНТ – садоводческое некоммерческое товарищество

с/о – сельский округ

СОШ – средняя образовательная школа

СП – сельское поселение

СТП – столбовая трансформаторная подстанция

ТМГ – трансформатор масляный герметичный

ТП – трансформаторная подстанция

ТСО – территориальная сетевая организация

ТЭС – теплоэлектростанция

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль

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

ф. – фидер

ФОК – физкультурно-оздоровительный комплекс

ФСК ЕЭС – Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы

ЩО – щит освещения

ЯрЭСК – Ярославская электросетевая организация