Постановление Правительства Республики Марий Эл от 25 апреля 2013 г. N 132 "Об утверждении Программы перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2014 - 2018 годы"

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" Правительство Республики Марий Эл постановляет:

1. Утвердить прилагаемую Программу перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2014 - 2018 годы.

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Республики Марий Эл от 23 апреля 2012 г. N 136 "Об утверждении Программы перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2013 - 2017 годы" (портал "Марий Эл официальная" (portal.mari.ru/pravo), 25 апреля 2012 г., N 23042012040119), кроме пункта 2.

3. Настоящее постановление вступает в силу с 1 января 2014 г.

4. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на министра экономического развития и торговли Республики Марий Эл Милосердову С.И.

Председатель Правительства Республики Марий Эл

Л. Маркелов

Программа
перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2014 - 2018 годы
(утв. постановлением Правительства Республики Марий Эл от 25 апреля 2013 г. N 132)

Паспорт
Программы перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2014 - 2018 годы

Наименование Программы	-	Программа перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2014 - 2018 годы
Основание для разработки Программы	-	Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике"; постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"
Руководитель Программы	-	Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл
Основные разработчики Программы	-	Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл
Основные цели Программы	-	развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей; обеспечение удовлетворения среднесрочного и долгосрочного спроса на электрическую энергию и мощность; формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики
Основные задачи Программы	-	повышение энергетической безопасности и надежности энергообеспечения потребителей Республики Марий Эл; модернизация технологической базы энергетического комплекса и техническое перевооружение и реконструкция существующих производственных мощностей Республики Марий Эл; создание новых генерирующих мощностей и линейных объектов, усиление внутрисистемных и межсистемных высоковольтных линий электропередачи; повышение энергоэффективности экономики Республики Марий Эл; создание условий для обеспечения перспективного баланса производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Республики Марий Эл
Сроки реализации Программы	-	2014 - 2018 годы
Исполнители Программы	-	Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл; субъекты электроэнергетики (по согласованию)
Объемы и источники финансирования Программы	-	реализация Программы предусмотрена за счет внебюджетных источников в объеме 14 676,17 млн. рублей, из них затраты на новое строительство составляют 9 229,0 млн. рублей, затраты на реконструкцию и техническое перевооружение - 5 447,17 млн. рублей
Ожидаемые конечные результаты реализации Программы	-	реализация программных мероприятий приведет к снижению потерь электроэнергии в сетях за счет снижения издержек . при транспортировке электроэнергии путем оптимизации схем электроснабжения; снижению недоотпуска и перерывов в электроснабжении; ликвидации "узких" мест энергосистемы; обеспечению надежного и качественного электроснабжения потребителей

1. Общая характеристика региона

Республика Марий Эл - субъект Российской Федерации, который входит в состав Приволжского федерального округа, занимает площадь 23,4 тыс. кв. км. Республика расположена в центре европейской части России, в средней части бассейна р. Волга и граничит: на западе с Нижегородской областью, на севере и востоке с Кировской областью, на юге с Республикой Татарстан и Чувашской Республикой. Протяженность территории с севера на юг - 150 км, с запада на восток - 275 км, численность населения республики на 1 января. 2013 г. составляет 690,349 тыс. человек, в том числе городское - 444,135 тыс. человек, сельское - 246,214 тыс. человек. Столица - г. Йошкар-Ола (основан в 1584 году). Государственные языки - марийский (горный и луговой) и русский. Наиболее крупными городами Республики Марий Эл являются: городской округ "Город Йошкар-Ола" - 10,039 тыс. га (с подчиненными его администрации населенными пунктами), численность постоянного населения - 267,7 тыс. человек, плотность населения - 2667,06 человека/кв. км;

городской округ "Город Волжск" - 2,899 тыс. га, численность постоянного населения - 54,9 тыс. человек, плотность населения - 1893,1 человека/кв. км;

городской округ "Город Козьмодемьянск" - 1,341 тыс. га, численность постоянного населения - 21,0 тыс. человек, плотность - 1568,8 человека/кв. км.

В состав Республики Марий Эл входят 14 муниципальных районов: Волжский, Горномарийский, Звениговский, Килемарский, Куженерский, Мари-Турекский, Медведевский, Моркинский, Новоторъяльский, Оршанский, Параньгинский, Сернурский, Советский, Юринский и 3 городских округа: г. Йошкар-Ола - столица, г. Волжск и г. Козьмодемьянск.

Промышленность является ведущей и определяющей отраслью экономики Республики Марий Эл. За последние годы в производстве промышленной продукции в республике наблюдается устойчивая динамика роста выпуска продукции, освоены новые технологии и новые виды продукции, как результат технического перевооружения и модернизации производства, накопления опыта работы на конкурентных рынках.

В структуре промышленного производства основную долю занимают следующие виды деятельности: производство нефтепродуктов, пищевых продуктов, производство и распределение электроэнергии, газа и воды, производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования и производство готовых металлических изделий.

Марий Эл - индустриально-аграрная республика. Основные отрасли специализации - сельское и лесное хозяйство.

Приоритетными отраслями сельского хозяйства республики являются: птицеводство, свиноводство, животноводство молочного направления, растениеводство со специализацией производства зерна, картофеля и овощей.

2. Анализ существующего состояния энергосистемы Республики Марий Эл за период 2008 - 2012 годов

Характеристика существующего состояния электроэнергетики Республики Марий Эл приводится по следующим основным направлениям.

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей республики

Энергетика Республики Марий Эл развивается в рамках Единой энергетический системы Российской Федерации и обеспечивает электрической энергией потребителей Республики Марий Эл и транзит в соседние регионы.

На рынке электрической энергии Республики Марий Эл осуществляют деятельность следующие субъекты электроэнергетики:

диспетчеризация:

филиал ОАО "Системный оператор Единой энергосистемы" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Марий Эл" (далее - филиал ОАО "СО ЕЭС" Марийское РДУ), который является основной технологической инфраструктурой, обеспечивающей функционирование и развитие оптовых рынков электроэнергии и мощности на территории Республики Марий Эл;

генерация электрической и тепловой энергии:

Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 филиала ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии, которая работает на рынке электрической энергии (оптовом) в качестве поставщика (генерация электрической энергии) и покупателя (покупка электрической энергии для собственных нужд);

МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1", которое электрическую энергию не покупает и не продает, а использует только для удовлетворения собственных нужд;

ТЭЦ ОАО "Марийский целлюлозно-бумажный комбинат", которая работает на розничном рынке электроэнергии, а также для удовлетворения собственных нужд;

передача электроэнергии по линиям 220 и 500 кВ:

ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги;

передача и распределение электроэнергии по сетям 110 кВ и ниже:

филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья";

МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1";

ОАО "Энергия";

ОАО "Оборонэнерго";

ОАО "Российские железные дороги";

ООО "Волжская сетевая компания";

ООО "Газпромэнерго";

ООО "Йошкар-Олинская электросетевая компания";

сбытовые компании, работающие на оптовом рынке электрической энергии и мощности на территории Республики Марий Эл:

ОАО "Мариэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, сбытовая компания;

ЗАО "Марийская энергосбытовая компания" - сбытовая компания;

ОАО "Оборонэнергосбыт" - гарантирующий поставщик и сбытовая компания в отношении группы точек поставки "Сернур" (на оптовом рынке электрической энергии с 1 января 2013 г.);

ОАО "Межрегионэнергосбыт" - сбытовая компания в отношении потребителя ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" (на оптовом рынке электрической энергии с 1 июля 2012 г.);

ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" - сбытовая компания в отношении группы точек поставки ЗАО "Тандер" (на оптовом рынке электрической энергии с 1 января 2013 г.);

ООО "РУСЭНЕРГОРЕСУРС" - сбытовая компания в отношении потребителя ОАО "Верхневолжскнефтепровод" (на оптовом рынке электрической энергии с 1 января 2009 г.)."

Общая установленная электрическая мощность тепловых электростанций энергосистемы Республики Марий Эл на 1 января 2013 г. составила 246,5 МВт.

Объекты электросетевого хозяйства энергосистемы на территории Республики Марий Эл представляют собой единую национальную электрическую сеть 220 - 500 кВ общей протяженностью 442 км, в том числе ВЛ 500 кВ - 39,9 км, ВЛ 220 кВ - 402,1 км и установленной мощностью трансформаторов ПС 2 282,0 МВА. Территориальные распределительные сети - это сети 0,4 - 110 кВ, из них сети 110 кВ протяженностью 1499,11 км, установленной мощностью трансформаторов ПС 110 кВ 1 162,6 МВА, сети 35 кВ протяженностью 1019,98 км и установленной мощностью трансформаторов 199,6 МВА.

2.2. Отчетная динамика и структура потребления электроэнергии в Республике Марий Эл

Динамика потребления электроэнергии по энергосистеме Республики Марий Эл представлена в таблице N 2.1.

Таблица N 2.1

Наименование показателя	Годы
	1990	2008	2009	2010	2011	2012
Электропотребление, млн. кВт. ч	4 432,7	3 235,2	2 785,8	3 164,8	3 252,3	3195,762
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт. ч		-1 197,5	-449,4	379,0	87,5	-56,538
Среднегодовые темпы изменения, процентов	-	-27,0	-13,9	13,6	2,8	-1,7

Наибольшая величина потребления электроэнергии по энергосистеме Республики Марий Эл зафиксирована в 1990 году - 4 432,7 млн. кВт. ч, максимум нагрузки того же года имел место 19 декабря и составил 715 МВт при температуре -25°С.

В 2012 году потребление электроэнергии на территории Республики за отчетный год составило 3195,762 млн. кВт. ч., что ниже уровня прошлого года на 1,7 процента. Снижение потребления электрической энергии объясняется снижением электропотребления ОАО "Мариэнергосбыт" в отношении крупного потребителя ООО "Газпромтрансгаз Нижний Новгород" в границах Республики Марий Эл.

Для обеспечения анализа динамики электропотребления приводится структура электропотребления Республики Марий Эл по видам экономической деятельности в 2011 - 2012 годах в таблице N 2.2.

Потребление электрической энергии в республике в значительной мере зависит от потребления газокомпрессорных и. нефтеперекачивающих станций магистральных газо- и нефтепроводов, расположенных на территории Республики Марий Эл, потребление которых составляет до 30 процентов от общего потребления системы.

В рассматриваемый отчетный период произошло увеличение потребления электроэнергии бытовыми потребителями на 4,7 процента, в остальных видах деятельности - снижение электропотребления на 5 - 17 процентов.

Таблица N 2.2

Наименование	2011 год.	2012 год
	млн. кВт. ч	млн. кВт. ч	процентов
Промышленное производство (обрабатывающие производства)	537,5	485,0	-9,8
Добыча полезных ископаемых	3,9	3,7	-5,1
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	259,1	242,1	-6,6
Строительство	31,4	29,54	-5,9
Транспорт и связь	1 118,7	1 050,0	-6,1
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	92,7	76,97	-17,0
Сфера услуг	113,2	105,0	-7,2
Бытовые потребители (население)	444,6	465,4	4,7
Другие виды экономической деятельности	247,6	232,2	-6,2
Потери в электросетях	403,6	505,8	25,3
Всего	2 848,7	2 689,94	-5,6

2.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей электрической энергии в Республике Марий Эл

В таблице N 2.3 приведены крупные потребители электрической энергии, расположенные на территории Республики Марий Эл.

Таблица N 2.3

N п/п	Наименование потребителя	Место расположения (адрес)	Вид деятельности	Годовой объем электропотребления, млн. кВт. ч .	Максимум нагрузки (заявленный), МВт
1	2	3	4	5	6
1.	ООО "Марийский НПЗ"	Оршанский район, с. Табашино	промышленность	15,4	1,6
2.	ЗАО "Завод Совиталпродмаш"	г. Волжск	промышленность	14,9	4,9
3.	ЗАО "Ариада"	г. Волжск	промышленность	10,6	1,7
4.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	г. Йошкар-Ола	ЖКХ	38,9	3,8
5.	ООО "Марикоммунэнерго"	г. Йошкар-Ола	ЖКХ	43,3	8,6
6.	ОАО "Марийский машиностроительный завод"	г. Йошкар-Ола	промышленность	16,8	1,9
7.	ОАО "Оборонэнерго"	войсковые части расположены на территории Республики Марий Эл	сетевая организация	29,2	11,8
8.	ООО "Гласстрейд"	Медведевский район, пос. Пемба	промышленность	18,0	4,7
9.	ЗАОр "НП "Завод Искож"	г. Йошкар-Ола	промышленность	11,4	9,5
10.	МП "Троллейбусный транспорт"	г. Йошкар-Ола	транспорт	26,4	5,0
11.	ОАО "ВЭМЗ"	г. Волжск	промышленность	6,0	17,3
12.	ОАО "Завод Копир"	г. Козьмодемьянск	промышленность	8,4	4,4
13.	ЗАО "Потенциал"	г. Козьмодемьянск	промышленность	11,4	6,9
14.	ОАО "Красногорский комбинат автофургонов"	Звениговский район, пгт Красногорский	промышленность	2,9	2,3
15.	ОАО "Электродвигатель"	Звениговский район, пгт Красногорский	промышленность	2,8	2,9
16.	МУП "Водоканал" г. Йошкар-Ола"	г. Йошкар-Ола	ЖКХ	12,0	13,0
17.	Филиал "Волжсксервис" ОАО "Специальное машиностроение и металлургия"	г. Москва	промышленность	2,7	3,9
18.	ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород"	г. Нижний Новгород	промышленность	5,8	3,7
19.	ОАО "Завод полупроводниковых приборов"	г. Йошкар-Ола	промышленность	7,4	0,8
20.	ОАО "Водоканал" г. Волжск	г. Волжск	ЖКХ	6,5	5,3
21.	ОАО "Маригражданстрой"	г. Йошкар-Ола	строительство	4,0	5,1
22.	АУ "Управление спортивных сооружений Республики Марий Эл"	г. Йошкар-Ола	спортивные сооружения	7,5	0,8
23.	ФГБОУ ВПО "ПГТУ"	г. Йошкар-Ола	высшее профессиональное образовательное учреждение	5,6	2,0
24.	Филиал ФГУП "РТРС" - РТПЦ Республики Марий Эл	г. Йошкар-Ола	связь	3,3	1,4
25.	Марийское районное нефтепроводное управление ОАО "Верхневолжские магистральные нефтепроводы"	г. Йошкар-Ола	промышленность	266,3	38

2.4. Перечень основных энергорайонов с указанием нагрузки за 5 отчетных лет

Перечень основных крупных узлов нагрузки республики представлен в таблице N 2.4.

Таблица N 2.4

N п/п	Наименование энергоузла	Годы
		2008	2009 г.	2010	2011	2012
1.	Дубниковский
	Максимум нагрузки, МВт	53	52	54	52	55
2.	Центральный
	Максимум нагрузки, МВт	248	269	258	258	271
3.	Волжский
	Максимум нагрузки, МВт	208	190	210	211	269
4.	Западный
	Максимум нагрузки, МВт	45	50	39	40	41

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки

Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Республики Марий Эл представлена в таблице N 2.5.

Таблица N 2.5

Наименование показателя	Годы
	1990	2008	2009	2010	2011	2012
Собственный максимум нагрузки, МВт	715	554,0	561,0	561,0	561,0	636,0
Абсолютный прирост максимум нагрузки, МВт	-	-161,0	7,0	0	0	75,0
Среднегодовые темпы прироста, процентов	-	22,5	1,3	0	0	13,4

Собственный максимум потребления по энергосистеме Республики Марий Эл в 2012 году отмечен в 11.00 час. 24 декабря и составил 636 МВт, что выше максимума 2011 года (561 МВт 17 ноября 2011 г. в 11.00 час.) на 75 МВт (13,4 процента). Основной причиной увеличения максимума потребления является влияние температуры наружного воздуха. Среднесуточная температура воздуха в день максимума потребления составила -27,7°С, что на 21,2°С ниже температуры в сутки максимума 2011 года (-6,5°С).

2.6. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения республики, структура отпуска тепловой энергии от электростанций

Динамика потребления тепловой энергии по централизованной зоне энергоснабжения в Республике Марий Эл представлена в таблице N 2.6.

