Указ Губернатора Ярославской области от 28 апреля 2022 г. N 102 "О Программе развития электроэнергетики Ярославской области на 2023 - 2027 годы и признании утратившим силу указа Губернатора области от 30.04.2021 N 119"

ГАРАНТ:

Внимание! Юридическая обработка документа не окончена

1. Утвердить прилагаемую Программу развития электроэнергетики Ярославской области на 2023 - 2027 годы.

2. Признать утратившим силу указ Губернатора области от 30.04.2021 N 119 "О Программе развития электроэнергетики Ярославской области на 2022 - 2026 годы и признании утратившим силу указа Губернатора области от 28.04.2020 N 098" с 01.01.2023.

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

4. Указ вступает в силу с момента подписания.

Временно исполняющий обязанности Губернатора области

М.Я. Евраев

Утверждена
указом Губернатора области
от 28.04.2022 N 102

Программа
развития электроэнергетики Ярославской области на 2023 - 2027 годы

Паспорт Программы

Наименование Программы	Программа развития электроэнергетики Ярославской области на 2023 - 2027 годы
Основание разработки Программы	- постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; - распоряжение Правительства Российской Федерации от 9 июня 2017 г. N 1209-р; - Энергетическая стратегия России на период до 2035 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 г. N 1523-р; - схема территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 1 августа 2016 г. N 1634-р; - схема и программа развития Единой энергетической системы России, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 26 февраля 2021 г. N 88 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы"; - Стратегия социально-экономического развития Ярославской области до 2025 года, утвержденная постановлением Правительства области от 06.03.2014 N 188-п "Об утверждении Стратегии социально-экономического развития Ярославской области до 2025 года"; - постановление Правительства области от 31.12.2014 N 1435-п "Об утверждении Схемы территориального планирования Ярославской области и о признании утратившим силу постановления Правительства области от 23.07.2008 N 385-п"
Разработчик Программы	ООО Проектная Организация "Гипродвигатель"
Цель Программы	развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, а также обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики Ярославской области
Задачи Программы	- обеспечение надежного функционирования энергосистемы Ярославской области в долгосрочной перспективе; - обеспечение баланса между производством и потреблением электроэнергии, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электроэнергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей; - скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей; - обеспечение координации региональных планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования, перспективного развития электроэнергетики; - повышение энергоэффективности экономики области
Срок реализации Программы	2023 - 2027 годы
Основные исполнители Программы	- субъекты электроэнергетики - лица, осуществляющие деятельность в сфере энергетики, в том числе производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение и продажу электроэнергии и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче электроэнергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электроэнергии (мощности), организацию купли-продажи электроэнергии и мощности; - департамент жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области; - органы местного самоуправления муниципальных образований Ярославской области
Объемы и источники финансирования Программы	финансирование Программы осуществляется из внебюджетных источников
Система организации контроля за исполнением Программы	контроль за исполнением Программы осуществляет Правительство области
Дополнительная информация	Программа не относится к категории государственных программ Ярославской области и не создает расходных обязательств областного и местных бюджетов, заявленные мероприятия реализуются в рамках инвестиционных программ субъектов электроэнергетики (за счет внебюджетных источников финансирования)

I. Общая характеристика региона

1. Территориальная и административная характеристика региона.

Территория, занимаемая Ярославской областью, составляет 36,2 тыс. квадратных километров, численность населения (на 01.01.2022) - 1227,4 тыс. человек, в том числе городского - 999,3 тыс. человек, сельского - 228,0 тыс. человек.

Административная характеристика муниципальных образований Ярославской области на 01.01.2022: 3 городских округа (г. Ярославль - областной центр, г. Рыбинск, г. Переславль-Залесский), 16 муниципальных районов, 10 городских поселений, 67 сельских поселений.

К значимым городам области относятся г. Ростов, г. Тутаев, г. Углич, г. Данилов, г. Гаврилов-Ям.

2. Транспортная характеристика региона.

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

По территории области проходят одна из ведущих железнодорожных магистралей - Северная железная дорога - филиал ОАО "РЖД", федеральные автомобильные дороги Москва - Ярославль - Вологда - Архангельск и Москва - Ярославль - Кострома - Киров - Пермь - Екатеринбург, главная транспортная водная артерия европейской части Российской Федерации - р. Волга (340 километров в пределах области), выполняющая важную экономическую и туристическую роль. В области имеются Рыбинский и Ярославский речные порты. В г. Ярославле расположен международный аэропорт Туношна.

3. Промышленная характеристика региона.

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

В промышленном секторе экономики области занято 147,2 тыс. человек (в секторе обрабатывающих производств - 123,7 тыс. человек).

Основными отраслями экономики остаются машиностроение, химическая и нефтехимическая промышленность, пищевая промышленность.

Предприятия области участвуют в межрегиональном сотрудничестве с 81 субъектом Российской Федерации, ведут внешнеэкономическую деятельность.

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

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

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

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

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

3.6. В машиностроительный комплекс области входят следующие основные предприятия, выпускающие:

- станки и инструменты, - ОАО Завод "Пролетарская свобода", АО "Ярполимермаш", ЗАО "Новые инструментальные решения";

- гидроаппаратуру, - АО Гаврилов-Ямский машиностроительный завод "Агат";

- полиграфические машины, - ООО "Литекс".

3.7. Нефтехимическая и нефтеперерабатывающая промышленность.

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

На предприятиях химической и нефтехимической промышленности выпускаются шины для грузовых, легковых автомобилей и самолетов (Ярославский шинный завод (АО "Кордиант")), высококачественные лакокрасочные материалы (АО "Русские краски", АО "Объединение "Ярославские краски"), технический углерод (АО "Ярославский технический углерод имени В.Ю. Орлова"), резинотехнические изделия (АО "Ярославль-Резинотехника", АО "Ярославский завод резиновых технических изделий"), упаковочные материалы и другая продукция.

Нефтеперерабатывающая отрасль представлена крупнейшим нефтеперерабатывающим предприятием - ПАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", производящим бензин, керосин, дизельное топливо, масла, мазут.

По территории области проходят несколько магистральных нефтепроводов.

3.8. Пищевая и перерабатывающая промышленность.

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

Одним из крупнейших производителей пива в Центральной России является филиал ООО "Пивоваренная компания "Балтика" - "Балтика-Ярославль".

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

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

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

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

4. Источники выработки электрической энергии и природные ресурсы.

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

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

II. Анализ состояния энергетики Ярославской области

1. Характеристика энергосистемы Ярославской области

Энергосистема Ярославской области охватывает территорию Ярославской области.

Поставки электроэнергии и мощности конечным потребителям на территории области осуществляют 2 гарантирующих поставщика (ПАО "ТНС энерго Ярославль", ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ") и 14 независимых сбытовых компаний (ООО "Межрегиональное агентство рынка электроэнергии и мощности", ООО "РУСЭНЕРГОРЕСУРС", ООО "Центрэнерго", ООО "Каскад-Энергосбыт", ООО "МагнитЭнерго", ООО "Транснефтьэнерго", ООО "РН-Энерго", ООО "Энергосбытовая компания "Горкунов", АО "Мосэнергосбыт", ООО "ЕЭС-Гарант", АО "Газпром энергосбыт", ООО "Трансэнергопром", ООО "Энергосистема", ООО "ЭнерКом").

Услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям до конечных потребителей, включая филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго", оказывают 19 ТСО, в том числе одна ТСО - ООО "Ярославская моносетевая компания" - обеспечивает электроснабжение монопотребителя ПАО "Автодизель" (Ярославского моторного завода).

1.1. Основные внешние электрические связи.

Энергосистема Ярославской области связана с энергосистемами:

- Владимирской области: ВЛ 220 кВ - 1 шт., ВЛ 110 кВ - 2 шт.;

- Вологодской области: ВЛ 220 кВ - 4 шт., ВЛ 110 кВ - 1 шт.;

- Ивановской области: ВЛ 220 кВ - 2 шт.;

- Костромской области: ВЛ 220 кВ - 2 шт., ВЛ 110 кВ - 3 шт.;

- г. Москвы и Московской области: ВЛ 220 кВ - 2 шт.;

- Тверской области: ВЛ 110 кВ - 1 шт.

1.2. Перечень основных существующих крупных потребителей электрической энергии.

Перечень основных существующих крупных потребителей, расположенных на территории энергосистемы Ярославской области, приведен в таблице 1 и таблице 2.

Таблица 1

Наименование потребителя	Максимальное потребление активной мощности за 2021 год, МВт
1	2
ПАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез"	148
ОАО "РЖД"	94
ООО "Транснефть-Балтика"	56
ПАО "Автодизель" (Ярославский моторный завод)	46
ООО "Газпром трансгаз Ухта"	26
ООО "Тепличный комбинат Ярославский"	30
ПАО "ОДК-Сатурн"	28
АО "Ярославский технический углерод имени В.Ю. Орлова"	24
Ярославский шинный завод (АО "Кордиант")	17
АО "Ярославский завод дизельной аппаратуры"	12

Таблица 2

Наименование потребителя	Потребление электроэнергии, млн. кВт ч
	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
ПАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез"	1139	1145	1119	1165	1193
ОАО "РЖД"	514	555	527	472	487
ООО "Транснефть-Балтика"	343	298	385	277	311
ПАО "Автодизель" (Ярославский моторный завод)	165	163	155	141	161
ООО "Газпром трансгаз Ухта"	114	108	144	113	109
ООО "Тепличный комбинат Ярославский"	48	61	110	112	109
ПАО "ОДК-Сатурн"	175	169	165	168	167
АО "Ярославский технический углерод имени В.Ю. Орлова"	151	162	174	166	184
Ярославский шинный завод (АО "Кордиант")	103	103	103	101	106
АО "Ярославский завод дизельной аппаратуры"	52	48	46	41	40

Структура электропотребления за 2021 год по видам экономической деятельности представлена в таблице 3 и на диаграмме 1.

Таблица 3

Наименование сферы энергопотребления	Объем, млн. кВт ч	Доля, процентов
1	2	3
Всего в том числе:	8568,1	100
Промышленные потребители	3116,4	36,4
Прочие потребители	2844,4	33,2
Сельскохозяйственные потребители	115,2	1,3
Население	1566,3	18,3
Потери ТСО	925,8	10,8

Диаграмма 1

Структура электропотребления по видам экономической деятельности,

млн. кВт ч

1.3. Динамика потребления электрической энергии и мощности в энергосистеме Ярославской области за период 2017 - 2021 годов.

Изменение динамики электропотребления энергосистемы Ярославской области представлено в таблице 4 и на диаграмме 2.

Таблица 4

Показатель баланса электрической энергии	Единица измерения	Год
		2017	2018	2019	2020	2021
1	2	3	4	5	6	7
Фактическое потребление электроэнергии	млн. кВт ч	8271,1	8254,5	8283,0	8051,6	8568,1
Динамика потребления электроэнергии к аналогичному периоду прошлого года	%	-	-0,2	0,3	-2,8	6,4

Диаграмма 2

Изменение динамики электропотребления, млн. кВт ч

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

Динамика энерго- и электроемкости валового регионального продукта Ярославской области приведена в таблице 5 и на диаграммах 3 - 6.

Таблица 5

Наименование показателя	Единица измерения	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1	2	3	4	5	6	7
Валовой региональный продукт*	млн. руб.	594407,6	666763,0	676822,6	709197,0
Численность населения на 01 января	тыс. чел.	1268,2	1262,6	1256,4	1253,4	1241,4
Энергоемкость*	кг у.т./ 10 тыс. руб.	165,05	143,38	137,38
Электроемкость*	кВт ч/ млн. руб.	16,18	14,72	13,65
Потребление электроэнергии на душу населения	кВт ч/ чел.	6522	6537	6593	6481	6901
Электровооруженность труда*	кВт ч	34519,2	35113,5	34015,2	34920,8

^*_{Информация от Росстата за 2020, 2021 годы на момент утверждения Программы отсутствует.}

Диаграмма 3

Динамика изменения энергоемкости, кг у.т./ 10 тыс. руб.

Диаграмма 4

Динамика изменения электроемкости, кВт ч/ млн. руб.

Диаграмма 5

Динамика изменения потребления электроэнергии на душу населения, кВт ч/ чел.

Диаграмма 6

Динамика изменения электровооруженности труда, кВт ч

1.5. Фактическая установленная мощность электрических станций, структура генерирующих мощностей энергосистемы Ярославской области.

Установленная мощность электрических станций (в том числе станций промышленных предприятий) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на 01.01.2022 представлена в таблице 6.

Таблица 6

Объект генерации	Станционный номер	Тип турбины	Установленная мощность, МВт
1	2	3	4
ПАО "ТГК-2"
Ярославская ТЭЦ-1			24,6
	3	ПТ-14,5-90/10М	14,3
	7	ПТ-10,41/90-8,8/1,0	10,3
Ярославская ТЭЦ-2			245
	2	ПР-20-90/1,2	20
	4	Т-50-130	50
	5	ПТ-60-130/13	60
	6	Тп-115/125-130-1ТП	115
Ярославская ТЭЦ-3			260
	1	ПТ-65/75-130/13	65
	2	ПТ-65/75-130/13	65
	4	ПТ-65/75-130/13	65
	5	ПТ-65/75-130/13	65
ООО "Хуадянь-Тенинская ТЭЦ"
Ярославская ТЭС			463,9
	1	ГТЭ-160	156,2
	2	ГТЭ-160	157,7
	3	LN150-7,6/0,84/0,4	150,0
ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС"
Рыбинская ГЭС			376,4
	1	ПЛ20-В-900	65
	2	ПЛ20-В-900	65
	3	ПЛ20-В-900	65
	4	ПЛ-20/811-В-900	63,2
	5	К-91-ВБ-900	55
	6	ПЛ-20/811-В-900	63,2
Угличская ГЭС			120
	1	К-91-ВБ-900	55
	2	поворотно-лопастная вертикальная турбина Каплана	65
ООО "Хоробровская ГЭС"
Хоробровская МГЭС			0,16
	1	ОВ16-110МБК	0,08
	2	ОВ16-110МБК	0,08
ПАО "ОДК-Сатурн"
ТЭЦ			16
	1	Р-6-35/10М-1	6
	2	ГТД-6РМ	6
	3	АР-4-6	4
ГТЭС			12
	1	ГТД-6РМ	6
	2	ГТД-6РМ	6
АО "Ярославский технический углерод имени Ю.В. Орлова"
ТЭЦ			24
	1	ЕК49/8/14,5	8
	2	ЕК49/8/14,5	8
	3	ТГ-8,0/6,3К2,2	8
АО "Тутаевская ПГУ"
Тутаевская ПГУ			44,929
	1	ГТА-8РМ	8,000
	2	ГТА-8РМ	8,000
	3	ГТА-8РМ	8,000
	4	ГТА-8РМ	8,000
	5	Т-8,5/10,2-3,4/0,18	7,008
	6	Т-8,5/10,2-3,4/0,18	5,921

Данные о вводе в эксплуатацию генерирующих мощностей приведены в таблице 7.

Таблица 7

N п/п	Наименование генерирующего источника	Ввод генерирующей мощности, МВт	Год ввода
1.	Ярославская ТЭС	463,9	2017
2.	Рыбинская ГЭС	10 (модернизация)	2018
3.	Тутаевская ПГУ	44,929	2020
4.	Рыбинская ГЭС	10 (модернизация)	2020

Структура установленной электрической мощности электростанций на 01.01.2022 представлена на диаграмме 7.

Диаграмма 7

Структура установленной электрической мощности электростанций

Структура выработки электроэнергии по электростанциям приведена в таблице 8 и на диаграмме 8.

Таблица 8

N п/п	Наименование объекта	Выработка электроэнергии, млн. кВт ч
		2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Всего по энергосистеме в том числе:		5897	6903	6638	6967	7009
1.	ТЭС	3943	5348	5325	4837	5432
1.1.	Ярославская ТЭЦ-1	238	250	213	185	192
1.2.	Ярославская ТЭЦ-2	812	770	659	668	787
1.3.	Ярославская ТЭЦ-3	915	943	916	706	933
1.4.	Ярославская ТЭС	1652	3055	3165	2737	2995
1.5.	Тутаевская ПГУ	-	-	33	208	174
1.6.	ПАО "ОДК-Сатурн"	175	169	165	167	167
1.7.	АО "Ярославский технический углерод имени В.Ю. Орлова"	151	161	174	166	184
2.	ГЭС	1954	1555	1313	2130	1577
2.1.	Рыбинская ГЭС	1574	1321	1083	1805	1320
2.2.	Угличская ГЭС	380	234	230	325	257

Диаграмма 8

Структура выработки электроэнергии за отчетный период 2017 - 2021 годов, млн. кВт ч

Данные о вводе в эксплуатацию генерирующих мощностей приведены в таблице 9.

Таблица 9

N п/п	Наименование генерирующего источника	Ввод генерирующей мощности, МВт	Год ввода
1.	Ярославская ТЭС	463,9	2017
2.	Рыбинская ГЭС	10 (модернизация)	2018
3.	Тутаевская ПГУ	44,929	2020
4.	Рыбинская ГЭС	10 (модернизация)	2020

1.6. Динамика потребления топлива на выработку электроэнергии за прошедший пятилетний период с разбивкой по видам топлива.

В соответствии со статьей 46.1 Федерального закона от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" собственники или иные законные владельцы ТЭС обязаны обеспечивать наличие запасов топлива, в том числе в отопительный сезон.

Основное топливо - топливо, которое сжигается ТЭС в преобладающем количестве (50 процентов и более при использовании нескольких видов топлива) в течение года для выработки электрической и (или) тепловой энергии.

Резервное топливо - топливо, обеспечивающее поддержание работы ТЭС при частичном или полном отсутствии основного топлива без ограничения продолжительности его использования.

Виды топлива, используемого на электростанциях в Ярославской области, приведены в таблице 10.

Таблица 10

Собственник	Электростанция	Основное топливо	Резервное топливо
ПАО "ТГК-2"	Ярославская ТЭЦ-1	природный газ	мазут
	Ярославская ТЭЦ- 2	природный газ	мазут
	Ярославская ТЭЦ-3	природный газ	мазут
ООО "Хуадянь-Тенинская ТЭЦ"	Ярославская ТЭС	природный газ	отсутствует 1
АО "Тутаевская ПГУ"	Тутаевская ПГУ	природный газ	отсутствует 2

------------------------------

¹_{Для исполнения законодательства Российской Федерации в области теплоснабжения и электроэнергетики между ООО "Хуадянь-Тенинская ТЭЦ" и ПАО "ТГК-2" заключен договор об оказании услуг по резервированию тепловой энергии (мощности), который вступил в действие с 01.02.2021 и гарантирует резервирование тепловой мощности путем поддержания оборудования Тенинской водогрейной котельной в состоянии постоянной готовности к выработке тепловой энергии.}

²_{Для исполнения законодательства Российской Федерации в области теплоснабжения и электроэнергетики районная котельная г. Тутаева гарантирует резервирование тепловой мощности путем поддержания оборудования котельной в состоянии постоянной готовности к выработке тепловой энергии.}

Владельцы тепловых электростанций должны создавать общий нормативный запас топлива, который состоит из неснижаемого нормативного запаса топлива и нормативного эксплуатационного запаса топлива.

На 01.03.2022 электростанции обладают запасами резервного топлива выше нормативных запасов, установленных приказами Министерства энергетики Российской Федерации. Фактические запасы резервного топлива - 9557,7 тонны. Нормативные запасы топлива в тоннах на 01.03.2022 приведены в таблице 11.

Таблица 11

Электростанция	Вид топлива	ОНЗТ	НЭЗТ	ННЗТ
Ярославская ТЭЦ-1	мазут	1552	870	682
Ярославская ТЭЦ-2	мазут	3695	918	2777
Ярославская ТЭЦ-3	мазут	3102	827	2275

Показатели суммарного расхода и расхода по видам топлива на выработку электрической энергии электростанциями за пятилетний период приведены в таблице 12 и на диаграммах 9 - 12 (выработка электроэнергии ГЭС не учитывалась).

Таблица 12

Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Выработка электроэнергии, млн. кВт ч	3616,857	5017,37	4986,05	4504,05	5081,06
Расход газа, тыс. т у.т.	1516,8	1934,876	1834,76	1692,946	1902,245
Расход мазута, тыс. т у.т.	0,81	1,098	0,103	0,026	0,058
Расход угля, тыс. т у.т.	19,224	6,648	3,748	14,099	0
Суммарный расход условного топлива на выработку электрической энергии, г/ кВт ч	424,91	387,18	368,75	379,01	374,39
Расход условного топлива (газа) на выработку электрической энергии, г/ кВт ч	419,37	385,64	367,98	375,87	374,38
Расход условного топлива (мазута) на выработку электрической энергии, г/ кВт ч	0,22	0,22	0,02	0,01	0,01
Расход условного топлива (угля) на производство электрической энергии, г/ кВт ч	5,32	1,32	0,75	3,13	0,00

Суммарный расход условного топлива на выработку электроэнергии соответствует суммарному объему всех видов топлива в условном исчислении, сожженного за отчетный год в энергетических установках электростанций.

Диаграмма 9

Суммарный расход условного топлива на выработку электрической энергии за отчетный период 2017 - 2021 годов, г/ кВт ч

Диаграмма 10

Расход условного топлива (газа) на выработку электрической энергии за отчетный период 2017 - 2021 годов, г/ кВт ч

Диаграмма 11

Расход условного топлива (мазута) на выработку электрической энергии за отчетный период 2017 - 2021 годов, г/ кВт ч

Диаграмма 12

Расход условного топлива (угля) на выработку электрической энергии за отчетный период 2017 - 2021 годов, г/ кВт ч

1.7. Балансы электроэнергии (мощности).

Баланс электроэнергии в Ярославской области обеспечивается за счет собственной выработки электроэнергии электростанций, ТЭЦ и ГЭС, которая составила в 2021 году 85 процентов энергопотребления, и сальдированного перетока электроэнергии по магистральным сетям ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" от поставщиков оптового рынка электроэнергии и мощности.

Баланс мощности энергосистемы Ярославской области за 2017 - 2021 годы приведён в таблице 13.

Динамика изменения максимума нагрузки и генерации за период 2017 - 2021 годов приведена на диаграмме 13.

Таблица 13

Наименование показателя	Единица измерения	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Максимум нагрузки	МВт	1408	1373	1362	1302	1459
Генерация ТЭС	МВт	463	941	934	793	934
Генерация ГЭС	МВт	284	273	155	302	314
Сальдо-переток	МВт	661	159	273	207	211

Диаграмма 13

Динамика изменения максимума нагрузки и генерации за период 2017 - 2021 годов, МВт

Баланс электроэнергии энергосистемы Ярославской области за 2017 - 2021 годы приведён в таблице 14.

Таблица 14

N п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Фактическое значение
			2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1.	Потребление электроэнергии	млн. кВт ч	8271	8254	8283	8052	8568
2.	Выработка электроэнергии - всего в том числе:	млн. кВт  ч	5897	6903	6638	6967	7009
2.1.	ТЭС (вместе с блок-станциями)	млн. кВт  ч	3943	5348	5325	4837	5432
2.2.	ГЭС	млн. кВт  ч	1954	1555	1313	2130	1577
3.	Сальдо-переток	млн. кВт  ч	2374	1351	1645	1085	1559

Энергосистема Ярославской области является дефицитной по мощности и электроэнергии.

1.8. Характеристика объектов электросетевого хозяйства на территории Ярославской области.

Данные по установленной мощности трансформаторного оборудования ПС 35 кВ и выше приведены в таблице 15.

Таблица 15

Наименование объекта	Количество ПС	Установленная мощность трансформаторов, МВА
Объекты филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС:
- 500 кВ
- 220 кВ	9	2167,0
Объекты филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго":
- 110 кВ	63	2545
- 35 кВ	102	718,8
Объекты прочих собственников:
- 110 кВ	26	1413,0
- 35 кВ	27	470,17
Всего по Ярославской области	227	7313,97

Данные по протяженности ЛЭП 35 кВ и выше энергосистемы Ярославской области приведены в таблице 16.

Таблица 16

Наименование объекта	Протяженность ВЛ (в одноцепном исполнении), км
Объекты филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС:
- 500 кВ
- 220 кВ	1344,44
Объекты филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго":
- 110 кВ	1939,29
- 35 кВ	2399,7
Объекты прочих собственников:
- 110 кВ	23,4
- 35 кВ	14,54
Всего по Ярославской области	5721,37

Характеристика объектов крупных ТСО на территории Ярославской области представлена в таблицах 17 - 21.

Таблица 17

Протяженность по трассе ЛЭП ТСО с разделением по классам напряжения (на 01.01.2022)

ВЛ 110 кВ	ВЛ 35 кВ	ВЛ 6-10 кВ	ВЛ 0,4 кВ	Кабельные линии
1	2	3	4	5
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
1 079,34	2 067,75	13 165,79	13 958,41	4238,17
ОАО "РЖД"
		932,245	419,169	202,85
ООО "Ярославль Энергосети"
5,86		1,0		35,3
Филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго"
		24,50	44,70	198,48
АО "Ресурс"
		45,292	238,469	52,312
МУП ТМР "Горэлектросеть"
		51,529	117,64	226,434
АО "Ярославская электросетевая компания"
	11,9	174,11	1139,12	340,29
ОАО "Рыбинская городская электросеть"
		70,8	555,41	739,78
ООО "Энергоресурс"
				51,7
АО "Межрегиональная энергосервисная компания"
		4,56	0,39	46,548

Таблица 18

Динамика протяженности электрических сетей за период 2017 - 2021 годов

2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
32 533,77	32 884,32	34 456,51	34 473,60	34 509,46
ОАО "РЖД"
1550,765	1551,488	1553,064	1554,264	1554,264
ООО "Ярославль Энергосети"
		17,96	41,76	41,76
Филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго"
267,678	267,678	267,678	267,678	267,678
АО "Ресурс"
315,3	319,3	323,4	325,2	336,07
МУП ТМР "Горэлектросеть"
356,639	361,757	367,954	377,315	387,54
АО "Ярославская электросетевая компания"
1253,59	1423,36	1512,57	1593,63	1670,82
ОАО "Рыбинская городская электросеть"
1250,03	1267,93	1282,5	1320,29	1365,98
ООО "Энергоресурс"
51,7	51,7	51,7	51,7	51,7
АО "Межрегиональная энергосервисная компания"
28,3	39,66	40,48	42,93	51,498

Таблица 19

Динамика числа ПС электросетевых организаций за период 2017 - 2021 годов

Вид объекта	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1	2	3	4	5	6
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
ПС 110 кВ, шт.	63	63	63	63	63
ПС 35 кВ, шт.	102	102	102	102	102
ТП 10(6) кВ, шт.	8 800	8 975	9 344	9 449	9 495
ОАО "РЖД"
ПС 110 кВ, шт.	11	11	11	11	12
ПС 35 кВ, шт.	1	1	1	1	1
ТП 10(6) кВ, шт.	501	501	501	501	501
ООО "Ярославль Энергосети"
ПС 110 кВ, шт.				2	2
ПС 35 кВ, шт.			1	1	1
ТП 10(6) кВ, шт.			9	12	12
Филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго"
ПС 110 кВ, шт.
ПС 35 кВ, шт.	1	1	1	1	1
ТП 10(6) кВ, шт.	70	70	70	70	70
АО "Ресурс"
ПС 110 кВ, шт.
ПС 35 кВ, шт.
ТП 10(6) кВ, шт.	76	77	78	79	80
МУП ТМР "Горэлектросеть"
ПС 110 кВ, шт.
ПС 35 кВ, шт.
ТП 10(6) кВ, шт.	90	92	92	93	93
АО "Ярославская электросетевая компания"
ПС 110 кВ, шт.
ПС 35 кВ, шт.	5	5	5	6	6
ТП 10(6) кВ, шт.	323	361	383	416	417
ОАО "Рыбинская городская электросеть"
ПС 110 кВ, шт.			1	1	1
ПС 35 кВ, шт.	2	2	2	2	2
ТП 10(6) кВ, шт.	351	358	364	375	384
ООО "Энергоресурс"
ПС 110 кВ, шт.	1	1	1	1	1
ПС 35 кВ, шт.
ТП 10(6) кВ, шт.	15	15	15	15	15
АО "Межрегиональная энергосервисная компания"
ПС 110 кВ, шт.	1	1	1	1	1
ПС 35 кВ, шт.	1	1	1	1	1
ТП 10(6) кВ, шт.	7	11	11	12	14

Таблица 20

Количество условных единиц объема эксплуатационного обслуживания электросетевых организаций за период 2017 - 2021 годов

2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
139 627,24	141 011,45	141 008,11	141 698,33	141 723,99
ОАО "РЖД"
7837,65	7837,65	7837,65	7837,65	7837,65
ООО "Ярославль Энергосети"
		344,93	1027,49	1027,49
Филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго"
1483,9	1483,9	1483,9	1483,9	1483,9
АО "Ресурс"
1738,8	1747,1	1758,3	1778,1	1786,0
МУП ТМР "Горэлектросеть"
2904,004	2937,604	2951,481	2982,001	3011,587
АО "Ярославская электросетевая компания"
6725,8	7179,05	7277,41	7911,6	7764,7
ОАО "Рыбинская городская электросеть"
7412,73	7778,28	8280,44	8368,85	8888,47
ООО "Энергоресурс"
531,29	531,29	531,29	531,29	531,29
АО "Межрегиональная энергосервисная компания"
495,46	952,14	954,2	991,72	1048,36

Таблица 21

Данные о техническом состоянии силовых трансформаторов электросетевых организаций (на 01.01.2022)

Класс напряжения	Количество, шт.	Мощность, всего, тыс. кВА	Количество оборудования, проработавшего более 25 лет, шт.	Мощность оборудования, проработавшего более 25 лет, тыс. кВА	Количество оборудования, подлежащего замене по техническому состоянию, шт.	Мощность оборудования, подлежащего замене, тыс. кВА
1	2	3	4	5	6	7
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	10943	2148,233	5384	1025,071	1672	288,59
Трансформаторы 35 кВ	193	718,8	146	472,3
Трансформаторы 110 кВ	128	2545,0	89	1565,8
ОАО "РЖД"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	372	73,265	88	20
Трансформаторы 27,5 - 35 кВ	53	35,76	44	3,26	39	2,55
Трансформаторы 110 кВ	30	788	12	338	1	40
ПАО "ТГК-2"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	74	110,15	67	80,72
Трансформаторы 35 кВ	3	92,6	3	92,6
Трансформаторы 110 кВ	15	782	7	374
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС
Трансформаторы 3 - 20 кВ	21	11,16	19	10,36
Трансформаторы 35 кВ
Трансформаторы 110 кВ	2	80	2	80
Трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ	19	2087	16	1967
ООО "Ярославль Энергосети"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	15	10,86	13	9,83
Трансформаторы 35 кВ	4	35,2	2	32
Трансформаторы 110 кВ	4	104	4	104
Филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	93	27,888	58	18,13	2	0,8
Трансформаторы 35 кВ	2	3,5	1	2,5
Трансформаторы 110 кВ
АО "Ресурс"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	110	37,615
Трансформаторы 35 кВ
Трансформаторы 110 кВ
МУП ТМР "Горэлектросеть"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	155	82,74	118	65,4	2	1,4
Трансформаторы 35 кВ
Трансформаторы 110 кВ
АО "Ярославская электросетевая компания"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	492	152,8	121	50,37
Трансформаторы 35 кВ	11	16,63	8	14
Трансформаторы 110 кВ
ОАО "Рыбинская городская электросеть"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	618	284,4	422	192,679	40	16
Трансформаторы 35 кВ	4	52	4	52
Трансформаторы 110 кВ	2	32	2	32
ООО "Энергоресурс"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	31	19,7	31	19,7
Трансформаторы 35 кВ
Трансформаторы 110 кВ	2	20	2	20
АО "Межрегиональная энергосервисная компания"
Трансформаторы 3 - 20 кВ	23	17,3	15	8,9
Трансформаторы 35 кВ	2	8	2	8
Трансформаторы 110 кВ	2	80	2	80

Общие сведения о ЛЭП и ПС 220 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС и их технические характеристики приведены в таблицах 22 и 23 соответственно, а также в Схеме развития электрических сетей 110 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области на 2023 - 2027 годы, приведенной в приложении 1 к Программе.