Таблица N 2.6

Наименование показателя	Годы
	1990	2008	2009	2010	2011	2012
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал	-	5 447,0	5 527,0	5 594,0	5 635,4	5 632,6
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-	-206,0	80,0	67,0	41,4	-2,8
Среднегодовые темпы прироста, процентов	-	96,36	101,47	101,27	100,74	99,9

Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций генерирующих компаний Республики Марий Эл за 2012 год представлена в таблице N 2.7.

Таблица N 2.7

Наименование энергоисточника	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Вид топлива
ТЭС
Всего	2 448,13
в том числе: 1. Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 филиала ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии	868,73	газ
2. МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	1579,40	газ
Электрические станции промышленных предприятий
Всего	951,20
в том числе ТЭЦ ОАО "МЦБК"	951,20	газ

Динамика потребления тепловой энергии по муниципальным образованиям представлена в таблице N 2.8.

Таблица N 2.8

Наименование городского округа, муниципального района	Годы
	2008	2009	2010	2011	2012
1	2	3	4	5	6
Город Йошкар-Ола	2282,0	2378,2	2386,9	2294,3	2091,8
Город Волжск	1728,3	1645,9	1790,1	1800,5	1798,8
Город Козьмодемьянск	106,3	116,6	124,5	109,0	108,9
Волжский	79,9	70,1	63,8	67,2	59,7
Горномарийский	26,7	26,5	24,6	25,1	21,7
Звениговский	166,4	161,8	150,0	151,1	134,5
Килемарский	3,5	3,4	2,8	1,5	1,4
Куженерский	9,2	4,5	4,5	3,9	4,5
Мари-Турекский	9,1	8,8	7,8	8,2	6,7
Медведевский	468,6	438,1	410,4	467,3	483,1
Моркинский	28,9	32,5	19,7	18,2	17,8
Новоторъяльский	6,7	7,1	6,7	3,6	3,8
Оршанский	8,3	7,2	6,0	5,4	6,2
Параньгинский	12,4	9,4	10,9	10,4	10,0
Сернурский	139,8	149,2	136,4	151,9	164,3
Советский	12,3	15,7	16,3	13,9	13,4
Юринский	3,7	1,5	1,5	1,6	1,7

2.7. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Марий Эл

В Республике Марий Эл основная доля потребления тепловой энергии приходится, на население (в среднем 60 процентов от всего потребления).

Перечень основных потребителей тепловой энергии с присоединенной тепловой нагрузкой свыше 25 тыс. Гкал/год в Республике Марий Эл за 2012 год приведен в таблице N 2.9.

Таблица N 2.9

N п/п	Наименование организации, место расположения	Вид деятельности	Годовой объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал	Источник покрытия тепловой нагрузки	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1	2	3	4	5	6
1.	Домоуправление микрорайона "Центральный", г. Волжск	ЖКХ	59,869	ТЭЦ ОАО "МЦБК"	-
2.	ООО "ДУ-3", г. Йошкар-Ола	ЖКХ	71,451	Йошкар-Олинская ТЭЦ-1	31,52
3.	ООО "ДУ-4", г. Йошкар-Ола	ЖКХ	69,698	Йошкар-Олинская ТЭЦ-1	30,90
4.	ООО "ДУ-7", г. Йошкар-Ола	ЖКХ	31,180	Йошкар-Олинская ТЭЦ-1	13,93
5.	ООО "ДУ-18", г. Йошкар-Ола	ЖКХ	45,715	Йошкар-Олинская ТЭЦ-1	22,15
6.	ООО "ДУ-19", г. Йошкар-Ола	ЖКХ	126,192	Йошкар-Олинская ТЭЦ-1	61,02
7.	Жилищные организации г. Йошкар-Олы	ЖКХ	103,908	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	42,15

2.8. Структура установленной электрической мощности на территории Республики Марий Эл

В подразделе приводится суммарная установленная мощность электростанций, действующих на территории Республики Марий Эл. Суммарная установленная мощность тепловых электростанций энергосистемы Республики Марий Эл на 1 января 2013 г. составила 246,5 МВт. Перечень вводов мощности на электростанциях за отчетный год представлен в таблице N 2.10.

Таблица N 2.10

Наименование электростанции	Номер блока	Тип оборудования	Вид топлива	Установленная мощность блока
				МВт	Гкал/ч
Не вводились

Перечень выводимых из эксплуатации энергоблоков (агрегатов) на электростанциях за отчетный год представлен в таблице N 2.11.

Таблица N 2.11

Наименование электростанции	Номер блока	Тип оборудования	Вид топлива	Установленная мощность блока, МВт
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	N 1	ОК-30	газ	1,6

Перечень энергоблоков, на которых в отчетном году была изменена мощность, представлен в таблице N 2.12.

Таблица N 2.12

Наименование электростанции	Номер блока	Тип оборудования	Вид топлива	Старая мощность блока, МВТ	Новая мощность блока, МВт
Перемаркировка оборудования не производилась

Структура установленной мощности Республики Марий Эл представлена в таблице N 2.13 и на рисунке 2.1.

Таблица N 2.13

Тип электростанции	Наименование	Установленная мощность, МВт	Проценты
Всего по энергосистеме		246,5	100
ТЭС	Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 филиала ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии	195,0	79,1
	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	3,5	1,4
Электростанций промышленных предприятий	ТЭЦ ОАО "МЦБК"	48,0	19,5

2.9. Состав существующих электростанций

В таблице N 2.14 приведен состав электростанций (включая электростанции промышленных предприятий) в Республике Марий Эл поагрегатно с указанием года ввода оборудования, выработки электроэнергии, установленной, располагаемой и рабочей мощности электростанций.

Таблица N 2.14

Наименование	Тип оборудования	Год ввода	Вид топлива	Место расположения	Установленная мощность, МВт
Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 филиала ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии	ПТ-80/100-130/13	1994	газ	г. Йошкар-Ола, ул. Крылова, д. 47	80
	Тп-115/125-1301Тп	1994	газ		115
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	AEG-3,5	1949	газ	г. Йошкар-Ола, ул. Лобачевского, д. 12	3,5
ТЭЦ ОАО "МЦБК"	ПР-6-35/15/5М	1978	газ	г. Волжск, ул. К. Маркса, д. 10	6
	ПТ-12-35/1 ОМ	1979	газ		12
	П-6-30/5М	2008	газ		6
	Р-12-90/31М	1980	газ		12
	ПР-6-35/15/5М	2006	газ		6
	АПР-6-5/15	1962	газ		б

2.10. Структура выработки электрической энергии

Выработка электроэнергии электростанциями на территории энергосистемы Республики Марий Эл за 2012 год составила 1 022,808 млн. кВт. ч, в том числе тепловыми электростанциями - 757,167 млн. кВт. ч (с учетом МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" 1,08 млн. кВт. ч.), электрическими станциями промышленных предприятий - 265,641 млн. кВт. ч. Выработка электроэнергии на территории Республики Марий Эл по сравнению с 2011 годом уменьшилась на 104,809 млн. кВт. ч (9,3 процента).

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности на территории Республики Марий Эл приведена в таблице N 2.15 и на рисунке 2.2.

Таблица N 2.15

Наименование объекта	Выработка электроэнергии, млн. кВт. ч	Структура, процентов	Изменение выработки к предыдущему году, процентов
Всего	1 022,808	100	-9,3
в том числе: Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 филиала ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии	756,087	73,9	-12,8
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	1,08	0,1	-61,2
ТЭЦ ОАО "МЦБК"	265,641	26,0	3,1

Снижение выработки электрической энергии на Йошкар-Олинской ТЭЦ-2 филиала ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии в 2012 году по сравнению с 2011 годом объясняется более длительным периодом нахождения генерирующего оборудования в холодном резерве по режиму работы ТЭЦ.

Изменение выработки на электростанциях промышленных предприятий объясняется зависимостью работы данных ТЭЦ от технологических режимов работы основного предприятия, на которые они работают.

2.11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности

Баланс мощности по энергосистеме, обслуживающей потребителей на территории Республики Марий Эл, на час прохождения зимнего максимума ЕЭС приведен в таблице N 2.16.

Таблица N 2.16

N п/п	Показатели	Единицы измерения	Отчетные значения
	Потребность
1.	Максимум нагрузки	МВт	636,0
2.	Перетоки в другие энергосистемы	МВт	117,3
3.	Прием с других энергосистемного	МВт	536,5
	Итого по энергосистеме	МВт	419,2
	Покрытие
1.	Установленная мощность на конец года	МВт	246,5
2.	Ограничения мощности на час максимума нагрузки	МВт	0
3.	Используемая в балансе мощность	МВт	194
4.	Получение мощности - всего	МВт	419,2
	Итого покрытие максимума нагрузки	МВт	636,0
	Избыток (+)/ дифицит# (-)	МВт	-419,2
	Фактический резерв	МВт	52,5

Потребность в электроэнергии потребителей республики обеспечивалась за счет выработки на электростанциях, расположенных на ее территории, и за счет сальдо-перетока электроэнергии.

Баланс электроэнергии энергосистемы за 2012 год приведен в таблице N 2.17.

Таблица N 2.17

Показатели	Единицы измерения	Отчетные значения
1	2	3
Электропотребление по территории энергосистемы	млн. кВт. ч	3195,762
Передача мощности	млн. кВт. ч	0
Выработка	млн. кВт. ч	1022,808
в том числе: Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 филиала ОАО "ТГК-5" Марий Эл и Чувашии	млн. кВт. ч	756,087
МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	млн. кВт. ч	1,08
ТЭЦ ОАО "МЦБК"	млн. кВт. ч	265,641
Получение электроэнергии	млн. кВт. ч	2172,954
Число часов использования установленной мощности электростанций	часов в год	6026,0

2.12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Республики Марий Эл

Основным видом топлива для производства электрической и тепловой энергии в Республике Марий Эл является природный газ, доля которого более 88 процентов в суммарном топливном балансе. Экологически чистый и возобновляемый местный вид топлива - торф, который электрическими станциями не используется, а в выработке котельными тепловой энергии торф в качестве топлива участвует в незначительном количестве: его доля в топливном балансе составляет около 0,02 процента.

Потребность в топливе теплоэлектроцентралей и котельных на производство тепловой и электрической энергии в 2012 году представлена в таблице N 2.18 и на рисунке 2.3.

Таблица N 2.18

Показатели	Всего	В том числе
		газ природный	топочный мазут	каменный уголь	прочие виды топлива
Годовой расход топлива, всего, тыс. т.у.т	1266,2	1125,8	19,9	44,6	75,9
в том числе: ТЭС	403,3	403,3	-	-	-
Электростанции промышленных. предприятий	191,5	190,2	1,3	-	-
Муниципальные (районные) котельные	671,4	532,3	18,6	44,6	75,9

Котельные и теплоэлектроцентрали Республики Марий Эл работают: около 89 процента на природном газе; 4 процента на угле; 2 процента на мазуте и печном бытовом топливе; 6,0 процента на прочих видах топлива.

2.13. Единый топливно-энергетический баланс Республики Марий Эл

Единый топливно-энергетический баланс Республики Марий Эл приводится за 2008 - 2011 годы в таблицах N 2.19 - 2.22, фактические показатели за 2012 год для расчета баланса ожидаются .в конце 2013 года.

Таблица N 2.19

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Добыча (производство) энергоресурсов, всего	Сальдо ввоза-вывоза	Общее потребление	Израсходовано				Израсходовано в качестве топлива или энергии							Потери на стадии потребления	Изменение запасов у поставщиков	Изменение запасов у потребителей
				на преобразование в другие виды энергии (электро- и теплоэнергию)	в качестве сырья на		в качестве материала на нетопливные нужды	всего	сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	промышленное производство	строительство	транспорт и связь	отпуск населению	прочие потребители
					переработку в другие виды топлива	производство химической, нефтехимической и нетопливной продукции
Электроэнергия	441,1	653,4	1094,5	0	0	0	0	967,9	283	278,1	7,9	374,5	122,9	156,3	126,6	0	0
Теплоэнергия	809,4	809,4	809,4	0	0	0	0	788,4	28,9	377,1	10,0	11,2	218,8	142,4	21,0	0	0
Природное топливо	38,6	3132,9	3 166,6	1 220,1	1 498,9	102,8	0,9	343,9	1,1	65,7	2,5	0,1	239,7	34,8	0	0,8	-5,8
в том числе: уголь	0	77,4	72,5	49,9	0	0	0	22,5	0,6	8,0	0,1	0,1	3,0	10,8	0	0	-5,0
торф топливный	6,8	1,2	8,0	0,6	7,4	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
дрова для отопления	31,8	-14,8	18,3	11,5	0	0	0,9	5,9	0,5	0,2	0	0	3,6	1,6	0	0,8	0,5
нефть, включая газовый конденсат	0	1596,6	1 5953	1,0	1 491,5	102,8	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-1,3
газ природный	0	1472,5	1 472,5	1 157,1	0	0	0	315,4	0	57,5	2,4	0	233,1	22,4	0	0	0
Продукты переработки топлива	1 603,8	-1 275,9	289,9	70,7	0	0	0	219,2	29,0	37,8	16,9	19,4	87,5	28,6	0	-13,2	33
в том числе: брикеты и полубрикеты торфяные	6,5	-4,2	2,3	0,8	0	0	0	1,6	0,1	0	0	0	1,1	0,4	0	0	0
мазут топочный	370,7	-352,9	18,4	14,9	0	0	0	3,4	0	0	0,4	0	0	3,0	0	0	0,5
мазут флотский	120,8	-120,8	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
топливо печное бытовое	28,6	3,6	3,2	1,6	0	0	0	1,6	1,4	0,1	0	0	0	0,1	0	-0,7	0,3
газ сжиженный	0	24,3	24,3	0,2	0	0	0	24,2	0,8	9,7	0,3	2,4	9,4	1,6	0	0	0
топливо дизельное	300,2	-218,6	75,0	0,1	0	0	0	74,8	19,9	17,7	11,5	8,7	12,2	4,9	0	-7,7	1,2
бензин автомобильный	0	-112,0	113,4	0	0	0	0	113,4	6,9	103	4,8	8,3	64,5	18,6	0	0	1,3
прочие виды	234,3	-234,6	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0,3	0
Прочие нефтепродукты	542,7	-484,3	53,3	53,1	0	0	0	0,2	0	0	0	0	0,2	0	0	-5,1	0
Прочие горючие отходы	8,8	0	8,5	4,4	0	0	0	4,1	0	0	0	0	4,1	0	0	0	-0,3

Таблица N 2.20

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Добыча (производство) энергоресурсов, всего	Сальдо ввоза-вывоза	Общее потребление	Израсходовано				Израсходовано в качестве топлива или энергии							Потери на стадии потребления	Изменение запасов у поставщиков	Изменение запасов у потребителей
				на преобразование в другие виды энергии (электро- и тепло-энергию)	в качестве сырья на		в качестве материала на нетопливные нужды	всего	сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	промышленное производство	строительство	транспорт н связь	отпуск населению	прочие потребители
					переработку в другие виды топлива	производство химической, нефтехимической и нетопливной продукции
Электроэнергия	372,2	567,1	9393	0	0	0	0	817,4	29,0	259,6	8,6	256,0	133,4	130,8	121,8	0	0
Теплоэнергия	821,3	0	821,3	0	0	0	0	802,1	55,5	365,3	8,8	10,5	206,9	155,1	19,2	0	0
Природное топливо	63,0	3 101,1	3 157,0	149,6	1 618,9	44,9	0	304,9	1,4	55,6	1,6	0,1	242,5	3,7	38,8	0	-6,9
в том числе: уголь	0	58,2	54,7	45,2	0	0	0	9,6	0,8	5,3	0	0,1	2,8	0,6	0	0	-3,5
торф топливный	9,5	-2,3	7,1	0,4	6,7	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
дрова для отопления	53,5	-44,4	9,4	7,3	0	0	0	2,0	0,6	0,4	0	0	0,9	0,1	0	0	0,3
нефть, включая газовый конденсат	0	1 700,6	1 696,8	1,0	1 612,2	44,9	0	0	0	0	0	0	0	0	38,8	0	-3,7
газ природный	0	1 389,0	389,0	I 095,7	0	0	0	293,3	0	49,9	1,6	0	238,8	3,0	0	0	0
Продукты переработки топлива	1 659,5	-1 337,0	240,3	82,4	0	0	0	225,8	29,5	35,5	12,5	18,2	98,9	31,2	0	-14,4	0,3
в том числе: брикеты и полубрикеты торфяные	5,9	-5,3	0,8	0,6	0	0	0	0,2	0,1	0	0	0	0	0,1	0	0	0,2,
мазут топочный	268,7	-248,2	16,9	14,7	0	0	0	2,1	0	0,1	0,4	0	0	1,6	0	-5,6	2,1
мазут флотский	96,1	-92,5	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-3,6	0
топливо печное бытовое	383,8	-373,8	2,9	1,2	0	0	0	1,7	1,3	0,4	0	0	0	0	0	-6,4	-0,7
газ сжиженный	0	18,5	18,2	0	0	0	0	18,3	0,5	8,8	0,2	2,2	5,7	0,9	0	0	-0,3
топливо дизельное	63,4	-6,8	63,7	0,1	0	0	0	63,5	18,7	15,2	7,7	6,8	10,2	4,9	0	7,7	-0,6
бензин автомобильный	0	138,7	137,8	0	0	0	0	137,8	8,9	11,0	4,2	9,2	80,8	23,7	0	0	-0,9
прочие виды	393,2	-382,6	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-10,6	0
Прочие нефтепродукты	436,6	-385,1	55,7	55,5	0	0	0	0,2	0	0	0	0	0,2	0	0	4,1	0,1
Прочие горючие отходы	11,8	0	12,2	10,2	0	0	0	2,0	0	0	0	0	2,0	0	0	0	0,4