Таблица 22

ВЛ 220 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС

N п/п	Наименование ВЛ	Напряжение, кВ	Марка провода	Протяженность, км
1	2	3	4	5
1.	"Александров - Трубеж" (в границах области)	220	АСО-300	28,53
2.	"Белозерская - Пошехонье с отпайкой на ПС Зашекснинская" (в границах области)	220	АС-300	47,27
3.	"Венера - Вега"	220	АС-400, АС-300	63,52
4.	"Ивановские ПГУ - Неро I цепь" (в границах области)	220	АС-400	28,20
5.	"Ивановские ПГУ - Неро II цепь" (в границах области)	220	АС-400	28,20
6.	"Костромская ГРЭС - Ярославская" (в границах области)	220	АС-500	77,22
7.	"Мотордеталь - Тверицкая" (в границах области)	220	АС-300	91,85
8.	"Пошехонье - Вологда - Южная" (в границах области)	220	АС-400	62,95
9.	"Пошехонье - Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская" (в границах области)	220	АС-400	46,2
10.	"Пошехонье - Ростилово"	220	АС-400	84,37
11.	"Рыбинская ГЭС - Венера"	220	АС-300, АС-400	12,24
12.	"Рыбинская ГЭС - Пошехонье N 1"	220	АС-300	53,35
13.	"Рыбинская ГЭС - Пошехонье N 2"	220	АС-400	54,06
14.	"Рыбинская ГЭС - Сатурн"	220	АС-300, АС-400	3,11
15.	"Сатурн - Венера"	220	АС-400, АС-300	8,93
16.	"Трубеж - Неро"	220	АС-300	77,66
17.	"Угличская ГЭС - Вега"	220	АС-400	7,51
18.	"Угличская ГЭС - Венера"	220	АС-400, АС-300	69,62
19.	"Угличская ГЭС - Заря I цепь" (в границах области)	220	АС-400	92,19
20.	"Угличская ГЭС - Заря II цепь" (в границах области)	220	АС-300	92,19
21.	"Угличская ГЭС - Ярославская"	220	АС-300	92,65
22.	"Ярославская - Неро"	220	АС-300	51,2
23.	"Ярославская ТЭС - Тверицкая"	220	АС-300	60,23
24.	"Ярославская ТЭС - Тутаев"	220	АС-300	18,31
25.	"Ярославская ТЭС - Ярославская N 1"	220	АС-300	63,04
26.	"Ярославская ТЭС - Ярославская N 2"	220	АСО-400	29,74

Таблица 23

ПС 220 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС

N п/п	Наименование ПС	Напряжение, кВ	Мощность трансформаторов, МВА
1.	"Вега"	220	2 63
2.	"Венера"	220	2 200
3.	"Неро"	220	2 63
4.	"Пошехонье"	220	2 40
5.	"Сатурн"	220	2 40
6.	"Тверицкая"	220	2 200 + 2 40
7.	"Трубеж"	220	2 125
8.	"Тутаев"	220	2 125
9.	"Ярославская"	220	3 125

В 2021 году в Ярославской области проведены техническое перевооружение и реконструкция с заменой существующего трансформаторного оборудования на трансформаторы большей мощности на:

- ПС 35 кВ "Сараево" филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" (увеличение мощности - 0,9 МВА);

- ПС 110 кВ "Данилов" ОАО "РЖД" (два трансформатора без увеличения мощности).

Введена в эксплуатацию ПС 110 кВ Козьмодемьянск ОАО РЖД (2 25 МВА).

Общие сведения о ЛЭП и ПС 110 кВ и их технические характеристики приведены в таблицах 24 и 25 соответственно, а также в Схеме развития электрических сетей 110 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области на 2023 - 2027 годы, приведенной в приложении 1 к Программе.

Таблица 24

Линии 110 кВ

N п/п	Наименование ВЛ	Напряжение, кВ	Марка провода	Протяженность, км
1	2	3	4	5
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
1.	"Аббакумцевская-1"	110	АС-120	14
2.	"Аббакумцевская-2"	110	АС-120	14
3.	"Алтыново - Палкино I цепь" ("Палкино-1")	110	АС-185	23,3
4.	"Алтыново - Палкино II цепь" ("Палкино-2")	110	АС-185	23,3
5.	"Балакирево - Переславль" ("Переславская-2") (в границах области)	110	АС-120	29,7
6.	"Балакирево - Трубеж" ("Переславская-1") (в границах области)	110	АС-120	30,28
7.	"Белкинская"	110	АС-95	22,1
8.	"Борисоглебская-1"	110	АС-95	22,05
9.	"Борисоглебская-2"	110	АС-95	22,05
10.	"Васильковская-1"	110	АС-150, АС-185	26,54
11.	"Васильковская-2"	110	АС-150, АС-185	16,64
12.	"Вега - Алтыново I цепь" ("Алтыново-1")	110	АС-185	5,62
13.	"Вега - Алтыново II цепь" ("Алтыново-2")	110	АС-185	5,62
14.	"Венера - Восточная I цепь с отпайками" ("Восточная-1")	110	М-95, АС-185	13,15
15.	"Венера - Восточная II цепь c отпайками" ("Восточная-2")	110	М-95, АС-185	13,15
16.	"Венера - Шестихино I цепь с отпайками" ("Шестихинская-1")	110	АС-185, АС-150	39,18
17.	"Венера - Шестихино II цепь с отпайками" ("Шестихинская-2")	110	АС-185, АС-150	39,18
18.	"Веретье-1"	110	АС-95, АС-185	1,46
19.	"Веретье-2"	110	АС-95, АС-185	1,46
20.	"Гаврилов-Ямская"	110	АС-95, АС-120	6,07
21.	"Газовая-1"	110	АС-120, АС-185	18,59
22.	"Городская-1"	110	АС-120	2,5
23.	"Городская-2"	110	АС-120	2,5
24.	"Данилов - Дружба" ("Даниловская-2")	110	АС-120	8,1
25.	"Данилов - Покров"	110	АС-120	8,5
26.	"Данилов - Пречистое"	110	АС-185	27,4
27.	"Данилов - Туфаново" ("Даниловская-1")	110	АС-120	27,2
28.	"Западная-1"	110	АС-240, АС-300	3,71
29.	"Западная-2"	110	АС-240, АС-300	3,71
30.	"Климатино-1"	110	АС-120	26,63
31.	"Климатино-2"	110	АС-120	26,63
32.	"Любим - Халдеево"	110	АС-120, АЖ-120	22,57
33.	"Лютово - Нерехта-1" ("Нерехта-1") (в границах области)	110	АС-120	21,49
34.	"Менделеевская-1"	110	АС-240	7,1
35.	"Менделеевская-2"	110	АС-240	7,1
36.	"Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" ("Петровская-2")	110	АС-120	51,74
37.	"Неро - Тишино с отпайкой на ПС Устье" ("Ростовская-2")	110	АС-150	25,96
38.	"Неро - Ярославская с отпайками" ("Ростовская-1")	110	АС-150	55,14
39.	"Нильская-1"	110	АС-70	4,23
40.	"Нильская-2"	110	АС-70	4,23
41.	"Павловская-1"	110	АС-120	5,72
42.	"Павловская-2"	110	АС-120	5,72
43.	"Палкино - Мышкин"	110	АС-185	12,15
44.	"ПГУ - ТЭС - Тутаев N 1"	110	АПвП2г	0,45
45.	"ПГУ - ТЭС - Тутаев N 2"	110	АПвП2г	0,45
46.	"Переборы-1"	110	АС-95, АС-185	13,38
47.	"Переборы-2"	110	АС-95, АС-185	13,38
48.	"Перекоп - Северная с отпайкой на ПС Ярославль-Главный" ("Тяговая")	110	АС-400, АС-150	8,46
49.	"Пленочная-1"	110	АС-120	2,45
50.	"Пленочная-2"	110	АС-120	2,45
51.	"Плоски"	110	АС-120	9,2
52.	"Покров - Любим"	110	АС-120	25,94
53.	"Правдино"	110	АС-185	42,64
54.	"Продуктопровод-1"	110	АС-120	9,01
55.	"Продуктопровод-2"	110	АС-120	9,01
56.	"Путятино - Дружба" ("Янтарная")	110	АС-120	28,04
57.	"Радуга-1"	110	АС-240, АС-500	4,58
58.	"Радуга-2"	110	АС-240, АС-500	4,58
59.	"Ростилово - Скалино" (в границах области)	110	АС-185	6,2
60.	"Рыбинская ГЭС - Восточная I цепь с отпайками" ("Щербаковская-1")	110	АС-185, АС-150	19,35
61.	"Рыбинская ГЭС - Восточная II цепь с отпайками" ("Щербаковская-2")	110	АС-185, АС-150	19,35
62.	"Сельская-1"	110	АС-150	6,2
63.	"Сельская-2"	110	АС-150	6,2
64.	"Скалино - Пречистое"	110	АС-185, АС-150	18,57
65.	"Тверицкая - Путятино" ("Путятинская")	110	АС-240, АС-120	51,53
66.	"Тверицкая - Уткино" ("Уткинская")	110	АС-240, АС-120	29,82
67.	"Тишино - Ярославская с отпайками" ("Тишинская")	110	АС-150	29,78
68.	"Трубеж - Беклемишево с отпайкой на ПС Шушково" ("Шушковская")	110	АС-120	49,86
69.	"Трубеж - Переславль" ("Невская")	110	АС-150	6,3
70.	"Трубеж - Шурскол с отпайками" ("Петровская-1")	110	АС-120	90,17
71.	"Тутаев - Восточная I цепь с отпайками" ("Тутаевская-1")	110	АС-185	54,25
72.	"Тутаев - Восточная II цепь с отпайками" ("Тутаевская-2")	110	АС-185	54,25
73.	"ТЭЦ-1 - Роща" ("158")	110	АС-185	1,8
74.	"ТЭЦ-1 - Северная с отпайкой на ПС Марс" ("157")	110	АС-185	1,9
75.	"ТЭЦ-1 - Северная" ("Шинная")	110	АС-185, АС-150	0,96
76.	"ТЭЦ-2 - Которосль с отпайкой на ПС Полиграф" ("Окружная")	110	АС-240, АС-185, АС-150	9,585
77.	"ТЭЦ-2 - Роща" ("156")	110	АС-185	0,63
78.	"ТЭЦ-2 - Северная с отпайками" ("Моторная")	110	АС-150, М-95, АС-240	8,36
79.	"ТЭЦ-2 - Северная с отпайкой на ПС Орион" ("Инженерная")	110	АС-150, М-95, АС-240	7,46
80.	"ТЭЦ-2 - Тверицкая I цепь с отпайками" ("Тверицкая-1")	110	АС-240, АС-185	27,62
81.	"ТЭЦ-2 - Тверицкая II цепь с отпайками" ("Тверицкая-2")	110	АС-240, АС-185	27,62
82.	"ТЭЦ-2 - Тутаев с отпайками I цепь" ("Константиновская-1")	110	АС-185, АС-150	39,25
83.	"ТЭЦ-2 - Тутаев с отпайками II цепь" ("Константиновская-2")	110	АС-185, АС-150	39,25
84.	"ТЭЦ-3 - Которосль с отпайками" ("Фрунзенская-1")	110	АС-150	14,725
85.	"ТЭЦ-3 - Новоселки с отпайками" ("Комсомольская")	110	АС-120, АС-185	10,4
86.	"ТЭЦ-3 - Перекоп" ("Перекопская")	110	АС-150, АС-400	11,34
87.	"ТЭЦ-3 - Северная с отпайками" ("Фрунзенская-2")	110	М-70, АС-150, АС-185, М-95	18,77
88.	"ТЭЦ-3 - Ярославская" ("Ярославская 1")	110	2 АС-150, АС-300	5,9
89.	"ТЭЦ-3 - Ярцево с отпайками II цепь" ("Пионерская")	110	АС-120, АС-185	15,95
90.	"Урицкая"	110	АС-185	16,2
91.	"Уткино - Туфаново" ("Туфановская")	110	АС-120	25,11
92.	"Халдеево - Буй" (в границах области)	110	АС-120	14,85
93.	"Шестихино - Палкино с отпайкой на ПС КС-18" ("Газовая-2")	110	АС-120, АС-185	29,81
94.	"Шестихино - Пищалкино с отпайками" ("Пищалкинская")	110	АС-120, АС-185	78,14
95.	"Шурскол - Неро" ("Приозерная")	110	АС-120	11,14
96.	"Ярославская - Ярцево I цепь с отпайками" ("Южная")	110	АС-150, АС-240, АС-185	29,43
97.	"Ярославская - Ярцево II цепь с отпайками" ("Институтская")	110	АС-150, АС-240, АС-185	29,43
98.	"Ярцево - Лютово"	110	АС-150, АС-120	9,81
99.	"Ярцево - Нерехта-1" ("Нерехта-2") (в границах области)	110	АС-150, АС-120	27,58
100.	"Ярцево - Новоселки с отпайкой на ПС Тормозная"	110	АС-150, АС-120	6
ПАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез"
101.	"Ярославская ТЭЦ-3 - Ярославская I цепь с отпайками"	110	АС-240	5,9
102.	"Ярославская ТЭЦ-3 - Ярославская II цепь с отпайками"	110	АС-240	5,9
103.	"Ярославская - ГПП-4 I цепь"	110	АС-150	3,1
104.	"Ярославская - ГПП-4 II цепь"	110	АС-150	3,1
ООО "Тепличный комбинат Ярославский"
105.	"Ярославская - Дубки"	110	АС-95	5,4

Таблица 25

ПС 110 кВ

N п/п	Наименование ПС	Напряжение, кВ	Мощность трансформаторов, МВА
1	2	3	4
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
1.	"Аббакумцево"	110	16 + 16
2.	"Алтыново"	110	2 6,3
3.	"Борисоглеб"	110	16 + 10
4.	"Брагино"	110	2 40
5.	"Васильково"	110	2 6,3
6.	"Вахрушево"	110	2 6,3
7.	"Веретье"	110	2 25
8.	"Волга"	110	5,6 + 6,3
9.	"Волжская"	110	2 40
10.	"Восточная"	110	2 25
11.	"Гаврилов-Ям"	110	2 16
12.	"КС-18"	110	2 63
13.	"Глебово"	110	2 10
14.	"Депо"	110	3 16
15.	"Дружба"	110	2 16
16.	"Залесье"	110	16 + 16
17.	"Западная"	110	2 63
18.	"Институтская"	110	2 40
19.	"Кинопленка"	110	16 + 10
20.	"Климатино"	110	2 6,3
21.	"Константиново"	110	15 + 16
22.	"Которосль"	110	2 25
23.	"Крюково"	110	6,3
24.	"Левобережная"	110	2 16
25.	"Лом"	110	2 10
26.	"Луговая"	110	2 6,3
27.	"Некоуз"	110	2 6,3
28.	"Нила"	110	2 16
29.	"Новоселки"	110	25 + 40
30.	"НПЗ"	110	2 25
31.	"Оптика"	110	2 10
32.	"Орион"	110	2 40
33.	"Павловская"	110	20 + 25
34.	"ПГУ - ТЭС"	110	2 40
35.	"Перевал"	110	2 16
36.	"Перекоп"	110	2 25
37.	"Переславль"	110	2 25 + 16 (в резерве)
38.	"Пищалкино"	110	2 7,5
39.	"Плоски"	110	2 2,5
40.	"Покров"	110	2,5
41.	"Полиграф"	110	2 40
42.	"Полиграфмаш"	110	2 16
43.	"Пречистое"	110	2 10
44.	"Продуктопровод"	110	2 6,3
45.	"Ростов"	110	2 25
46.	"Рыбинская"	110	2 25
47.	"Северная"	110	2 63
48.	"Селехово"	110	2 6,3
49.	"Судоверфь"	110	2 10
50.	"Техникум"	110	2 10
51.	"Тишино"	110	2 25
52.	"Тормозная"	110	25 + 16
53.	"ТРК"	110	2 16
54.	"Туфаново"	110	2 2,5
55.	"Углич"	110	2 25
56.	"Устье"	110	2 10
57.	"Халдеево"	110	3,2 + 6,3
58.	"Чайка"	110	40 + 25
59.	"Шестихино"	110	2 10
60.	"Шурскол"	110	2 10
61.	"Южная"	110	2 40
62.	"Юрьевская слобода"	110	2 10
63.	"Ярцево"	110	2 25
ОАО "РЖД"
64.	"Беклемишево"	110	2 25
65.	"Данилов" 1	110	2 25 + 2 40
66.	"Козьмодемьянск"	110	2 25
67.	"Коромыслово"	110	2 25
68.	"Любим"	110	2 25
69.	"Лютово" 1	110	2 25
70.	"Петровск" 1	110	40 + 25
71.	"Путятино" 1	110	25 + 25
72.	"Скалино"	110	2 40
73.	"Уткино"	110	25 + 20
74.	"Шушково" 1	110	20 + 25
75.	"Ярославль-Главный"	110	2 40
АО "Электросети ЯГК" (арендатор ООО "Ярославль Энергосети")
76.	"Роща"	110	2 32
77.	"Толга"	110	25 + 15
ПАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез"
78.	"ГПП-1"	110	2 40
79.	"ГПП-4"	110	2 40
80.	"ГПП-9"	110	2 40
АО "Ярославский нефтеперерабатывающий завод им. Д.И. Менделеева"
81.	"Луч"	110	2 25
АО "Ярославский электромашиностроительный завод" (арендатор - АО "Рыбинская городская электросеть")
82.	"Марс"	110	2 16
АО "Завод гидромеханизации"
83.	"Нептун"	110	2 16
ООО "Транснефть-Балтика"
84.	"Палкино" 2	110	2 25
85.	"Правдино" 1	110	2 25
АО "Ярославский завод дизельной аппаратуры" (арендатор - АО "Межрегиональная энергосервисная компания"
86.	"Радуга"	110	2 40
ООО "Энергоресурс"
87.	"Свободный Труд"	110	2 10
ПАО "ТГК-2"
88.	"Тенино"	110	2 10
ООО "Тепличный комбинат Ярославский"
89.	"Дубки"	110	40

------------------------------

¹_{РУ 35 кВ в собственности филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго".}

²_{Трансформаторы в собственности филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго".}

Данные по вводу в эксплуатацию новых объектов и реконструкции существующих приведены в таблице 26.

Таблица 26

N п/п	Наименование объекта	Год ввода в эксплуатацию	Мощность, МВА	Количество, ед./ протяженность, км
1	2	3	4	5
I. Ввод ПС
	ПС 110 кВ "Козьмодемьянск"	2021	2 25	1
II. Замена трансформаторов
1.	ПС 35 кВ "Купань"	2017	2,5/4	1
2.	ПС 35 кВ "Моделово-2"	2017	2 6,3/2 10	2
3.	ПС 110 кВ "Любим"	2017	20/25	1
4.	ПС 110 кВ "Дубки"	2018	25/40	1
5.	Ярославская ТЭЦ-3	2018	60/80	1
6.	Ярославская ТЭЦ-2	2018	31,5/25	1
7.	ПС 110 кВ "Аббакумцево"	2018	10/16	1
8.	ПС 35 кВ "Ватолино"	2018	2 4/2 6,3	2
9.	ПС 35 кВ "Кулаково"	2018	2 2,5/2 4	2
10.	ПС 110 кВ "Аббакумцево"	2019	10/16	1
11.	ПС 110 кВ "Залесье"	2019	10/16	1
12.	ПС 35 кВ "Скоморохово"	2019	2 1,6/2 2,5	2
13.	ПС 110 кВ "Данилов"	2020	40/40	1
14.	ПС 110 кВ "Залесье"	2020	10/16	1
15.	ПС 110 кВ "Путятино"	2020	10/25	1
16.	ПС 110 кВ "Данилов"	2021	40/40	1
17.	ПС 110 кВ "Петровск"	2021	40/40	1
18.	ПС 35 кВ "Сараево"	2021	1,6/2,5	1
III. Ввод ВЛ
	-	-	-	-
IV. Ввод выключателей
1.	ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ-2)	2017		1
2.	ЭГВ 220 кВ (Ярославская ТЭС)	2017		3
3.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Ярцево")	2017		2
4.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Любим")	2018		3
5.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Шушково")	2018		1
6.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Коромыслово")	2019		1
7.	ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ-2)	2019		2
8.	ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ "Вега")	2019		2
9.	ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ "Вега")	2020		2
10.	ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ-2)	2020		2
11.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Ярославль-Главный")	2020		1
12.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Данилов")	2020		7
13.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Путятино")	2020		3
14.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Данилов")	2021		1

1.9. Анализ потерь электрической энергии в электрических сетях энергосистемы за отчетный период.

Размер фактических потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, переданной в электрическую сеть из других сетей или от производителей электрической энергии, и объемом электрической энергии, которая поставлена по договорам энергоснабжения, купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) и потреблена энергопринимающими устройствами, присоединенными к данной электрической сети, а также объемом электрической энергии, которая передана в электрические сети других сетевых организаций.

Структура потерь, в которой укрупненные составляющие потерь сгруппированы по различным критериям, приведена на схеме:

Сетевые организации обязаны оплачивать стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства.

Потребители услуг, за исключением производителей электрической энергии, обязаны оплачивать в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери, возникающие при передаче электрической энергии по сети сетевой организацией, с которой соответствующими лицами заключен договор.

Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям утверждаются федеральным органом исполнительной власти.

Нормативы потерь электрической энергии в электрических сетях устанавливаются в отношении совокупности ЛЭП и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих соответствующей сетевой организации.

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям на регулируемый период рассчитываются как в целом, так и с разбивкой по уровням напряжения:

- на высоком напряжении - 110 кВ и выше;

- на среднем первом напряжении - 27,5 - 60 кВ;

- на среднем втором напряжении - 1 - 20 кВ;

- на низком напряжении - 0,4 кВ и ниже.

Данные по величине фактических потерь электрической энергии в электрических сетях филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" приведены в таблице 27.

Таблица 27

Фактические показатели баланса электрической энергии в границах филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" в период 2017 - 2021 годов

N п/п	Наименование показателя	Годы
		2017	2018	2019	2020	2021
1.	Отпуск электроэнергии в сеть, млн. кВт ч	6 767,1	6 666,9	6 730,1	6 479,9	6 996,2
2.	Потери электроэнергии, млн. кВт ч	671,1	652,1	666,8	635,4	661,9
3.	Потери электроэнергии, %	9,92	9,78	9,91	9,81	9,46

Диаграмма 14

Динамика потерь электроэнергии филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" в абсолютной и относительной величинах за последние 5 лет

Данные по величине фактических потерь электрической энергии в электрических сетях филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС приведены в таблице 28.

Таблица 28

Объем передачи электроэнергии потребителям услуг по передаче по ЕНЭС и величина фактических потерь в ЕНЭС

N п/п	Наименование показателя	Годы
		2017	2018	2019	2020	2021
1.	Объем электрической энергии, переданной в электрическую сеть потребителям услуг по передаче по ЕНЭС, млн. кВт ч	4 897,9	5 075,8	5 252,1	5 031,7	5 205,1
2.	Фактические потери электроэнергии, млн. кВт ч	218,1	219,3	210,8	203,4	212,8
3.	Фактические потери электроэнергии, %	4,45	4,3	4,0	4,1	4,1

Диаграмма 15

Динамика потерь электроэнергии филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС в абсолютной и относительной величинах за последние 5 лет

1.10. Способы уменьшения потерь в электрических сетях:

1.10.1. Уменьшение затрат путем оптимизации технической и коммерческой составляющих с применением следующих мер:

- оптимизация схемы и режима работы электросети;

- исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки;

- снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей, предполагающее увеличение доли активной мощности, которое приведет к снижению потерь в электрических сетях;

- оптимизация нагрузки трансформаторов;

- модернизация оборудования.

1.10.2. Уменьшение коммерческих затрат путем применения следующих мер:

- регулярный поиск несанкционированных подключений;

- создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;

- проверка показаний;

- автоматизация сбора и обработки данных.

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

1. Основные проблемы энергосистемы Ярославской области:

- физическое и моральное старение оборудования ПС и ЛЭП;

- физическое и моральное старение оборудования электростанций;

- недостаточная пропускная способность распределительных электрических сетей, приводящая к снижению надежности электроснабжения потребителей.

2. Характеристика состояния энергосистем региона.

Наиболее загруженными из межсистемных связей являются ВЛ 220 кВ "Александров - Трубеж", "Костромская ГРЭС - Ярославская", "Мотордеталь - Тверицкая", "Угличская ГЭС - Заря I цепь", "Угличская ГЭС - Заря II цепь", по которым осуществляется транзит мощности из энергосистемы Костромской области в энергосистему Москвы и Московской области и в энергосистему Владимирской области.

Наиболее загруженные ВЛ 110 кВ: "ТЭЦ-2 - Тутаев I цепь с отпайками", "ТЭЦ-2 - Тутаев II цепь с отпайками", "ТЭЦ-3 - Ярославская". Загрузка ВЛ 110 кВ в настоящее время не превышает допустимых значений в нормальной схеме.

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

Как показали результаты анализа, темпы старения оборудования ВЛ 110 кВ и выше превышают темпы вывода его из эксплуатации и замены. В сетях 220 кВ в настоящее время 63 процента ВЛ имеют срок эксплуатации свыше 40 лет, 73 процента автотрансформаторов 220 кВ имеют срок эксплуатации более 25 лет. В сети 110 кВ 65 процентов трансформаторов класса напряжения 110 кВ имеют срок эксплуатации более 25 лет.

С целью уменьшения количества ПС, имеющих ограничение на технологическое присоединение дополнительной мощности, филиалом ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" в 2021 году выполнены мероприятия по замене силовых трансформаторов Т-2 (1,6 МВА на 2,5 МВА) на ПС 35 кВ "Сараево".

Анализ результатов замера максимума нагрузки за 2017 - 2021 годы показал, что отдельные ПС имеют ограниченную возможность технологического присоединения в связи с недопустимой перегрузкой, которая возникает у одного из трансформаторов при отключении второго.

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

Уточненный перечень центров питания с ограничениями технологического присоединения дополнительной мощности на 01.01.2022 приведен в таблице 29 (без учета действующих договоров на технологическое присоединение потребителей).

Таблица 29

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

N п/п	Наименование объекта центра питания, класс напряжения	Мощность перегружаемого трансформатора	Максимальная нагрузка, МВА	Дата замера	Коэффициент загрузки трансформаторов ВН/НН, о.е.	Величина перераспределяемой мощности, МВА
1.	ПС 110 кВ "Переславль"	25	29,42	15.12.2021	1,18
2.	ПС 110 кВ "Толга"	15	25,72	16.12.2020	1,71
3.	ПС 35 кВ "Ананьино"	2 2,5	3,17	15.12.2021	1,27
4.	ПС 35 кВ "Дорожаево"	2 2,5	3,06	15.12.2021	1,22
5.	ПС 35 кВ Купань"	2,5	3,82	15.12.2021	1,53
6.	ПС 35 кВ "Лесные Поляны"	2 10	11,33	16.12.2020	1,13
7.	ПС 35 кВ "Моделово-2"	2 10	11,4	16.12.2020	1,14
8.	ПС 35 кВ "Соломидино"	2,5	2,88	15.12.2021	1,15

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

Для развития распределительных сетей необходима реализация мероприятий по реконструкции и развитию электрических сетей, предусмотренных Схемой развития электрических сетей 110 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области на 2023 - 2027 годы, приведенной в приложении 1 к Программе, в том числе замена существующих трансформаторов на более мощные.

IV. Основные направления развития электроэнергетики Ярославской области

1. Цели и задачи развития электроэнергетики Ярославской области

Анализ ситуации, сложившейся в топливно-энергетическом комплексе Ярославской области, выявил ряд проблем в энергообеспечении, влияющих на обеспечение устойчивого энергоснабжения и оказывающих негативное воздействие на развитие экономики Ярославской области: сохраняющийся дефицит электрической мощности, ограничение пропускной способности распределительных электрических сетей, приводящее к снижению надежности электроснабжения потребителей, высокий износ электросетевого и энергетического оборудования топливно-энергетического комплекса Ярославской области.

В соответствии со Стратегией социально-экономического развития Ярославской области до 2025 года, направленной на реализацию основных задач концепции социально-экономического развития России, намечен и успешно реализуется комплекс мероприятий по развитию топливно-энергетического комплекса Ярославской области.

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

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

В настоящее время основными стратегическими задачами, направленными на решение проблем в сфере энергетики Ярославской области, являются строительство, реконструкция, техническое перевооружение технологической инфраструктуры энергетики, в том числе:

- строительство 3 ПС 110 кВ с приростом установленной мощности 96 МВА;

- проведение модернизации и реконструкции действующих ПС 110 кВ с суммарным приростом установленной мощности 55 МВА;

- строительство ЛЭП 110 кВ общей протяженностью 29,2 километра;

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

- реконструкция действующего генерирующего оборудования Рыбинской ГЭС с модернизацией гидроагрегата 5Г (увеличение установленной мощности с 55 МВт до 65 МВт) в 2022 году, реконструкция действующего генерирующего оборудования Угличской ГЭС с модернизацией гидроагрегата 1Г (увеличение установленной мощности с 55 МВт до 65 МВт) в 2024 году.

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

2. Баланс мощности энергосистемы Ярославской области с учетом вводов, мероприятий по выводу из эксплуатации и реконструкции генерирующего оборудования

Ввод нового генерирующего оборудования в энергосистеме Ярославской области в период до 2027 года в соответствии с СиПР ЕЭС России не запланирован.

В настоящее время выполняется реконструкция Рыбинской ГЭС, предусматривающая:

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

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

- замену существующих групп 3Т и 4Т однофазных трансформаторов 220/110/13,8 кВ мощностью 3 23 МВА трансформаторами мощностью 80 МВА с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС и присоединением к ним блоков гидроагрегатов 5Г, 6Г (выполнено в 2016 году);

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

2Г - реконструирован в 2014 году;

1Г - реконструирован в 2018 году;

3Г - реконструирован в 2020 году;

5Г - окончание реконструкции в 2022 году.

Увеличение генерирующей мощности Рыбинской ГЭС к 2026 году по отношению к 2021 году составит 10 МВт.

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

В 2020 году введена в эксплуатацию Тутаевская ПГУ установленной мощностью 44,929 МВт.

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

В 2024 году запланировано окончание реконструкции Г1Г Угличской ГЭС с увеличением установленной мощности на 10 МВт.

В настоящее время в соответствии с пунктом 28.2 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" департаментом жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области проводится работа по созданию конкурсной комиссии по проведению отбора проектов строительства генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, определению сроков и порядка ее работы на 5-летний период.

Сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования согласно СиПР ЕЭС России приведены в таблице 30.

Таблица 30

Наименование мероприятия	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.	Всего, МВт
Ввод и модернизация генерирующего оборудования	10		10				20
Демонтаж генерирующего оборудования
Прирост генерирующего оборудования	10		10				20

Всего в период 2022 - 2027 годов увеличение установленной мощности по энергосистеме Ярославской области согласно СиПР ЕЭС России составит 20 МВт.

Баланс мощности энергосистемы Ярославской области с учетом вводов, мероприятий по выводу из эксплуатации и реконструкции генерирующего оборудования представлен в таблице 31.

Таблица 31

Мощность, МВт	Год
	факт	прогноз
	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
Максимум потребления	1459	1422	1441	1460	1463	1467	1471
% по отношению к предыдущему году	-	-2,5	1,3	1,3	0,2	0,3	0,3
Установленная мощность	1587,0	1597,0	1597,0	1607,0	1607,0	1607,0	1607,0
ГЭС	496,6	506,6	506,6	516,6	516,6	516,6	516,6
ТЭС	1090,4	1090,4	1090,4	1090,4	1090,4	1090,4	1090,4

3. Баланс электрической энергии энергосистемы Ярославской области

с учетом вводов, мероприятий по выводу из эксплуатации и реконструкции генерирующего оборудования при среднемноголетней величине выработки ГЭС

Баланс электрической энергии энергосистемы Ярославской области с учетом вводов, мероприятий по выводу из эксплуатации и реконструкции генерирующего оборудования при среднемноголетней величине выработки ГЭС приведён в таблице 32.

Таблица 32

Электроэнергия, млн. кВт ч	Год
	факт	прогноз
	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
Потребление электроэнергии	8568	8316	8461	8599	8594	8617	8642
% по отношению к предыдущему году	-	-2,9	1,7	1,6	-0,1	0,3	0,3
Выработка электроэнергии	7009	6684	7163	7263	7663	7247	7442
ГЭС	1577	1133	1176	1176	1176	1176	1176
ТЭС	5431	5551	5987	6087	6487	6071	6266
Сальдо	1560	1632	1298	1336	931	1370	1200

4. Развитие электросетевого комплекса Ярославской области

Необходимость строительства новых электросетевых объектов, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из уровней потребления электроэнергии и мощности, предусмотренных Схемой развития электрических сетей 110 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области на 2023 - 2027 годы, приведенной в приложении 1 к Программе.

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

- повышение пропускной способности сетей;

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.

Значительный объем электросетевого строительства, предусмотренного Схемой развития электрических сетей 110 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области на 2023 - 2027 годы, приведенной в приложении 1 к Программе, приходится на реконструкцию и восстановление ВЛ и ПС, отработавших нормативные сроки и по своему техническому состоянию ограниченно пригодных для дальнейшей эксплуатации.

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

Планируемые сводные показатели объемов электросетевого строительства, технического перевооружения и реконструкции объектов напряжением 35 - 220 кВ на период 2023 - 2027 годов, определенные на основании балансов электрической мощности, представленных в СиПР ЕЭС России, приведены в таблице 33.

Таблица 33

N п/п	Класс напряжения, наименование показателя	2022 - 2027 годы
		ВЛ, км	ПС, ед./МВА
1.	220 кВ в том числе:
1.1.	Новое строительство	-	-
1.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	-	-
2.	110 кВ в том числе:
2.1.	Новое строительство	29,2	3 / 96
2.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	4,03	4 / 55
3.	35 кВ в том числе:
3.1.	Новое строительство	2,906	-
3.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	39,22	6 / 28,5
	Итого	75,356	13 / 179,5

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов Ярославской области в 2022 - 2027 годах, связанных с развитием электрической сети, определенный на основании балансов электрической мощности согласно СиПР ЕЭС России (балансы приведены в таблицах 31, 32), представлен в таблице 34.

Таблица 34

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов в 2022 - 2027 годах, связанных с развитием электрической сети

N п/п	Наименование мероприятия	Проектная мощность		Сроки строительства		Обоснование
		МВА	км	год начала	год окончания
1	2	3	4	5	6	7
I. Новое строительство
1. Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
1.1.	Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ "Трубеж - Шурскол с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" до тяговой ПС 110 кВ "Деболовская"		2 3,3	2023	2025	технологическое присоединение (технические условия от 11.06.2021 N 20631083 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД")
1.2.	Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ "Неро - Ярославская с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Тишино с отпайкой на ПС Устье" до тяговой ПС 110 кВ "Семибратово"		2 2,4	2023	2025	технологическое присоединение (технические условия от 11.06.2021 N 20631077 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД")
1.3.	Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ "Трубеж - Шурскол с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" до тяговой ПС 110 кВ "Сильницы"		2 6,5	2023	2025	технологическое присоединение (технические условия от 11.06.2021 N 20631090 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД")
2. ОАО "РЖД"
2.1.	Строительство тяговой ПС 110 кВ "Деболовская"	2 16		2023	2025	увеличение пропускной способности железной дороги (технические условия от 11.06.2021 N 20631083 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД")
2.2.	Строительство тяговой ПС 110 кВ "Семибратово"	2 16		2023	2025	увеличение пропускной способности железной дороги (технические условия от 11.06.2021 N 20631077 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД")
2.3.	Строительство тяговой ПС 110 кВ "Сильницы"	2 16		2023	2025	увеличение пропускной способности железной дороги (технические условия от 11.06.2021 N 20631090 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД")
II. Техническое перевооружение и реконструкция
1. Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
1.1.	Реконструкция ПС 110 кВ "Переславль" с заменой трансформаторов 2 25 МВА на трансформаторы 2 40 МВА	2 40		2026	2027	риск выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.2.	Реконструкция ПС 35 кВ Ананьино с заменой трансформаторов 2 2,5 МВА на трансформаторы 2  4 МВА (перемещение трансформаторов с ПС 35 кВ Великовская)	2 4		2023	2024	риск выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.3.	Реконструкция ПС 35 кВ Дорожаево с заменой трансформаторов 2  2,5 МВА на трансформаторы 2 4 МВА (перемещение трансформаторов с ПС 35 кВ Семибратово и ПС 35 кВ Борок)	2 4		2023	2024	риск выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.4.	Реконструкция ПС 35 кВ "Купань" с заменой силового трансформатора Т-2 2,5 МВА на новый 4 МВА	4		2027	2027	риск выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.5.	ПС 35 кВ "Лесные Поляны" с заменой трансформаторов 2 10 МВА на трансформаторы 2 16 МВА	2 16		2027	2027	риск выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.6.	Реконструкция ПС 35 кВ "Моделово-2" с заменой трансформаторов 2 10 МВА на трансформаторы 2 16 МВА	2 16		2027	2027	риск выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.7.	Реконструкция ПС 35 кВ "Соломидино" с заменой трансформатора 2,5 МВА на трансформатор 4 МВА (перемещение трансформатора с ПС 35 кВ "Семибратово")	4		2022	2022	риск выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.8.	Реконструкция сети 35 кВ в целях повышения надежности электроснабжения ПС 35 кВ "Лесные Поляны", в том числе:
1.8.1.	Реконструкция ВЛ 35 кВ "Филинская-1" и "Филинская-2" с монтажом участка 2-й цепи в опорах от N 8 до N 24		2,64	2024	2025	отключение потребителей ПС в объеме до 11 МВт в результате нормативных возмущений без возможности восстановления электроснабжения в течение 24 часов
1.8.2.	Реконструкция ПС 35 кВ "Лесные Поляны" с изменением схемы РУ 35 кВ (35-4Н)			2024	2025
1.8.3.	Строительство КЛ 35 кВ: кабельный переход ВЛ 35 кВ "Филинская-1" и "Филинская-2" с заходами на ПС 35 кВ "Лесные Поляны", с монтажом участка 2-й цепи в пролетах опор от N 24 до ПС 35 кВ "Лесные Поляны"		0,266	2024	2025
1.9.	Реконструкция сети 35 кВ в целях повышения надежности и качества электроснабжения ПС 35 кВ "Некрасово", ПС 35 кВ "Туношна", ПС 35 кВ "Профилакторий", в том числе:
1.9.1.	Замена провода на ВЛ 35 кВ "Лютовская" с заменой опор		19,52	2023	2024	риск выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (недопустимое снижение напряжения) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.9.2.	Замена провода на ВЛ 35 кВ "Туношенская" с заменой опор		9,3	2024	2025
1.9.3.	Установка БСК на ПС 35 кВ "Некрасово", ПС 35 кВ "Туношна", ПС 35 кВ "Профилакторий"			2022	2024
1.10.	Реконструкция сети 35 кВ в целях повышения надежности и качества электроснабжения ПС 35 кВ "Глебово", ПС 35 кВ "Батьки", ПС 35 кВ "Нагорье", ПС 35 кВ "Сараево", в том числе:
1.10.1.	Реконструкция 2-й цепи ВЛ 35 кВ вдоль существующей ВЛ 35 кВ "Переславль-Кибернетик" и далее по трассе ВЛ 35 кВ "Глебовская"		10,4	2025	2026	риск выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (недопустимое снижение напряжения) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.10.2.	Реконструкция ПС 35 кВ "Глебово" с установкой дополнительной ячейки 35 кВ, с изменением схемы РУ 35 кВ (35-9)			2025	2026
2. ООО "Ярославль Энергосети"
2.1.	Реконструкция ПС 110 кВ "Толга" с заменой трансформатора Т-2 15 МВА на 40 МВА	1 40		2027	2027	риск выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок

Перечень основных мероприятий по строительству, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов Ярославской области в 2022 - 2027 годах, не связанных с развитием электрической сети, представлен в таблице 35.

Таблица 35

Перечень основных мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции электросетевых объектов в 2022 - 2027 годах, не связанных с развитием электрической сети

N п/п	Наименование мероприятия	Проектная мощность		Сроки строительства		Обоснование
		МВА	км	год начала	год окончания
1	2	3	4	5	6	7
1. Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
1.1.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Северная с отпайками" ("Моторная"), ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Северная с отпайкой на ПС Орион" ("Инженерная") без увеличения пропускной способности		4,03	2022	2022	техническое состояние (акт N 1 от 22.06.2018)
1.2.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Роща" ("156") без увеличения пропускной способности		0,63	2024	2025	техническое состояние (акт N 1 от 22.06.2018)
1.3.	Реконструкция ПС 110кВ Устье с заменой трансформаторов 2 10 на 2 10 МВА по техническому состоянию (в 2 этапа)	2 10		2021 2025	2022 2026	техническое состояние (дефектные акты от 14.03.2016 N 1 и N 2)
1.4.	Внедрение технологий цифровой ПС при реконструкции ПС 110 кВ "Аббакумцево"			2021	2024	переход и масштабное внедрение цифровых ПС 35 - 110кВ
2. ОАО "РЖД"
	Реконструкция ПС 110 кВ Скалино с заменой трансформаторов 2  40 МВА на трансформаторы 2  40 МВА	2 40		2023	2026	техническое состояние (перечень мероприятий, направленных на повышение надежности и наблюдаемости внешнего электроснабжения тяговых ПС ОАО "РЖД" в 2018 - 2025 годах, от 20.02.2018)

Перечень мероприятий филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" по замене выключателей и грозового троса ВЛ, связанных с техническим состоянием оборудования, с учетом корректировки мероприятий на 2022 год, представлен в таблице 36.

Таблица 36

Перечень мероприятий филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" по замене выключателей и грозового троса ВЛ

N п/п	Наименование объекта	Сроки реконструкции		Количество, ед./ протяженность, км	Обоснование
		год начала	год окончания
1	2	3	4	5	6
I. Замена выключателей
1.	ЭГВ ПС 110 кВ "Ростов"	2025	2026	7	техническое состояние
2.	ЭГВ ПС 110 кВ "Ярцево"	2025	2025	8	техническое состояние
3.	ЭГВ ПС 110 кВ "НПЗ"	2023	2023	2	техническое состояние
4.	ЭГВ ПС 110 кВ "Полиграфмаш"	2024	2025	2	техническое состояние
5.	ЭГВ ПС 110 кВ "Константиново"	2024	2025	2	техническое состояние
6.	ЭГВ ПС 110 кВ "Судоверфь"	2025	2026	3	техническое состояние
7.	ЭГВ ПС 110 кВ "Оптика"	2026	2027	3	техническое состояние
8.	ЭГВ ПС 110 кВ "Пищалкино"	2027	2027	4	техническое состояние
9.	ЭГВ ПС 110 кВ "Павловская"	2024	2025	1	техническое состояние
10.	ЭГВ ПС 110 кВ "Перекоп"	2023	2024	1	техническое состояние
11.	ЭГВ ПС 110 кВ "Дружба"	2023	2024	1	техническое состояние
12.	ЭГВ ПС 110 кВ "Тишино"	2023	2024	1	техническое состояние
13.	ЭГВ ПС 110 кВ "Шурскол"	2025	2026	1	техническое состояние
14.	ЭГВ ПС 110 кВ "Шестихино"	2025	2026	6	техническое состояние
II. Замена грозозащитного троса ВЛ
1.	ВЛ 110 кВ "Шестихинская-1", ВЛ 110 кВ "Шестихинская-2"	2025	2026	8,975	техническое состояние
2.	ВЛ 110 кВ Переславская-1, ВЛ 110 кВ Переславская-2	2025	2026	24,998	техническое состояние
3.	ВЛ 110 кВ "Нильская-1", ВЛ 110 кВ "Нильская-2"	2025	2026	4,23	техническое состояние
4.	ВЛ 110 кВ "Щербаковская-1", ВЛ 110 кВ "Щербаковская-2"	2025	2026	2,997	техническое состояние
5.	ВЛ 110 кВ "Газовая-1", ВЛ 110 кВ "Газовая-2"	2025	2026	7,896	техническое состояние
6.	ВЛ 35 кВ "Тутаевская"	2018	2023	1,727	техническое состояние
7.	Ответвление ВЛ 35 кВ "Заводская-1", ВЛ 35 кВ "Заводская-2" на ПС 35/10 кВ "Щедрино"	2018	2023	4,03	техническое состояние
8.	ВЛ 35 кВ "Тихменево - Николо-Корма"	2018	2023	1,14	техническое состояние
9.	ВЛ 35 кВ "Семибратовская"	2018	2023	1,741	техническое состояние
10.	ВЛ 35 кВ "Дертниковская"	2018	2023	5,306	техническое состояние
11.	ВЛ 35 кВ "Заозерье"	2018	2023	1,88	техническое состояние
12.	ВЛ 35 кВ "Мехзавод-1", ВЛ 35 кВ "Мехзавод- 2"	2025	2026	2,169	техническое состояние
13.	ВЛ 35 кВ "Переславль - Кибернетик"	2025	2026	2,975	техническое состояние
14.	ВЛ 35 кВ "Горки - Рязанцево"	2025	2026	2,16	техническое состояние
15.	ВЛ 35 кВ "Каюровская"	2025	2026	3,112	техническое состояние
16.	ВЛ 35 кВ "Щуровская"	2025	2026	1,336	техническое состояние
17.	ВЛ 35 кВ "Дорожаевская"	2025	2026	1,122	техническое состояние
18.	ВЛ 35 кВ "Знамово-1", ВЛ 35 кВ "Знамово- 2"	2025	2026	2,973	техническое состояние
19.	ВЛ 35 кВ "Аниково"	2025	2026	5,749	техническое состояние
20.	ВЛ 35 кВ "Глебово - Батьки"	2025	2026	2,917	техническое состояние
21.	ВЛ 35 кВ "Горкинская"	2025	2026	1,899	техническое состояние
22.	ВЛ 35 кВ "Борисоглеб - Дмитрианово"	2025	2026	2,665	техническое состояние
23.	ВЛ 35 кВ "Дмитриановская"	2025	2026	3,188	техническое состояние
24.	ВЛ 35 кВ "Углич - УРМЗ"	2025	2026	2,345	техническое состояние
25.	ВЛ 35 кВ "Клементьево"	2025	2026	1,427	техническое состояние
26.	ВЛ 35 кВ "Аниково"	2025	2026	4,567	техническое состояние
27.	ВЛ 35 кВ "Великое"	2025	2026	4,567	техническое состояние
28.	ВЛ 35 кВ "Поречье - Береговая"	2025	2026	1,132	техническое состояние
29.	ВЛ 35 кВ "Красавинская"	2025	2026	1,241	техническое состояние

Обоснования реконструкции электросетевых объектов энергосистемы Ярославской области, представленных в таблицах 34 и 35, приведены в пунктах 4.1 - 4.18 данного подраздела.

4.1. Строительство тяговой ПС 110 кВ "Деболовская" (в соответствии с пунктом 1.1 подраздела 1 и пунктом 2.1 подраздела 2 раздела I таблицы 34).

Строительство ПС 110 кВ "Деболовская" вызвано необходимостью увеличения пропускной способности железной дороги.

В соответствии с техническими условиями предусматривается:

- строительство новой двухтрансформаторной тяговой ПС 110 кВ в районе поселка Деболовское. Установленная мощность трансформаторов составляет 2 16 МВА;

- строительство новой двухцепной отпаечной ВЛ 110 кВ ориентировочной длиной 3,3 километра от ВЛ 110 кВ "Трубеж - Шурскол с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" до линейного портала ОРУ 110 кВ.

4.2. Строительство тяговой ПС 110 кВ "Семибратово" (в соответствии с пунктом 1.2 подраздела 1 и пунктом 2.2 подраздела 2 раздела I таблицы 34).

Строительство ПС 110 кВ "Семибратово" вызвано необходимостью увеличения пропускной способности железной дороги.

В соответствии с техническими условиями предусматривается:

- строительство новой двухтрансформаторной тяговой ПС 110 кВ в районе поселка Семибратово. Установленная мощность трансформаторов составляет 2 16 МВА;

- строительство новой двухцепной отпаечной ВЛ 110 кВ ориентировочной длиной 2,4 километра от ВЛ 110 кВ "Неро - Ярославская с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Тишино с отпайкой на ПС Устье" до линейного портала ОРУ 110 кВ.

4.3. Строительство тяговой ПС 110 кВ "Сильницы" (в соответствии с пунктом 1.3 подраздела 1 и пунктом 2.3 подраздела 2 раздела I таблицы 34).

Строительство ПС 110 кВ "Сильницы" вызвано необходимостью увеличения пропускной способности железной дороги.

В соответствии с техническими условиями предусматривается:

- строительство новой двухтрансформаторной тяговой ПС 110 кВ в районе поселка Сильницы. Установленная мощность трансформаторов составляет 2 16 МВА;

- строительство новой двухцепной отпаечной ВЛ 110 кВ ориентировочной длиной 6,5 километра от ВЛ 110 кВ "Трубеж - Шурскол с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" до линейного портала ОРУ 110 кВ.

4.4. Реконструкция ПС 110 кВ Переславль с заменой трансформаторов 2 25 МВА на трансформаторы 2 40 МВА (в соответствии с пунктом 1.1 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ "Переславль" по итогам замеров, проведенных 15.12.2021 при температуре окружающего воздуха -3,1 °С, составила 29,42 МВА.

Характеристики трансформатора Т-1: ТДТН-25000/110/35/6, год ввода в эксплуатацию - 1977 (срок эксплуатации - 44 года), индекс технического состояния функциональных узлов - 88 (определен в соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81).

Характеристики трансформатора Т-1: ТДТН-25000/110/35/6, год ввода в эксплуатацию - 1977 (срок эксплуатации - 44 года), индекс технического состояния функциональных узлов - 88.

Характеристики трансформатора Т-2: ТДТН-25000/110/35/6, год ввода в эксплуатацию - 2003 (срок эксплуатации - 18 лет), индекс технического состояния функциональных узлов - 100.

Максимальная длительно допустимая нагрузка трансформатора () рассчитывается по формуле:

,

где:

- номинальная мощность трансформатора;

- коэффициент допустимой нагрузки (перегрузки).

В соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 длительно допустимая нагрузка (Т-1 - 116 процентов, Т-2 - 125 процентов) определяется методом линейной интерполяции для продолжительности 24 часа в связи с отсутствием возможности спрогнозировать время, необходимое для устранения фактического повреждения, и рассчитывается по формулам:

.

Перспективная мощность нагрузки () рассчитывается по формуле:

,

где:

- максимальная мощность нагрузки ПС за режимный день, равная 29,42 МВА;

- суммарная нагрузка новых потребителей, подключаемых к ПС в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение, с учетом коэффициентов реализации, равная 1,992 МВА.

Перспективная мощность нагрузки составляет:

.

Решение о необходимости замены существующих нагрузочных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается при выполнении следующих условий:

Возможность перевода части нагрузки на другие центры питания отсутствует.

Необходима замена Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ "Переславль" на трансформаторы большей мощности.

Выбор мощности вновь устанавливаемых трансформаторов () осуществляется исходя из необходимости обеспечения отсутствия превышения величиной перспективной нагрузки (МВА) номинальной мощности трансформаторов при выполнении следующих условий:

.

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

4.5. Реконструкция ПС 35 кВ Ананьино с заменой трансформаторов 2  2,5 МВА на 2  4 МВА (перемещение трансформаторов Т-1 и Т-2 с ПС 35 кВ Великовская) (в соответствии с пунктом 1.2 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

В соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 длительно допустимая нагрузка (Т-1 - 105 процентов, Т-2 - 105 процентов) определяется методом линейной интерполяции для продолжительности 24 часа в связи с отсутствием возможности спрогнозировать время, необходимое для устранения фактического повреждения, и рассчитывается по формулам:

.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ "Ананьино" по итогам замеров, проведенных 15.12.2021 при температуре окружающего воздуха -3,1 °С, - 3,17 МВА.

Суммарная нагрузка новых потребителей, подключаемых к ПС в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение, с учетом коэффициентов реализации - 0,395 МВА.

Перспективная мощность нагрузки составляет:

.

Решение о необходимости замены существующих нагрузочных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается при выполнении следующих условий:

.

Возможность перевода части нагрузки на другие центры питания отсутствует.

Необходима замена Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ "Ананьино" на трансформаторы большей мощности.

Выбор мощности вновь устанавливаемых трансформаторов осуществляется исходя из необходимости обеспечения отсутствия превышения величиной перспективной нагрузки (МВА) номинальной мощности трансформаторов при выполнении следующих условий:

.

Проектом реконструкции ПС предусматривается перемещение трансформаторов Т-1 и Т-2 с ПС 35 кВ "Великовская".

4.6. Реконструкция ПС 35 кВ Дорожаево с заменой трансформаторов 2  2,5 МВА на трансформаторы 2  4 МВА (перемещение трансформаторов с ПС 35 кВ Семибратово и ПС 35 кВ Борок) (в соответствии с пунктом 1.3 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

В соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 длительно допустимая нагрузка (Т-1 - 105 процентов, Т-2 - 105 процентов) определяется методом линейной интерполяции для продолжительности 24 часа в связи с отсутствием возможности спрогнозировать время, необходимое для устранения фактического повреждения, и рассчитывается по формулам:

.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 "Дорожаево" по итогам замеров, проведенных 15.12.2021 при температуре окружающего воздуха -3,1 °С, - 3,06 МВА.

Суммарная нагрузка новых потребителей, подключаемых к ПС в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение, с учетом коэффициентов реализации - 0,31 МВА.