Таблица N 2.21

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Добыча (производство) энергоресурсов, всего	Сальдо ввоза-вывоза	Общее потребление	Израсходовано				Израсходовано в качестве топлива или энергии							Потери на стадии потребления	Изменение запасов у поставщиков	Изменение запасов у потребителей
				на преобразование в другие виды энергии (электро- и тепло-энергию)	в качестве сырья на		в качестве материала на нетопливные нужды	всего	сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	промышленное производство	строительство	транспорт н связь	отпуск населению	прочие потребители
					переработку в другие виды топлива	производство химической, нефтехимической и нетопливной продукции
Электроэнергия	401,7	666,4	1 068,1	0	0	0		953,2	28,9	265,2	9,6	368,5	153,9	127,2	114,9	0	0
Теплоэнергия	850,3	0	850,3	0	0	0		821,4	55,1	352,6	7,0	8,8	249,4	148,5	28,9	0	0
Природное топливо	78,4	3 402,7	3 474,4	1 197,8	1892,9	27,6	0,1	309,3	5,7	58,3	1,7	4,7	235,4	3,4	46,9	0,1	-6,9
в том числе: уголь	0	56,3	52,8	44,5	0	0	0	8,3	0,6	5,8	0,1	0	0,1	1,8	0	0	-3,5
торф топливный	13	-2,9	10,1	0,4	9,7	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
дрова для отопления	65,4	-59,5	7,1	5,7	0	0	0,1	1,4	03	0,7	0	0 1	0,3	0	0	0,1	1
нефть, включая газовый конденсат	0	1 963,1	1 958,7	1,0	1 883,2	27,6	0	0	0	0	0	0	0	0	46,9	0	-4,4
газ природный	0	1 445,7	1 445,7	1 146,2	0	0	0	299,6	4,8	51,8	1,6	4,7	235,0	1,6	0	0	0
Продукты переработки топлива	1 917,4	-1 629,8	222,3	93,1	0	0	0	205,4	25,1	36,0	18,2	173	87,4	36,4	0	8,7	3,4
в том числе: брикеты и полубрикеты торфяные	8,5	-8,2	0,4	0,4	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0,1
мазут топочный	345,4	-334	14,4	12,9	0	0	0	1,5	0	0,3	0,1	0	0	1,1	0	0,3	2,8
мазут флотский	81,7	-77,9	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-3,7	0
топливо печное бытовое	572,3	-574,6	3,8	2,8	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	7,6	-1,5
газ сжиженный	0	15,5	15,5	0	0	0	0	15,5	0,5	8,3	0,2	1,9	3,8	0,9	0	0	0
топливо дизельное	38,6	23,1	62,1	0,1	0	0	0	61,9	17,1	16,1	8,4	7,5	8,7	4,1	0	0	0,4
бензин автомобильный	0	124,6	126,1	0	0	0	0	126,1	7,5	113	4,5	7,9	74,6	20,3	0	0	1,5
прочие виды	361,8	-365,9	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	4,1	0
Прочие нефтепродукты	501,6	-432,4	69,7	69,4	0	0	0	0,3	0	0	0	0	0,3	0	0	0,4	0,1
Прочие горючие отходы	7,5	0	7,5	7,5	0	0	0	0	0,	0	0	0	0	0	0	0	0

Таблица N 2.22

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Добыча (производство) энергоресурсов, всего	Сальдо ввоза-вывоза	Общее потребление	Израсходовано				Израсходовано в качестве топлива или энергии							Потери на стадии потребления	Изменение запасов у поставщиков	Изменение запасов у потребителей
				на преобразование в другие виды энергии (электро- и тепло-энергию)	в качестве сырья на		в качестве материала на нетопливные нужды	всего	сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	промышленное производство	строительство	транспорт н связь	отпуск населению	прочие потребители
					переработку в другие виды топлива	производство химической, нефтехимической и нетопливной продукции
Электроэнергия	388,5	711,1	1 099,6	0	0	0	0	981,4	31,9	275,8	10,8	385,4	153,2	124,3	118,2	0	0
Теплоэнергия	847,7	0	847,7	0	0	0	0	775,4	62,2	362,3	8,3	9,4	188,5	144,7	72,3	0	0
Природное топливо	120	3 383,2	3 503,8	1 175,3	1 934,7	12,2	0,2	329,9	5,6	59,2	2,3	7,7	243,7	11,4	51,5	-0,7	1,4
в том числе: уголь	0	54,1	53,8	44,6	0	0	0	9,2	0,6	4,4	0,1	0	0,1	3,9	0	0	-0,2
торф топливный	16,7	-6,4	10,3	0,3	9,8	0	0	0,2	0		0	0	0	0	0	0	0
дрова для отопления	103,3	-95,5	7,2	3,7	0	0	0,2	3,3	0,2	0,1	0	0,4	0,3	2,4	0	-0,7	0,2
нефть, включая газовый конденсат	0	1 989,1	1 990,6	0,9	1 924,9	12,2	0	1,1	0	0	0	1,1	0	0	51,5	0	1,4
газ природный	0	1 441,9	1 441,9	1 125,8	0	0	0	316,1	4,8	54,5	2,2	6,2	243,3	5,1	0	0	0
Продукты переработки топлива		-1 617,9	322,0	90,9	0	0	0	231,1	23,3	29,5	14,1	30,2	111,7	21,4	0	-7,2	1,3
в том числе: брикеты и полубрикеты торфяные	8,6	-8,3	0,4	0,1	0	0	0	0,3	0	0	0	0	0 /	0,3	0	0	0
мазут топочный	419,2	-399,4	17,9	17,2	0	0	0	0,7	0	0,1	0,4	0	0	0,1	0	-1,5	-0,4
мазут флотский	62,5	-69,5	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	7	0
топливо печное бытовое	521,7	-506,3	3,6	2,7	0	0	0	0,9	0	0	0	0	0	0	0	-11,9	0,1
газ сжиженный	0	12,9	12,9	1,0	0	0	0	11,9	1,4	5,2	0,2	1,3	3	0,9	0	0	0
топливо дизельное	43,2	50,2	93,4	0,2	0	0	0	93,2	16,5	17,1	10,2	22,6	22,3	4,5	0	0	0
бензин автомобильный	0	121,4	122,8	0	0	0	0	122,8	5,4	7,0	3,3	5,4	86,1	15,6	0	0	1,3
прочие виды	388,5	-387,1	0,9	0	0	0	0	0,9	0	0	0	0,9	0	0	0	-0,6	0
Прочие нефтепродукты	501,8	-431,8	70,1	69,7	0	0	0	0,4	0	0,1	0	0	0,3	0	0	-0,2	0,3

2.14. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Республике Марий Эл

Показатели энергоэффективности Республики Марий Эл приводятся в таблице N 2.23.

Таблица N 2.23

N п/п	Наименование показателя	Годы
		2008	2009 г	2010	2011	2012 (оценка)
1.	Энергоемкость ВРП, кг у.т./тыс. рублей	35,3	31,04	27,79	24,25	24,25
2.	Электроемкость ВРП, кВт.ч/тыс. рублей	49,2	40,2	38,4	34,0	34,0
3.	Потребление электроэнергии на душу населения, кВт. ч/чел. в год	4 589,6	3 970,6	4 525,0	4 676,2	4 615,5
4.	Электровооруженность труда в экономике, кВт. ч на одного занятого в экономике	17 136,0	16 813,0	18 947,0	19 183,0	19 183,0

2.15. Основные характеристики электросетевого хозяйства на территории Республики Марий Эл

В Республике Марий Эл сложился электросетевой комплекс в следующем составе:

филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги (Средне-Волжское ПМЭС);

филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" с разделением на 3 производственных отделения: Горномарийские, Йошкар-Олинские и Сернурские электрические сети;

МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1";

другие собственники.

В собственности и эксплуатации филиала ОАО "ФСК ЕЭС". МЭС Волги (Средне-Волжское ПМЭС) на территории республики находятся сети напряжением 500 - 220 кВ, в том числе одна ПС 500 кВ Помары, пять ПС 220 кВ (ПС Волжская, ПС Восток, ПС Дубники, ПС Заря, ПС Чигашево), ВЛ 500 кВ - 39,9 км, ВЛ 220 кВ - 402,1 км.

В собственности и эксплуатации филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" находятся сети напряжением ПО, 35 кВ, из них ПС 110 кВ - 47 штук, ПС 35 кВ - 41 штука, ВЛ 110 кВ - 1 494,41 км, ВЛ 35 кВ - 1 003,88 км.

В собственности и эксплуатации МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1" находятся сети напряжением 110, 35 кВ, из них ПС 110 кВ - 5 штук, ПС 35 кВ - 1 штука, ВЛ 110 кВ - 4,7 км, ВЛ 35 кВ - 6,2 км.

В собственности и эксплуатации других собственников - сети напряжением 35 кВ, из них ПС 35 кВ - 5 штук, ВЛ 35 кВ - 9,9 км.

Информация по протяженности электрических сетей и трансформаторной мощности на территории Республики Марий Эл представлена в таблице N 2.24.

Таблица N 2.24

Класс напряжения	Протяженность ВЛ и КЛ (в одноцепном исполнении), км	Трансформаторная мощность ПС, МВА
500 кВ	39,9	1002,0
220 кВ	402,1	1280,0
110 кВ	1499,11	1 162,6
35 кВ	1 019,98	199,6

Поименные вводы новых и расширяемых электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше за последние 5 лет (за отчетный период) с разбивкой по классам напряжений и по принадлежности к компаниям представлены в таблице N 2.25.

Таблица N 2.25

Класс напряжения	Наименование объекта	Принадлежность к компании	Год ввода	Протяженность /мощность (км/МВА)
220 кВ	ПС 220 кВ Чигашево АТ - 1 АТДЦТН	ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги	2011	75
	ПС 220 кВ Чигашево АТ - 2 АТДЦТН		2012	75

Важнейшей характеристикой сети является срок службы оборудования. Постоянно усиливается тенденция старения электрических сетей, ухудшается их техническое состояние, что снижает надежность электроснабжения потребителей.

Нарастание объемов старения оборудования 35 кВ и выше превышает темпы вывода его из работы и замены. По ресурсным условиям техническому перевооружению подлежат объекты, срок эксплуатации которых:

для линий электропередачи составляет 50 лет и выше;

для силового оборудования (трансформаторы) - 25 лет и выше.

В границах Республики Марий Эл в эксплуатации более 40 лет находятся 144,0 км ВЛ 220 кВ, или 37,24 процента, ВЛ 110 кВ - 143,35 км, или 9,56 процента, и ВЛ 35 кВ - 158,2 км, или 15,5 процента.

На практике замена основного электротехнического оборудования по ресурсным условиям производится в основном после 25-30 лет эксплуатации согласно проработкам ОАО "Фирма ОРГРЭС".

Нарастание объемов старения электросетевого оборудования превышает темпы вывода его из работы и обновления, в связи с чем не снижается количество оборудования, отработавшего нормативный срок эксплуатации и превысившего ресурсный срок эксплуатации 25-30 лет.

По сроку службы трансформаторы ПС разделены на три группы: до 15 лет, с 16 до 25 лет и свыше 25 лет.

По сроку эксплуатации автотрансформаторов 500 - 220 кВ в республике выделяются следующие группы:

500 кВ - свыше 25 лет - один автотрансформатор, с 16 до 25 лет - один автотрансформатор;

220 кВ - свыше 25 лет - 13 автотрансформаторов.

2.16. Основные внешние электрические связи энергосистемы Республики Марий Эл

Энергосистема Республики Марий Эл связана с энергосистемами: Республики Чувашия, Республики Татарстан, Нижегородской и Кировской областей.

Перечень внешних связей энергосистемы Республики Марий Эл по ВЛ 35 кВ и выше представлен в таблице N 2.26.

Таблица N 2.26

N п/п	Класс напряжения	Наименование объекта	Протяженность по цепям общая/по республике, км
1	2	3	4
С чувашской энергосистемой
1.	500 кВ	Чебоксарская ГЭС - Помары	77,3/21,4
2.	220 кВ	Тюрлема - Помары	51,92/21,4
3.	220 кВ	Чебоксарская ГЭС - Чигашево	75,5/73,1
4.	110 кВ	Новочебоксарская ТЭЦ 3 - Чигашево	128,4/57,3
5.	110 кВ	Еласы - Катраси-N 1	46,6/17,7
6.	110 кВ	Еласы - Катраси-N 2	46,6/17,7
С татарской энергосистемой
1.	500 кВ	Помары - Киндери	91,1/18,5
2.	220 кВ	Зеленодольская - Помары	26,7/21,2
3.	220 кВ	Зеленодольская - Волжская	10,2/4,7
4.	110 кВ	Новый Кинер - Илеть (в нормальном режиме разомкнута, в ремонтных режимах замкнута)	24,7/12
5.	110 кВ	Новый Кинер - Шиньша (в нормальном режиме разомкнута, в ремонтных режимах замкнута)	27/13,2
6.	35 кВ	Новый Кинер - Хлебниково (в нормальном режиме разомкнута, в ремонтных режимах замкнута)	46,3/31,1
С нижегородской энергосистемой
1.	110 кВ	Воскресенск - Мелковка	68,6/29,6
2.	110 кВ	Макарьево - Юрино	90,2/26,1
3.	35 кВ	Сысуево - Ленинская	48/38,9
С кировской энергосистемой
1.	110 кВ	Дубники - Лазарево-1 I цепь	79,7/68,5
2.	110 кВ	Дубники - Лазарево-2 II цепь	89,9/78,7
3.	110 кВ	Пижма - Санчурск (в нормальном режиме разомкнута, в ремонтных режимах замкнута)	19,6/9

                                 /-------------\

                                 |Энергосистема|

                                 | Республики  |

                                 |  Чувашия    |

                                 \-------------/

                                       |

                                  1 ВЛ-500 кВ

                                  2 ВЛ-220 кВ

                                  3 ВЛ-110 кВ

                                       |

 /-------------\                 /-------------\                 /-------------\

 |Энергосистема|                 |Энергосистема|                 |Энергосистема|

 |  Кировской  | - 3 ВЛ-110 кВ - | Республики  | - 2 ВЛ-110 кВ - |Нижегородской|

 |   области   |                 |  Марий Эл   |                 |   области   |

 \-------------/                 \-------------/                 \-------------/

                                       |

                                  1 ВЛ-500 кВ

                                  2 ВЛ-220 кВ

                                  2 ВЛ-110 кВ

                                       |

                                 /-------------\

                                 |Энергосистема|

                                 | Республики  |

                                 |  Татарстан  |

                                 \-------------/

В 2012 году новых ПС и ВЛ 35 - 500 кВ по энергосистеме Республики Марий Эл не вводилось.

2.17. Режим работы существующих сетей 35 кВ и выше

В режиме максимальных, нагрузок дня контрольных замеров загрузка основных связей и автотрансформаторов 220/110 кВ находилась в пределах нормируемых.

За отчетный период фактов токовой перегрузки ВЛ и Т 35 кВ и выше в энергосистеме не зафиксировано.

Направление межсистемных перетоков мощности в сети 110 - 220 кВ определялось необходимостью покрытия нагрузок в дефицитных районах операционной зоны Марийского РДУ.

Наиболее дефицитными районами операционной зоны Марийского РДУ в 2012 году являлись: Волжский - дефицит 238 МВт, Центральный - 100 МВт, Дубниковский - 44 МВт, Западный - 35 МВт. Дефицит мощности этих районов покрывался по следующим сечениям:

ОЭС - МаЭС: AT 1 и 2 ПС Помары 500, ВЛ 220 кВ Тюрлема - Помары, ВЛ 220 кВ ЧеГЭС - Чигашево, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - Чигашево;

ТатЭС - МаЭС: ВЛ 500 кВ Киндери - Помары, ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Помары, ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Волжская, ВЛ 110 кВ Новый Кинер - Илеть, ВЛ 110 кВ Новый Кинер - Шинына;

энергосистема Нижегородской области - МаЭС: Воскресенск - Юрино;

энергосистема Республики Чувашия - МаЭС: Катраси - Бласы.

В таблице N 2.27 приведены перетоки мощности по ВЛ 220 кВ энергосистемы в зимний максимум 2012 года.

Таблица N 2.27

Наименование ВЛ 220 кВ	Марка провода	при температуре -5°С, А	Загрузка, А	Процент загрузки
Помары - Чигашево	АСО-300	916	174	18,9
ЧеГЭС - Чигашево	АСО-400	1000	234	23,4
Зеленодольская - Волжская	АСО-300	916	141	15,3
Помары - Волжская	АСО-300	916	72	7,8
Чигашево - Дубники	АСО-300	400	108	27
Помары - Зеленодольская	АСО-300	916	15	1,6

В соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем расчетные максимальные потоки мощности должны обеспечиваться в нормальной и послеаварийной схемах при допустимых уровнях напряжения и нормативных запасах устойчивости.

Контроль допустимых перетоков мощности в энергосистеме республики осуществляется в сечении ЧЭС - МаЭС.

Состав контролируемых сечений энергосистемы Республики Марий Эл с указанием максимально допустимых перетоков мощности приведен в таблице N 4.22.

Таблица N 4.22

Название сечения	Состав сечения	МДП в зимний период, МВт
ЧЭС-МаЭС	ВЛ 500 кВ ЧеГЭС - Помары	880
	ВЛ 220 кВ Тюрлема - Помары
	ВЛ 220 кВ ЧеГЭС - Чигашево
	ВЛ 110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Кокшайск

Контрольными пунктами по напряжению в операционной зоне Марийского РДУ установлены:

шины 220 кВ ПС 500 кВ Помары;

шины 110 кВ ПС 220 кВ Волжская;

шины 110 кВ ПС 220 кВ Дубники;

шины 110 кВ ПС 220 кВ Чигашево;

шины 110 кВ Йошкар-Олинской ТЭЦ-2.

Анализ предельно допустимых перетоков в контролируемом Марийским РДУ сечении ЧЭС - МаЭС проведен для характерного перетока мощности в зимний максимум 2018 года, который идет в направлении ОЭС Центра. Мощность нерегулярных колебаний на. 2018 год рассчитана в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем и определена для сечения ЧЭС - МаЭС равной 30 МВт.

В зимний максимум 2018 года предельная пропускная способность по сечению ЧЭС - МаЭС составит 1610 МВт.

Максимально допустимый переток (с учетом коэффициента запаса по статической устойчивости и нерегулярных колебаний) на 2018 год в нормальном режиме составит 1610 МВт для сечения ЧЭС - МаЭС.

3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Республики Марий Эл

Электроэнергетический комплекс Республики Марий Эл характеризуется следующими особенностями:

1. Отсутствуют энергоузлы (энергорайоны), характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений.

2. Существующая в энергосистеме Республики Марий Эл автоматика ограничения снижения напряжения обеспечивает ограничение развития и прекращение аварийных режимов в энергосистеме. АОСН работает по факту снижения напряжения на шинах 110 кВ ПС Чигашево, Дубники и Медведево.

3. Действует запрет ОАО "ФСК ЕЭС" на использование устройств РПН под нагрузкой на АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Волжская.

В настоящее время основными проблемами функционирования и развития объектов электросетевого хозяйства Республики Марий Эл являются:

высокая степень изношенности электросетевого оборудования;

наличие большого количества ПС 110 кВ и выше по упрощенным схемам;

на объектах эксплуатируется значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, что снижает надежность работы энергосистемы.

Отсутствие основной быстродействующей защиты на ВЛ 110 кВ:

Дубники - Параньга;

Чигашево - Кожино;

Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Кожино;

Чигашево - Данилово 1;

Чигашево - Данилово 2 с отпайками.

4. Потребители правобережья Горномарийского района от (ПС 110 кВ Виловатово, ПС 110 кВ Еласы, ПС 110 кВ Троицкий Посад и ПС 110 кВ Козьмодемьянск) запитаны по двухцепной ВЛ 110 кВ Катраси - Еласы от ПС 110 кВ Катраси Республики Чувашия. При повреждении двухцепной ВЛ 110 кВ Катраси - Еласы потребители вышеуказанного района остаются без электроснабжения на время устранения повреждения.

4. Основные направления развития электроэнергетики Республики Марий Эл

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Марий Эл

Главной целью развития электроэнергетики Республики Марий Эл является надежное обеспечение потребностей растущей экономики в электроэнергии.

Основные цели развития:

создание условий для устойчивого обеспечения потребителей республики энергоресурсами;

ресурсное и инфраструктурное обеспечение экономического роста республики.

Реализация данных целей невозможна без повышения эффективности работы предприятий энергетики, демонополизации рынков производства и сбыта энергоресурсов, совершенствования системы тарифообразования и государственного регулирования, привлечения инвестиций в развитие энергетической отрасли.

Задачами развития электроэнергетики Республики Марий Эл являются:

совершенствование системы управления электроэнергетикой республики;

сокращение затрат на производство энергоресурсов;

реконструкция и модернизация объектов электроэнергетики республики.

Основными направлениями развития электроэнергетики Республики Марий Эл на период до 2018 года являются:

обеспечение энергетической безопасности Республики;

модернизация предприятий электроэнергетики на основе новейших достижений научно-технического прогресса.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-летний период

Прогноз потребления электроэнергии

На рассматриваемый перспективный период 2014 - 2018 годов в структуре отраслей промышленности и народного хозяйства Республики Марий Эл принципиальных изменений не ожидается, поскольку к настоящему времени уже сложилась производственная стабилизация, определяющая соотношение и пропорции между отраслями.

Темпы роста потребности в мощности и электроэнергии в период 2014 - 2018 годов определяются противодействующими факторами: с одной стороны - необходимостью технического перевооружения, более широким внедрением электроэнергии в промышленности, с другой стороны - ограниченностью энергетических ресурсов, внедрением энергосберегающих технологий, сокращением энергоемких производств.

Обоснование перспективных уровней электропотребления производилось в условиях действия постановления Правительства Республики Марий Эл от 18 июня 2010 г. N 164 "О республиканской целевой программе "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Республике Марий Эл на период до 2020 года", предусматривающего осуществление мероприятий по снижению энергопотребления с учетом требований Федерального, закона от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации".

С учетом вышеизложенного, а также материалов Схемы и программы развития Единой энергетической системы России 2012 - 2018 годы, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 августа 2012 г. N 387, и данных, предоставленных субъектами электроэнергетики Республики Марий Эл, приняты уровни электропотребления энергосистемы Республики Марий Эл на перспективу до 2018 года, приведенные в таблице N 4.1.

Таблица N 4.1

Показатель	Перспектива по годам
	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Электропотребление, млн. кВт. ч	3 265,0	3 299,0	3 331,0	3 364,0	3 397,0	3 430,0
Среднегодовые темпы прироста, процентов		1,04	0,97	0,99	0,98	0,97

На диаграмме 4.1 представлены прогнозные уровни электропотребления Республики Марий Эл на рассматриваемый период.

В настоящее время в Республике Марий Эл процедура технологического присоединения выполняется согласно Правилам 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, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861.

В республике услуги по технологическому присоединению к объектам электросетевого хозяйства оказывают филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья", МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1", ОАО "Энергия", ООО "Волжская сетевая компания".

Предельный срок подключения потребителей (до 150 кВт) с даты поступления заявки на технологическое присоединение до даты подписания акта о технологическом присоединении в республике за 2012 год составил 276 дней.

Предельное количество этапов (процедур), необходимых для технологического присоединения к электрическим сетям, в республике за 2012 год составило 9 единиц.

В целях уменьшения количества этапов, сокращения времени и стоимости прохождения процедур технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей Правительством Российской Федерации разработан план мероприятий ("дорожная карта") "Повышение доступности энергетической инфраструктуры", утвержденный распоряжением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2012 г. N 1144-р.

Количество фактических присоединений к электрическим сетям увеличилось в 2012 году по сравнению с 2011 годом с 2379 до 2453 штук, количество заключенных договоров на присоединение к электрическим сетям увеличилось на 114 единиц и составило 3093 (прирост к 2011 году составил 103,8 процента). При этом в 2012 году на 3309 поступивших заявок заключено 3093 договора на присоединение к электрическим сетям (в 2011 году - на 3118 заявок было заключено 2979 договоров).

Общая присоединенная мощность в 2012 году составила 33705,7 кВт, что на 1123,0 кВт, или 103,4 процента больше по сравнению с 2011 годом.

Прогноз максимума нагрузки

Прогноз максимума нагрузки Республики Марий Эл на период до 2018 года представлен в таблице N 4.2.

Таблица N 4.2

Показатель	Перспектива по годам
	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Максимум нагрузки (собственный), МВт	637,0	644,0	649,0	655,0	661,0	667,0
Среднегодовые темпы прироста, процентов	0,99	0,98	0,99	0,99	0,99	0,99

На диаграмме 4.2 представлены прогнозные уровни максимума нагрузки Республики Марий Эл на рассматриваемый период.

4.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным энергорайонам энергосистемы Республики Марий Эл

Информация об электропотреблении и максимумах нагрузки по отдельным энергоузлам не приводится ввиду отсутствия необходимости выделения отдельных частей энергосистемы исходя из режима функционирования.

4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период

Прогноз потребления тепловой энергии Республики Марий Эл представлен в таблице N 4.3.

Таблица N 4.3

Показатель	Годы
	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	5 700,2	5 768,6	5 837,8	5 907,9	5 978,8	6 050,5
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-	68,4	69,2	70,1	70,9	71,7
Среднегодовые темпы прироста, процентов	-	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2

Прогноз отпуска теплоэнергии от ТЭС на период до 2018 года представлен в таблице N 4.4.

Таблица N 4.4

Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	Годы
	2013	2014	2015	2016	2017	2018
От ТЭС	1 930,87	1 930,47	1 940,27	1 945,07	1 948,67	1 951,57
От электростанций промышленных предприятий	950,0	1 000,0	1 000,0	1 000,0	1 000,0	1 000,0
Всего	2880,87	2930,47	2940,27	2945,07	2948,67	2951,57

Около 50 процентов суммарного потребления тепловой энергии Республики Марий Эл обеспечивается за счет когенерации тепловой и электрической энергии.

4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Марий Эл

В таблице N 4.5 представлен перечень новых и расширяемых электростанций Республики Марий Эл на 5-летний период.

Таблица N 4.5

Наименование электростанции	Принадлежность к компании	Год ввода	Вид топлива (для ТЭС)	Обоснование необходимости ввода	Вводимая мощность, Гкал/ч/	Место расположения	Удельные капвложения, тыс. рублей/кВт
Номер блока, ткп оборудования
КВГМ-50 КВГМ-50 КВГМ-50 ДЕ-25/14	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	2014 2015 2017 2018	газ газ газ газ	покрытие прироста электрических нагрузок в зоне влияния Йошкар-Олинской ТЭЦ-1 за счет естественного прироста нагрузки и строительства в жилищно-коммунальном секторе г. Йошкар-Олы	50 50 50 14,1	г. Йошкар-Ола	0,8 0,8 0,8 1,9

Перечень демонтируемых энергоблоков (электростанций) Республики Марий Эл представлен в таблице N 4.6.

Таблица N 4.6

Наименование электростанции	Принадлежность к компании	Год демонтажа (консервации)	Вид топлива (для ТЭС)	Выводимая мощность, Гкал/ч	Вид демонтажа (под замену или окончательный), для консервации год вывода	Место расположения
Номер блока, тип оборудования
ПТВМ-30 ПТВМ-30М ПТВМ-30М КЕ-35-24	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"	2014 2015 2017 2018	газ газ газ газ	29 34 31 17,5	демонтаж под замену	г. Йошкар-Ола

Когенерация - это способ одновременного получения электрической и полезной тепловой энергии от сжигания топлива. Особенно эффективна она при наличии дешевого топлива и минимальной удаленности генератора от потребителя. Главное преимущество когенератора перед обычными теплоэлектроцентралями заключается в том, что он преобразует энергию с большей эффективностью. Система когенерации работает с наименьшими тепловыми потерями, уменьшаются также производственные расходы.

Перевод котельных в режим когенерации может обеспечить рост производства электроэнергии в Республике Марий Эл. Типовое решение состоит в замене котельных на ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ в сочетании с тепловыми насосами, переводе существующих котельных в пиковые режимы. Для реализации данного принципа необходимо провести комплексную модернизацию систем централизованного теплоснабжения и тепловых сетей.

Развитие когенерации позволит повысить коэффициент полезного использования топлива, изменить потребности в топливе, вовлечь в теплоэнергетику местные виды топлива, улучшить экологию городов и поселений.

Постановлением Правительства Республики Марий Эл от 26 января 2010 г. N 11 утверждена республиканская целевая программа "Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры на 2010 - 2015 годы", которой предусмотрены оптимизация схем теплоснабжения населенных пунктов в Республике, строительство и модернизация объектов теплоэнергетики на перспективу до 2015 года.

В перспективе предусматривается строительство мини-ТЭЦ с учетом когенерации в муниципальном образовании "Звениговский муниципальный район", в городских округах "Город Волжск" и "Город Козьмодемьянск" Республики Марий Эл. Планируемые сроки реализации данных инвестиционных проектов 2014 - 2015 годы. Предполагаемая проектная мощность до 120 МВт.

4.6. Прогноз возможных объемов развития энергетики Республики Марий Эл на основе ВИЭ и местных видов топлива

Географическое положение и природно-климатические условия Республики Марий Эл не способствуют развитию возобновляемых источников энергии на ее территории.

Ввиду незначительного объема биомассы (отходов древесины, отходов растениеводства и животноводства, канализационных стоков) получение органической субстанции на территории республики не представляется возможным.

Ограниченный ветроэнергетический ресурс республики (на большей части территории скорость ветра достигает 4,5 м/с) не позволяет использовать ветрогенератор в качестве альтернативного источника энергии. Для выработки электроэнергии с применением ветроустановок необходима скорость ветра 6,5 - 14,0 м/с.

Анализ распределения гидрологических характеристик по территории республики показал, что средний коэффициент обводнения (отношение протяженности рек к площади водосбора) составил всего 0,313, так как подавляющее число рек имеют незначительную протяженность и малую водосборную площадь (менее 100 кв. км), что не позволяет осуществлять выработку электрической энергии в достаточных объемах и более дешевую по себестоимости. Для развития малых ГЭС необходимо иметь напор воды высотой 3 метра со скоростью стока 3,87 л/сек. Программы развития малой гидроэнергетики имеют экономическую эффективность лишь в регионах Российской Федерации с высоким потенциалом водных ресурсов.

Исследования по определению годового валового прихода солнечной радиации в республике показали низкую эффективность использования солнечного модуля (установки, преобразующей солнечную энергию в электрическую) даже при оптимальной ориентации под углом 41 градус с направлением на юг.

Ввиду ограниченности ресурсов возобновляемых источников (ветер, вода, солнце, биомасса) и отсутствия приливных и геотермальных источников в Республике Марий Эл развитие возобновляемых источников энергии в настоящее время не представляется возможным.