Перспективная мощность нагрузки составляет:

.

Решение о необходимости замены существующих нагрузочных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается при выполнении следующих условий:

2,63 МВА < 3,37 МВА.

Возможность перевода части нагрузки на другие центры питания отсутствует.

Необходима замена Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ "Дорожаево" на трансформаторы большей мощности.

Выбор мощности вновь устанавливаемых трансформаторов осуществляется исходя из необходимости обеспечения отсутствия превышения величиной перспективной нагрузки (МВА) номинальной мощности трансформаторов при выполнении следующих условий:

4 МВА > 3,37 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается перемещение трансформатора Т-1 4 МВА с ПС 35 кВ "Семибратово" и Т-2 4 МВА с ПС 35 кВ "Борок".

4.7. Реконструкция ПС 35 кВ "Купань" с заменой силового трансформатора Т-2 2,5 МВА на 4 МВА (в соответствии с пунктом 1.4 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

В соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 длительно допустимая нагрузка (Т-2 - 105 процентов) определяется методом линейной интерполяции для продолжительности 24 часа в связи с отсутствием возможности спрогнозировать время, необходимое для устранения фактического повреждения, и рассчитывается по формуле:

.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ "Купань" по итогам замеров, проведенных 15.12.2021 при температуре окружающего воздуха -3,1°С, - 3,82 МВА.

Суммарная нагрузка новых потребителей, подключаемых к ПС в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение, с учетом коэффициентов реализации - 0,088 МВА.

Перспективная мощность нагрузки составляет:

.

Решение о необходимости замены существующих нагрузочных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается при выполнении следующих условий:

2,63 МВА < 3,908 МВА.

Возможность перевода части нагрузки на другие центры питания отсутствует.

Необходима замена Т-2 ПС 35кВ "Купань" на трансформатор большей мощности.

Выбор мощности вновь устанавливаемых трансформаторов осуществляется исходя из необходимости обеспечения отсутствия превышения величиной перспективной нагрузки (МВА) номинальной мощности трансформаторов при выполнении следующих условий:

4 МВА > 3,908 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформатора Т-2 2,5 МВА на трансформатор 4 МВА.

4.8. Реконструкция ПС 35 кВ Лесные Поляны с заменой трансформаторов на новые 2  16 МВА (в соответствии с пунктом 1.5 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

В соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 длительно допустимая нагрузка (Т-1 - 105 процентов, Т-2 - 105 процентов) определяется методом линейной интерполяции для продолжительности 24 часа в связи с отсутствием возможности спрогнозировать время, необходимое для устранения фактического повреждения, и рассчитывается по формулам:

.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ "Лесные Поляны" по итогам замеров, проведенных 16.12.2020 при температуре окружающего воздуха -4,1 °С, - 11,33 МВА.

Суммарная нагрузка новых потребителей, подключаемых к ПС в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение, с учетом коэффициентов реализации - 1,992 МВА.

Мощность, перераспределяемая по сети 10 кВ, - 0,519 МВА.

Перспективная мощность нагрузки составляет:

.

Решение о необходимости замены существующих нагрузочных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается при выполнении следующих условий:

10 МВА < 12,803 МВА.

Необходима замена Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ "Лесные Поляны" на трансформаторы большей мощности.

Выбор мощности вновь устанавливаемых трансформаторов осуществляется исходя из необходимости обеспечения отсутствия превышения величиной перспективной нагрузки (МВА) номинальной мощности трансформаторов при выполнении следующих условий:

16 МВА > 12,803 МВА.

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

4.9. Реконструкция ПС 35 кВ Моделово-2 с заменой трансформаторов 2  10 МВА на трансформаторы 2  16 МВА (в соответствии с пунктом 1.6 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

В соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 длительно допустимая нагрузка (Т-1 - 105 процентов, Т-2 - 105 процентов) определяется методом линейной интерполяции для продолжительности 24 часа в связи с отсутствием возможности спрогнозировать время, необходимое для устранения фактического повреждения, и рассчитывается по формулам:

.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 "Моделово-2" по итогам замеров, проведенных 16.12.2020 при температуре окружающего воздуха -4,1 °С, - 11,4 МВА.

Суммарная нагрузка новых потребителей, подключаемых к ПС в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение, с учетом коэффициентов реализации - 1,096 МВА.

Перспективная мощность нагрузки составляет:

.

Решение о необходимости замены существующих нагрузочных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается при выполнении следующих условий:

10,5 МВА < 12,496 МВА.

Возможность перевода части нагрузки на другие центры питания отсутствует.

Необходима замена Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ "Моделово-2" на трансформаторы большей мощности.

Выбор мощности вновь устанавливаемых трансформаторов осуществляется исходя из необходимости обеспечения отсутствия превышения величиной перспективной нагрузки (МВА) номинальной мощности трансформаторов при выполнении следующих условий:

16 МВА > 12,496 МВА.

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

4.10. Реконструкция ПС 35 кВ "Соломидино" с заменой трансформатора 2,5 МВА на трансформатор 4 МВА (перемещение трансформатора с ПС 35 кВ "Семибратово") (в соответствии с пунктом 1.7 подраздела 1 раздела II таблицы 34).

В соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 длительно допустимая нагрузка (Т-1 - 105 процентов) определяется методом линейной интерполяции для продолжительности 24 часа в связи с отсутствием возможности спрогнозировать время, необходимое для устранения фактического повреждения, и рассчитывается по формуле:

.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 "Соломидино" по итогам замеров, проведенных 15.12.2021 при температуре окружающего воздуха -3,1 °С, - 2,88 МВА.

Суммарная нагрузка новых потребителей, подключаемых к ПС в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение, с учетом коэффициентов реализации - 0,391 МВА.

Перспективная мощность нагрузки составляет:

.

Решение о необходимости замены существующих нагрузочных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается при выполнении следующих условий:

2,63 МВА < 3,271 МВА.

Возможность перевода части нагрузки на другие центры питания отсутствует.

Необходима замена Т-1 ПС 35 кВ "Соломидино" на трансформатор большей мощности.

Выбор мощности вновь устанавливаемых трансформаторов осуществляется исходя из необходимости обеспечения отсутствия превышения величиной перспективной нагрузки (МВА) номинальной мощности трансформаторов при выполнении следующих условий:

4 МВА > 3,271 МВА.

Проектом реконструкции ПС предусматривается перемещение трансформатора Т-2 4 МВА с ПС 35 кВ "Семибратово".

4.11. Реконструкция сети 35 кВ в целях повышения надежности электроснабжения ПС 35 кВ "Лесные Поляны" (в соответствии с пунктом 1.8 подраздела 1 раздела II таблицы 34):

- реконструкция ВЛ 35 кВ "Филинская-1" и "Филинская-2" с монтажом участка 2-й цепи в опорах от N 8 до N 24 (АС-70, протяженность - 2,64 км);

- реконструкция ПС 35 кВ "Лесные Поляны" с изменением схемы РУ 35 кВ (35-4Н);

- строительство КЛ 35 кВ: кабельный переход ВЛ 35 кВ "Филинская - 1, 2" с заходами на ПС 35 кВ "Лесные Поляны", с монтажом участка 2-й цепи в пролете опор от N 24 до ПС 35 кВ "Лесные Поляны" (протяженность - 0,266 км).

Электроснабжение двухтрансформаторной ПС 35 кВ "Лесные Поляны" осуществляется от одного источника питания ВЛ 35 кВ "Филинская-1". ПС питает потребителей раб. пос. Лесные Поляны, пос. Кузнечиха Заволжского района г. Ярославля, общая мощность нагрузки - 11,91 МВА (АО "Ярдормост", освещение моста через р. Волгу в г. Ярославле), ОАО "Ярсельхозмонтажпроект", АО "Производственная компания "Ярославич" (сельскохозяйственный производитель) и другие. В числе потребителей - население (более 6 тыс. человек), социально значимые объекты (медицинские учреждения - 2, школы - 3, дошкольные учреждения - 4, котельные - 5, скважины - 2, объекты АО "Ярославльводоканал" - 2 (централизованное водоснабжение и водоотведение)).

В настоящее время функционирование ПС 35 кВ "Лесные Поляны" характеризуется недостаточным уровнем надежности электроснабжения потребителей (один независимый источник электроснабжения - ВЛ 35 кВ "Филинская-1"). Перевод нагрузки на другие центры питания в полном объеме невозможен даже в летний период.

Аварийное отключение ВЛ 35 кВ "Филинская-1", следствием которого станет отключение на период выполнения ремонтных работ ПС 35 кВ "Лесные Поляны", особо опасно в отопительный период при низких температурах наружного воздуха.

Реализация проекта реконструкции сети 35 кВ позволит повысить надежность электроснабжения поселка Лесные Поляны, поселка Кузнечиха Заволжского района города Ярославля, обеспечить возможность вывода в ремонт ВЛ 35 кВ "Филинская-1" без ограничения электроснабжения потребителей, обеспечить возможность технологического присоединения новых потребителей 1 и 2 категории в рассматриваемом перспективном районе нагрузок.

4.12. Реконструкция сети 35 кВ в целях повышения надежности и качества электроснабжения ПС 35 кВ "Некрасово", ПС 35 кВ "Туношна", ПС 35 кВ "Профилакторий" (в соответствии с пунктом 1.9 подраздела 1 раздела II таблицы 34):

- замена провода на ВЛ 35 кВ "Лютовская" с заменой опор на магистральном участке от ПС 110 кВ "Лютово" до ПС 35 кВ "Туношна" на провод сечением не менее АС-95 (19,52 км);

- замена провода на ВЛ 35 кВ "Туношенская" с заменой опор на участке от ПС 35 кВ "Туношна" до опоры N 43 на провод сечением не менее АС-70 (7,28 км);

- установка на ПС 35 кВ "Некрасово" БСК с реконструкцией (расширением) РУ 10 кВ на 1 и 2 с.ш. 10 кВ мощностью по 2700 кВАр на каждой с.ш.;

- установка на ПС 35 кВ "Туношна" БСК с реконструкцией (расширением) РУ 10 кВ на 1 и 2 с.ш. 10 кВ мощностью по 900 кВАр на каждой с.ш.;

- установка на ПС 35 кВ "Профилакторий" БСК с реконструкцией (расширением) РУ 10 кВ на 1 и 2 с.ш. 10 кВ мощностью по 1800 кВАр на каждой с.ш.

Расчеты электрических режимов выполнены на зимний максимум 2022 года при температуре наружного воздуха -29 °С.

Ремонтный режим N 1: вывод в ремонт (отключение) ВЛ 35 кВ "Смирновская". Напряжение в сети 35 кВ снижается до значений порядка 22,1 - 21,9 кВ (в районе ПС 35 кВ "Профилакторий", ПС 35 кВ "Некрасово"). Сила тока составит: по ВЛ 35 кВ "Лютовская" - 347 А (допустимое значение - 264 А, ограничение по уставке РЗ на ПС 110 кВ "Лютово" 264 А, ограничение по проводу АС-70 - 342 А), по ВЛ 35 кВ "Туношенская" - 325 А (допустимое значение - 258 А, ограничение по уставке РЗ на ПС 35 кВ "Туношна" - 258 А, ограничение по проводу АС-50 - 271 А). Уровни напряжения на ПС составят: ПС 35 кВ "Туношна" - 8,3 кВ; ПС 35 кВ "Некрасово" - менее 9 кВ (расчетное напряжение 6,5 кВ); ПС 35 кВ "Профилакторий" - менее 9 кВ (расчетное напряжение 6,5 кВ), ПС 35 кВ "Никольское" - 9,1 кВ.

Ремонтный режим N 2: вывод в ремонт (отключение) ВЛ 35 кВ "Некрасовская". Напряжение в сети 35 кВ снижается до значений порядка 24,6 кВ (в районе ПС 35 кВ "Некрасово"). Сила тока составит: по ВЛ 35 кВ "Лютовская" - 294 А (допустимое значение - 264 А, ограничение по уставке РЗ на ПС 110 кВ "Лютово" - 264А), по ВЛ 35 кВ "Туношенская" - 273 А (допустимое значение - 258 А, ограничение по уставке РЗ на ПС 35 кВ "Туношна" - 258 А, ограничение по проводу АС-50 - 271 А). Уровни напряжения на ПС составят: ПС 35 кВ "Туношна" - менее 9 кВ (расчетное напряжение 8,7 кВ); ПС 35 кВ "Некрасово" - менее 9 кВ (расчетное напряжение 7,3 кВ), ПС 35 кВ "Никольское" - 9,4 кВ.

Причиной снижения напряжения в указанных режимах (прежде всего при выводе в ремонт ВЛ 35 кВ "Смирновская") являются высокие нагрузки (15,8 МВт суммарно по сети 35 кВ) и значительная протяженность сети 35 кВ (43,4 километра от центра питания ПС 110 кВ "Лютово" до ПС 35 кВ "Профилакторий").

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

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

Недостаточная эффективность мероприятий по регулированию напряжения за счет устройств РПН и ПБВ трансформаторов и отсутствие возможности проведения оперативных мероприятий по перераспределению нагрузки приводит к необходимости ограничения потребителей на время выполнения ремонтных режимов в объеме до 3,3 МВт (бытовая нагрузка, количество жителей - 1690, ответственные потребители: 1 котельная, 1 скважина, санаторий "Малые Соли" (2 категория), санаторий "Золотой Колос" (2 категория)).

От ПС 35 кВ "Некрасово" осуществляется электроснабжение поселка городского типа Некрасовское с численностью населения 5897 человек, а также значительная часть Некрасовского муниципального района (45 населенных пунктов, 4162 человека, ответственные потребители: 2 детских сада, 4 котельные, 12 объектов водоснабжения (КНС, водонапорные башни, скважины), социально значимые объекты: РЭС "Ивановский" АО "Оборонэнерго" (учебный центр), МУП "Водопроводно-канализационное хозяйство" Некрасовского муниципального района (очистка воды, скважины). Имеются потребители 2 категории по надежности электроснабжения общей мощностью 4 МВт (ОАО "Ярославский бройлер", санаторий "Малые Соли", санаторий "Золотой Колос").

Выводы:

- вывод в ремонт ВЛ 35 кВ "Смирновская", "Некрасовская" в период зимнего максимума нагрузок невозможен, а их аварийное отключение приведет к погашению (после выполнения мероприятий по регулированию напряжения - к частичному ограничению) нагрузки потребителей ПС 35 кВ "Некрасово", ПС 35 кВ "Профилакторий";

- рассматриваемая сеть 35 кВ достигла предела своей пропускной способности - максимальная нагрузка 15,8 МВт при дальности передачи в наиболее тяжелом послеаварийном режиме 43,4 км.

Необходима реконструкция сети 35 кВ в следующих объемах:

- замена провода АС-70 на провод сечением не менее АС-95 (с заменой опор) на протяжении магистрали ВЛ 35 кВ "Лютовская" (за исключением отпайки на ПС 35 кВ "Никольское") - 19,52 км, замена провода АС-50 на провод сечением не менее АС-70 (с заменой опор) на участке ВЛ 35 кВ "Туношенская" от ПС 35 кВ "Туношна" до опоры N 43 - 9,3 км;

- установка БСК на ПС 35 кВ "Некрасово", ПС 35 кВ "Туношна", ПС 35 кВ "Профилакторий" для повышения уровня напряжения в послеаварийных режимах в сети 35 кВ.

В ходе расчетов, выполненных по данным нагрузок на зимний максимум 2022 года (наиболее тяжелые условия) и с учетом выполнения мероприятий по замене провода на ВЛ 35 кВ "Лютовская" и ВЛ 35 кВ "Туношенская", получены следующие результаты.

В зимний максимум нагрузок в нормальном режиме работа БСК на ПС 35 кВ "Некрасово", ПС 35 кВ "Профилакторий", ПС 35 кВ "Туношна" не требуется, коэффициент реактивной мощности на ПС 35 кВ "Некрасово" - 0,23, на ПС 35 кВ "Профилакторий" - 0,15, ПС 35 кВ "Туношна" - 0,08.

При выводе в ремонт (отключении) ВЛ 35 кВ "Смирновская" с учетом выполнения мероприятий по замене провода напряжение в сети 35 кВ снижается до значений порядка 25,5 кВ (в районе ПС 35 кВ "Профилакторий", ПС 35 кВ "Некрасово"). Уровни напряжения на ПС составят: ПС 35 кВ "Туношна" - менее 9 кВ (расчетное напряжение 8,9 кВ); ПС 35 кВ "Некрасово" - менее 9 кВ (расчетное напряжение - 7,5 кВ); ПС 35 кВ "Профилакторий" - менее 9 кВ (расчетное напряжение - 7,4 кВ), ПС 35 кВ "Никольское" - 9,5 кВ.

При выводе в ремонт (отключении) ВЛ 35 кВ "Смирновская" с учетом включения БСК на ПС 35 кВ "Некрасово", ПС 35 кВ "Профилакторий" уровни напряжения на ПС составят: ПС 35 кВ "Туношна" - 10,5 - 10,6 кВ; ПС 35 кВ "Некрасово" - 10,1 - 10,2 кВ; ПС 35 кВ "Профилакторий" - 10 - 10,2 кВ. Сила тока составит: по ВЛ 35 кВ "Лютовская" - 284 А (допустимое значение - 264 А, ограничение по уставке РЗ на ПС 110 кВ "Лютово"), по ВЛ 35 кВ "Туношенская" - 266 А (допустимое значение - 258 А, ограничение по уставке РЗ на ПС 35 кВ "Туношна").

При выводе в ремонт (отключении) ВЛ 35 кВ "Лютовская" с учетом выполнения мероприятий по замене провода уровни напряжения на ПС составят: ПС 35 кВ "Туношна" - 9,2 кВ; ПС 35 кВ "Некрасово" - 9,1 кВ; ПС 35 кВ "Профилакторий" - 9,5 кВ. Сила тока составит: по ВЛ 35 кВ "Смирновская" - 283 А (допустимое значение - 200 А, ограничение по ТТ на ПС 110 кВ "Нерехта-1"), по ВЛ 35 кВ "Некрасовская" - 260 А (допустимое значение - 300 А).

При выводе в ремонт (отключении) ВЛ 35 кВ "Лютовская" с учетом включения БСК на ПС 35 кВ "Туношна", ПС 35 кВ "Некрасово", ПС 35 кВ "Профилакторий" уровни напряжения на ПС составят: ПС 35 кВ "Туношна" - 10 кВ; ПС 35 кВ "Некрасово" - 10,2 кВ; ПС 35 кВ "Профилакторий" - 10,1 кВ. Сила тока составит: по ВЛ 35 кВ "Смирновская" - 274 А (допустимое значение - 200 А, ограничение по ТТ на ПС 110 кВ "Нерехта-1"), по ВЛ 35 кВ "Некрасовская" - 251 А (допустимое значение - 300 А).

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

Рекомендуемая мощность БСК:

- ПС 35 кВ Некрасово: 2 2700 кВАр;

- ПС 35 кВ Туношна: 2 900 кВАр;

- ПС 35 кВ Профилакторий: 2 1800 кВАр.

Перечень мероприятий по замене провода на ВЛ 35 с учетом мероприятий по установке БСК на ПС 35 кВ:

- замена провода АС-70 на ВЛ 35 кВ "Лютовская" с заменой опор на магистральном участке от ПС 110 кВ "Лютово" до ПС 35 кВ "Туношна" на провод сечением не менее АС-95 (19,52 км);

- замена провода АС-50 на ВЛ 35 кВ "Туношенская" с заменой опор на участке от ПС 35 кВ "Туношна" до опоры N 43 на провод сечением не менее АС-70 (7,28 км);

- замена ТТ 35 кВ и изменение уставок РЗ;

- замена ТТ ВЛ 35 кВ "Смирновская" на ПС 110 кВ "Нерехта-1" 200/5 на 300/5 и изменение уставок РЗ;

- изменение уставок РЗ ВЛ 35 кВ "Лютовская" на ПС 110 кВ "Лютово";

- изменение уставок РЗ ВЛ 35 кВ "Туношенская" на ПС 35 кВ "Туношна";

- установка на ПС 35 кВ "Некрасово" БСК с реконструкцией (расширением) РУ 10 кВ:

на 1 с.ш. 10 кВ мощностью 2700 кВАр, КРМ (УКРМ) - 2700 кВАр - 450 (1 450ф + 5 450р);

на 2 с.ш. 10 кВ мощностью 2700 кВАр, КРМ (УКРМ) - 2700 кВАр - 450 (1 450ф + 5 450р);

- установка на ПС 35 кВ "Туношна" БСК с реконструкцией (расширением) РУ 10 кВ:

на 1 с.ш. 10 кВ мощностью 900 кВАр, КРМ (УКРМ) - 900 кВАр - 450 (2 450р);

на 2 с.ш. 10 кВ мощностью 900 кВАр, КРМ (УКРМ) - 900 кВАр - 450 (2 450р);

- установка на ПС 35 кВ "Профилакторий" БСК с реконструкцией (расширением) РУ 10 кВ:

на 1 с.ш. 10 кВ мощностью 1800 кВАр, КРМ (УКРМ) - 1800 кВАр - 450 (4 450р);

на 2 с.ш. 10 кВ мощностью 1800 кВАр, КРМ (УКРМ) - 1800 кВАр - 450 (4 450р).

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

Реализация проекта реконструкции сети 35 кВ позволит обеспечить возможность вывода в ремонт ВЛ 35 кВ "Смирновская", ВЛ 35 кВ "Лютовская", ВЛ 35 кВ "Некрасовская", Т-1 ПС 35 кВ "Некрасово" без ограничения потребителей, обеспечить качество электроэнергии в точках передачи в соответствии с ГОСТ 32144-2013, обеспечить возможность технологического присоединения новых потребителей в Некрасовском муниципальном районе, повысить надежность электроснабжения потребителей.

4.13. Реконструкция сети 35 кВ в целях повышения надежности и качества электроснабжения ПС 35 кВ "Глебово", ПС 35 кВ "Батьки", ПС 35 кВ "Нагорье", ПС 35 кВ "Сараево" (в соответствии с пунктом 1.10 подраздела 1 раздела II таблицы 34):

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

- реконструкция ПС 35 кВ "Глебово" с установкой дополнительной ячейки 35 кВ, с изменением схемы РУ 35 кВ (35-9).

Расчеты электрических режимов выполнены на зимний максимум 2022 года при температуре наружного воздуха -29 °С.

В послеаварийном режиме (вывод в ремонт ВЛ 35 кВ "Глебовская" с предварительным регулированием (повышением) напряжения до 35 кВ на ПС 110 кВ "Нила"):

- нагрузка на ВЛ 35 кВ "Нила-Купань" составит 300 А (допустимая - 255 А, ограничение по пропускной способности по РЗ);

- нагрузка на ВЛ 35 кВ "Нагорьевская" составит 230 А (допустимая - 150 А, ограничение по ТТ на ПС 35 кВ "Нагорье" 150/5, по ТТ на ПС 35 кВ "Купань" 200/5, по пропускной способности по РЗ на ПС 35 кВ "Купань" - 154 А);

- напряжение в сети 35 кВ в районе ПС 35 кВ "Глебово" снизится до 20,8 кВ, на ПС 35 кВ "Глебово" составит менее 9 кВ (расчетное напряжение 6 кВ), на ПС 35 кВ "Батьки" - менее 5,4 кВ (расчетное напряжение - 4,2 кВ), на ПС 35 кВ "Нагорье" - менее 9 кВ (расчетное напряжение - 8 кВ), на ПС 35 кВ "Сараево" - менее 9 кВ (расчетное напряжение - 7,8 кВ).

Выполнение данного режима в период зимних и близких к зимним нагрузок (с сентября по май) невозможно по причине снижения напряжения в сети 6 - 10, 35 кВ и у потребителей ниже допустимых значений по ГОСТ 32144-2013.

Выполнение режима в период летних максимальных нагрузок 2022 года при температуре наружного воздуха +30 °С.

В послеаварийном режиме (вывод в ремонт ВЛ 35 кВ "Глебовская"):

- напряжение в сети 35 кВ в районе ПС 35 кВ "Глебово" снизится до 30,7 кВ, на ПС 35 кВ "Глебово" составит менее 9 кВ (расчетное напряжение 8,9 кВ), на ПС 35 кВ "Батьки" - 5,7 кВ, на ПС 35 кВ "Нагорье" - 9,4 кВ, на ПС 35 кВ "Сараево" - 9,4 кВ.

При выполнении режима требуется регулирование напряжения на ПС 110 кВ "Нила", ПС 35 кВ "Нагорье", ПС 35 кВ "Глебово" (с переводом всей нагрузки на Т-2, оборудованный устройством РПН), перевод ПС 35 кВ "Сараево" по сети 35 кВ на питание от ПС 110 кВ "Углич".

Таким образом, даже в период летних нагрузок рассматриваемый режим характеризуется низкими уровнями напряжения на с.ш. 6 - 10 кВ ПС 35 кВ. В течение времени, необходимого для выполнения мероприятий по регулированию напряжения, существуют риски выхода установившегося отклонения напряжения в точках передачи электрической энергии за пределы допустимых значений, установленных ГОСТ 32144-2013.

Причинами снижения напряжения в указанном режиме являются высокие нагрузки и значительная протяженность сети 35 кВ (102,9 километра по сети 35 кВ от центра питания ПС 110 кВ "Нила" до ПС 35 кВ "Глебово"). Недостаточная эффективность мероприятий по регулированию напряжения за счет устройств РПН и ПБВ трансформаторов (крайние положения) и отсутствие возможности перевода нагрузки на другие центры питания приводят к ограничениям потребителей в послеаварийных режимах.

Выводы:

- достигнут предел пропускной способности рассматриваемой сети 35 кВ и требуется ее реконструкция;

- технологическое присоединение новых потребителей к ПС 35 кВ "Глебово", ПС 35 кВ "Батьки", ПС 35 кВ "Нагорье", ПС 35 кВ "Сараево", ПС 110 кВ "Переславль", ПС 35 кВ "Соломидино", ПС 35 кВ "Кибернетик", ПС 35 кВ "Красное", ПС 35 кВ "Купань" возможно только после выполнения реконструкции сети 35 кВ.

Мероприятия по реконструкции сети 35 кВ от ПС 110 кВ "Переславль", ПС 110 кВ "Нила": строительство 2-й цепи ВЛ 35 кВ вдоль существующей ВЛ 35 кВ "Глебовская" (с отпайкой от ВЛ 35 кВ "Переславль-Кибернетик" и далее по трассе ВЛ 35 кВ "Глебовская") проводом АС-95 протяжённостью 10,4 км, требуется для обеспечения вывода в ремонт ВЛ 35 кВ "Глебовская". Мероприятие потребует дополнительно реконструкции ОРУ 35 кВ ПС 35 кВ "Глебово".

В послеаварийном режиме (вывод в ремонт ВЛ 35 кВ "Глебовская"):

- нагрузка на ВЛ 35 кВ "Переславль-Кибернетик" составит 285 А (допустимая - 255 А, ограничение по пропускной способности по РЗ); требуется увеличение уставки максимальной токовой загрузки на В 35 кВ ВЛ "Переславль-Кибернетик" на ПС 110 кВ "Переславль";

- требуется регулирование (повышение) напряжения по сети 35 кВ за счет РПН Т-1 ПС 110 кВ "Переславль". С учетом регулирования по сети 35 кВ напряжения на с.ш. 6 - 10 кВ ПС 35 кВ находятся в допустимых пределах.

Реализация проекта позволит обеспечить возможность вывода в ремонт ВЛ 35 кВ "Глебовская" без ограничения потребителей, обеспечить качество электроэнергии в точках передачи в соответствии с ГОСТ 32144-2013, обеспечить возможность технологического присоединения новых потребителей в городском округе городе Переславле-Залесском, повысить надежность электроснабжения потребителей, снизить риски возникновения аварийных ситуаций.

4.14. Реконструкция ПС 110 кВ "Толга" с заменой трансформатора Т-2 15 МВА на трансформатор 40 МВА (в соответствии с пунктом 2.1 подраздела 2 раздела II таблицы 34).

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ "Толга" по итогам контрольных замеров, проведенных 16.12.2020 при температуре окружающего воздуха -4,1 °С, - 25,75 МВА.

Характеристики трансформатора Т-1: ТДТН-25000/110/35/6, год ввода в эксплуатацию - 1976 (срок эксплуатации - 45 лет), индекс технического состояния функциональных узлов - 100 (определен в соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81).

Характеристики трансформатора Т-2: ТДТНГ-15000/110/35/6, год ввода в эксплуатацию - 1963 (срок эксплуатации - 58 лет), индекс технического состояния функциональных узлов - 100 (определен в соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81).

В соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 длительно допустимая нагрузка (Т-1 - 117 процентов, Т-2 - 117 процентов) определяется для температуры -3 °С методом линейной интерполяции для продолжительности 24 часа в связи с отсутствием возможности спрогнозировать время, необходимое для устранения фактического повреждения, и рассчитывается по формулам:

.