Ввод новых электростанций, использующих местные виды топлива, в период до 2018 года не предусматривается.

4.7. Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период

В соответствии с прогнозируемыми уровнями потребности в электроэнергии и мощности сформирован баланс мощности и электроэнергии для энергосистемы Республики Марий Эл на период 2014 - 2018 годов.

В таблице N 4.7 приведен баланс мощности, в таблице N 4.8 - баланс электроэнергии по энергосистеме Республики Марий Эл по годам до 2018 года.

Таблица N 4.7

Показатели	Единица измерения	Годы
		2013	2014	2015	2016	2017	2018
Потребность
Электропотребление	млн. кВт. ч	3 265,0	3 299,0	3 331,0	3 364,0	3 397,0	3 430,0
Максимум нагрузки (собственный)	МВт	637,0	644,0	649,0	655,0	661,0	667,0
Расчетный резерв мощности	МВт	58,0	59,0	60,0	61,0	62,0	63,0
Итого потребность	МВт	637,0	644,0	649,0	655,0	661,0	667,0
Покрытие
Установленная мощность на конец года	МВт	246,5	246,5	246,5	246,5	246,5	246,5
Ограничения мощности на час максимума нагрузки	МВт	0	0	0	0	0	0
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	МВт	246,5	246,5	246,5	246,5	246,5	246,5
Получение мощности - Всего	МВт	186,0	186,0	186,0	186,0	186,0	186,0
Избыток (+)/ дефицит (-)	МВт	-444,0	-450,0	-457,0	-463,0	-470,0	-477

Таблица N 4.8

Показатели	Единица измерения	Годы
		2013	2014	2015	2016	2017	2018
Потребность
Электропотребление	млн. кВт. ч	3 265,0	3 299,0	3 331,0	3 364,0	3 397,0	3 430,0
Итого потребность	млн. кВт. ч	3 265,0	3 299,0	3 331,0	3 364,0	3 397,0	3 430,0
Покрытие
Выработка электроэнергии	млн. кВт. ч	1 060,0	1 076,0	1 095,0	1 098,0	1 257,0	1 284,0
Итого покрытие	млн. кВт. ч	1 060,0	1 076,0	1 095,0	1 098,0	1 257,0	1 284,0
Избыток (+)/ дефицит (-)	млн. кВт. ч	-2059,6	-2093,6	-2125,6	-2158,6	-2 191,6	-2 146,0
Число часов использования установленной мощности	часов в год	4 300,2	4365,1	4 442,2	4 454,4	5 099,4	5 208,9

Из таблиц N 4.7 и 4.8 видно, что с учетом прогнозируемого роста потребления электроэнергии и нагрузки на перспективу 2014 - 2018 годов в целом по территории Республики. Марий Эл сохраняется дефицитный баланс по мощности и электроэнергии в сторону увеличения.

4.8. Уточнение "узких мест" в электрической сети напряжением 35 кВ и выше

"Узкие места" в сети 35 кВ и выше определяются рядом факторов. К наиболее распространенным факторам следует отнести следующие:

1. Схемы присоединения электросетевых объектов к энергосистеме в ряде случаев не соответствуют требованиям нормативных документов (ПС 110 кВ Данилово, Еласы, Красный Мост, Козьмодемьянск, Заря, Восток).

2. Большое количество ПС 35, 110 и 220 кВ с короткозамыкателями в цепях трансформаторов.

3. Наличие ПС 110-35 кВс одним трансформатором.

4. Наличие ПС 35, 110 и 220 кВ с питанием по одной ВЛ.

5. Значительные объемы оборудования (ВЛ, ПС), отработавшего нормативный срок эксплуатации и имеющего неудовлетворительное техническое состояние.

Данные по "узким местам" в сети 35 кВ и выше приведены в таблице N 4.9.

Таблица N 4.9

	Характеристика "узких мест"	Наименование электросетевых объектов
1	2	3
1.	220 кВ
1.1.	Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Средне-Волжское ПМЭС
1.1.1	ПС с короткозамыкателями	Волжская, Восток, Заря
1.1.2.	Питание ПС по одной ВЛ 220 кВ	Дубники
1.1.3.	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2013	Волжская, Восток, Заря, Дубники
2.	110 кВ
2.1.	Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
2.1.1.	ПС с короткозамыкателями	Агрегатная, Акашево, Аленкино, Арбаны, Большой Ляждур, Визимьяры, Виловатово, Данилово, Еласы, Заречная, Звенигово, Илеть, Козьмодемьянск, Кокшайск, Косолапово, Краснооктябрьск, Красный Мост, Куженер, Кундыш, Луговая, Люльпаны, Мари-Турек, Мелковка, Морки, Новый Торъял, ОКБ, Оршанка, Параньга, Параты, Пемба, Пижма, Пионерская, Помары, Сернур, Сидельниково, Советск, Сотнур, Суслонгер, Троицкий Посад, Шелангер, Шиньша, Юрино
2.1.2.	Питание ПС по одной ВЛ	Визимьяры, Луговая, Сидельниково
2.1.3.	ПС с одним трансформатором	Арбаны, Большой Ляждур, Илеть, Кокшайск, Красный Мост, Луговая, Люльпаны, Пионерская, Сидельниково, Троицкий Посад
2.1.4.	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2013	Визимьяры, Виловатово, Еласы, Козьмодемьянск, Красный Мост, Кундыш, Мелковка, Троицкий Посад, Юрино, Агрегатная, Акашево, Аленкино, Арбаны, Городская, Данилово, Заречная, Звенигово, Кокшайск, Краснооктябрьск, Лесная, Луговая, Люльпаны, Медведево, Морки, ОКБ, Оршанка, Параты, Пемба, Помары, Сидельниково, Советская, Сотнур, Суслонгер, Шелангер, Шиньша, Илеть, Косолапово, Куженер, Мари-Турек, Новый Торъял, Параньга, Сернур
2.1.5.	Несоответствие типовым принципиальным электрическим схемам РУ ПС 35 - 750 кВ	Данилово, Еласы, Красный Мост, Козьмодемьянск, Заря, Восток
2.1.6.	ВЛ 110 кВ на деревянных опорах	Чигашево - Помъялы
2.2.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"
2.2.1.	ПС с короткозамыкателями	Витаминный, Городская, Заводская, Студенка
2.2.2.	Питание ПС по одной ВЛ	Студенка
2.2.3.	ПС с одним трансформатором	Студенка
2.2.4.	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2013	Витаминный, Городская, Заводская, Кожино, Студенка
	Всего по сети 110 кВ
	Количество ПС с короткозамыкателями, штук	46
	Питание по одной ВЛ, штук	4
	Количество ПС с одним трансформатором, штук	11
	Количество ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2013, штук	47
	Количество ВЛ 110 кВ, имеющих неудовлетворительное состояние по техническому освидетельствованию, штук	1
3.	35 кВ
3.1.	Филиал "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
3.1.1.	ПС с короткозамыкателями	Озерки, Пахомово
3.1.2.	ПС с предохранителями	Абаснур, Ленинская, Три Рутки
3.1.3.	Питание ПС по одной ВЛ	Зеленогорск, Казанск, Карлыган, Коркатово, Кукнур, Ленинская, Лидвуй, Майская, Малый Кугунур, Марисола, Нежнур, Пахомово, Руясола, Токтарсола, Три Рутки, Филиппсола, Шары, Юркино
3.1.4.	ПС с одним трансформатором	Казанск, Карлыган, Коркатово, Кукнур, Ленинская, Лидвуй, Майская, Малый Кугунур, Мари-Билямор, Марисола, Масканур, Нежнур, Пектубаево, Русские Шои, Руясола, Токтарсола, Три Рутки, Шары, Шулка, Юркино
3.1.5.	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2013	Ленинская, Лидвуй, Майская, Нежнур, Озерки, Шары, Абаснур, Зеленогорск, Кленовая Гора, Коркатово, Красногорск, Малый Кугунур, Пахомово, Семейкино, Степная, Филиппсола, Шулка, Казанск, Мари-Билямор, Мариец, Марисола, Памашъял, Пектубаево, Русские Шои, Хлебниково
3.2.	МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1"
3.2.1.	ПС с короткозамыкателями	Северо-Западная
3.2.2.	ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2013	Северо-Западная
3.3.	Другие собственники
3.3.1.	ПС с предохранителями	КАФ, ООО "МЗХО Калинка" (Мочалище)
3.3.2.	ПС с одним трансформатором	ИП Сафиуллин
3.3.3.	Питание ПС по одной ВЛ	ИП Сафиуллин, МЗСК, ООО "МЗХО Калинка" (Мочалище), Сурок
	Всего по сети 35 кВ
	Количество ПС с короткозамыкателями, штук	3
	Количество ПС с предохранителями, штук	5
	Питание ПС по одной ВЛ, штук	22
	Количество ПС с одним трансформатором, штук	21
	Количество ПС с трансформаторами, отработавшими свой нормативный срок (25 лет) на 01.01.2013	.26

Оценка технического состояния электросетевого хозяйства, а также прогнозируемый рост нагрузок потребителей Республики Марий Эл, дефицит мощности и электроэнергии позволяют выделить следующие обобщенные предложения по приоритетным направлениям технического развития электрических сетей:

своевременная замена электросетевого оборудования, дальнейшая эксплуатация которого по техническим или экономическим причинам признана нецелесообразной;

построение сетей напряжением ПО - 35 кВ таким образом, чтобы имелась возможность обеспечения резервного питания для любого потребителя;

применение при строительстве, расширении, реконструкции и техническом перевооружении подстанций напряжением 110 - 220 кВ, трансформаторов и автотрансформаторов 220/110 кВ с устройством РПН;

замена ОД и КЗ на элегазовые выключатели с реконструкцией ОРУ по типовым схемам;

установка вторых трансформаторов на действующих ПС 110 кВ;

сооружение новых участков ВЛ 35 кВ и выше взамен эксплуатируемых до настоящего времени и выработавших свой ресурс (50 лет и более).

Решение о дальнейшей эксплуатации или замене электрооборудования ПС 35 кВ и выше необходимо решать для каждого объекта конкретно с учетом актов технического обследования.

Комплекс мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции электрических сетей осуществляется 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.

Сооружение новых ВЛ предусматривается с использованием металлических опор. Мощность вновь устанавливаемых трансформаторов, параметры ЛЭП (трасса, протяженность, марка и сечение провода) подлежат уточнению на стадии выполнения проектов конкретных объектов.

4.9. Развитие электрической сети напряжением 35 кВ и выше

Разработка схемы развития электрических сетей 35 кВ и выше энергосистемы Республики Марий Эл на период до 2018 года на современном этапе при высокой степени охвата территории электрическими сетями осуществляется в основном за счет оптимизации существующей сети с учетом приведения ее в соответствие с действующими на данный момент нормативными, документами и положениями по эксплуатации энергосистем.

При разработке настоящей Программы учитывалась дефицитность энергосистемы Республики Марий Эл по мощности и электроэнергии: 60 процентов и более в настоящее время и 70 процентов и более на перспективу до 2018 года.

В течение всего рассматриваемого периода до 2018 года развитие электростанций не намечается, энергосистема будет получать недостающую мощность и электроэнергию от соседних энергосистем ОЭС Средней Волги.

Эти обстоятельства предопределили необходимость развития сетей ПО, 220 кВ на территории республики и поддержания на современном техническом уровне существующих питающих энергообъектов.

Развитие электрических сетей 220 кВ и выше

Энергосистема Республики Марий Эл входит в ОЭС Средней Волги и связана с ОЭС Средней Волги по трем ВЛ 500 кВ (Чебоксарская ГЭС - Помары и Киндери - Помары, Помары - Удмуртская) и четырем ВЛ 220 кВ (Чебоксарская ГЭС - Чигашево, Зеленодольская - Волжская, Помары - Зеленодольская, Тюрлема - Помары).

ПС 500/220/10 кВ Помары

ПС Помары 500 кВ является узловой подстанцией энергосистемы Республики Марий Эл и имеет ключевое значение для надежности электроснабжения Северного энергоузла Казанского района Республики Татарстан, энергосистемы Республики Марий Эл, Республики Чувашия.

На шины подстанции коммутируются 3 ВЛ 500 кВ и 8 ВЛ 220 кВ.

На подстанции установлены два AT 500/220 кВ мощностью по 3x167 МВА.

Автотрансформаторы 500/220 кВ находятся в эксплуатации: АТ-1 - с 1986 года (32 года на 2018 году), АТ-2 - с 1997 года (21 год на 2018 год).

Согласно инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" в период до 2018 года предусматривается замена 2-х воздушных выключателей ВВ-500Б Чебоксарская на элегазовые (2012 - 2016 гг.).

ПС 220/110 кВ Чигашево

В настоящее время филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги в рамках инвестиционной программы завершает работы по комплексной реконструкции на ПС 220 кВ Чигашево. Срок окончания реконструкции 2013 год. ПС 220/110/10 кВ Чигашево является одним из источников покрытия электрических нагрузок г. Йошкар-Олы и прилегающего района (415,4 МВт).

В 2011 году введен первый, а в 2012 году второй AT 220/110 кВ мощностью по 200 МВА каждый.

На шины ПС Чигашево коммутируются 3 ВЛ 220 кВ и 11 ВЛ 110 кВ.

ОРУ 220 кВ по схеме "Трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя" (220-15);

ОРУ 110 кВ по схеме "Две рабочие секционированные выключателями системы шин";

два линейных регулировочных трансформатора мощностью по 40 МВА.

ПС 220/110/10 кВ Волжская

ПС 220/110/10 кВ Волжская является одним из источников покрытия электрических нагрузок Волжского промузла.

На ПС 220 кВ Волжская установлены два автотрансформатора мощностью по 125 МВА (ввод 1979 году и 1986 году - 39 лет и 32 года эксплуатации соответственно на 2018 год).

На шины ПС Волжская коммутируются 2 ВЛ 220 кВ и 8 ВЛ 110 кВ.

Находящееся в эксплуатации с 1979 года оборудование ОРУ 110, 220 кВ ПС 220 кВ Волжская физически и морально устарело и в силу несоответствия схемы ОРУ 220 кВ современным техническим требованиям (в цепи автотрансформаторов отсутствуют выключатели) является одним из "узких мест" в электрических сетях района.

В объем реконструкции ПС Волжская входит:

установка двух AT 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый;

КРУЭ 220 кВ по схеме "Четырехугольник" (220-7);

КРУЭ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" (110-9).

По инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" реконструкций ПС 220 кВ Волжская планируется в 2018 - 2020 годах.

ПС 220/110/10 кВ Дубники

ПС 220 кВ Дубники осуществляет электроснабжение НПС нефтепровода Сургут - Полоцк (НПС Дубники, Лазарево) и прилежащего района. Автотрансформаторы мощностью 2x63 МВА находятся в эксплуатации более 30 лет, в связи с чем подлежат замене.

Инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на данной подстанции намечается реконструкция с заменой масляных баковых выключателей MB-ПО Лазарево-1 I цепь, Лазарево-1 II цепь, ОВ-110 на элегазовые баковые с заменой защит и автоматики.

ПС 220 кВ Восток, Заря

От ПС 220/10 кВ Восток, Заря осуществляется электроснабжение КС Волжское ЛПУМГ газопроводов Уренгой - Ужгород (2-я ветка) и Уренгой - Помары - Центр (1-я ветка). ОРУ 220 кВ этих ПС не соответствуют современным техническим требованиям в связи с отсутствием в цепях AT выключателей 220 кВ.

На основании решения Средне-Волжского предприятия магистральных электрических сетей в 2008 году на ПС Заря два трансформатора 220 кВ (Т-1 и Т-2) мощностью по 63 МВА были выведены из работы.

ВЛ 220 кВ Помары - Чигашево

Дефицит мощности энергосистемы Республики Марий Эл на перспективу до 2018 года составит около 70 процентов.

Покрытие дефицита Йошкар-Олинского узла осуществляется по двум основным питающим ВЛ 220 кВ: Помары - Чигашево и Чебоксарская ГЭС - Чигашево, по межсистемной ВЛ 110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-3 - Чигашево (133,9 км) и системным ВЛ 110 кВ Чигашево - Помъялы - Волжская (112,3 км) и Чигашево - Лесная - Помъялы - Волжская (114,6 км). Перечисленные ВЛ 110 кВ выполнены в основном проводом марки АС-120, пропускная способность каждого транзита в зимних условиях составляет 88,6 МВт (503 А). Узкое место по вышеуказанным транзитам ПС 110 кВ Помъялы СМВ-110 кВ, ограничивающий ток 600А. На ПС 110 кВ Помъялы ВЛ 110 кВ Волжская - Помъялы перефиксировать на 2с - 110 кВ.