Суммарная нагрузка новых потребителей, подключаемых к ПС в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение, с учетом коэффициентов реализации - 0,853 МВА.

Перспективная мощность нагрузки составляет:

.

Решение о необходимости замены существующих нагрузочных трансформаторов на трансформаторы с большей номинальной мощностью принимается при выполнении следующего условия:

.

Условие выполняется для трансформатора Т-2. Таким образом, необходима замена трансформатора Т-2 ПС 110 кВ "Толга" на трансформатор большей мощности. Возможность перевода части нагрузки на другие центры питания отсутствует.

Выбор мощности вновь устанавливаемых трансформаторов осуществляется исходя из необходимости обеспечения отсутствия превышения величиной перспективной нагрузки (МВА) номинальной мощности трансформаторов при выполнении следующего условия:

.

Проектом реконструкции ПС предусматривается замена трансформатора Т-2 15 МВА на трансформатор 40 МВА.

4.15. Реконструкция ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Северная с отпайками" ("Моторная"), ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Северная с отпайкой на ПС Орион" ("Инженерная") (в соответствии с пунктом 1.1 раздела 1 таблицы 35).

Реконструкции подлежит участок ВЛ 110 кВ от опоры N 20 до опоры N 45. Данные линии являются связующими между ТЭЦ-2 и ПС 110 кВ "Северная", питающей центральную часть г. Ярославля.

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

Предусматривается демонтаж существующих металлических опор и фундаментов, замена всех металлических опор, провода (без увеличения пропускной способности ВЛ), грозозащитного троса, изоляторов, арматуры на участках ВЛ:

- в пролетах опор от N 19 до N 28 (протяженностью 1,54 км);

- в пролетах опор от N 30 до N 44 (протяженностью 2,44 км);

- в пролете от опоры N 45 до портала ПС (протяженностью 0,05 км).

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

4.16. Реконструкция ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Роща" ("156") (в соответствии с пунктом 1.2 раздела 1 таблицы 35).

За прошедший период на данной ВЛ 110 кВ имел место ряд серьёзных технологических нарушений электроснабжения потребителей г. Ярославля, связанных с ее физическим и моральным износом. После аварии, произошедшей 18.04.2018, филиалу ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" было предписано в 2024 и 2025 годах выполнить реконструкцию данной ВЛ 110 кВ.

Предусматривается замена опор, провода (без увеличения пропускной способности ВЛ) протяженностью 0,63 км, грозозащитного троса, изоляторов, арматуры. Реконструкция ВЛ 110 кВ позволит снизить аварийность и затраты на ее эксплуатацию.

4.17. Реконструкция ПС 110 кВ Устье с заменой трансформаторов 2  10 МВА на трансформаторы 2  10 МВА (в соответствии с пунктом 1.3 раздела 1 таблицы 35).

На ПС установлены трансформаторы 1966 и 1967 годов выпуска. Неоднократно фиксировались нарушения в работе переключающих устройств с поломкой бакелитовых валов (в том числе с аварийным отключением от газовой защиты). Приводы переключателей изношены. Выполнялись ремонтные работы, положительных результатов достичь не удалось. Имеются течи масла ввиду старения уплотнительной резины (протяжке не поддается). Вводы 110 кВ негерметичные, неоднократно менялись по результатам испытаний. Замена их на новые нецелесообразна ввиду длительного срока эксплуатации самих трансформаторов.

4.18. Реконструкция ПС 110 кВ Скалино с заменой трансформаторов 2  40 МВА на трансформаторы 2 40 МВА (в соответствии с пунктом  2.1 раздела 2 таблицы 35). Замене подлежат выработавшие нормативный срок службы трансформаторы Т-1, Т-2 согласно инвестиционной программе ОАО РЖД.

5. Анализ аварийности

Данные по аварийности на объектах электросетевого хозяйства 110 кВ и выше приведены в таблицах 37 и 38.

Таблица 37

Компания	Годы Месяц	Аварии
		январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь	итого за период
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС	2019	2	0	0	0	2	1	3	1	1	1	0	1	12
	2020	0	1	1	0	3	2	5	1	0	0	0	1	14
	2021	3	0	2	1	3	4	3	0	2	0	0	0	18
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	2019	1	0	2	4	4	7	11	4	2	1	2	1	39
	2020	0	1	3	0	3	11	10	4	2	1	0	3	38
	2021	1	0	2	6	3	3	6	4	3	2	0	4	34
Ярославская дистанция электроснабжения Северной железной дороги - филиала ОАО "РЖД"	2019	0	0	1	0	0	1	0	1	0	0	0	0	3
	2020	0	0	0	0	0	0	1	0	0	0	0	0	1
	2021	0	1	0	0	1	0	0	1	0	0	1	0	4
АО "Электросети ЯГК" (арендатор - ООО "Ярославль Энергосети")	2019	0	0	0	0	0	0	0	0	0	1	0	0	1
	2020	0	0	0	0	0	1	0	0	0	1	0	0	2
	2021	0	0	0	0	0	1	0	0	0	0	0	0	1
Итого	2019	3	0	3	4	6	9	14	6	3	3	2	2	55
	2020	0	2	4	0	6	14	16	5	2	1	0	4	54
	2021	4	1	4	7	7	8	9	5	5	2	1	4	57

Таблица 38

Классификация аварий по видам оборудования на объектах электросетевого хозяйства 110 кВ и выше

Наименование компании	Год	Классификационные признаки видов оборудования
		синхронные компенсаторы	здания и сооружения	ЛЭП 110 кВ и выше	оборудование 110 кВ и выше	трансформаторы (автотрансформаторы) и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше	устройства релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики	средства диспетчерского и технологического управления и системы управления энергетическим оборудованием	другие виды оборудования
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС	2019	0	0	8	0	0	3	0	0
	2020	0	0	11	0	0	2	0	0
	2021	0	0	12	3	0	2	1	0
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	2019	0	0	35	1	0	5	1	0
	2020	0	0	37	4	0	1	1	0
	2021	0	0	27	3	1	2	3	0
Ярославская дистанция электроснабжения Северной железной дороги - филиала ОАО "РЖД"	2019	0	0	0	2	0	1	0	0
	2020	0	0	0	1	0	0	0	0
	2021	0	0	0	1	0	2	0	0
АО "Электросети ЯГК" (арендатор - ООО "Ярославль Энергосети")	2019	0	0	0	0	0	0	0	0
	2020	0	0	1	0	0	0	0	0
	2021	0	0	1	0	0	0	0	0
Итого	2019	0	0	43	3	0	9	1	0
	2020	0	0	49	5	0	3	1	0
	2021	0	0	40	7	1	6	4	0

В отношении субъектов электроэнергетики за три календарных года (2019 г., 2020 г., 2021 г.) общее количество аварий достигает в среднем 57 аварий в год.

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

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

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

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

- недостаточное внимание к грозозащите объектов, проверке ее исправного состояния и принятию необходимых мер по ее содержанию в исправном состоянии.

Данные по аварийности на электростанциях установленной мощностью 25 МВт и выше приведены в таблицах 39 и 40.

Таблица 39

Наименование компании	Год Месяц	Аварии
		январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь	итого за период
ПАО "ТГК-2" (Ярославские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3)	2019	0	1	3	1	0	0	2	1	0	1	0	0	9
	2020	0	3	1	0	1	0	0	0	2	1	0	1	9
	2021	1	0	0	0	0	0	0	1	1	0	1	0	4
Филиал ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС"	2019	0	0	0	0	0	1	0	1	0	0	0	0	2
	2020	1	1	0	0	1	0	1	0	0	0	0	0	4
	2021	0	1	0	1	0	0	0	0	1	0	1	0	4
ООО "Хуадянь-Тенинская ТЭЦ" (Ярославская ТЭС)	2019	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	1	1
	2020	0	0	0	1	0	0	1	0	0	0	0	2	4
	2021	0	0	0	0	0	0	0	0	2	0	1	0	3
АО "Тутаевская ПГУ"	2019	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	2020	0	0	0	0	0	0	0	0	0	3	1	2	6
	2021	1	1	0	0	1	0	2	0	1	1	0	0	7
Итого	2019	0	1	3	1	0	1	2	2	0	1	0	1	12
	2020	1	4	1	1	2	0	2	0	2	4	1	5	23
	2021	2	2	0	1	1	0	2	1	5	1	3	0	18

Таблица 40

Классификация аварий на электростанциях установленной мощностью 25 МВт и выше по видам оборудования

Наименование компании	Год	Классификационные признаки видов оборудования
		котельное оборудование	турбинное оборудование	вспомогательное тепломеханическое оборудование	генераторы и синхронные компенсаторы	здания и сооружения	оборудование 110 кВ и выше	трансформаторы (автотрансформаторы) и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше	неправильные действия устройств релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики	устройства тепловой автоматики и измерений	средства диспетчерского и технологического управления и системы управления энергетическим оборудованием	другие виды оборудования
ПАО "ТГК-2" (Ярославские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3)	2019	1	3	1	1	0	1	0	1	0	0	2
	2020	1	2	0	2	0	1	0	1	0	0	0
	2021	0	0	1	0	0	0	0	1	1	0	0
Филиал ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС"	2019	0	1	0	0	0	0	0	0	0	1	0
	2020	0	1	0	1	0	0	0	0	0	1	0
	2021	0	0	0	0	0	0	0	1	0	1	1
ООО "Хуадянь-Тенинская ТЭЦ" (Ярославская ТЭС)	2019	0	0	0	0	0	0	0	0	1	0	0
	2020	1	0	0	0	0	0	0	0	2	0	0
	2021	0	1	0	1	0	0	0	0	0	0	0
АО "Тутаевская ПГУ"	2019	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	2020	0	1	3	0	0	0	0	1	0	0	1
	2021	0	1	1	1	0	0	0	0	1	0	2
Итого	2019	1	4	1	1	0	1	0	1	1	1	2
	2020	2	4	3	3	0	1	0	2	2	1	1
	2021	0	2	2	2	0	0	0	2	2	1	3

Количество аварий на электростанциях установленной мощностью 25 МВт и выше в 2021 году снизилось на 20 процентов по сравнению с 2020 годом.

6. Развитие электросетевого комплекса в части перехода к "цифровым сетям"

6.1. Одним из основных направлений развития электросетевого комплекса Ярославской области становится переход к работе в системе "Цифровая трансформация". Концепция "Цифровая трансформация - 2030" разработана ПАО "Россети" во исполнение указов Президента Российской Федерации от 9 мая 2017 года N 203 "О Стратегии развития информационного общества в Российской Федерации на 2017 - 2030 годы" и от 7 мая 2018 года N 204 "О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года". Концепция "Цифровая трансформация - 2030" определяет основные направления технологических и организационных изменений работы электросетевого комплекса для повышения эффективности и качества оказываемых услуг, их доступности.

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

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

Задачами цифровой трансформации являются:

- улучшение характеристик надежности электроснабжения потребителей;

- повышение доступности электросетевой инфраструктуры;

- развитие кадрового потенциала.

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

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

Для реализации программы цифровой трансформации в период 2023 - 2027 годов филиалом ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" выбраны следующие объекты:

- цифровая ПС - ПС 110 кВ "Аббакумцево";

- цифровой РЭС - Угличский РЭС.

6.2. Цифровая ПС.

Проектом технического перевооружения ПС 110 кВ "Аббакумцево" предусматриваются:

- замена масляных выключателей 35 кВ вакуумными выключателями;

- замена разъединителей 110 кВ разъединителями с моторными приводами;

- замена КРУН 10 кВ ячейками КРУН с вакуумными выключателями;

- реконструкция РУ 35 и 110 кВ;

- реконструкция системы телемеханики;

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

Сроки реализации проекта: проектно-изыскательские работы - 2023 г., строительно-монтажные работы - 2024 г.

6.3. Цифровой РЭС - Угличский РЭС.

В рамках реализации проекта предусматривается переход в период 2023 - 2027 годов к активно-адаптивным сетям с распределенной автоматизацией распределительной сети 6 - 10 кВ. Обеспечение наблюдаемости и управляемости сети будет достигнуто посредством установки секционирующих выключателей (реклоузеров), управляемых цифровых разъединителей, индикаторов короткого замыкания и их интеграции с существующей системой (ОИК ДП РЭС) встроенными средствами автоматизации по каналам связи GSM/3G/4G.

Цели реализации проекта:

- управление распределительной сетью 0,4 - 10 кВ;

- оптимизация структуры управления;

- снижение ремонтно-эксплуатационных затрат;

- повышение качества обслуживания потребителей;

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

- повышение надежности работы сети.

Информация о мероприятиях по реализации программы цифровой трансформации филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" приведена в таблице 41.

Таблица 41

Мероприятия по реализации программы цифровой трансформации филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"

N п/п	Наименование мероприятия	Наименование объекта	Срок реализации, год
1.	Ремонт производственной базы с благоустройством территории	Угличский РЭС	2023
2.	Распределенная автоматизация	Угличский РЭС	2023
3.	Цифровая радиосвязь	Угличский РЭС	2023
4.	Модернизация ПС	Угличский РЭС	2023
5.	Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии	Угличский РЭС	2023

7. Плановые и фактические значения показателя надежности оказываемых услуг в отношении ТСО

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 г. N 1220 "Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг" утверждены Методические указания, в соответствии с которыми для сетевых организаций показатели надежности и качества услуг определяются в отношении оказываемых сетевыми организациями услуг по передаче электрической энергии потребителям услуг по передаче электрической энергии, в том числе потребителям электрической энергии, обслуживаемым сбытовыми организациями и гарантирующими поставщиками, в интересах которых заключены договоры об оказании услуг по передаче электрической энергии, непосредственно или опосредованно присоединенным к объектам электросетевого хозяйства данной сетевой организации, за исключением коммунальных потребителей, проживающих в многоквартирных жилых домах, а также осуществляемого технологического присоединения к объектам электросетевого хозяйства соответствующей сетевой организации энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства сетевых организаций и иных лиц.

Согласно Методическим указаниям показателями надежности и качества услуг являются:

- уровень надежности оказываемых услуг, который определяется продолжительностью и частотой прекращения передачи электрической энергии;

- уровень качества оказываемых услуг, который определяется уровнем качества осуществляемого технологического присоединения к сети.

Уровень надежности оказываемых услуг определяется средней продолжительностью прекращения передачи электрической энергии потребителям услуг сетевой организации и средней частотой прекращения передачи электрической энергии потребителям услуг сетевой организации в течение расчетного периода регулирования.

Для целей расчета значений показателей уровня надежности оказываемых услуг под прекращением передачи электрической энергии потребителям услуг сетевой организации понимается:

в отношении точек поставки потребителей услуг сетевой организации, являющихся сетевыми организациями, - возникновение технологического нарушения на объектах ТСО, повлекшее невозможность обеспечить передачу электрической энергии в соответствующей точке поставки такому потребителю услуг сетевой организации;

в отношении точек поставки иных потребителей услуг сетевой организации, - возникновение технологического нарушения на объектах ТСО, сопровождаемых полным (частичным) ограничением режима потребления таких потребителей услуг сетевой организации.

Продолжительность прекращения передачи электрической энергии потребителям услуг сетевой организации в отношении точки поставки определяется интервалом времени от момента возникновения прекращения передачи электрической энергии в отношении точки поставки до момента устранения технологического нарушения на объектах данной ТСО, не превышающим интервал времени до момента восстановления режима потребления электрической энергии потребителей услуг сетевой организации (ликвидации полного (частичного) ограничения режима потребления).

Плановые значения показателей уровня надежности оказываемых услуг устанавливаются регулирующими органами на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования для каждой ТСО исходя из:

- фактических значений показателей уровня надежности оказываемых услуг за предыдущие отчетные периоды регулирования (суммарно не более трех), по которым имеются данные на момент установления плановых значений показателей уровня надежности оказываемых услуг на следующий долгосрочный период регулирования;

- принадлежности ТСО к группе ТСО, имеющих сопоставимые друг с другом экономические и (или) технические характеристики и (или) условия деятельности;

- динамики улучшения фактических значений показателей уровня надежности, определенной исходя из базовых значений показателей надежности для группы ТСО.

На территории Ярославской области органом государственной власти, устанавливающим в том числе цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии, является департамент регулирования тарифов Ярославской области.

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

- филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго";

- АО "Ярославская электросетевая компания";

- ОАО "Рыбинская городская электросеть";

- МУП ТМР "Горэлектросеть";

- АО "Ресурс", г. Гаврилов-Ям;

- АО "Оборонэнерго";

- филиал ОАО "РЖД" Трансэнерго - Северная дирекция по энергообеспечению;

- ООО "Северэнерго";

- ООО "Межрегиональная Энергосервисная Компания";

- ООО "Энергосистемные решения";

- ООО "Техпромэксперт-Ярославль";

- ООО "Энергокомпания".

Плановые и фактические значения показателя надежности оказываемых услуг в отношении ТСО с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей всех классов напряжения Ярославской области, приведены в таблице 42.

Таблица 42

Наименование показателя	Фактическое значение показателя за 2020 год	Плановые значения показателя на долгосрочный период регулирования*
		2020	2021	2022	2023	2024	2025
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	1,9854	2,7844	2,7426	2,7015
2. АО "Ярославская электросетевая компания"
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	0,0350	2,3529	2,3176	2,2828	2,2486	2,2149
3. ОАО "Рыбинская городская электросеть"
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	2,7423	3,1641	3,1166	3,0699	3,0238	2,9785
4. МУП ТМР "Горэлектросеть"
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	0,0356	0,0524	0,0516	0,0509	0,0501	0,0494
5. АО "Ресурс", г. Гаврилов-Ям
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	0,0361	0,7968	0,7848	0,7731	0,7615	0,7501
6. ОАО "Оборонэнерго"
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	2,8191	3,2583	3,2095	3,1613	3,1139	3,0672
7. Северная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД"
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	0,0287	0,0984	0,0969	0,0954	0,094	0,0926
8. ООО "Северэнерго"
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	0	0	0	0	0	0	0
9. АО "Межрегиональная энергосервисная компания"
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	0	0	0	0	0	0	0
10. ООО "Энергосистемные решения"
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	0	0	0	0	0	0	0
11. ООО "Техпромэксперт-Ярославль"
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi)	0,0669	0	0	0	0	0	0

------------------------------

* _{В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29.11.2016 N 1256 "Об утверждении Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций" для ТСО, долгосрочный период регулирования которых начался с 2018 года и позднее, уровень надежности и уровень качества оказываемых услуг устанавливаются в новых показателях: для филиала "Россети Центр" - "Ярэнерго" - 2018 - 2022 годы, ООО "Северэнерго" - 2018 - 2020 годы, ООО "Энергосистемные решения" - 2022 - 2026 годы, АО "МЭК" - 2022 - 2026 годы, у остальных ТСО новые параметры утверждены с 2020 года.}

На величину показателей надежности поставляемых товаров и оказываемых услуг сетевыми компаниями на территории Ярославской области оказывают влияние следующие факторы:

- схемная надежность Ярославской области (радиальный тип схем, наличие тупиковых схем и низкая степень резервирования электроснабжения потребителей);

- проектно заложенная категорийность потребителей (в основном третья категория надежности электроснабжения);

- тариф на оказание услуг по передаче электроэнергии, который не позволяет выполнять реконструкцию и строительство сетей на территории Ярославской области в необходимом объеме;

- высокая протяженность воздушных линий электропередачи, в том числе проходящих по лесным массивам, выполненных неизолированным проводом (отключения по причине перекрытия проводов ВЛ сторонней техникой, работающей без разрешения, падения деревьев из лесных массивов);

- большое количество абонентских сетей, недостаточная эксплуатация которых со стороны абонента оказывает негативное влияние на ресурс электросетевого оборудования филиалов, что косвенно приводит к снижению надежности электроснабжения потребителей.

Мероприятия по развитию электрических сетей 110 кВ Ярославской области, предусмотренные Схемой и программой развития электроэнергетики Ярославской области на период 2023 - 2027 годов, из всего спектра причин технологических нарушений электроснабжения потребителей могут оказывать воздействие в основном на снижение аварийности из-за износа оборудования.

Уменьшение количества технологических нарушений электроснабжения потребителей по причине износа и перегрузки оборудования окажет положительное влияние на динамику показателей надежности и качества электроснабжения.

8. Характеристика новых центров питания, построенных не более 10 лет назад

ПС 110 кВ "Новоселки" введена в работу в 2013 году для обеспечения электроэнергией индустриального парка. Установленная мощность энергообъекта составляет 65 МВА (2 трансформатора 25 + 40 МВА). Максимальная суммарная загрузка трансформаторов была зафиксирована средствами технологического управления на объекте 19.06.2019 и составила 8,29 МВА. Перспективная нагрузка - 1,51 МВА.

ПС 110 кВ "ПГУ-ТЭС" введена в работу в 2013 году для выдачи мощности ПГУ АО "Тутаевская ПГУ". Установленная мощность энергообъекта составляет 80 МВА (2 трансформатора 40 МВА). Максимальная суммарная загрузка трансформаторов была зафиксирована средствами технологического управления на объекте 18.12.2019 и составила 44,33 МВА.

ПС 110 кВ "Козьмодемьянск" введена в работу в 2021 году для увеличения пропускной способности Северной железной дороги на участке "Ростов - Ярославль". Установленная мощность энергообъекта составляет 50 МВА (2 трансформатора 25 МВА). Максимальная суммарная загрузка трансформаторов была зафиксирована средствами технологического управления на объекте 14.03.2022 и составила 11,7 МВА.

9. Роль развития энергетики в Ярославской области

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

Возрастание роли развития энергетической инфраструктуры в регионе обусловлено:

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

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

- ростом потребления электрической энергии в коммунально-бытовом секторе.

Приоритетными направлениями развития энергетики Ярославской области являются:

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

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

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

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

- сокращение потерь энергоресурсов при их производстве и реализации;

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

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

V. Финансирование мероприятий Программы

Финансирование мероприятий Программы будет осуществляться из внебюджетных источников за счет средств на реализацию инвестиционных программ субъектов электроэнергетики.

VI. Механизм реализации Программы

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

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

2. Контроль за исполнением Программы осуществляет Правительство области.

3. Департамент жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области организует работу по разработке Программы.

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

VII. Заключительные положения

Программа будет использована в качестве основы для:

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

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

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

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

Список используемых сокращений

АО - акционерное общество

БСК - батарея статических конденсаторов

ВЛ - воздушная линия

ВН - высокое напряжение

ГТЭС - газотурбинная электростанция

ГЭС - гидроэлектростанция

ЕНЭС - Единая национальная электрическая сеть

ЗАО - закрытое акционерное общество

КЛ - кабельная линия

КРУН - комплектное распределительное устройство наружной установки

КНС - канализационная насосная станция

КТП - комплектная трансформаторная подстанция

ЛЭП - линия электропередачи

Методические указания - Методические указания по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29.11.2016 N 1256 "Об утверждении Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций"

МУП ТМР "Горэлектросеть" - муниципальное унитарное предприятие Тутаевского муниципального района "Горэлектросеть"

МГЭС - малая гидроэлектростанция

НН - низкое напряжение

ННЗТ - неснижаемый нормативный запас топлива

НЭЗТ - нормативный эксплуатационный запас топлива

ОАО - открытое акционерное общество

о.е. - относительные единицы

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

ОНЗТ - общий нормативный запас топлива

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ОРУ - открытое распределительное устройство

ПАО - публичное акционерное общество

ПБВ - переключение без возбуждения

ПГУ - парогазовая установка

ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей

Приказ Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 - приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 г. N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229"

Программа - Программа развития электроэнергетики Ярославской области на 2023 - 2027 годы

ПС - подстанция

ПТ - паровая турбина

РЖД - Российские железные дороги

РЗ - релейная защита

РЗА - релейная защита и автоматика

Росстат - Территориальный орган Федеральной службы государственной статистики по Ярославской области

РПН - регулировка под напряжением

РУ - распределительное устройство

РЭС - район электрических сетей

с.ш. - секция шин

СВ - гидрогенератор синхронный, вертикальный

СиПР ЕЭС России - схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы

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

ТГК-2 - Территориальная генерирующая компания N 2

ТП - трансформаторная подстанция

ТСО - территориальная сетевая организация

ТТ - трансформатор тока

ТЭС - тепловая электростанция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

т у.т. - тонна условного топлива

ФСК ЕЭС - Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы

ЭГВ - элегазовый выключатель

ЯГК - Ярославская генерирующая компания

GSM - глобальный стандарт цифровой мобильной сотовой связи

3G, 4G - поколения цифровой сотовой связи

Пsaidi - показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки в каждом расчетном периоде регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования

Приложение 1
к Программе

Схема развития электрических сетей 110 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области на 2023 - 2027 годы

1. Цели, задачи и принципы разработки Схемы

Основными целями разработки Схемы являются:

- развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

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

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

Основными задачами формирования Схемы являются:

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

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

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

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

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

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

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

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

- обеспечение необходимой надежности электропитания потребителей;

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

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

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

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

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

- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

- скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

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

- целесообразность многофункционального назначения вновь сооружаемых линий.

Схема выполнена в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:

- Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 г. N 281 "Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем";

- нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 750 кВ СТО 56947007-29.240.55.016-2008, утвержденные приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 20 ноября 2014 г. N 525 "Об утверждении норм технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 750 кВ";

- нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ (НТП ПС) СТО 56947007-29.240.10.248-2017, утвержденные приказом ПАО "ФСК ЕЭС" от 25 августа 2017 г. N 343 "Об утверждении норм технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ".

При разработке Схемы использованы отчетные данные филиала АО "Системный оператор Единой энергетической системы" - Регионального диспетчерского управления энергосистемы Ярославской области, филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС", филиала ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Валдайского предприятия магистральных электрических сетей, филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго", ПАО "ТГК-2".

Схема сформирована на основании:

- схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 26 февраля 2021 г. N 88 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы";

- прогноза спроса на электрическую энергию и мощность;

- инвестиционных программ субъектов энергетики;

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

- сведений о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей.

Карта-схема существующих и намечаемых к строительству в 2022 и 2023 годах электрических сетей 35 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области представлена на рисунке 1.

Карта-схема намечаемых к строительству в 2024 и 2025 годах электрических сетей 35 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области представлена на рисунке 2.

Карта-схема намечаемых к строительству в 2026 и 2027 годах электрических сетей 35 - 500 кВ энергосистемы Ярославской области представлена на рисунке 3.

Рисунок 1

Карта-схема существующих и намечаемых к строительству в 2022 и 2023 годах электрических сетей 35 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области

Рисунок 2

Карта-схема намечаемых к строительству в 2024 и 2025 годах электрических сетей 35 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области

Рисунок 3

Карта-схема намечаемых к строительству в 2026 и 2027 годах электрических сетей 35 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области

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

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

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

Наиболее загруженными из межсистемных связей являются ВЛ 220 кВ "Александров - Трубеж", "Костромская ГРЭС - Ярославская", "Мотордеталь - Тверицкая", "Угличская ГЭС - Заря I цепь", "Угличская ГЭС - Заря II цепь", по которым осуществляется транзит мощности из энергосистемы Костромской области в энергосистему г. Москвы и Московской области и энергосистему Владимирской области.