ВЛ 220 кВ Дубники - Лебяжье

В Схеме и программе развития Единой энергетической системы России 2012 - 2018 годы, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 августа 2012 г. N 387, для повышения надежности электроснабжения потребителей Республики Марий Эл и Кировской области предусмотрено строительство ВЛ 220 кВ Дубники - Лебяжье (2016 - 2017 гг.) с расширением ОРУ 220 кВ ПС Дубники. Схему ОРУ-220 кВ ПС 220 кВ Дубники определить проектом.

В таблицах N 4.10 и 4.11 представлены объемы электросетевого строительства на напряжении 220 - 500 кВ на период 2013 - 2018 годов.

Таблица N 4.10

Название подстанций	Объем	Количество	Основание
1	2	3	4
ПС 500 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
500/220/10 кВ Помары	Замена выключателей ВВ-500Б на элегазовые	2	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	Замена AT 500/220 кВ мощностью 3x167 МВА на 3x167 МВА	1	рекомендовано Программой в связи с возрастной структурой
ПС 220 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
220/110/ 10 кВ Волжская	КРУЭ 220 кВ по схеме "Четырехугольник"	1	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	Замена AT 220/110 кВ мощностью 2x125 МВА и ЛРТ 2x40 на AT 2x125 и ЛРТ2х40	2
	КРУЭ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная система шин"	1
220/10 кВ Восток	Замена трансформаторов 220 кВ мощностью по 63 МВА на трансформаторы 63 МВА	4	рекомендовано Программой в связи с возрастной структурой
220/110/10 кВ Дубники	Замена масляных выключателей 220 кВ на элегазовые	2	рекомендовано Программой в связи с возрастной структурой
	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые	6	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
	Замена AT 220/110 кВ мощностью 63 МВА и ЛРТ мощностью 2x16 на AT по 63 МВА и ЛРТ 2x16	2	рекомендовано Программой в связи с возрастной структурой
	Схема ОРУ 220 кВ	1	определятся проектом
220/10 кВ Заря	Замена трансформаторов 220 кВ мощностью по 63 МВА на трансформаторы 63 МВА	4	рекомендовано Программой в связи с возрастной структурой

Таблица N 4.11

Название ВЛ	Марка, сечение	Протяженность по республике, км	Основание
1	2	3	4
ВЛ 500 кВ (новое строительство)
Помары - Удмуртская	АС-3х300	15,26	ИП ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги
ВЛ 220 кВ (новое строительство)
Участок ВЛ Дубники - Лебяжье	АС-300	20	рекомендовано Программой для повышения надежности электроснабжения Чигашевского и Дубниковского энергорайонов
ВЛ 220 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
Участок ВЛ Помары - Зеленодольская	АС-300	12,5	рекомендовано Программой в связи с возрастной структурой
Участок ВЛ Помары - Тюрлема	АС-300	21,4	рекомендовано Программой в связи с возрастной структурой

Развитие электрических сетей 110 - 35 кВ

Формирование перспективной схемы электрических сетей 110 - 35 кВ Республики Марий Эл и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:

повышение пропускной способности сети;

повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

ликвидацию "узких мест" в электрических сетях 110 - 35 кВ.

Действующая сеть 110 кВ энергосистемы выполняет в основном функции распределительной сети, в целом соответствует требованиям Правил технической эксплуатации и Правил устройства электроустановок и обеспечивает надежное электроснабжение потребителей. Загрузка ЛЭП в настоящее время не превышает нормируемых значений.

Тем не менее к 2018 году около 9 процентов от общей протяженности ВЛ 110 кВ и около 7 процентов ВЛ 35 кВ будут иметь срок эксплуатации больше 50 лет и подлежат полной или частичной реконструкции и восстановлению с заменой опор и подвеской аналогичного провода или провода большего сечения.

В период рассматриваемой перспективы настоящей Программой предусматривается дальнейшее развитие сетей 110 - 35 кВ Республики Марий Эл, необходимость которого диктуется условиями обеспечения электроснабжения намечаемых потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей, а также потребностью в обеспечении надежности их электроснабжения. Осуществить это планируется в первую очередь путем расширения и реконструкции существующих ПС за счет установки вторых трансформаторов на однотрансформаторных подстанциях и замены существующих трансформаторов на более мощные, а также путем сооружения новых ПС и питающих линий электропередачи. Основной объем, предусмотренный Программой электросетевого строительства, приходится на реконструкцию и восстановление ВЛ и ПС 100 - 35 кВ, отработавших нормативные сроки, и по своему техническому состоянию ограниченно пригодных для дальнейшей эксплуатации.

Необходимость строительства новых электросетевых объектов 110 - 35 кВ, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из уровня принятых электрических нагрузок и требований к надежности электроснабжения потребителей. Выбор установленной мощности трансформаторов на новых подстанциях 110 - 35 кВ и намечаемых к реконструкции и техническому перевооружению производился по электрическим нагрузкам с учетом намечаемого роста.

В настоящее время загрузка трансформаторов 110 и 35 кВ находится в основном в пределах от 10 до 56 процентов, то есть их резервная мощность для присоединения новых потребителей в размере 60 МВт (прирост нагрузки за 6 лет) достаточна, а ввод новых ПС зависит от конкретного месторасположения намечаемых потребителей.

На территории республики с учетом предусмотренного роста нагрузок к наиболее развивающимся относится район г. Йошкар-Олы. В период до 2018 года для этого района намечается:

1. Сооружение ПС 110/10 кВ Мышино с трансформаторами 2x25 МВА, предназначенной для электроснабжения жилищной застройки западной части г. Йошкар-Олы с заявленной нагрузкой 22 МВт. Питание ПС Мышино намечается осуществить от двух источников питания по следующим двум ВЛ 110 кВ с проводом марки АС-150: Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 - Мышино и ответвлением от ВЛ 110 кВ Медведево - Краснооктябрьск. Распределительное устройство 110 кВ предусматривается по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (110-4Н)". Строительство данной ПС рекомендуется после 2018 года.

2. В связи с ростом нагрузок и необходимостью замены отработавших нормативный срок эксплуатации трансформаторов 35/6 кВ 2x10 МВА (более 65 и 40 лет), согласно Положению о технической политике в распределительном электросетевом комплексе, осуществить перевод ПС 35/6 кВ Северо-Западная на напряжение 110/10 кВ с трансформаторами мощностью 2x16 МВА. ПС 110 кВ Северо-Западная намечается присоединить к сетям двумя ВЛ 110 кВ: первая - одна из двухцепной существующей ВЛ 35 кВ, выполненной в габаритах 110 кВ, от ПС 110 кВ Кожино после ее перевода на напряжение 110 кВ; другая - вторая цепь этой же ВЛ 35 кВ, выполненной в габаритах 110 кВ, как ответвление от ВЛ 110 кВ Чигашево - Заводская в месте пересечения этих ЛЭП. Распределительное устройство 110 кВ ПС 110/10 кВ Северо-Западная предусматривается как два блока с выключателями в цепях трансформаторов и перемычке.

3. Реконструкция ПС 110 кВ Городская с установкой вместо трех существующих трансформаторов 110/35/6 кВ (более 40 лет в эксплуатации) двух трансформаторов 110/10/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый в соответствии с Положением о технической политике в распределительном электросетевом комплексе. Распределительное устройство 110 кВ предусматривается по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (110-4Н)".

4. Замена на ПС Кожино существующих трансформаторов 110/6 кВ, отработавших нормативный срок эксплуатации (более 40 лет), на трансформаторы 110/10/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый и масляных выключателей марки МКП-110 на элегазовые согласно Положению о технической политике в распределительном электросетевом комплексе.

5. Перевод ПС 110/6 кВ Витаминный с трансформаторами 2x10 МВА (срок эксплуатации 40 лет) на напряжение 110/10 кВ с новыми трансформаторами той же мощности, сооружение закрытого распределительного устройства 110 кВ с установкой двух элегазовых выключателей в цепях трансформаторов.

6. Перевод ПС 110/6/6 кВ Заводская с трансформаторами 2x32 МВА (срок эксплуатации более 30 лет) на напряжение 110/10/10 кВ с новыми трансформаторами мощностью по 40 МВА, сооружение закрытого распределительного устройства 110 кВ с установкой двух элегазовых выключателей в цепях трансформаторов.

С осуществлением реконструкции ПС, указанных в пунктах 1-5 подраздела 4.9 настоящей Программы, в г. Йошкар-Оле будет введено более прогрессивное для городских электросетей напряжение 10 кВ, повысится надежность электроснабжения города, снизятся потери электроэнергии.

7. Реконструкция ПС 110/6 кВ Студенка с установкой модульной ПС закрытого типа с двумя трансформаторами по 2,5 МВА каждый с РУ 110 кВ по схеме "Мостик с выключателями в цепях трансформаторов" взамен отработавшего нормативный срок трансформатора мощностью 10 МВА 1961 года установки (52 года в эксплуатации) и сооружение захода ВЛ 110 кВ для присоединения второго трансформатора и захода на 2с-110 кВ отпайки 110 кВ от ВЛ 110 кВ Чигашево - Помъялы.

8. Реконструкция ПС 110/10 кВ Красный Мост с сооружением ОРУ 110 кВ по схеме "Две рабочие системы шин" и строительством двухцепного захода ВЛ 110 кВ Медведево - Кундыш на ПС для ликвидации "узкого места" в сети 110 кВ, при этом обеспечивается надежность электроснабжения НПС Кундыш.

9. В период до 2017 года намечается осуществить перевод на напряжение 110 кВ ПС 35/10 кВ Ленинская, который связан с ростом нагрузок в прилежащем районе. В настоящее время район ПС 35/10 кВ Ленинская получает питание от ПС 110/35/10 кВ Воскресенская энергосистемы Нижегородской области по тупиковой ВЛ 35 кВ Воскресенская - Сысуево протяженностью 48 км. С реализацией заходов этой ВЛ 35 кВ на ПС 35 кВ Марково (2x19,1 км) и ПС Сысуево (2x4 км), предусмотренных Актуализацией Схемы перспективного развития электрических сетей 35-500 кВ Нижегородской области с перспективой до 2020 года (далее - Схема), протяженность ВЛ 35 кВ от ПС 110/35/10 кВ Воскресенская до ПС 35 кВ Ленинская составит 94 км. Учитывая изложенное, строительство ВЛ 35 кВ от ПС Юрино и реконструкция ВЛ 35 кВ Ленинская - Сысуево, предусмотренные инвестиционной программой филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья", не обеспечат качественное электроснабжение потребителей рассматриваемого района.

В связи с изложенным и исходя из расположения ПС 35 кВ Ленинская в непосредственной близости к трассе существующей ВЛ 110 кВ Воскресенская - Мелковка данной Схемой рекомендуется осуществить перевод ПС 35/10 кВ Ленинская на 110 кВ с установкой на первом этапе одного трансформатора мощностью 6,3 МВА. Присоединение ПС намечается заходом ВЛ 110 кВ Воскресенская - Мелковка (2 x 0,2 км) по схеме "Мостик с выключателем в цепи трансформатора и ремонтной перемычкой со стороны трансформатора".

С сооружением ПС 110/35/10 кВ Ленинская реконструкция ВЛ 35 кВ Сысуево - Ленинская перестает являться необходимостью, поскольку данная ВЛ теряет свое назначение в качестве питающей, а строительство второй ВЛ 35 кВ на ПС 35 кВ Юркино от сооружаемой в относительной близости ПС 110 кВ Ленинская обеспечит надлежащее качество электроснабжения потребителей рассматриваемых районов.

Резервное питание потребителей района ПС Ленинская на первом этапе может осуществляться по сети 10 кВ, ПС Юркино - по сети 35 кВ.

10. Дня ликвидации "узкого места" в сети 110 кВ предусматривается реконструкция ПС 110/35/10 кВ Данилово с сооружением ОРУ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с заменой существующих трансформаторов 2x10 МВА на трансформаторы мощностью 2x16 МВА.

11. Для ликвидации "узкого места" в сети 110 кВ рекомендуется осуществить реконструкцию ПС 110/35/10 кВ Еласы с сооружением ОРУ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с заменой существующих трансформаторов 6,3 и 10 МВА на трансформаторы той же мощности и для повышения надежности электроснабжения потребителей строительство ВЛ 110 кВ Нискасы - Еласы.

Настоящей Программой рекомендованы мероприятия по развитию электросетевого хозяйства 35 - 110 кВ по Республике Марий Эл, представленные в таблицах N 4.12 - 4.15.