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

Таблица 1

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

N п/п	Наименование ВЛ	Напряжение, кВ	Марка провода	Протяженность, км
1	2	3	4	5
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС
106.	"Александров - Трубеж" (в границах области)	220	АСО-300	28,53
107.	"Белозерская - Пошехонье с отпайкой на ПС Зашекснинская" (в границах области)	220	АС-300	47,27
108.	"Венера - Вега"	220	АС-400, АС-300	63,52
109.	"Ивановские ПГУ - Неро I цепь" (в границах области)	220	АС-400	28,20
110.	"Ивановские ПГУ - Неро II цепь" (в границах области)	220	АС-400	28,20
111.	"Костромская ГРЭС - Ярославская" (в границах области)	220	АС-500	77,22
112.	"Мотордеталь - Тверицкая" (в границах области)	220	АС-300	91,85
113.	"Пошехонье - Вологда - Южная" (в границах области)	220	АС-400	62,95
114.	"Пошехонье - Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская" (в границах области)	220	АС-400	46,2
115.	"Пошехонье - Ростилово"	220	АС-400	84,37
116.	"Рыбинская ГЭС - Венера"	220	АС-300, АС-400	12,24
117.	"Рыбинская ГЭС - Пошехонье N 1"	220	АС-300	53,35
118.	"Рыбинская ГЭС - Пошехонье N 2"	220	АС-400	54,06
119.	"Рыбинская ГЭС - Сатурн"	220	АС-300, АС-400	3,11
120.	"Сатурн - Венера"	220	АС-400, АС-300	8,93
121.	"Трубеж - Неро"	220	АС-300	77,66
122.	"Угличская ГЭС - Вега"	220	АС-400	7,51
123.	"Угличская ГЭС - Венера"	220	АС-400, АС-300	69,62
124.	"Угличская ГЭС - Заря I цепь" (в границах области)	220	АС-400	92,19
125.	"Угличская ГЭС - Заря II цепь" (в границах области)	220	АС-300	92,19
126.	"Угличская ГЭС - Ярославская"	220	АС-300	92,65
127.	"Ярославская - Неро"	220	АС-300	51,2
128.	"Ярославская ТЭС - Тверицкая"	220	АС-300	60,23
129.	"Ярославская ТЭС - Тутаев"	220	АС-300	18,31
130.	"Ярославская ТЭС - Ярославская N 1"	220	АС-300	63,04
131.	"Ярославская ТЭС - Ярославская N 2"	220	АСО-400	29,74
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
132.	"Аббакумцевская-1"	110	АС-120	14
133.	"Аббакумцевская-2"	110	АС-120	14
134.	"Алтыново - Палкино I цепь" ("Палкино-1")	110	АС-185	23,3
135.	"Алтыново - Палкино II цепь" ("Палкино-2")	110	АС-185	23,3
136.	"Балакирево - Переславль" ("Переславская-2") (в границах области)	110	АС-120	29,7
137.	"Балакирево - Трубеж" ("Переславская-1") (в границах области)	110	АС-120	30,28
138.	"Белкинская"	110	АС-95	22,1
139.	"Борисоглебская-1"	110	АС-95	22,05
140.	"Борисоглебская-2"	110	АС-95	22,05
141.	"Васильковская-1"	110	АС-150, АС-185	26,54
142.	"Васильковская-2"	110	АС-150, АС-185	16,64
143.	"Вега - Алтыново I цепь" ("Алтыново-1")	110	АС-185	5,62
144.	"Вега - Алтыново II цепь" ("Алтыново-2")	110	АС-185	5,62
145.	"Венера - Восточная I цепь с отпайками" ("Восточная-1")	110	М-95, АС-185	13,15
146.	"Венера - Восточная II цепь c отпайками" ("Восточная-2")	110	М-95, АС-185	13,15
147.	"Венера - Шестихино I цепь с отпайками" ("Шестихинская-1")	110	АС-185, АС-150	39,18
148.	"Венера - Шестихино II цепь с отпайками" ("Шестихинская-2")	110	АС-185, АС-150	39,18
149.	"Веретье-1"	110	АС-95, АС-185	1,46
150.	"Веретье-2"	110	АС-95, АС-185	1,46
151.	"Гаврилов-Ямская"	110	АС-95, АС-120	6,07
152.	"Газовая-1"	110	АС-120, АС-185	18,59
153.	"Городская-1"	110	АС-120	2,5
154.	"Городская-2"	110	АС-120	2,5
155.	"Данилов - Дружба" ("Даниловская-2")	110	АС-120	8,1
156.	"Данилов - Покров"	110	АС-120	8,5
157.	"Данилов - Пречистое"	110	АС-185	27,4
158.	"Данилов - Туфаново" ("Даниловская-1")	110	АС-120	27,2
159.	"Западная-1"	110	АС-240, АС-300	3,71
160.	"Западная-2"	110	АС-240, АС-300	3,71
161.	"Климатино-1"	110	АС-120	26,63
162.	"Климатино-2"	110	АС-120	26,63
163.	"Любим - Халдеево"	110	АС-120, АЖ-120	22,57
164.	"Лютово - Нерехта-1" ("Нерехта-1") (в границах области)	110	АС-120	21,49
165.	"Менделеевская-1"	110	АС-240	7,1
166.	"Менделеевская-2"	110	АС-240	7,1
167.	"Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" ("Петровская-2")	110	АС-120	51,74
168.	"Неро - Тишино с отпайкой на ПС Устье" ("Ростовская-2")	110	АС-150	25,96
169.	"Неро - Ярославская с отпайками" ("Ростовская-1")	110	АС-150	55,14
170.	"Нильская-1"	110	АС-70	4,23
171.	"Нильская-2"	110	АС-70	4,23
172.	"Павловская-1"	110	АС-120	5,72
173.	"Павловская-2"	110	АС-120	5,72
174.	"Палкино - Мышкин"	110	АС-185	12,15
175.	"ПГУ - ТЭС - Тутаев N 1"	110	АПвП2г	0,45
176.	"ПГУ - ТЭС - Тутаев N 2"	110	АПвП2г	0,45
177.	"Переборы-1"	110	АС-95, АС-185	13,38
178.	"Переборы-2"	110	АС-95, АС-185	13,38
179.	"Перекоп - Северная с отпайкой на ПС Ярославль-Главный" ("Тяговая")	110	АС-400, АС-150	8,46
180.	"Пленочная-1"	110	АС-120	2,45
181.	"Пленочная-2"	110	АС-120	2,45
182.	"Плоски"	110	АС-120	9,2
183.	"Покров - Любим"	110	АС-120	25,94
184.	"Правдино"	110	АС-185	42,64
185.	"Продуктопровод-1"	110	АС-120	9,01
186.	"Продуктопровод-2"	110	АС-120	9,01
187.	"Путятино - Дружба" ("Янтарная")	110	АС-120	28,04
188.	"Радуга-1"	110	АС-240, АС-500	4,58
189.	"Радуга-2"	110	АС-240, АС-500	4,58
190.	"Ростилово - Скалино" (в границах области)	110	АС-185	6,2
191.	"Рыбинская ГЭС - Восточная I цепь с отпайками" ("Щербаковская-1")	110	АС-185, АС-150	19,35
192.	"Рыбинская ГЭС - Восточная II цепь с отпайками" ("Щербаковская-2")	110	АС-185, АС-150	19,35
193.	"Сельская-1"	110	АС-150	6,2
194.	"Сельская-2"	110	АС-150	6,2
195.	"Скалино - Пречистое"	110	АС-185, АС-150	18,57
196.	"Тверицкая - Путятино" ("Путятинская")	110	АС-240, АС-120	51,53
197.	"Тверицкая - Уткино" ("Уткинская")	110	АС-240, АС-120	29,82
198.	"Тишино - Ярославская с отпайкой на ПС Коромыслово" ("Тишинская")	110	АС-150	29,78
199.	"Трубеж - Беклемишево с отпайкой на ПС Шушково" ("Шушковская")	110	АС-120	49,86
200.	"Трубеж - Переславль" ("Невская")	110	АС-150	6,3
201.	"Трубеж - Шурскол с отпайками" ("Петровская-1")	110	АС-120	90,17
202.	"Тутаев - Восточная I цепь с отпайками" ("Тутаевская-1")	110	АС-185	54,25
203.	"Тутаев - Восточная II цепь с отпайками" ("Тутаевская-2")	110	АС-185	54,25
204.	"ТЭЦ-1 - Роща" ("158")	110	АС-185	1,8
205.	"ТЭЦ-1 - Северная с отпайкой на ПС Марс" ("157")	110	АС-185	1,9
206.	"ТЭЦ-1 - Северная" ("Шинная")	110	АС-185, АС-150	0,96
207.	"ТЭЦ-2 - Которосль с отпайкой на ПС Полиграф" ("Окружная")	110	АС-240, АС-185, АС-150	9,585
208.	"ТЭЦ-2 - Роща" ("156")	110	АС-185	0,63
209.	"ТЭЦ-2 - Северная с отпайками" ("Моторная")	110	АС-150, М-95, АС-240	8,36
210.	"ТЭЦ-2 - Северная с отпайкой на ПС Орион" ("Инженерная")	110	АС-150, М-95, АС-240	7,46
211.	"ТЭЦ-2 - Тверицкая I цепь с отпайками" ("Тверицкая-1")	110	АС-240, АС-185	27,62
212.	"ТЭЦ-2 - Тверицкая II цепь с отпайками" ("Тверицкая-2")	110	АС-240, АС-185	27,62
213.	"ТЭЦ-2 - Тутаев с отпайками I цепь" ("Константиновская-1")	110	АС-185, АС-150	39,25
214.	"ТЭЦ-2 - Тутаев с отпайками II цепь" ("Константиновская-2")	110	АС-185, АС-150	39,25
215.	"ТЭЦ-3 - Которосль с отпайками" ("Фрунзенская-1")	110	АС-150	14,725
216.	"ТЭЦ-3 - Новоселки с отпайками" ("Комсомольская")	110	АС-120, АС-185	10,4
217.	"ТЭЦ-3 - Перекоп" ("Перекопская")	110	АС-150, АС-400	11,34
218.	"ТЭЦ-3 - Северная с отпайками" ("Фрунзенская-2")	110	М-70, АС-150, АС-185, М-95	18,77
219.	"ТЭЦ-3 - Ярославская" ("Ярославская 1")	110	2 АС-150, АС-300	5,9
220.	"ТЭЦ-3 - Ярцево с отпайками II цепь" ("Пионерская")	110	АС-120, АС-185	15,95
221.	"Урицкая"	110	АС-185	16,2
222.	"Уткино - Туфаново" ("Туфановская")	110	АС-120	25,11
223.	"Халдеево - Буй" (в границах области)	110	АС-120	14,85
224.	"Шестихино - Палкино с отпайкой на ПС КС-18" ("Газовая-2")	110	АС-120, АС-185	29,81
225.	"Шестихино - Пищалкино с отпайками" ("Пищалкинская")	110	АС-120, АС-185	78,14
226.	"Шурскол - Неро" ("Приозерная")	110	АС-120	11,14
227.	"Ярославская - Ярцево I цепь с отпайками" ("Южная")	110	АС-150, АС-240, АС-185	29,43
228.	"Ярославская - Ярцево II цепь с отпайками" ("Институтская")	110	АС-150, АС-240, АС-185	29,43
229.	"Ярцево - Лютово"	110	АС-150, АС-120	9,81
230.	"Ярцево - Нерехта-1" ("Нерехта-2") (в границах области)	110	АС-150, АС-120	27,58
231.	"Ярцево - Новоселки с отпайкой на ПС Тормозная"	110	АС-150, АС-120	6
ПАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез"
232.	"Ярославская ТЭЦ-3 - Ярославская I цепь с отпайками"	110	АС-240	5,9
233.	"Ярославская ТЭЦ-3 - Ярославская II цепь с отпайками"	110	АС-240	5,9
234.	"Ярославская - ГПП-4 I цепь"	110	АС-150	3,1
235.	"Ярославская - ГПП-4 II цепь"	110	АС-150	3,1
ООО "Тепличный комбинат Ярославский"
236.	"Ярославская - Дубки"	110	АС-95	5,4

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

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.

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

Необходимость строительства новых электросетевых объектов 110 кВ и выше, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из требований к надежности электроснабжения потребителей. Выбор установленной мощности трансформаторов на ПС 110 кВ, которые планируется реконструировать и на которых необходимо осуществить техническое перевооружение, производился исходя из электрических нагрузок на конец расчетного периода (5 лет от предполагаемого года реконструкции).

ВЛ 110 кВ и выше, строительство которых планируется в 2022 - 2027 годах:

- отпайки ВЛ 110 кВ "Трубеж - Шурскол с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" до тяговой ПС 110 кВ "Деболовская" (2025 год);

- отпайки ВЛ 110 кВ "Неро - Ярославская с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Тишино с отпайкой на ПС Устье" до тяговой ПС 110 кВ "Семибратово" (2025 год);

- отпайки ВЛ 110 кВ "Трубеж - Шурскол с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" до тяговой ПС 110 кВ "Сильницы" (2025 год).

Линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше, реконструкция которых планируется в 2022 - 2027 годах:

- ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Северная с отпайками" ("Моторная") (2022 год);

- ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Северная с отпайкой на ПС Орион" ("Инженерная") (2022 год).

Вывод линий электропередачи из эксплуатации не планируется

.

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

Таблица 2

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

N п/п	Наименование ПС	Напряжение, кВ	Мощность трансформаторов, МВА
1	2	3	4
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС
90.	"Вега"	220	2 63
91.	"Венера"	220	2 200
92.	"Неро"	220	2 63
93.	"Пошехонье"	220	2 40
94.	"Сатурн"	220	2 40
95.	"Тверицкая"	220	2 200 + 2 40
96.	"Трубеж"	220	2 125
97.	"Тутаев"	220	2 125
98.	"Ярославская"	220	3 125
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
99.	"Аббакумцево"	110	16 + 16
100.	"Алтыново"	110	2 6,3
101.	"Борисоглеб"	110	16 + 10
102.	"Брагино"	110	2 40
103.	"Васильково"	110	2 6,3
104.	"Вахрушево"	110	2 6,3
105.	"Веретье"	110	2 25
106.	"Волга"	110	5,6 + 6,3
107.	"Волжская"	110	2 40
108.	"Восточная"	110	2 25
109.	"Гаврилов-Ям"	110	2 16
110.	"КС-18"	110	2 63
111.	"Глебово"	110	2 10
112.	"Депо"	110	3 16
113.	"Дружба"	110	2 16
114.	"Залесье"	110	16 + 16
115.	"Западная"	110	2 63
116.	"Институтская"	110	2 40
117.	"Кинопленка"	110	16 + 10
118.	"Климатино"	110	2 6,3
119.	"Константиново"	110	15 + 16
120.	"Которосль"	110	2 25
121.	"Крюково"	110	6,3
122.	"Левобережная"	110	2 16
123.	"Лом"	110	2 10
124.	"Луговая"	110	2 6,3
125.	"Некоуз"	110	2 6,3
126.	"Нила"	110	2 16
127.	"Новоселки"	110	25 + 40
128.	"НПЗ"	110	2 25
129.	"Оптика"	110	2 10
130.	"Орион"	110	2 40
131.	"Павловская"	110	20 + 25
132.	"ПГУ - ТЭС"	110	2 40
133.	"Перевал"	110	2 16
134.	"Перекоп"	110	2 25
135.	"Переславль"	110	2 25 + 16 (в резерве)
136.	"Пищалкино"	110	2 7,5
137.	"Плоски"	110	2 2,5
138.	"Покров"	110	2,5
139.	"Полиграф"	110	2 40
140.	"Полиграфмаш"	110	2 16
141.	"Пречистое"	110	2 10
142.	"Продуктопровод"	110	2 6,3
143.	"Ростов"	110	2 25
144.	"Рыбинская"	110	2 25
145.	"Северная"	110	2 63
146.	"Селехово"	110	2 6,3
147.	"Судоверфь"	110	2 10
148.	"Техникум"	110	2 10
149.	"Тишино"	110	2 25
150.	"Тормозная"	110	25 + 16
151.	"ТРК"	110	2 16
152.	"Туфаново"	110	2 2,5
153.	"Углич"	110	2 25
154.	"Устье"	110	2 10
155.	"Халдеево"	110	3,2 + 6,3
156.	"Чайка"	110	40 + 25
157.	"Шестихино"	110	2 10
158.	"Шурскол"	110	2 10
159.	"Южная"	110	2 40
160.	"Юрьевская слобода"	110	2 10
161.	"Ярцево"	110	2 25
ОАО "РЖД"
162.	"Беклемишево"	110	2 25
163.	"Данилов" 1	110	2 40 + 2 25
164.	"Козьмодемьянск"	110	2 25
165.	"Коромыслово"	110	2 25
166.	"Любим"	110	2 25
167.	"Лютово" 1	110	2 25
168.	"Петровск" 1	110	40 + 25
169.	"Путятино" 1	110	25 + 25
170.	"Скалино"	110	2 40
171.	"Уткино"	110	25 + 20
172.	"Шушково" 1	110	20 + 25
173.	"Ярославль-Главный"	110	2 40
АО "Электросети ЯГК" (арендатор - ООО "Ярославль Энергосети")
174.	"Роща"	110	2 32
175.	"Толга"	110	25 + 15
ПАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез"
176.	"ГПП-1"	110	2 40
177.	"ГПП-4"	110	2 40
178.	"ГПП-9"	110	2 40
ПС АО "Ярославский нефтеперерабатывающий завод им. Д.И. Менделеева"
179.	"Луч"	110	2 25
АО "Ярославский электромашиностроительный завод" (арендатор - ОАО "Рыбинская городская электросеть")
180.	"Марс"	110	2 16
АО "Завод гидромеханизации"
181.	"Нептун"	110	2 16
ООО "Транснефть-Балтика"
182.	"Палкино" 2	110	2 25
183.	"Правдино" 1	110	2 25
АО "Ярославский завод дизельной аппаратуры" (арендатор - АО "Межрегиональная энергосервисная компания")
184.	"Радуга"	110	2 40
ПС ООО "Энергоресурс"
185.	"Свободный Труд"	110	2 10
ПС ПАО "ТГК-2"
186.	"Тенино"	110	2 10
ПС ООО "Тепличный комбинат Ярославский"
187.	"Дубки"	110	40

------------------------------

¹_{Распределительное устройство 35 кВ в собственности филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго".}

²_{Трансформаторы в собственности филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго".}

Планируемые к строительству ПС напряжением 110 кВ и выше:

- ПС 110 кВ Деболовская с трансформаторами мощностью 2  16 МВА (2025 год);

- ПС 110 кВ Семибратово с трансформаторами мощностью 2  16 МВА (2025 год);

- ПС 110 кВ Сильницы с трансформаторами мощностью 2  16 МВА (2025 год).

Планируемые к реконструкции ПС напряжением 110 кВ и выше:

- ПС 110 кВ "Переславль" (замена трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 25 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА в 2027 году);

- ПС 110 кВ "Толга" (замена трансформатора Т-2 мощностью 15 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА в 2027 году);

- ПС 110 кВ Устье (замена трансформаторов мощностью 2  10 МВА на новые трансформаторы мощностью 2 Ч 10 МВА в два этапа в 2022 году и 2026 году);

- ПС 110 кВ Скалино (замена трансформаторов мощностью 2  40 МВА на новые трансформаторы мощностью 2 Ч 40 МВА в 2026 году).

3. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации электрические станции

3.1. Структура установленной мощности генерирующих объектов.

По состоянию на 01.01.2022 в энергосистеме Ярославской области действуют 8 электростанций установленной мощностью 1534,989 МВт и 2 блок-станции установленной мощностью 52 МВт.

Структура установленной мощности генерирующих объектов представлена в таблице 3.

Таблица 3

N п/п	Наименование объекта	Установленная мощность, МВт	Доля от суммарной установленной мощности, процентов
1	2	3	4
1.	ТЭС - всего	1038,429	65,4
1.1.	Ярославская ТЭЦ-1 (ПАО "ТГК-2")	24,6	1,6
1.2.	Ярославская ТЭЦ-2 (ПАО "ТГК-2")	245	15,4
1.3.	Ярославская ТЭЦ-3 (ПАО "ТГК-2")	260	16,4
1.4.	Ярославская ТЭС (ООО "Хуадянь-Тенинская ТЭЦ")	463,9	29,2
1.5.	Тутаевская ПГУ (АО "Тутаевская ПГУ")	44,929	2,8
2.	ГЭС - всего	496,56	31,3
2.1.	Угличская ГЭС (Филиал ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС")	120	7,55
2.2.	Рыбинская ГЭС (Филиал ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС")	376,4	23,74
2.3.	Хоробровская ГЭС (ООО "Хоробровская ГЭС")	0,16	0,01
3.	Блок-станции - всего	52	3,3
3.1.	АО "Ярославский технический углерод имени В.Ю. Орлова"	24	1,5
3.2.	ПАО "ОДК-Сатурн"	28	1,8
	Всего	1586,989	100

3.2. Ярославская ТЭЦ-1.

Ярославская ТЭЦ-1 расположена в северо-восточной части г. Ярославля. Она является старейшей в энергосистеме региона, была введена в эксплуатацию в 1934 году. В число потребителей станции входят крупные промышленные предприятия города, а также коммунально-бытовые потребители центральной части города численностью населения более 120 тыс. человек. Установленная мощность станции составляет 24,6 МВт. ТЭЦ-1 эксплуатируется 2 турбоагрегата. Топливом служат газ, мазут. Подразделением ТЭЦ-1 является Тенинская котельная (1994 г.), на которой установлено 2 водогрейных котла.

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

В 2003 году был выполнен проект реконструкции Ярославской ТЭЦ-1, согласно которому на первом этапе намечалось сооружение ОРУ - 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" с подключением трансформаторов 110/6-6 кВ Т-1 и Т-2 и одной ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ "Северная", на втором этапе предусматривались демонтаж существующего "квадрата" и подключение трансформаторов Т-3 и Т-4, ВЛ-110 кВ N 157 и N 158 и второй ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ "Северная".

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

3.3. Ярославская ТЭЦ-2.

Ярославская ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1956 году. В настоящее время электростанция играет важнейшую роль в обеспечении электроэнергией и теплом Дзержинского, Ленинского и Кировского районов г. Ярославля, а также крупных промышленных предприятий. Подразделением ТЭЦ-2 является Ляпинская котельная, снабжающая теплом Заволжский район города. Установленная мощность станции составляет 245 МВт. В составе основного оборудования ТЭЦ-2 4 турбоагрегата.

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

3.4. Ярославская ТЭЦ-3.

Ярославская ТЭЦ-3 была введена в эксплуатацию в 1961 году. В 1967 году закончен монтаж последнего шестого котла, в 1970 году - турбины N 6.

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

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

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

3.5. Ярославская ТЭС.

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

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

3.6. Тутаевская ПГУ.

Тутаевская ПГУ расположена в г. Тутаеве и работает в режиме комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, введена в эксплуатацию в 2020 году.

В состав станции входят 4 газовые турбины ГТА-8РМ и 2 тепловые турбины Т-8,5/10,2. Установленная мощность станции составляет 44,929 МВт.

3.7. Угличская ГЭС и Рыбинская ГЭС.

Установленная мощность Угличской ГЭС составляет 120 МВт. В 2024 г. планируется завершение реконструкции гидроагрегата 1Г с увеличением установленной мощности с 55 МВт до 65 МВт.

На Рыбинской ГЭС в настоящее время установлены один гидрогенератор мощностью 55 МВт (год ввода - 1945), два - по 63,2 МВт и три - 65 МВт.

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

В настоящее время выполняется реконструкция Рыбинской ГЭС, предусматривающая:

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

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

- замену существующих групп 3Т и 4Т однофазных трансформаторов 220/110/13,8 кВ мощностью 3 23 МВА трансформаторами мощностью 80 МВА с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС и присоединением к ним блоков гидроагрегатов 5Г, 6Г (выполнено в 2016 году);

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

2Г - реконструкция выполнена в 2014 году;

1Г - реконструкция выполнена в 2018 году;

3Г - реконструкция выполнена в 2020 году;

5Г - окончание реконструкции в 2022 году.

Таблица 4

Сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования

Наименование мероприятия	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.	Всего, МВт
Ввод и модернизация генерирующего оборудования	10		10				20
Демонтаж генерирующего оборудования

Всего в период 2022 - 2027 годов увеличение установленной мощности по энергосистеме Ярославской области составит 20 МВт.

4. Данные о развитии электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ

Данные о существующих ВЛ 35 кВ и ПС 35 кВ приведены в таблицах 5 и 6.

Таблица 5

Данные о существующих линиях электропередачи 35 кВ

N п/п	Наименование ВЛ	Напряжение, кВ	Марка провода	Протяженность, км
1	2	3	4	5
1.	"Аббакумцево - Вятское"	35	АС-70	22,29
2.	"Аббакумцево - Рыбницы"	35	АС-70	13,7
3.	"Ананьинская"	35	АС-50	15,5
4.	"Бурмакинская-1"	35	АС-50	12,56
5.	"Бурмакинская-2"	35	АС-50	11,15
6.	"Ватолино - Возрождение-1"	35	АС-70	10,6
7.	"Ватолино - Возрождение-2"	35	АС-70	10,6
8.	"Ватолинская-1"	35	АС-70	5,65
9.	"Ватолинская-2"	35	АС-70	5,65
10.	"Ведерники"	35	АС-95	4,29
11.	"Великое Село - Горинская"	35	АС-70	15,1
12.	"Великосельская"	35	АС-70	35
13.	"Волна-1"	35	АС-70+АС-185	4,01
	отпайка на ПС "Тульма"	35	АС-70	10,5
14.	"Волна-2"	35	АС-70	4,01
15.	"Вятское - Гузицино"	35	АС-70	20,42
16.	"Григорьевская"	35	М-70+АС-120	9,57
17.	"Дзержинская"	35	АС-95	12,8
18.	"Дорожаевская"	35	АС-50	15,6
	отпайка на ПС "Матвеево"	35	АС-70	1,44
19.	"Дубки"	35	АС-70+АС-95+ АС-120	13,17
	отпайка на ПС "Дубки"	35	АС-70	3,06
	отпайка на ПС "Красные Ткачи"	35	АС-120	0,5
20.	"Дыбино - Обнора"	35	АС-50	26,7
21.	"Дыбинская"	35	АС-35	17,07
22.	"Заводская-1"	35	АСО-300+АС-400	3,2
	отпайка на ПС "Нефтяная" и ПС "Щедрино"	35	АС-120	2,28
	отпайка на ПС "Нефтяная"	35	АС-120	1,84
	отпайка на ПС "Щедрино"	35	АС-120	0,78
23.	"Заводская-2"	35	АСО-300+АС-400	3,11
	отпайка на ПС "Нефтяная" и ПС "Щедрино"	35	АС-120	2,35
	отпайка на ПС "Нефтяная"	35	АС-120	1,84
	отпайка на ПС "Щедрино"	35	АС-120	0,78
24.	"Заволжская-1"	35	АС-120	5,1
	отпайка на ПС "Заволжская"	35	М-50	1,1
25.	"Заволжская-2"	35	АС-120	5,1
	отпайка на ПС "Заволжская"	35	М-50	1,1
26.	"Келноть"	35	АС-35+АС-70	8,35
27.	"Керамик - Кирпичная"	35	АС-120	4,12
28.	"Кирпичная - Григорьевское"	35	М-70+АС-120	5,97
29.	"Коза - Великовская"	35	АС-70	28,5
30.	"Красавинская"	35	АС-50	23,43
31.	"Кудринская-1"	35	АЖ-120	8,4
32.	"Кудринская-2"	35	АЖ-120	8,4
33.	"Курба"	35	АС-70	14,08
34.	"Курба - Ширинье"	35	АС-70	11,3
35.	"Лютовская"	35	АС-70	19,52
	отпайка на ПС "Никольское"	35	АС-50	8,17
36.	"Ляпинская"	35	АС-150	1,63
37.	"Магистральная-1"	35	АС-120	3,3
38.	"Магистральная-2"	35	АС-120	3,3
39.	"Насосная"	35	АС-70+АС-95	8,54
	отпайка на ПС "Ведерники"	35	АС-95	0,02
40.	"Некрасовская"	35	АС-70	7,4
41.	"Нерехта - Рождествено"	35	АС-50	25,26
	отпайка на ПС "Никольское"	35	АС-50	9,36
42.	"Никитинская"	35	АС-70	19,8
43.	"Обнорская"	35	АС-50	7,9
44.	"Павловская - Керамик"	35	АС-120	7,72
45.	"Пречистенская"	35	АС-185	27,4
	отпайка на ПС "Данилов Льнозавод"	35	АС-35	2,4
46.	"Пречистое - Коза"	35	АС-70	23,8
47.	"Пречистое - Троица 12"	35	АС-70	29,34
48.	"Пречистое - Троица 21"	35	АС-70+АС-150	29,31
49.	"Пружининская"	35	АС-50	14,64
50.	"Рыбницы - Гузицино"	35	М-50+АС-70	4,82
51.	"Сажевая-1"	35	АС-95+АС-185	6,34
	отпайка на ПС "Полянки"	35	АС-185	0,06
52.	"Сажевая-2"	35	АС-95+АС-185	6,34
	отпайка на ПС "Полянки"	35	АС-185	0,06
53.	"Середская"	35	АС-70	18,53
54.	"Смирновская"	35	АС-70	20,04
55.	"Тепличная"	35	АС-150	1,63
56.	"Ткачи"	35	АС-70+АС-95+АС-120	13,17
	отпайка на ПС "Дубки"	35	АС-70+АС-95	3,17
	отпайка на ПС "Красные Ткачи"	35	АС-120	0,5
57.	"Туношенская"	35	АС-50+АС-70	16,35
58.	"Тутаевская"	35	АС-50+АС-70	20,7
59.	"Урожайная"	35	АС-50	5,4
60.	"Ухринская"	35	АС-50+АС-70	30,5
61.	"Филинская-1"	35	АС-70+АС-120	6,48
	отпайка на ПС "Филино"	35	АС-120	1,68
62.	"Филинская-2"	35	АС-120	3,84
	отпайка на ПС "Филино"	35	АС-120	1,68
63.	"Чебаково-1"	35	М-95+АС-95	8,94
64.	"Чебаково-2"	35	АС-95	8,94
65.	"Шашково - Тутаев"	35	АС-70	45,54
66.	"Алешкино - Вощажниково"	35	АС-70	16,5
67.	"Алешкинская"	35	АС-70+АС-95	17,35
68.	"Батьки - Глебово"	35	АС-70	28,27
69.	"Батьки - Нагорье"	35	АС-70	27,55
70.	"Берендеево - Шушково"	35	АС-70	8,1
71.	"Борисоглеб - Дмитрианово"	35	АС-50	21,7
72.	"Волинская"	35	АС-50	13,07
73.	"Воржа - Береговая"	35	АС-70	5,87
74.	"Воржинская"	35	АС-120	14,76
75.	"Вощажниковская"	35	АС-70	14,28
76.	"Глебовская"	35	АС-70+АС-95	15,8
	отпайка на ПС "Красное"	35	АС-70	3
77.	"Горки-Рязанцево"	35	АС-70	13
78.	"Горкинская"	35	АС-70	12,2
79.	"Дертниковская"	35	АС-70	18,7
80.	"Дмитриановская"	35	АС-70	14,64
81.	"Заозерье"	35	АС-35	19,8
82.	"Заря"	35	АС-50+АС-70	13,18
83.	"Ильинская"	35	АС-70+А-95+ АС-120	30,03
	отпайка на ПС "Прибрежная"	35	АС-95	0,9
	отпайка на ПС "Нексанс"	35	АС-120	0,8
84.	"Каюровская"	35	АС-35+АС-70	17,3
85.	"Клементьево"	35	АС-50	28,4
86.	"Климатино - Рождествено"	35	АС-70	26,96
87.	"Кулаковская"	35	АС-95	14,74
88.	"Лесная"	35	АС-95	11,4
89.	"Марково - Урусово"	35	АС-70	16,55
	отпайка на ПС "Семибратово"	35	АС-70	8,63
90.	"Марковская"	35	АС-70	19,7
91.	"Нагорьевская"	35	АС-70	25,5
92.	"Нила - Купань"	35	АС-95	21,58
93.	"Переславль - Кибернетик"	35	АС-70+АС-95	7,21
	отпайка на ПС "Красное"	35	АС-70	3
94.	"Петровск-Поречье"	35	АС-70	14,41
95.	"Поречье - Береговая"	35	АС-70	5,04
96.	"Раменская"	35	АС-70	10,6
97.	"Семибратовская"	35	АС-50+АС-70	12,3
98.	"Скомороховская"	35	АС-35	16,6
99.	"Соломидино - Купань"	35	АС-70	11,75
100.	"Кибернетик - Соломидино"	35	АС-50+АС-70	7,91
101.	"Ставотинская"	35	АС-70	20,91
102.	"Углич - УРМЗ"	35	АС-120+АС-95	4,63
	отпайка на ПС "Прибрежная"	35	АС-95	0,9
	отпайка ПС "Нексанс"	35	АС-120	0,8
103.	"Филимоново - Рязанцево"	35	АС-70	10,4
104.	"Филимоновская"	35	АС-70	9,2
105.	"Ширинье"	35	АС-70	27,4
106.	"Щуровская"	35	АС-70+АС-95	28,6
107.	"Щурово - Скоморохово"	35	АС-70	27,2
108.	"Аниково"	35	АС-50+АС-70	46,29
	отпайка на ПС "Князево"	35	АС-50+АС-70	7,18
109.	"Арефино"	35	АС-35+АС-50	31,46
110.	"Арефино - Белое"	35	АС-50	20,67
111.	"Белое"	35	АС-70	20,91
112.	"Большесельская-1"	35	АС-50	22,34
	отпайка на ПС "Варегово"	35	АС-50+АС-120	11,37
113.	"Большесельская-2"	35	АС-50+АС-70+АС-95	22,34
	отпайка на ПС "Варегово"	35	АС-50+АС-120	11,37
114.	"Борок"	35	АС-50	17,32
115.	"Борок - Горелово"	35	АС-70	29,29
116.	"Брейтово"	35	АС-95	13,29
117.	"Великое"	35	АС-70	48,99
	отпайка на ПС "Аниково"	35	АС-50	18,45
118.	"Волжская-1"	35	АС-120+АС-185	5,88
	отпайка на ПС "ЮН-83/2"	35	АС-120	0,88
	отпайка на ПС "Каменники"	35	АС-70	6,8
	отпайка на ПС "ГПП-2"	35	АС-185	0,04
119.	"Волжская-2"	35	АС-120+АС-185	5,88
	отпайка на ПС "ЮН-83/2"	35	АС-120	0,88
	отпайка на ПС "ГПП-2"	35	АС-185	0,04
120.	"Восточная - Красная Горка"	35	АС-95	8,26
121.	"Горелово - Брейтово"	35	АС-70	17,38
122.	"Демино"	35	АС-120	15,585
123.	"Ермаково"	35	АС-70	30,12
124.	"Залесье-1"	35	АС-120	6,9
125.	"Залесье-2"	35	АС-120	6,9
126.	"Заполье - Николо-Корма"	35	М-50+М-70+ АС-95	20,996
127.	"Знамово-1"	35	АС-95+АС-120	18,05
	отпайка на ПС "Знамово"	35	АС-95	0,04
128.	"Знамово-2"	35	АС-95+АС-120	18,05
	отпайка на ПС "Знамово"	35	АС-95	0,04
129.	"Заполье - Красная Горка"	35	М-50+М-70+АС-95	13,37
130.	"Крюково - Мышкин"	35	АС-70	18,5
131.	"Лацкое - Борок"	35	АС-50	8,09
132.	"Мехзавод-1"	35	АС-185	2,18
133.	"Мехзавод-2"	35	АС-185	2,18
134.	"Милюшино"	35	АС-50	25,61
135.	"Мокеиха"	35	АС-95	14,83
136.	"Мышкин"	35	АС-35	20,8
137.	"Новосельская"	35	АС-35	10,02
138.	"Покров"	35	АС-70	17,25
139.	"Правдино - Станилово"	35	АС-120	6,1
140.	"Рождествено"	35	АС-35	32,45
141.	"Сить"	35	АС-95	18,77
142.	"Станилово-1"	35	АС-95	26,46
	отпайка на ПС "Лацкое"	35	АС-50+АС-70	12,09
143.	"Станилово-2"	35	АС-50	26,43
144.	"Сутка"	35	АС-50	23,14
145.	"Тихменево"	35	АС-50	10,67
146.	"Тихменево - Николо-Корма"	35	АС-35+АС-50+АС-70+АС-95+М-50	18,59
147.	"Шашково"	35	АС-120+АС-35	21,941
	отпайка на ПС "Демино"	35	АС-95	0,1

Таблица 6

Данные о существующих ПС 35 кВ

N п/п	Наименование ПС	Напряжение, кВ	Мощность трансформаторов, МВА
1	2	3	4
Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
1.	"Арефино"	35	2,5+2,5
2.	"Алешкино"	35	2,5+2,5
3.	"Ананьино"	35	2,5+2,5
4.	"Аниково"	35	2,5+2,5
5.	"Батьки"	35	1,6+1,6
6.	"Белое"	35	2,5
7.	"Береговая"	35	1,6
8.	"Берендеево"	35	2,5+2,5
9.	"Большое Село"	35	6,3+6,3
10.	"Борок"	35	2,5+4,0
11.	"Брейтово"	35	6,3+6,3
12.	"Бурмакино-1"	35	4,0+4,0
13.	"Варегово"	35	1,6+2,5+1,6
14.	"Ватолино"	35	6,3+6,3
15.	"Ведерники"	35	6,3+6,3
16.	"Великовская"	35	4,0+4,0
17.	"Великое Село"	35	1,6+1,6
18.	"Возрождение"	35	4,0+4,0
19.	"Волна"	35	4,0+2,5
20.	"Воржа"	35	1,8+1,6
21.	"Вощажниково"	35	1,6+2,5
22.	"Вятское"	35	2,5+2,5
23.	"Глебово"	35	4+6,3
24.	"Горелово"	35	1,6
25.	"Горинская"	35	2,5+2,5
26.	"Горки"	35	2,5+2,5
27.	"ГПС Ярославль"	35	6,3+6,3
28.	"Григорьевское"	35	4,0+4,0
29.	"Гузицино"	35	4,0+4,0
30.	"Демино"	35	2,5+2,5
31.	"Дмитрианово"	35	1,6+1,6
32.	"Дорожаево"	35	2,5+2,5
33.	"Дубки"	35	6,3+6,3
34.	"Дыбино"	35	2,5+2,5
35.	"Ермаково"	35	1,6
36.	"Заволжская"	35	10+10
37.	"Заозерье"	35	2,5+2,5
38.	"Заполье"	35	2,5+2,5
39.	"Знамово"	35	2,5+2,5
40.	"Ильинское"	35	2,5+2,5
41.	"Каменники"	35	4,0+4,0
42.	"Келноть"	35	4
43.	"Керамик"	35	10+10
44.	"Кибернетик"	35	6,3+6,3
45.	"Клементьево"	35	1,6
46.	"Князево"	35	1,6+2,5
47.	"Коза"	35	1,6+1,6
48.	"Красная Горка"	35	4,0+2,5
49.	"Красное"	35	4,0+4,0
50.	"Кулаково"	35	4+4
51.	"Купань"	35	4+2,5+2,5
52.	"Курба"	35	2,5+2,5
53.	"Лацкое"	35	1,6+2,5
54.	"Левобережная"	35	4
55.	"Лесные Поляны"	35	10+10
56.	"Марково"	35	2,5+2,5
57.	"Матвеево"	35	1,6
58.	"Машприбор"	35	6,3+6,3
59.	"Милюшино"	35	1,6
60.	"Михайловская"	35	6,3
61.	"Моделово-2"	35	10+10
62.	"Мокеиха"	35	1,6
63.	"Мышкин"	35	6,3+6,3
64.	"Нагорье"	35	4,0+4,0
65.	"Некрасово"	35	16+16
66.	"Нексанс"	35	10+10
67.	"Николо-Корма"	35	4,0+4,0
68.	"Никольское"	35	2,5+2,5
69.	"Новое село"	35	2,5+2,5
70.	"Обнора"	35	1,6
71.	"Песочное"	35	4+1,8
72.	"Покров"	35	1,6+1,6
73.	"Поречье"	35	4,0+4,0
74.	"Прибрежная"	35	10+10
75.	"Профилакторий"	35	2,5+2,5
76.	"Пружинино"	35	2,5+2,5
77.	"Раменье"	35	2,5+2,5
78.	"Рождествено"	35	2,5+2,5
79.	"Рязанцево"	35	2,5+2,5
80.	"Сараево"	35	2,5+1,6
81.	"Селифонтово"	35	2,5+2,5
82.	"Семибратово"	35	4,0+4,0
83.	"Середа"	35	2,5+2,5
84.	"Сить"	35	1,6
85.	"Скоморохово"	35	2,5+2,5
86.	"Соломидино"	35	2,5
87.	"Ставотино"	35	4,0+4,0
88.	"Станилово"	35	1,6+1,6
89.	"Сутка"	35	2,5
90.	"Тихменево"	35	1,6+1,6
91.	"Троица"	35	2,5+2,5
92.	"Туношна"	35	2,5+2,5
93.	"Тутаев"	35	10+10
94.	"Урожай"	35	4,0+4,0
95.	"Урусово"	35	2,5+2,5
96.	"Филимоново"	35	2,5+2,5
97.	"Чебаково"	35	2,5+2,5
98.	"Чопорово"	35	2,5+2,5
99.	"Шашково"	35	1,6+1,6
100.	"Ширинье"	35	4
101.	"Щедрино"	35	4,0+4,0
102.	"Щурово"	35	2,5+2,5
ОАО "РЖД"
103.	"Филино"	35	41,94
ПАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез"
104.	"ГПП-2"	35	16+16
105.	"ГПП-3"	35	25+25
106.	"ГПП-5"	35	16+16
107.	"ГПП-6"	35	16+16
108.	"ГПП-7"	35	25+25
109.	"Очистные сооружения"	35	10+10
110.	"Водозабор"	35	5,6
АО "Ярославская электросетевая компания"
111.	"Дертники"	35	1,6
112.	"Караш"	35	1,6+1,6
113.	"Даниловский льнозавод"	35	0,4+0,63
АО "Угличский машиностроительный завод"
114.	"УРМЗ"	35	10+10
Строительная группа "Паритет" (арендатор - АО "ЯрЭСК")
115.	"Новый карьер"	35	2,5+2,5
АО "Петровский завод ЖБИ" (арендатор - АО "Ярославская электросетевая компания")
116.	"Полигон"	35	1,6+1,6
АО "Ярославский кирпичный завод" (арендатор - АО "Межрегиональная энергосервисная компания")
117.	"Кирпичная"	35	4+4
Федеральное государственное бюджетное учреждение "Управление мелиорации земель и сельскохозяйственного водоснабжения по Ярославской области"
118.	"Рыбнинцы"	35	1+0,4
Филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго"
119.	"Бурмакино-2"	35	1+2,5+1,6
ПАО "ТГК-2" (арендатор - АО "ЯрославльЭнергосети)
120.	"Ляпинская котельная"	35	16+16
ООО "Льнокомбинат "Тульма" "
121.	"Тульма"	35	1+1+1,8+1,8+3,2
ООО "Неруд партнер" (арендатор - АО "Ярославская электросетевая компания")
122.	"Щебзавод"	35	1+1,6
АО "Ярославский технический углерод имени Ю.В. Орлова"
123.	"Полянки"	35	10+10
Федеральное бюджетное учреждение исправительная колония - 2 Управления Федеральной службы исполнения наказаний Российской Федерации по Ярославской области
124.	"ЮН"	35	1+1+1,6
ООО "Транснефть-Балтика"
125.	"Нефтяная"	35	16+16
ООО "Прогресс" (арендатор - ООО "Электросеть")
126.	"Красные Ткачи"	35	1,6+3
ПАО "ОДК-Сатурн"
127.	"Полуево"	35	2,5
ОАО "Рыбинская городская электросеть"
128.	"ГПП-1"	35	10+10
129.	"ГПП-2"	35	16+16

В период рассматриваемой перспективы предусматривается дальнейшее развитие электрических сетей 35 кВ с целью обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей.

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

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

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

Основными факторами, определяющими необходимость реконструкции и технического перевооружения ПС 35 кВ и выбор приоритетов при выполнении объемов работ в сетях 35 кВ, явились:

- срок ввода ПС в эксплуатацию;

- наличие на ПС устаревшего и малоэффективного оборудования;

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

В период 2022 - 2027 годов планируется реконструкция 6 ПС 35 кВ с увеличением установленной мощности трансформаторного оборудования на 28,5 МВА.

Перечень мероприятий по строительству/реконструкции объектов электроэнергетики 35 кВ и выше в энергосистеме Ярославской области приведён в приложении 2 к Программе развития электроэнергетики Ярославской области на 2023 - 2027 годы.

Список используемых сокращений

АО - акционерное общество

ВЛ - воздушная линия

ГПП - главная понизительная подстанция

ГРЭС - государственная районная электростанция

ГТЭ - газотурбинная энергетическая установка

ГЭС - гидроэлектростанция

КС - компрессорная станция транзитного газопровода

ОАО - открытое акционерное общество

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ОРУ - открытое распределительное устройство

ПАО - публичное акционерное общество

ПГУ - парогазовая установка

ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей

ПС - подстанция

СТО - стандарт организации

Схема - Схема развития электрических сетей 110 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области на 2023 - 2027 годы

ТГК-2 - Территориальная генерирующая компания N 2

ТЭС - тепловая электростанция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

Приложение 2
к Программе

Перечень
мероприятий по строительству/реконструкции объектов электроэнергетики 35 кВ и выше в энергосистеме Ярославской области

N п/п	Наименование объекта электроэнергетики	Наименование мероприятия	Наименование организации	Параметры оборудования (до/ после реконструкции)	Обоснование	Срок реализации	Примечания
1	2	3	4	5	6	7	8
I. Новое строительство
1.	ВЛ 110 кВ "Трубеж - Шурскол с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск"	строительство отпаек от ВЛ 110 кВ "Трубеж - Шурскол с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" до тяговой ПС 110 кВ "Деболовская"	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	-/ 2 3,3 км	технологическое присоединение (технические условия от 11.06.2021 N 20631083 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД")	2025 г.	-
2.	ПС 110 кВ "Деболовская"	строительство тяговой ПС 110 кВ "Деболовская"	ОАО "РЖД"	-/ 2 16 МВА
3.	ВЛ 110 кВ "Неро - Ярославская с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Тишино с отпайкой на ПС Устье"	строительство отпаек от ВЛ 110 кВ "Неро - Ярославская с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Тишино с отпайкой на ПС Устье" до тяговой ПС 110 кВ "Семибратово"	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	-/ 2 2,4 км	технологическое присоединение (технические условия от 11.06.2021 N 20631077 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД")	2025 г.	-
4.	ПС 110 кВ "Семибратово"	строительство тяговой ПС 110 кВ "Семибратово"	ОАО "РЖД"	-/ 2 16 МВА
5.	ВЛ 110 кВ "Трубеж - Шурскол с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск"	строительство отпаек от ВЛ 110 кВ "Трубеж - Шурскол с отпайками", ВЛ 110 кВ "Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" до тяговой ПС 110 кВ "Сильницы"	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	-/ 2 6,5 км	технологическое присоединение (технические условия от 11.06.2021 N 20631090 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД")	2025 г.	-
6.	ПС 110 кВ "Сильницы"	строительство тяговой ПС 110 кВ "Сильницы"	ОАО "РЖД"	-/ 2 16 МВА
II. Техническое перевооружение и реконструкция (не связанные с техническим состоянием)
1.	ПС 35 кВ "Соломидино"	реконструкция ПС 35 кВ "Соломидино" с заменой трансформатора 2,5 МВА на трансформатор 4 МВА (перемещение трансформатора с ПС 35 кВ "Семибратово")	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	2,5 МВА/ 4 МВА	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок	2022 г.	-
2.	ПС 35 кВ "Ананьино"	реконструкция ПС 35 кВ Ананьино с заменой трансформаторов 2  2,5 МВА на трансформаторы 2  4 МВА (перемещение трансформаторов с ПС 35 кВ Великовская)	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	2 2,5 МВА/ 2 4 МВА	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок	2024 г.	-
3.	ПС 35 кВ "Дорожаево"	реконструкция ПС 35 кВ Дорожаево с заменой трансформаторов 2 2,5 МВА на трансформаторы 2 4 МВА (перемещение трансформаторов с ПС 35 кВ Семибратово и ПС 35 кВ Борок)	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	2 2,5 МВА/ 2 4 МВА	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок	2024 г.	-
4.	ПС 110 кВ "Переславль"	реконструкция ПС 110 кВ Переславль с заменой трансформаторов 2 25 МВА на трансформаторы 2 40 МВА	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	2 25 МВА/ 2 40 МВА	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок	2027 г.	-
5.	ПС 110 кВ "Толга"	реконструкция ПС 110 кВ "Толга" с заменой трансформатора Т-2 15 МВА на трансформатор 40 МВА	ООО "Ярославль Энергосети"	1 15 МВА/ 1 40 МВА	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок	2027 г.	-
6.	ПС 35 кВ "Купань"	реконструкция ПС 35 кВ "Купань" с заменой силового трансформатора Т-2 2,5 МВА на новый трансформатор 4 МВА	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	4 + 2,5 МВА/ 2 4 МВА	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок	2027 г.	-
7.	ПС 35 кВ "Лесные Поляны"	реконструкция ПС 35 кВ Лесные Поляны с заменой трансформаторов 2 10 МВА на трансформаторы 2  16 МВА	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	2 10 МВА/ 2 16 МВА	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок	2027 г.	-
8.	ПС 35 кВ "Моделово-2"	реконструкция ПС 35 кВ Моделово-2 с заменой транс-форматоров 2 10 МВА на трансформаторы 2 16 МВА		2 10 МВА/ 2 16 МВА	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок	2027 г.	-
9.	ВЛ 35 кВ "Филинская-1" и "Филинская-2"	реконструкция ВЛ 35 кВ "Филинская-1" и "Филинская-2" с монтажом участка 2-й цепи в опорах от N 19 до N 24	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	-/ 2,64 км	отключение потребителей ПС в объеме до 11 МВт в результате нормативных возмущений без возможности восстановления электроснабжения в течение 24 часов	2025 г.	-
10.	ПС 35 кВ "Лесные Поляны"	реконструкция ПС 35 кВ "Лесные Поляны" с изменением схемы РУ 35 кВ (35-4Н)	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	-
11.	ВЛ 35 кВ "Филинская-1" и "Филинская-2"	строительство КЛ 35 кВ: кабельный переход ВЛ 35 кВ "Филинская-1" и "Филинская-2" с заходами на ПС 35/10 кВ "Лесные Поляны", с монтажом участка 2-й цепи в пролетах опор от N 8 до N 26	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	-/ 0,266 км
12.	ПС 35 кВ "Некрасово"	установка на ПС 35 кВ "Некрасово" БСК с реконструкцией (расширением) РУ 10 кВ	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	5400 кВАр	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (недопустимое снижение напряжения, токовая перегрузка ВЛ) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок	2024 г.	-
13.	ПС 35 кВ "Туношна"	установка на ПС 35 кВ "Туношна" БСК с реконструкцией (расширением) РУ 10 кВ	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	1800 кВАр		2024 г.	-
14.	ПС 35 кВ "Профилакторий"	установка на ПС 35 кВ "Профилакторий" БСК с реконструкцией (расширением) РУ 10 кВ	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	3600 кВАр		2024 г.
15.	ВЛ 35 кВ "Лютовская"	замена провода на ВЛ 35 кВ "Лютовская" с заменой опор	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	19,52 км		2024 г.	-
16.	ВЛ 35 кВ "Туношенская"	замена провода на ВЛ 35 кВ "Туношенская" с заменой опор	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	9,3 км		2025 г.	-
17.	ВЛ 35 кВ "Переславль - Кибернетик"	реконструкция 2-й цепи ВЛ 35 кВ вдоль существующей ВЛ 35 кВ "Переславль - Кибернетик" и далее по трассе ВЛ 35 кВ "Глебовская"	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	10,4 км	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (недопустимое снижение напряжения) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок	2026 г.	-
18.	ПС 35 кВ "Глебово"	реконструкция ПС 35 кВ "Глебово" с установкой дополнительной ячейки 35 кВ, с изменением схемы РУ 35 кВ (35-9)	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	-
III. Техническое перевооружение и реконструкция (не связанные с развитием электрической сети)
1.	ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Северная с отпайками" ("Моторная"), ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Северная с отпайкой на ПС Орион" ("Инженерная") без увеличения пропускной способности	реконструкция ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Северная с отпайками" ("Моторная"), ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Северная с отпайкой на ПС Орион" ("Инженерная") без увеличения пропускной способности	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	4,03 км/ 4,03 км	техническое состояние (акт N 1 от 22.06.2018)	2022 г.	-
2.	ПС 110 кВ "Устье"	реконструкция ПС 110 кВ Устье с заменой трансформаторов 2  10 МВА на трансформаторы 2  10 МВА	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	2 10 МВА/ 2 10 МВА	техническое состояние (дефектные акты от 14.03.2016 N 1 и N 2)	2022 - 2026 гг.	-
3.	ПС 110 кВ "Скалино"	реконструкция ПС 110 кВ Скалино с заменой трансформаторов 2  40 МВА на трансформаторы 2  40 МВА	ОАО "РЖД"	2 40 МВА / 2 40 МВА	техническое состояние (ППН ОАО "РЖД")	2026 г.	-
4.	ПС 110 кВ "Аббакумцево"	внедрение технологий цифровой ПС при реконструкции ПС 110 кВ "Аббакумцево"	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	-	переход и масштабное внедрение цифровых ПС класса напряжения 35 - 110 кВ	2024 г.	-
5.	ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Роща"	реконструкция ВЛ 110 кВ "Ярославская ТЭЦ-2 - Роща" ("156") без увеличения пропускной способности	филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	0,63 км / 0,63 км	техническое состояние (акт N 1 от 22.06.2018)	2025	-

Список используемых сокращений

БСК - батарея статических конденсаторов

ВЛ - воздушная линия

КЛ - кабельная линия

ОАО - открытое акционерное общество

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ПАО - публичное акционерное общество

ППН ОАО "РЖД" - Перечень мероприятий, направленных на повышение надежности и наблюдаемости внешнего электроснабжения тяговых подстанций открытого акционерного общества "Российские железные дороги", в 2018 - 2025 годах, утвержденный 20.02.2018

ПС - подстанция

РЖД - Российские железные дороги

РУ - распределительное устройство

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

Приложение 3
к Программе

Региональные задачи развития электроэнергетики Ярославской области

1. Оценка влияния выдачи мощности объектов электроэнергетики, вводимых на территории Ярославской области в текущий период

1.1. Перспективы выдачи мощности Тутаевской ПГУ

В августе 2020 года электрическая часть Тутаевской ПГУ мощностью 44,93 МВт введена в эксплуатацию с разрешения Центрального управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в рамках реализации мероприятий по развитию когенерационной энергетики. Проект реализован АО "Тутаевская ПГУ", генеральным подрядчиком являлось АО "ОДК-Газовые турбины".

Ввод в работу Тутаевской ПГУ повысил надежность тепло- и электроснабжения г. Тутаева, уменьшил сальдопереток энергосистемы Ярославской области. Повысилась вариативность схем электроснабжения при проведении ремонтной кампании в связи с уменьшением токовой загрузки:

- ВЛ 110 кВ "Венера-Восточная", I и II цепь;

- ВЛ 110 кВ "Рыбинская ГЭС-Восточная", I и II цепь;

- ВЛ 110 кВ "Тутаев-Восточная", I и II цепь;

- АТ-1 и АТ-2 ПС 220 кВ "Тутаев".

Новая электростанция позволила сократить энергодефицитность Ярославской области и обеспечить резерв мощности для развития индустрии на площадке Тутаевского промышленного парка "Мастер".

В основу работы станции заложены современные циклы выработки электроэнергии - парогазовый и когенерационный (с одновременным производством тепловой и электрической энергии). Практика показывает, что ПГУ более экономичны (коэффициент полезного действия станции составляет почти 85 процентов), экологичны, просты и эффективны в обслуживании, чем существующие тепловые электростанции.

В соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности", и Регламентом проведения конкурентных отборов мощности (приложение N 19.3 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) АО "Системный оператор Единой энергетической системы" проведен конкурентный отбор мощности на 2026 год. АО "Системный оператор Единой энергетической системы" утверждены и опубликованы на специализированном технологическом сайте "Конкурентный отбор мощности" (http://monitor.so-ups.ru) предварительные итоги конкурентного отбора мощности на 2026 год.

АО "Тутаевская ПГУ" включено в перечень поставщиков мощности, ценовые заявки которых отобраны по итогам конкурентного отбора мощности на 2026 год.

1.2. Перспективы выдачи мощности от Любимской МГЭС

Планируется строительство Любимской МГЭС руслового типа на территории Любимского района Ярославской области, на реке Обноре, с функционированием на основе использования возобновляемых источников энергии в энергосистеме Ярославской области. Основное назначение данной МГЭС - восполнение потерь в энергосистеме Ярославской области.

Исходя из среднего многолетнего расхода реки (14,1 куб. м/c) и напора воды (5,9 метра) была определена установленная мощность ГЭС 694 кВт. Предварительное водохозяйственное и водно-энергетическое обоснование параметров объекта показало выработку электроэнергии в объеме 2,775 млн. кВт  ч в год.

Вырабатываемая электроэнергия позволит повысить надежность электроснабжения потребителей г. Любима и Любимского района, снизить дефицит выработки электроэнергии региона, обеспечить качество электроэнергии.

В 40-е годы прошлого века была сдана в эксплуатацию Любимская ГЭС с установленной мощностью 400 кВт. Вырабатываемая этой ГЭС электроэнергия полностью использовалась на нужды г. Любима. Однако в 1969 году плотина была разрушена во время половодья и до настоящего времени не восстановлена.

Любимскую МГЭС планируется расположить на 2 километра выше по течению от старого створа ГЭС. Ввод объекта в эксплуатацию планируется на 2023 год при условии участия данного проекта в отборе проектов, планируемых к строительству, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках согласно постановлению Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

1.3. Хоробровская МГЭС

Экспериментальная Хоробровская МГЭС построена на месте, где до 50-х годов действовала Нерли-Волжская ГЭС (40 кВт), на реке Нерль-Волжская Переславского района Ярославской области у деревни Хороброво Андриановского сельского округа.