Таблица N 4.12

Название ПС	Объем	Количество	Основание
1	2	3	4
ПС 110 кВ (новое строительство)
ПС 110/35/10 кВ Ленинская	ОРУ 110 кВ по схеме "Мостик с выключателем в перемычке" с трансформатором 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА		для надежного электроснабжения прилегающего района
ПС 110/10 кВ Мышино	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической - перемычкой со стороны линий", трансформаторы 2x25 МВА		для электроснабжения жилищной застройки Западной части г. Йошкар-Олы
ПС 110/10 кВ Северо-Западная	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий", трансформаторы 2 x 16 МВА		повышение надежности электроснабжения городских потребителей, величина нагрузки
ПС 110 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
ПС 110/10 кВ Агрегатная	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена Т-2 мощностью 40 МВА на 40 МВА	1	возрастная структура
ПС 110/10 кВ Аленкино	Замена Т-1 110/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 110/10 кВ25 МВА	1	величина нагрузки
	Замена Т-2 мощностью 16 МВА на 25 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепи трансформатора	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Акашево	Замена трансформаторов 110/35 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепи трансформатора	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Арбаны	Замена Т-2 мощностью 6,3 МВА на 6,3 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Визимьяры	Замена трансформаторов 6,3+10 МВА на трансформаторы 6,3+10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Виловатово	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/6 кВ Витаминный	Замена трансформаторов 110/6 кВ 10 МВА на трансформатор 110/10 кВ 10 МВА	2	ликвидация "узких мест", срок эксплуатации
	ЗРУ 110 кВ с установкой элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2
ПС 110/10/6 кВ Городская (г. Волжск)	Замена трансформаторов 40 МВА на трансформаторы 40 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/6 кВ Городская (г. Йошкар-Ола)	Замена трансформаторов 110/35/6 кВ 10, 20, 25 МВА на трансформаторы 110/10/10 кВ 40 МВА	2	возрастная структура
	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"	1
ПС 110/35/10 кВ Данилово	ОРУ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная система шин"		обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации, ликвидация "узких мест"
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в линиях	2
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2
	Замена трансформаторов 10 МВА на трансформаторы 16 МВА	2	возрастная структура, величина нагрузки
ПС 110/35/10 кВ Еласы	Установка элегазовых выключателей 110 кВ	2	обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации, ликвидация "узких мест"
	Реконструкция ОРУ 110 кВ по схеме "Одна рабочая секционированная система шин"	5
	Замена трансформаторов 6,3+10 МВА на трансформаторы 6,3+10 МВА	2	возрастная структура
ПС 110/35/10 кВ Заречная	Замена трансформаторов 110/35/10 кВ 16, 25, 40 МВА на трансформаторы 110/35/10 кВ 2x40 МВА	3	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/6 кВ Заводская	Замена трансформаторов 110/6 кВ мощностью 2x32 МВА на трансформаторы 110/10 кВ 40 МВА	2	ликвидация "узких мест"
	ЗРУ 110 кВ с установкой элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2
ПС 110/35/10 кВ Звенигово	Замена трансформаторов 110/35/10 кВ 10 МВА на трансформаторы 110/10 кВ 10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Илеть	Замена трансформатора 110/35/10 кВ 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ 6,1 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Красный Мост	Реконструкция ОРУ 110 кВ по схеме "Две рабочие системы шин"	8	обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации, ликвидация "узких мест"
	Установка Т-2 мощностью 2,5 МВА	1
	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 110/10 кВ Кокшайск	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые	2	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
	Установка Т-2 мощностью 6,3 МВА с выключателем	1
	Замена Т-1 мощностью 6,3 МВА на 6,3 МВА	1	возрастная структура
ПС 110/35/6 кВ Кожино	Замена трансформаторов 110/35/6 кВ 31,5 МВА на трансформатор 110/10/10 кВ 40 МВА	2	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе, возрастная структура
	Реконструкция ОРУ 35 кВ на 110 кВ	1
	Замена масляных выключателей МКП-110 кВ на элегазовые	10
пс 110/10 кВ Косолапово	Замена трансформаторов 2,5 и 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Краснооктябрьск	Замена трансформаторов 6,3+10 МВА на трансформаторы 6,3+10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Козьмодемьянск	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена трансформаторов 16 МВА на трансформаторы 16 МВА	2	возрастная структура
ПС 110/35/10 кВ Кундыш	Замена трансформаторов 25 МВА на трансформаторы 25 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Куженер	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/6 кВ Лесная	Замена Т-1, 2 110/6 кВ 6,3 МВА на трансформаторы 110/10 кВ 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка отдельного шиносоединительного выключателя (ШСВ)	1	обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации
ПС 110/10 кВ Люльпаны	Замена Т-1 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Луговая	Установка Т-2 мощностью 10 МВА с выключателем	1	обеспечение надежности электроснабжения и современных требований эксплуатации
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
	Замена Т-1 10 МВА	1	возрастная структура.
ПС 110/35/10 кВ Большой Ляждур	Замена трансформатора 6,3 МВА на трансформатор 6,3 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Мари-Турек	Замена трансформатора 10 МВА на трансформатор 10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Мелковка	Замена трансформаторов 16 МВА на трансформаторы 16 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Медведево	Замена трансформатора 10 и 16 МВА на трансформаторы 16 МВА	2	возрастная структура
	Замена выключателей 110 кВ на элегазовые	11	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
ПС 110/35/10 кВ Морки	Замена трансформаторов 10 и 16 МВА на трансформаторы 10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Новый Торъял	Замена трансформаторов 10 МВА на трансформаторы 10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ ОКБ	Замена трансформатора 16 МВА на трансформатор 16 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Оршанка	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена секционного выключателя 110 кВ на элегазовый	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
	Замена Т-1, 2 мощностью 10 и 16 МВА на 10 МВА	2.	возрастная структура
ПС 110/10 кВ Параты	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Параньга	Замена Т-1 10 МВА на 10 МВА	1	возрастная структура
	Замена Т-2 110/35/10 кВ 10 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ 10 МВА	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе, ликвидация "узких мест"
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2
	Установка отдельного ШСВ	1
ПС 110/35/10 кВ Пионерская	Замена Т-1 6,3 МВА на 6,3 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Пижма	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Пемба	Замена трансформаторов 16 МВА на трансформаторы 16 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Помъялы	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
ПС 110/10 кВ Помары	Замена Т-1, 2 мощностью 10 МВА на 10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/6 кВ Сидельниково	Замена трансформатора 110/6 кВ 6,3 МВА на трансформатор 110/10 кВ 6,3 МВА	1	возрастная структура
	Установка Т-2 110/10 кВ 6,3 МВА	1	электроснабжение производства пенобетонных блоков
	ОРУ 110 кВ по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
ПС 110/35/10 кВ Советск	Замена Т-1 10 МВА на 16 МВА	1	возрастная структура
	Замена секционного выключателя (СВ) 110 кВ на элегазовый	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
	Замена Т-2 16 МВА на 16 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/10 кВ Сотнур	Замена трансформаторов 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Суслонгер	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена СВ 110 кВ на элегазовые	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
	Замена Т-1, 2 мощностью 10 МВА на 16 МВА.	2	возрастная структура
ПС 110/35/6 кВ Студенка	Замена трансформатора 110/35/6 кВ 10 МВА на 110/6 кВ 2,5 МВА	1	повышение надежности электроснабжения ответственных потребителей, возрастная структура
	Установка Т-2 2,5 МВА	1
	ЗРУ 110 кВ по схеме "Мостик с выключателями в цепях трансформаторов"	1
ПС 110/35/10 кВ Сернур	Замена масляного выключателя МКП-110 кВ на элегазовый	1	Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена Т-1, 2 мощностью 10 МВА на 16 МВА	2	возрастная структура, увеличение нагрузки
ПС 110/35/10 кВ Троицкий Посад	Замена трансформатора 10 МВА на трансформатор 10 МВА	1	возрастная структура
	Установка элегазового выключателя 110 кВ в цепи трансформатора	1	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Шелангер	Замена Т-1, 2 мощностью 6,3 и 10 МВА на 16 МВА	2	ликвидация "узких мест", возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2
ПС 110/10 кВ Шиньша	Замена трансформаторов 2,5 и 6,3 МВА на трансформаторы 6,3 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
ПС 110/35/10 кВ Юрино	Замена трансформаторов 6,3+10 МВА на трансформаторы 6,3+10 МВА	2	возрастная структура
	Установка элегазовых выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"

Таблица N 4.13

Название ПС	Объем	Количество	Основание
1	2	3	4
ПС 35 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
ПС 35/10 кВ Абаснур	Замена Т-1, 2 мощностью 1,8 МВА на 2,5 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Голубая	Замена Т-1, 2 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Зеленогорск	Замена Т-1, 2 мощностью 1,6 МВА на 1,6 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Коркатово	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Кадам	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Красногорск	Замена Т-1, 2 мощностью 2,5 МВА на 6,3 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Кленовая Гора	Замена трансформаторов мощностью 1,6 и 2,5 МВА на 1,6 и 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Казанск	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Кукнур	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Лидвуй	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Марисола	Замена Т-1 мощностью 1,6 МВА на 1,6 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Масканур	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Мари-Билямор	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Мариец	Замена Т-1,2 мощностью 1,8 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Майская	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Малый Кугунур	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Микряково	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Озерки	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
	Установка выключателей 35 кВ в цепях трансформаторов и установка секционного выключателя 35 кВ	3	ликвидация "узких мест"
ПС 35/10 кВ Пахомово	Установка элегазовых выключателей 35 кВ в цепях трансформаторов	2	ликвидация "узких мест"
	Замена Т-1, 2 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Памашъял	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Пектубаево	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Руясола	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Русские Шои	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Силикатный	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Синеглазка	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 6,3 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Семейкино	Замена Т-1, 2 мощностью 1,0 МВА на 1,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Три Рутки	Замена Т-1 мощностью 0,16 МВА на 0,16 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Хлебниково	Замена Т-1, 2 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Филиппсола	Замена Т-1, 2 мощностью 1,6 МВА на 1,6 МВА	2	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Шары	Замена Т-1 мощностью 2,5 МВА на 2,5 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Шулка	Замена Т-1 мощностью 4,0 МВА на 4,0 МВА	1	возрастная структура
ПС 35/10 кВ Юркино	Замена Т-1 мощностью 1,6 МВА на 1,6 МВА	1	возрастная структура
	Установка Т-2 мощностью 1,6 МВА с выключателем в цепи трансформатора	1	обеспечение надежности электроснабжения

Таблица N 4.14

Название ВЛ	Марка, сечение	Протяженность, км	Основание
1	2	3	4
ВЛ 110 кВ (новое строительство)
Йошкар-Олинская ТЭЦ-2 Мышино	АС-150	14,0	присоединение ПС 110 кВ Мышино
Ответвление Медведево - Краснооктябрьск на ПС Мышино	АС-150	2,0
2-цепный заход Медведево - Кундыш на ПС Красный Мост	АС-120	1,3	повышение надежности электроснабжения района ПС Красный Мост
Красный Мост Визимьяры	АС-120	20
Заход на ПС Студенка	АС-120	1,3	повышение надежности электроснабжения ответственных потребителей
2-цепный заход на ПС Ленинская	АС-95	0,2	повышение надежности электроснабжения района ПС Ленинская
Нискасы - Еласы	АС-120	25,0	повышение надежности электроснабжения правобережья Горномарийского района
ВЛ 110 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
Замена провода на ВЛ Чигашево - Данилово-2	АС-120	10,0	для увеличения пропускной способности ВЛ
Замена провода Чигашево - Помъялы	АС-240	45,1	возрастная структура, неудовлетворительное состояние по техническому освидетельствованию филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"
Дубники - Большой Ляждур	АС-120	13,5	реконструкция ВЛ с проводом марки АЖ-120 на провод АС-120
Медведево - Оршанка	АС-120	13,3
Дубники - Лазарево	АС-120	55,0
Звенигово - Помъялы	АС-120	15,3
Арбаны - Краснооктябрьск	АС-120	12,6
Замена провода на Медведево - Краснооктябрьск	АС-150	6,6	присоединение ПС Мышино
Замена провода Прудки - Новый Торъял	АС-120	10,9	реконструкция ВЛ с проводом марки АЖ-120 на провод АС-120
Замена провода Дубники - Новый Торъял	АС-120	18,7

Таблица N 4.15

Название ВЛ	Марка, сечение	Протяженность, км	Основание
ВЛ 35 кВ (новое строительство)
Юркино - Ленинская	АС-70	24,0	повышение надежности электроснабжения сетей 35 кВ Горномарийского района
ВЛ 35 кВ (реконструкция и техническое перевооружение)
Луговая - Абаснур	АС-120	12,0	возрастная структура
Ответвление на ПС Степная	АС-70	6,0
Мариец - Хлебниково	АС-70	15,4
Новый Кинер - Мариец	АС-70	19,7

4.10. Сводные данные по развитию электрической сети

Сводный перечень электросетевых объектов, планируемых к вводу напряжением 500 - 220 кВ, представлен в таблице N 4.16. Перечень сформирован на основании данных инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС".

Таблица N 4.16

N п/п	Наименование объекта, класс напряжения		Год начала и окончания строительства	Протяженность/ мощность, км/МВА	Обоснование необходимости строительства		Стоимость строительства, млн. рублей
Новое строительство
	ВЛ Помары - Удмуртская		2013	295,55 км	обеспечение надежного электроснабжения потребителей		9 229,0
Реконструкция и техническое перевооружение
1.	ПС Помары 500/220/10 кВ		2012 - 2016	2 комплекта выключателей	увеличение надежности существующих потребителей		189,11
2.	ПС Волжская 220/110/10 кВ		2018 - 2020	250 МВА	увеличение надежности существующих потребителей		1 818,43
3.	ПС Дубники 220/110/10 кВ		2014 - 2015	3 комплекта выключателей	увеличение надежности электроснабжения существующих потребителей		61,43
	Итого			295,55/250			11297,97

Сводный перечень электросетевых объектов, планируемых к вводу, представлен в таблице N 4.17. Перечень сформирован на основании данных инвестиционной программы филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья".

Таблица N 4.17

N п/п	Наименование объекта, класс напряжения	Год начала и окончания строительства	Протяженность/ мощность, км/МВА	Обоснование необходимости строительства	Полная стоимость строительства, млн. рублей
1	2	3	4	5	6
	Техническое перевооружение и реконструкция
1.	ВЛ 110 кВ Чигашево - Данилово 2 (замена провода)	2012-2013	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	20,8
2.	ПС 110/35/10 кВ Советская	2013-2013	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	3,2
3.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Медведево (замена трансформатора Т-2 мощностью 10,0 МВА на трансформатор мощностью 16,0 МВА, замена РЗА)	2014-2014	0/16	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	37,2
4.	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шелангер (замена 2-х трансформаторов, замена РЗА)	2015-2015	0/32	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	57,0
5.	ПС 110/35/10 кВ Шелангер (замена ОД КЗ, РЗА)	2015-2015	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	25,3
6.	ПС 110/10 кВ Аленкино (замена трансформатора Т - 1 с 10 МВА на 16 МВА, замена РЗА)	2015-2015	0/16	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	36,0
7.	ПС 110/10 кВ Агрегатная (замена ОСИ, МВ-110, ОД КЗ на ВГТ-110)	2015-2015	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	38,3
8.	ПС 110/6 Лесная (замена ОСИ, МВ-110, ОД КЗ, устройства РЗА, КРУН-6)	2015-2015	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	38,1
9.	ВЛ 110 кВ Помъялы - Звенигово (замена провода)	2015-2015	0/0	ИП филиала ' "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	44,1
10.	ВЛ 110 кВ Краснооктябрьск - Арбаны (замена провода)	2015-2015	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	43,7
11.	ПС 110/35/10 кВ Советск (замена трансформатора Т - 1 с 10 МВА на 16 МВА, замена РЗА)	2016-2016	0/16	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	39,4
12.	ПС 110/10 кВ Помьялы	2016-2016	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	126,3
13.	ПС 110/10 кВ Медведево. (замена выключателей 11 штук на элегазовые)	2016-2016	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	40,6
14.	Реконструкция ПС 35/10 кВ Красногорск (замена 2-х трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 2,5 МВА на трансформаторы мощностью 6,3 МВА)	2016-2016	0/12,6	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	60,3
15.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Красный Мост (ОРУ-110 кВ, заходы двух ВЛ-110 кВ от ПС Медведево, выходы на ПС Кундыш двух ВЛ-110 кВ и на ПС Визимьяры одной ВЛ-110, установка ТН-110 кВ) 1-я, 2-я очереди	2016-2017	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	92,7
16.	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Сернур (замена КРУН, выключатели на элегазовые)	2016-2017	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	35,3
17.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Козьмодемьянск (ОРУ и 3 выключателя на элегазовые)	2017-2017	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	45,8
18.	ВЛ 110 кВ Медведево - Оршанка	2017-2018	23,3/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	108,3
19.	ВЛ 110 кВ Дубники - Большой Ляждур	2018-2018	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	80,7
20.	ВЛ 110 кВ Чигашево - Помъялы (замена провода)	2018-2018	12,0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	100,0
21.	ВЛ 35 кВ Сысуево - Ленинская (замена провода)	2017-2017	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	50,3
22.	Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Луговая (замена ОСИ, МВ-110, ОД КЗ, устройства РЗА, КРУН-10, КРУН-6, установка трансформатора Т-2)	2017-2017	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	101,1
23.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Кокшайск (замена масляных выключателей на элегазовые)	2017-2017	0/0	ИП филиала' "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	46,0
24.	ПС 35/10 кВ Ленинская (ОРУ-35 кВ)	2017-2017	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	101,6
25.	ПС 110/35/10 кВ Троицкий Посад	2018-2018	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	54,2
26.	ПС 35/10 кВ Казанск (замена КРУН и ОРУ)	2018-2018	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	46,7
27.	ПС 110/35/10 кВ Морки (замена КРУН и ОРУ)	2018-2018	0/0	ИП филиала "Мариэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья"	100,2
	Итого		35,3/92,6		1 573,2

Сводный перечень электросетевых объектов, планируемых к вводу, представлен в таблице N 4.18. Перечень сформирован на основании данных инвестиционной программы МУП "Йошкар-Олинская ТЭЦ-1".

Таблица N 4.18

N п/п	Наименование объекта, класс напряжения	Год начала и окончания строительства	Протяженность/ мощность, км/МВА	Обоснование необходимости строительства	Стоимость строительства, млн. рублей
1	2	3	4	5	6
	Техническое перевооружение и реконструкция
1.	ПС 110/6 кВ "Городская" (замена трех трансформаторов (10, 20, 25 MBA) на два по 40 MBA с расщепленной обмоткой и средним напряжением 10 кВ)	2014-2016	0/80	срок эксплуатации превышает нормативный срок	359,3
2.	ПС 35/6 кВ "Северо-Западная" (замена двух трансформаторов мощностью 10 MBA на мощность по 16 MBA с переключением ПС на 110/10 кВ, перевод ОРУ - 35 кВ на 110 кВ)	2015-2016	0/32	в связи с дефицитом мощности в северо-западной части г. Йошкар-Олы	288,5
3.	ПС 110/6 "Заводская" (замена двух трансформаторов по 32 МВА на трансформаторы по 40 МВА, замена цепи ОД-КЗ на элегазовые выключатели)	2015-2016	0/80	повышение надежности электроснабжения потребителей и ее устойчивость	356,3
4.	ПС 110/35/6 кВ "Студенка" (установка модульной ПС закрытого типа с трансформаторами по 2,5 МВА)	2016-2016	0/5	для повышения надежности и качества электроснабжения социально значимых объектов	172,0
5.	ПС 110/35/6 кВ "Кожино" (замена двух трансформаторов по 31,5 МВА на трансформаторы по 40 МВА, замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые)	2014-2017	0/80	повышение надежности электроснабжения потребителей и ее устойчивость	339,3
6.	ПС 110/6 кВ "Витаминный" (замена двух трансформаторов напряжением 110/6,6 кВ на трансформаторы 110/10 кВ мощностью по 10 МВА)	2018-2018	0/20	повышение надежности электроснабжения потребителей и ее устойчивость	288,5
7.	В Л 35 кВ (перевод на 110 кВ от ПС "Кожино до ПС "Северо-Западная")	2014-2014	3,8/0	в связи с переводом ПС 35/6 кВ "Северо-Западная" на напряжение 110/10 кВ	1,1
	Итого		3,8/297		1805,0

4.11. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на 5-летний период представлена в таблице N 4.19.

Таблица N 4.19

Год	Газ	Мазут	Уголь	Итого
	тыс. т.у.т.	тыс. т.у.т.	тыс. т.у.т.	тыс. т.у.т.
2013	885,55	2,05	37,45	925,05
2014	883,65	2,0	36,9	922,55
2015	884,85	2,0	36,9	923,75
2016	885,35	2,0	36,8	924,15
2017	885,75	2,0	36,8	924,55
2018	886,15	2,0	36,6	924,75

4.12. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований в Республике Марий Эл

На основании Федерального закона от 27 июля 2010 г. N 190-ФЗ "О теплоснабжении" муниципальным образованиям в Республике Марий Эл необходимо разработать схемы теплоснабжения поселений. Основными задачами разработки схем теплоснабжения являются:

определение возможности подключения к сетям теплоснабжения объектов капитального строительства и организации, обязанной при наличии технической возможности произвести такое подключение;

повышение надежности работы систем теплоснабжения в соответствии с нормативными требованиями;

минимизация затрат на теплоснабжение в расчете на каждого потребителя в долгосрочной перспективе;

обеспечение жителей муниципальных образований тепловой энергией;

строительство новых объектов производственного и другого назначения, используемых в сфере теплоснабжения муниципальных образований;

необходимость соответствующего развития коммунальной инфраструктуры существующих объектов в связи с улучшением качества жизни за последнее десятилетие.

Теплоснабжение жилой и общественной застройки на территории муниципальных образований республики осуществляется по смешанной схеме.

Основная часть многоквартирного жилого фонда, крупные общественные здания, некоторые производственные и коммунально-бытовые предприятия подключены к централизованной системе теплоснабжения, которая состоит из котельных и тепловых сетей.

Индивидуальная жилая застройка и часть мелких общественных и коммунально-бытовых потребителей оборудованы автономными газовыми теплогенераторами, негазифицированная застройка - печами на твердом топливе.

Для горячего водоснабжения указанных потребителей используются проточные газовые водонагреватели, двухконтурные отопительные котлы и электрические водонагреватели.

На начало 2013 года в 14 муниципальных образованиях с численностью населения до 10 тыс. человек: Волжском, Горномарийском, Звениговском, Килемарском, Куженерском, Мари-Турекском, Медведевском, Моркинском, Новоторъяльском, Оршанском, Параньгинском, Сернурском, Советском и Юринском разработаны и утверждены схемы теплоснабжения.

Схемы теплоснабжения в муниципальных образованиях с численностью населения более 10 тыс. человек находятся на стадии разработки.

4.13. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований в Республике Марий Эл

Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения по муниципальным образованиям в Республике Марий Эл представлены в таблице N 4.20.

Таблица N 4.20

N п/п	Наименование объекта	Год ввода	Обоснование необходимости строительства	Номер котельной	Место расположения	Стоимость строительства млн. рублей
1	2	3	4	5	6	7
Муниципальное образование "Горномарийский муниципальный район"
1.	Котельные	2013	перевод котельных с твердого топлива на газ	N 0511	дер. Мумариха	0,7
				N 0512	дер. Троицкий Посад
Муниципальное образование "Звениговский муниципальный район"
2.	Котельные	2013	перевод котельных с твердого топлива на газ	N 0620	с. Кокшайск	2,1
				N 0610	пос. Суслонгер
Муниципальное образование "Килемарский муниципальный район"
3.	Котельная	2015	реконструкция тепловых сетей и котельной с учетом закрытия двух котельных	N 0706	пос. Килемары	43,03
Муниципальное образование "Куженерский муниципальный район"
4.	Котельная	2017	перевод котельных с твердого топлива на газ	N 0803	дер. Шорсола	1,9
				N 0805	с. Салтакъял
Муниципальное образование "Мари-Турекский муниципальный район"
5.	Котельные	2013	перевод котельных с твердого топлива на газ	N 0912	с. Мариец	1,1
				N 0917	дер. Хлебниково
	Тепловые сети и котельная	2014	реконструкция тепловых сетей и котельной с учетом закрытия четырех котельных	N 0918	с. Косолапово	22,06
	Котельные	2017	перевод котельных с твердого топлива на газ	N 0910	дер. Сысоево	1,9
				N 0915	с. Мари-Билямор
Муниципальное образование "Медведевский муниципальный район"
6.	Котельная	2016	реконструкция котельной с учетом закрытия котельной N 1007	N 1008	пос. Знаменский	24,78
Муниципальное образование "Новоторъяльский муниципальный район"
7.	Котельные	2013	перевод котельных с твердого топлива на газ	N 1206	дер. Токтарсола	1,3
				N 1208	дер. Немда Обалыш
				N 1204	дер. Елембаево
		2017		N 1205	дер. Пектубаево	1,2
Муниципальное образование "Оршанский муниципальный район"
8.	Котельные	2015	перевод котельных с твердого топлива на газ	N 1303	дер. Каракша	2,1
				N 1308	пос. Оршанка
Муниципальное образование "Сернурский муниципальный район"
9.	Котельные	2013	перевод котельных с твердого топлива на газ	N 1503	с. Зашижемье	2,4
				N 1504	с. Казанское
				N 1506	с. Марисола
				N 1519	дер. Мустаево
				N 1521	дер. Шудумарь
		2017		N 1513	дер. Нижний Рушенер	2,7
				N 1514	с. Кукнур
				N 1515	дер. Лоскутово
Муниципальное образование "Советский муниципальный район"
10.	Котельные	2013	перевод котельных с твердого топлива на газ	N 1617	пос. Ронга	0,9
				N 1606	пос. Кадам
	Итого					108,17

4.14. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ

В ближайшее время на территории Республики не планируется перевод на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих ТЭЦ.

4.15. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Республики Марий Эл

Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Республики Марий Эл представлен в таблице N 4.21.

Таблица N 4.21

N п/п	Наименование объекта	Год ввода	Присоединяемая тепловая мощность, Гкал/час	Протяженность, км	Обоснование необходимости строительства	Тепловой источник (наименование ТЭЦ, котельной)	Место расположения	Стоимость строительства, млн. рулей#.
1.	Строительство блочно-модульной котельной и сетей ГВС для горячего водоснабжения ЦРБ в пос. Параньга	2014	0,28	0,08	требования СанПиН 2.1.2.1375-03 Гигиенические требования к размещению, устройству, оборудованию и эксплуатации больниц, родильных домов и других лечебных заведений	котельная	пос. Параньга	3,45

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте настоящей позиции допущена опечатка. Имеется в виду СанПиН 2.1.3.1375-03

2.

Строительство блочно-модульной котельной и сетей ГВС для горячего водоснабжения ЦРБ в пос. Сернур

2015

0,28

0,1

требования СанПиН 2.1.2.1375-03 Гигиенические требования к размещению, устройству, оборудованию и эксплуатации больниц, родильных домов и других лечебных заведений

котельная

пос. Сернур

3,5

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте настоящей позиции допущена опечатка. Имеется в виду СанПиН 2.1.3.1375-03

3.

Строительство блочно-модульной котельной и сетей ГВС для горячего водоснабжения ЦРБ в пос. Куженер

2016

0,25

0,1

требования СанПиН 2.1.2.1375-03 Гигиенические требования к размещению, устройству, оборудованию и эксплуатации больниц, родильных домов и других лечебных заведений

котельная

пос. Куженер

3,5

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте настоящей позиции допущена опечатка. Имеется в виду СанПиН 2.1.3.1375-03

4.	Реконструкция котельной N 0508 с переводом в режим мини-ТЭЦ	2018	-	-	Для снижения затрат на выработку тепловой энергии	котельная	г. Козьмодемьянск	193,0
	Итого							203,45

5. Формирование карты-схемы размещения объектов электроэнергетики Республики Марий Эл

В приложении N 1 к Программе приведены режимы энергосистемы Республики Марий Эл с учетом введенных объектов до 2018 года.

В приложении N 2 к Программе представлена Схема перспективного развития объектов электроэнергетики энергосистемы Республики Марий Эл на 2014 - 2018 годы.

На карту-схему размещения объектов электроэнергетики нанесены:

действующие в настоящее время на территории Республики Марий Эл объекты электроэнергетики (электрические станции мощностью 5 МВт и более, электрические сети напряжением 110 кВ и выше);

выделены условными обозначениями вводимые в предстоящие 5 лет объекты электроэнергетики (электростанции мощностью 5 МВт и более и электросетевые подстанции и линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше).

В приложении N 3 к Программе представлена схема электрических соединений 35 кВ и выше с перспективой развития до 2018 года.

6. Организация управления Программой, контроль и оценка эффективности ее реализации

Организационное управление Программой и контроль за ее реализацией осуществляет Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл, которое по итогам года составляет отчет о реализации Программы.

Субъекты электроэнергетики - основные исполнители мероприятий Программы (по согласованию) ежегодно, в срок до 1 февраля, представляют отчет о ходе ее выполнения в Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл.

Министерство экономического развития и торговли Республики Марий Эл при участии системного оператора филиал ОАО "СО ЕЭС" Марийское РДУ (по согласованию) осуществляет мониторинг и ежегодно, в срок до 1 мая, представляет в Правительство Республики Марий Эл информацию о ходе выполнения Программы.

Реализация программных мероприятий позволит обеспечить снижение потерь электроэнергии в сетях за счет снижения издержек при транспортировке электроэнергии путем оптимизации схем электроснабжения, снижение недоотпуска и перерывов в электроснабжении, ликвидацию "узких" мест энергосистемы, надежное и качественное электроснабжение потребителей.

Примечание: АОСН - автоматика ограничения снижения напряжения;

AT - автотрансформатор;

В - выключатель;

ВИЭ - возобновляемые источники электроэнергии;

ВЛ - воздушная линия;

ВРП - валовой региональный продукт;

ЭС - гидроэлектростанция;

Гкал - гигакаллория;

ГТУ - газотурбинная установка;

ЕЭС - единая энергетическая система;

ЕНЭС - единая национальная энергетическая система;

ЗАО - закрытое акционерное общество;

ЗРУ - закрытое распределительное устройство;

кВ - киловольт;

кВт - киловатт;

Вт. ч - киловатт-час;

КЗ - короткозамыкатель;

КРУН - комплектное распределительное устройство наружной установки;

КРУЭ - комплектное распределительное устройство с элегазовыми выключателями;

КС - компрессорная станция;

ЛПУМГ - линейно-производственное управление магистральных газопроводов;

ЛРТ - линейный регулировочный трансформатор;

ЛЭП - линия электропередачи;

МаЭС - марийская энергосистема;

МВА - мегавольтампер;

МВт - мегаватт;

МРСК - межрегиональная распределительная сетевая компания;

МУП - муниципальное унитарное предприятие;

МЦБК - Марийский целлюлозно-бумажный комбинат;

МЭС - магистральные электрические сети;

НПС - нефтеперекачивающая станция;

ОАО - открытое акционерное общество;

ОК - отопительная котельная;

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

ОД - отделитель;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ОЭС - объединенная энергосистема;

ПГУ - парогазовая установка;

ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей;

ПС - подстанция;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

РЗА - релейная защита и автоматика;

РПН - регулирование напряжения под нагрузкой;

РУ - распределительное устройство;

СВ - секционный выключатель;

СШ - система шин;

Т - трансформатор;

ТатЭС - татарская энергосистема;

ТП - трансформаторная подстанция;

ТГК - территориальная генерирующая компания;

т. у. т. - тонна условного топлива;

ТЭС - тепловая электрическая станция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

ФСК - федеральная сетевая компания;

ЧЭС - чувашская энергосистема;

ШР - шинный разъединитель;

ШСВ - шиносоединительный выключатель;

ЭС - электрические сети.

Приложение N 1
к Программе перспективного развития
электроэнергетики Республики Марий Эл
на 2014 - 2018 годы

Режим N 1
Потребление 667 МВт, нормальный режим (max) Pr = 185 МВт

Режим N 2
Потребление 667 МВт, нормальный режим (max) Pr = 80 МВт

Режим N 3
Потребление 667 МВт, нормальный режим (max) Pr = 0 МВт

Режим N 4
Потребление 667 МВт, отключена ВЛ - 500 кВ ЧеГЭС - Помары

Режим N 5
Потребление 667 МВт, отключена ВЛ - 500 кВ Помары - Киндери

Режим N 6
Потребление 667 МВт, отключена ВЛ - 500 кВ Помары - Удмуртская

Режим N 7
Потребление 667 МВт, отключена ВЛ - 220 кВ ЧеГЭС - Чигашево, Pr = 185 МВт

Режим N 8
Потребление 667 МВт, отключена ВЛ - 220 кВ Помары - Чигашево, Pr = 185 МВт

Режим N 9
Потребление 667 МВт, отключена ВЛ - 220 кВ Помары - Чигашево, Pr = 80 МВт

Режим N 10
Потребление 667 МВт, отключены ВЛ - 220 кВ Помары - Чигашево, Чигашево - Дубники, Pr = 185 МВт, включен В - 110 кВ Большой Ляждур

Режим N 11
Потребление 667 МВт, отключены ВЛ - 220 кВ Помары - Чигашево, ВЛ - 220 кВ ЧеГЭС - Чигашево, включен В - 220 кВ Дубники - Лебяжье, Pr = 185 МВт

Режим N 12
Потребление 667 МВт, отключены ВЛ - 220 кВ Помары - Чигашево, ВЛ - 220 кВ ЧеГЭС - Чигашево, включены В - 220 кВ Дубники - Лебяжье и В - 110 кВ Дубники - Большой Ляждур, Pr = 80 МВт

Режим N 13
Потребление 667 МВт, отключена ВЛ - 220 кВ Чигашево - Дубники, включен В - 110 кВ Большой Ляждур, Pr = 80 МВт

Режим N 14
Потребление 667 МВт, отключена ВЛ - 220 кВ Чигашево - Дубники, включены В - 110 кВ Большой Ляждур, Pr = 0 МВт, В - 220 кВ Дубники - Лебяжье

Режим N 15
Потребление 667 МВт, отключены ВЛ - 220 кВ Помары - Волжская, ВЛ - 220 кВ Зеленодольская - Волжская, включен СМВ - 110 кВ ПС 110 кВ Морки

Режим N 16
Потребление 667 МВт, отключены ВЛ - 110 кВ Чигашево - Кожино, ВЛ - 110 кВ ТЭЦ-2 - Кожино, включены СМВ - 110 кВ на ПС 110 кВ Северо-Западная и Кожино

Режим N 17
Потребление 667 МВт, отключена ВЛ - 110 кВ Чигашево - Кокшайск, нагрузка Т - 1 ПС 110 кВ Студенка переведена на Т-2

Режим N 18
Потребление 667 МВт, отключены ВЛ - 220 кВ Чигашево - Дубники, ВЛ - 110 кВ Медведево - Оршанка, ВЛ - 110 кВ Чигашево - Данилово N 1, включены МВ - 110 кВ Дубники - Большой Ляждур и В - 220 кВ Дубники - Лебяжье

Приложение N 2
к Программе перспективного развития
электроэнергетики Республики Марий Эл
на 2014 - 2018 годы

Схема
перспективного развития электроэнергетики Республики Марий Эл на 2014 - 2018 годы

Приложение N 3
к Программе перспективного развития
электроэнергетики Республики Марий Эл
на 2014 - 2018 годы

Схема
электрических соединений 35 кВ и выше с перспективой развития до 2018 года