Хоробровская МГЭС работает полностью в автоматическом режиме, как в отношении выработки электроэнергии, так и при пропуске паводков. На водосливной плотине ГЭС установлены экспериментальные автоматические затворы "Гидроплюс", позволяющие обеспечить безопасность работы сооружений при пропуске паводков и защиту территорий от наводнений.

Хоробровская МГЭС была сооружена в 2002 году как постоянно действующая опытно-экспериментальная база научно-исследовательского института энергетических сооружений, используется как полигон для испытания новых типов затворов и турбин для малых ГЭС применительно к суровым климатическим условиям России, начала работу в 2003 году, в 2019 году продана ПАО "РусГидро" частному лицу.

Расчетный напор воды на станции 2,5 метра, тип плотины - водосбросная железобетонная и насыпная земляная, высота плотины 5,5 м и 7 м, длина плотины около 200 м. Электрическая мощность - 0,16 МВт, мощность генераторов 2 0,08 МВт. Годовая выработка электроэнергии - не более 1 млн. кВт ч.

2. Анализ имеющихся ограничений для выполнения технологического присоединения потребителей

Анализ ситуации, сложившейся в топливно-энергетическом комплексе Ярославской области, выявил проблемы в энергообеспечении. Эти проблемы вызваны рядом причин, влияющих на обеспечение устойчивого энергоснабжения и оказывающих негативное воздействие на развитие Ярославской области. В первую очередь к таковым можно отнести ограничения пропускной способности распределительных электрических сетей, что приводит к снижению надежности электроснабжения потребителей, а также высокий износ электросетевого и энергетического оборудования топливно-энергетического комплекса Ярославской области.

В области развития распределительных сетей необходима реализация мероприятий по реконструкции и развитию электрических сетей, в том числе:

- реконструкция существующих ПС 35 - 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам;

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

- замена существующих трансформаторов на более мощные;

- строительство новых ПС в центрах роста нагрузок;

- оптимизация загрузки центров питания путем снижения уровня потерь электроэнергии, перемещения трансформаторов между центрами питания.

Все эти мероприятия помогут снять имеющиеся ограничения для выполнения технологического присоединения потребителей.

Техническая возможность подключения энергопринимающих устройств потребителей определяется после подачи заявки на технологическое подключение.

Критериями наличия технической возможности технологического присоединения являются:

- сохранение условий электроснабжения (установленной категории надежности электроснабжения и сохранения качества электроэнергии) для прочих потребителей, энергопринимающие установки которых на момент подачи заявки заявителя присоединены к электрическим сетям сетевой организации или смежных сетевых организаций, а также неухудшение условий работы объектов электроэнергетики, ранее присоединенных к объектам электросетевого хозяйства;

- отсутствие ограничений на максимальную мощность в объектах электросетевого хозяйства, к которым надлежит произвести технологическое присоединение;

- отсутствие необходимости реконструкции или расширения (сооружения новых) объектов электросетевого хозяйства смежных сетевых организаций либо строительства (реконструкции) генерирующих объектов для удовлетворения потребности заявителя;

- обеспечение в случае технологического присоединения энергопринимающих устройств заявителя допустимых параметров электроэнергетического режима энергосистемы, в том числе с учетом нормативных возмущений, определяемых в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на осуществление функций по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в топливно-энергетическом комплексе.

В случае несоблюдения любого из указанных критериев техническая возможность технологического присоединения отсутствует.

3. Технологическое присоединение проблемных объектов долевого строительства

Технологическое присоединение энергопринимающих устройств заявителей осуществляется в порядке, установленном Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям".

Органами исполнительной власти Ярославской области определен перечень проблемных объектов долевого строительства.

Перечень проблемных объектов долевого строительства с указанием статуса осуществления технологического присоединения объекта к электрическим сетям филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" приведен в таблице 1.

Таблица 1

Перечень проблемных объектов долевого строительства и статус осуществления технологического присоединения объекта к электрическим сетям филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"

N п/п	Наименование объекта	Разрешение на строительство	Кадастровый номер земельного участка	Наименование застройщика	Мероприятия по договорам об осуществлении технологического присоединения	Статус осуществления технологического присоединения объекта к электрическим сетям
1	2	3	4	5	6	7
1.	3-этажный МКЖД, стр. 28, с инженерными коммуникациями, Ярославская область, Ярославский МР, пос. Щедрино	RU76517308-591-2014 от 04.05.2016	76:17:144401:1672	ООО "Капитал", ИНН 7604249265	строительство КЛ 10 кВ в двухцепном исполнении (около 0,01 км), установка 2-трансформаторной ТП 10 кВ (ТП 919); строительство КЛ 10 кВ N 5 ПС 110 кВ "ТРК" (около 1,1 км); строительство ВЛ 10 кВ N 5 ПС 110 кВ "ТРК" (около 0,6 км)	договор от 26.06.2014 N 40908801 об осуществлении технологического присоединения с ООО "Капитал". Срок выполнения мероприятий по договору - 26.06.2015. Мероприятия филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" выполнены
2.	3-этажный МКЖД, стр. 49, Ярославская область, Ярославский МР, пос. Щедрино	RU76517308-080-2016 от 18.07.2016	76:17:144401:2268	ООО "Титан", ИНН 7604264859	мероприятия будут определены по факту подачи заявки на технологическое присоединение	договор об осуществлении технологического присоединения отсутствует
3.	МКЖД с инженерными коммуникациями, г. Ярославль, Московский просп., д. 35	RU76-301000-409-2015 от 07.08.2015	76:23:061203:75	ООО "Финпромстрой", ИНН 7604262107	мероприятий со стороны филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" нет	договор об осуществлении технологического присоединения отсутствует
4.	МКЖД, г. Ярославль, ул. Жуковского, д. 29б, в районе ул. Летной	RU7630100-301-2014 от 03.07.2014	76:23:000000:13202; 76:23:000000:13201; 76:23:000000:13199; 76:23:061401:4316	ООО "СК "МегаСтрой", ИНН 0268056494	мероприятия будут определены по факту подачи заявки на технологическое присоединение	договор об осуществлении технологического присоединения отсутствует
5.	Жилой дом, стр. 1, г. Ярославль, ул. Штрауса, д. 40, ул. Писемского, д. 27/38	RU76-301000-426-2017 от 05.10.2017	76:23:062405:17	ООО "Прогресс-Инвест", ИНН 7604270838	строительство КЛ 0,4 кВ 4 ТП 1741 (около 2 70 м); строительство КЛ 0,4 кВ 14 ТП 1741 (около 2 70 м)	договор от 03.03.2016 N 41113450 об осуществлении технологического присоединения с ООО "Прогресс-Инвест". Срок выполнения мероприятий по договору - 03.07.2016. Мероприятия филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" выполнены

4. Анализ центров питания (ПС 35 - 110 кВ), имеющих ограничение на технологическое присоединение

4.1. В соответствии с положениями Градостроительного кодекса Российской Федерации и подзаконных актов эффективное развитие территорий возможно с применением всестороннего подхода к комплексной застройке территорий, предназначенных для строительства МКЖД и ИЖС, с обязательным планированием этапности и сроков ее проведения (включая электро-, газо-, водоснабжение, подведение канализации, строительство дорог, установку средств связи).

При проведении массовой застройки территорий, предназначенных для строительства МКЖД и ИЖС, возникают следующие проблемные вопросы:

- наличие неупорядоченной застройки территорий, предназначенных для строительства МКЖД и ИЖС (без планирования в схемах территориального планирования МР и генеральных планах сельских поселений в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации);

- отсутствие синхронизации в обеспечении застраиваемых жилищных массивов сетями электроснабжения и сетями газоснабжения;

- перегрузка трансформаторов в ремонтных и послеаварийных режимах ПС 35 - 110 кВ;

- необеспечение общей потребности в энергоресурсах при застройке территорий, предназначенных для ИЖС, с учетом нужд отопления, горячего водоснабжения и пищеприготовления на период догазификации из-за невостребованности в полном объеме построенных мощностей после газификации;

- отсутствие возможности принятия экономически целесообразных решений по электроснабжению территорий, предназначенных для строительства МКЖД и ИЖС, ввиду отказа застройщиков в выделении земли под строительство ТП и электросетей в центрах нагрузок.

Отсутствие комплексного подхода и синхронизации сроков освоения территории приводит к массовым авариям в электрических сетях, отсутствие синхронизации с газификацией объектов приводит к увеличению потребления электроэнергии, на которое электрические сети не рассчитаны.

Необходимо преобразование и совершенствование процедуры планирования и развития территории, усиление интеграции органов исполнительной власти и органов местного самоуправления в части непосредственного участия сетевых организаций в разработке схем территориального планирования и проектов планировки и межевания территорий, внедрение автоматизированных систем (интерактивных планов развития) для обеспечения ускоренного согласования и принятия предложений при рассмотрении вопросов комплексного развития территорий.

4.2. Анализ максимальных нагрузок по данным контрольного замера энергосистемы за последние 3 года с перечнем центров питания филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго", имеющих ограничения пропускной способности распределительных электрических сетей, приведен в разделе III Программы развития электроэнергетики Ярославской области на 2023 - 2027 годы.

Перечень мероприятий, выполнение которых планируется в целях повышения надежности и качества электроснабжения, приведен в таблице 2 в дополнение к перечню мероприятий, приведенному в подразделе 6 раздела IV Программы развития электроэнергетики Ярославской области на 2023 - 2027 годы.

Таблица 2

Наименование мероприятия	Сроки строительства
	год начала	год окончания
Модернизация ПС 110 кВ "Пищалкино" с монтажом дополнительной ячейки 110 кВ (1 шт.), трансформаторов тока 110 кВ (3 шт.) и разъединителей 110 кВ (2 шт.)	2022	2023

4.3. В последние годы ведется активная застройка на территории Кузнечихинского СП Ярославского МР в районе городского поселения Лесная Поляна, в связи с чем отмечается ежегодный рост нагрузок на ПС 35 кВ данного района, в первую очередь на ПС 35 кВ "Лесные Поляны".

В связи с увеличением нагрузок на распределительные сети 0,4 - 35 кВ в рассматриваемом районе вследствие нового строительства индивидуального жилья, отсутствия газоснабжения и использования в качестве альтернативы электрического отопления возникают следующие проблемы: недостаточная надежность электроснабжения и низкое качество электрической энергии у потребителей.

Электроснабжение двухтрансформаторной ПС 35 кВ "Лесные Поляны" осуществляется от одного источника питания ВЛ 35 кВ "Филинская-1". ПС питает потребителей пос. Лесная Поляна, пос. Кузнечиха, дер. Курдумово, дер. Малые Жарки, дер. Ракино и Заволжского района г. Ярославля, общая мощность нагрузки которых составляет 12,57 МВА (зимний максимум), 11,33 МВА (максимум за режимные дни), предприятия ГУП "Ярдормост" (освещение моста через р. Волгу в г. Ярославле), ОАО "Ярсельхозмонтажпроект", ЗАО "ПК Ярославич" (сельскохозяйственный производитель), ОАО ЖКХ "Заволжье" и другие. В числе потребителей: население (более 6 тыс. человек), социально значимые объекты (медицинские учреждения - 2, школы - 3, дошкольные учреждения - 4, котельные - 5, скважины - 2, объекты АО "Ярославльводоканал" - 2 (централизованное водоснабжение и водоотведение)).

Аварийное отключение ВЛ 35 кВ "Филинская-1" приведет к погашению ПС 35 кВ "Лесные Поляны" на время, необходимое для выполнения ремонтных работ по устранению причин отключения, что особенно опасно в отопительный период при низких температурах наружного воздуха в связи с преимущественным использованием населением электрического отопления в условиях отсутствия централизованного тепло- и газоснабжения.

Невозможно отключение ВЛ 35 кВ "Филинская-1" для проведения любых плановых, неотложных и аварийно-восстановительных работ на ВЛ и оборудовании присоединения ВЛ без ограничения потребителей.

В связи с высокими нагрузками по сети 10 кВ в зимний максимум нагрузок невозможно выполнение ремонтных и послеаварийных схем электроснабжения потребителей.

Сеть 10 кВ в рассматриваемом районе достигла предела по пропускной способности. Возможность резервирования для проведения аварийно-восстановительных и ремонтных работ в зимний период без отключения потребителей отсутствует.

В связи с низкой надежностью электроснабжения потребителей ПС 35 кВ "Лесные Поляны", высокой долей коммунально-бытовой нагрузки (потребители г. Ярославля и Ярославского района), наличием значительной отключаемой нагрузки требуется выполнение мероприятий по повышению надежности схемы электроснабжения ПС.

При значительном увеличении нагрузок необходимо рассмотреть вопрос о дальнейшей реконструкции ПС 35 кВ, или переводе ПС 35 кВ на напряжение 110 кВ, или строительстве нового центра питания 110 кВ с отпайками от ВЛ 110 кВ "Путятинская", ВЛ 110 кВ "Уткинская" для обеспечения допустимых параметров расчетного электроэнергетического режима.

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

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

- филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго";

- АО "Ярославская электросетевая компания";

- ОАО "Рыбинская городская электросеть";

- МУП Тутаевского МР "Горэлектросеть";

- АО "Ресурс", г. Гаврилов-Ям;

- АО "Оборонэнерго";

- Северная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение "Трансэнерго" - филиала ОАО "РЖД";

- ООО "Северэнерго";

- ООО "Энергосистемные решения";

- ООО "Техпромэксперт-Ярославль";

- АО "Межрегиональная энергосервисная компания";

- ООО "Энергокомпания".

5.2. Анализ плановых и фактических значений показателей надежности и качества услуг, реализуемых ТСО, приведен в таблице 3.

Таблица 3

Уровни плановых и фактических значений показателя надежности и качества реализуемых услуг ТСО

N п/п	Наименование ТСО	Год	Уровни надежности реализуемых товаров (услуг)			Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии на точку поставки*			Уровни качества реализуемых товаров (услуг)
			показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки*						показатель уровня качества осуществленного технологического присоединения к сети/ показатель уровня качества оказываемых услуг*				показатель уровня качества обеспечения потребителей услуг
			плановый	фактический	отклонение	плановый	фактический	отклонение	плановый	фактический	отклонение	плановый	фактический	отклонение
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1.	Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"	2016	0,1251	0,0964	-0,0287	Х	Х	Х	Х	Х	Х	1,0102	0,8058	-0,2044
		2017	0,1232	0,0947	-0,0285	Х	Х	Х	Х	Х	Х	1,0102	0,8167	-0,1935
		2018	2,8698	2,5680	-0,30176	1,3002	1,34047	0,04027	1,0007	1,01972	0,01902	Х	Х	Х
		2019	2,8268	2,2844	-0,54232	1,2807	1,27703	-0,00367	1	1,0287	0,0287	Х	Х	Х
		2020	2,7844	1,9854	-0,799	1,2615	1,1454	-0,1161	1	1,1001	0,1001	Х	Х	Х
		2021	2,7426			1,2426			1			Х	Х	Х
		2022	2,7015			1,224			1			Х	Х	Х
2.	АО "Ярославская электросетевая компания"	2016	0,0709	0,0015	-0,0694	Х	Х	Х	1,0767	1	-0,0767	0,8975	0,8833	-0,0142
		2017	0,0698	0,0016	-0,0682	Х	Х	Х	1,0636	1	0,0636	0,8975	0,8828	-0,0147
		2018	0,0688	0,0019	-0,0669	Х	Х	Х	1,0506	1	-0,0506	0,8975	0,8833	-0,0142
		2019	0,0678	0,0016	-0,0662	Х	Х	Х	1,0379	1	-0,0379	0,8975	0,8833	-0,0142
		2020	2,3529	0,0350	-2,3179	0,0322	0,0209	-0,0113	1	1	0	Х	Х	Х
		2021	2,3176			0,0318			1			Х	Х	Х
		2022	2,2828			0,0313			1			Х	Х	Х
		2023	2,2486			0,0308			1			Х	Х	Х
		2024	2,2149			0,0303			1			Х	Х	Х
3.	ОАО "Рыбинская городская электросеть"	2016	0,0065	0,0044	-0,0021	Х	Х	Х	1	1	-	0,8975	0,9783	0,0808
		2017	0,0064	0,005	-0,0014	Х	Х	Х	1	1	-	0,8975	0,9086	0,0111
		2018	0,0063	0,0074	0,001	Х	Х	Х	1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2019	0,0062	0,0169	0,0107	Х	Х	Х	1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2020	3,1641	2,7423	-0,4218	0,8754	1,1295	0,2541	1	1	-	Х	Х	Х
		2021	3,1166			0,8622			1			Х	Х	Х
		2022	3,0699			0,8493			1			Х	Х	Х
		2023	3,0238			0,8365			1			Х	Х	Х
		2024	2,9785			0,8240			1			Х	Х	Х
4.	МУП Тутаевского МР "Горэлектросеть"	2015	0,0549	0,0444	-0,0105	Х	Х	Х	1,1297	1,159	0,0293	0,8975	0,8538	-0,0437
		2016	0,054	0,0483	-0,0057	Х	Х	Х	1,1218	1,1278	0,006	0,8975	0,8512	-0,0463
		2017	0,0532	0,0568	0,0036	Х	Х	Х	1,114	1,0907	-0,0233	0,8975	0,8908	-0,0067
		2018	0,0524	0,0512	-0,0012	Х	Х	Х	1,1062	1,0955	-0,0107	0,8975	0,8181	-0,0794
		2019	0,0516	0,0419	-0,0097	Х	Х	Х	1,0987	1,0202	-0,0785	0,8975	0,8264	-0,0711
		2020	0,0524	0,0356	-0,0168	0,0312	0,0285	-0,0027	1,1193	1,0404	-0,0789	Х	Х	Х
		2021	0,0516			0,0308			1,11			Х	Х	Х
		2022	0,0509			0,0303			1,1009			Х	Х	Х
		2023	0,0501			0,0299			1,0919			Х	Х	Х
		2024	0,0494			0,0294			1,083			Х	Х	Х
5.	АО "Ресурс", г. Гаврилов-Ям	2015	0,0034	0	-0,0034				1	-	-	0,8975	-	-
		2016	0,0033	0,0023	-0,001				1	1,469	0,469	0,8975	0,8975	-
		2017	0,0033	0,0339	0,0306				1	1	-	0,8975	0,8803	-0,0172
		2018	0,0032	0,0153	0,0121				1	1	-	0,8975	0,9189	0,0214
		2019	0,0032	0,0029	-0,0258				1	1	-	0,8975	0,9189	0,0214
		2020	0,7968	0,0361	-0,7607	0,2287	0,0086	-0,2201	1	1	-
		2021	0,7848			0,2252			1
		2022	0,7731			0,2219			1
		2023	0,7615			0,2185			1
		2024	0,7501			0,2153			1
6.	АО "Оборон-энерго"	2015	0,2195	0,1948	-0,0247	Х	Х	Х	1	0,9	-0,1	0,8975	0,8954	-0,0021
		2016	0,2162	0,0964	-0,1198	Х	Х	Х	1	0,8808	-0,1192	0,8975	0,86	-0,0375
		2017	0,213	0,114	-0,099	Х	Х	Х	1	1	-	0,8975	0,9105	0,013
		2018	0,2098	0,1981	-0,0117	Х	Х	Х	1	0,88	-0,12	0,8975	0,8892	-0,0083
		2019	0,2066	0,4080	0,2014	Х	Х	Х	1	0,98	-0,02	0,8975	0,8688	-0,0287
		2020	3,2583	2,8191	-0,4392	0,5540	0,7084	0,1544	1	1	0	Х	Х	Х
		2021	3,2095			0,5457			1			Х	Х	Х
		2022	3,1613			0,5375			1			Х	Х	Х
		2023	3,1139			0,5294			1			Х	Х	Х
		2024	3,0672			0,5215			1			Х	Х	Х
7.	Северная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение "Трансэнерго" - филиала ОАО "РЖД"	2016	0,0227	0,0104	-0,0123	Х	Х	Х	1	1,2424	0,2424	0,8975	0,8954	-0,0021
		2017	0,0223	0,0104	-0,0119	Х	Х	Х	1	1,2424	0,2424	0,8975	0,8954	-0,0021
		2018	0,0220	0,0607	0,0387	Х	Х	Х	1	1,08	0,08	0,8975	0,8888	-0,0087
		2019	0,0217	0,0287	-0,0069	Х	Х	Х	1	2,2	-1,2	0,8975	0,8888	-0,0087
		2020	0,0984	0,0287	-0,0697	0,0325	0,0053	-0,0272	1,0910	2,0000	0,9090	Х	Х	Х
		2021	0,0969			0,0320			1,0821			Х	Х	Х
		2022	0,0954			0,0315			1,0734			Х	Х	Х
		2023	0,0940			0,0310			1,0648			Х	Х	Х
		2024	0,0926			0,0306			1,0563			Х	Х	Х
8.	ООО "Северэнерго"	2018	0,0000	0,0000	-	0,0000	0,0000	-	1	1	-	Х	Х	Х
		2019	0,0000	0,0000	-	0,0000	0,0000	-	1	1	-	Х	Х	Х
		2020	0,0000	0,0000	-	0,0000	0,0000	-	1	1	-	Х	Х	Х
		2021	0,0000			0,0000			1	1		Х	Х	Х
		2022	0,0000			0,0000			1	1		Х	Х	Х
		2023	0,0000			0,0000			1	1		Х	Х	Х
		2024	0,0000			0,0000			1	1		Х	Х	Х
		2025	0,0000			0,0000			1	1		Х	Х	Х
9.	АО "Межрегиональная энергосервисная компания"	2017	0,0000	0,0000	-				1	1	-	0,8975	0,8886	-0,0089
		2018	0,0000	0,0000	-				1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2019	0,0000	0,0000	-				1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2020	0,0000	0,0000	-				1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2021	0,0000						1			0,8975
		2022	0,0000			0,0000			1			-	-
		2023	0,0000			0,0000			1			-	-
		2024	0,0000			0,0000			1			-	-
		2025	0,0000			0,0000			1			-	-
		2026	0,0000			0,0000			1			-	-
10.	ООО "Энергосистемные решения"	2017	0,0000	0,0000	-				1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2018	0,0000	0,0370	-0,0370				1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2019	0,0000	0,3380	-0,3380				1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2020	0,0000	0,0000	-				1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2021	0,0000						1			0,8975	0,8975	-
		2022	0,0000			0,0000			1			Х	Х	Х
		2023	0,0000			0,0000			1			Х	Х	Х
		2024	0,0000			0,0000			1			Х	Х	Х
		2025	0,0000			0,0000			1			Х	Х	Х
		2026	0,0000			0,0000			1			Х	Х	Х
11.	ООО "Техпромэксперт-Ярославль"	2017	0,6667	0	+0,6667				1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2018	0,6567	0	+0,6567				1	1	-	0,8975	0,8975	-
		2019	0,6468	0	+0,6468				1	1	-	0,8975	0,9079	+0,0104
		2020	0,0000	0,0669	-0,0669	0,0000	0,1592	+0,1592	1	1	-	Х	Х	Х
		2021	0,0000			0,0000			1			Х	Х	Х
		2022	0,0000			0,0000			1			Х	Х	Х
		2023	0,0000			0,0000			1			Х	Х	Х
		2024	0,0000			0,0000			1			Х	Х	Х

------------------------------

* _{В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29.11.2016 N 1256 "Об утверждении Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций" для ТСО, у которых долгосрочный период регулирования начался с 2018 года и позднее, уровень надежности и качества оказываемых услуг устанавливается в новых показателях: для филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" - 2018 - 2022 годы, ООО "Северэнерго" - 2018 - 2020 годы, ООО "ЭнергоСистемные Решения" - 2022 - 2026 годы, АО "Межрегиональная энергосервисная компания" - 2022 - 2026 годы, у остальных ТСО новые параметры утверждены с 2020 года.}

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

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

Показатель уровня качества обеспечения потребителей услуг определяется как сумма индикаторов:

- информативности;

- исполнительности;

- результативности обратной связи с учетом весовых показателей индикатора.

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

6. Анализ состояния и разработка мероприятий по консолидации и восстановлению электросетевого комплекса СНТ на территории Ярославской области, реализуемых в целях повышения надежности и качества электроснабжения, создания благоприятных, комфортных условий для жителей, ведущих садоводческое, огородническое хозяйство

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

В Ярославской области насчитывается около 800 СНТ с числом садоводческих участков более 150 тысяч, на которых трудится и отдыхает более 400 тысяч жителей Ярославской области. В личных подсобных хозяйствах выращивается значительное количество овощей и плодово-ягодных культур.

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

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

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

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

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

- отсутствие прозрачной системы внутреннего учета электроэнергии в СНТ, так как приборы учета размещены не на границах земельных участков, а в труднодоступных для контроля местах, что приводит к коммерческим потерям в размере 30 - 40 процентов от общего объема потребления электроэнергии;

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

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

6.2. Результаты реализации мероприятий по консолидации и восстановлению электросетевого комплекса СНТ Ярославской области в 2014 - 2021 годах и планируемые объемы консолидации и восстановления электрических сетей СНТ на 2022 год, а также на 2023 - 2027 годы.

Ярославская область в числе первых регионов Российской Федерации с 2014 года начала комплексно решать проблему обеспечения надежного, качественного и эффективного электроснабжения СНТ с участием электросетевой организации АО "Ярославская электросетевая компания", созданной Правительством области и ПАО "Россети Центр".

6.2.1. В 2014 - 2021 годах в процессе консолидации электрических сетей СНТ на баланс АО "Ярославская электросетевая компания" приняты электрические сети 0,4 - 10 кВ 176 СНТ протяженностью 638 километров, 73 ТП 10-6/0,4 кВ суммарной трансформаторной мощностью 8,3 МВА в 11 муниципальных образованиях. В неудовлетворительном состоянии находилось 70 процентов электрических сетей.

На данных электрических сетях СНТ ведутся работы по капитальному ремонту и реконструкции ВЛ 6 - 10 кВ, ТП, электросетей 0,4 кВ с заменой неизолированного провода на СИП с увеличением сечения для обеспечения качества электроэнергии. За период 2014 - 2021 годов проведены реконструкция и капитальный ремонт 455 километров ВЛ и КЛ, смонтировано новых и реконструировано с увеличением мощности трансформаторов 50 ТП.

В результате обеспечивается надежное и качественное электроснабжение 33300 садовых участков.

В период 2015 - 2021 годов в 67 СНТ после проведения реконструкции электрических сетей 0,4 кВ смонтирована АСКУЭ БП. Установлено 9292 счетчика с возможностью передачи показаний в автоматическом режиме, что позволило потребителям электроэнергии в СНТ заключать прямые договоры на поставку электроэнергии с гарантирующим поставщиком.

В результате установки АСКУЭ БП по данным АО "Ярославская электросетевая компания":

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

- обеспечена прозрачность расчетов за потребленную электрическую энергию.

6.2.2. В 2022 году АО "Ярославская электросетевая компания" планирует принять на баланс электрические сети 0,4 - 10 кВ 17 СНТ протяженностью 55 километров, а также провести реконструкцию и капитальный ремонт ЛЭП общей протяженностью 57 километров, провести монтаж 5 новых КТП.

6.2.3. В период 2023 - 2027 годов планируется ежегодно консолидировать около 60 километров электрических сетей ЛЭП 0,4 - 10 кВ, обеспечивающих электроснабжение 17 - 20 СНТ, поэтапно проводить реконструкцию и капитальный ремонт порядка 60 километров ЛЭП 0,4 - 10 кВ, а также строить и реконструировать по 6 ТП в год, в том числе для СНТ "Старостино" и СНТ "Тамарово" (Тутаевский МР), путем строительства ВЛ 10 кВ в объеме 1 километр и ВЛ 0,4 кВ в объеме 0,2 километра, установки ТП 10/0,4 кВ мощностью 63 кВА.

За период 2022 - 2027 годов АО "Ярославская электросетевая компания" планирует принять на баланс 300 километров ЛЭП СНТ объемом 550 УЕ.

6.2.4. Всего до конца 2027 года планируется консолидировать более 1000 километров электрических сетей, обеспечивающих электроснабжение 290 СНТ, с объемом электросетевых активов 2 083 УЕ, что составит 75 процентов от садоводств, входящих в Ярославский областной союз садоводческих, огороднических некоммерческих объединений, или 36 процентов от их общего количества (таблица 4).

До конца 2027 года планируется восстановить более 800 километров ВЛ и КЛ из 820 километров электрических сетей СНТ, принимаемых на баланс АО "Ярославская электросетевая компания" и требующих восстановления (таблица 5).

С сохранением данных темпов будет обеспечено сокращение количества электросетей ТСО, находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии.

6.2.5. В целях развития электросетевого комплекса в части перехода к "цифровым сетям" в 2022 - 2027 годах АО "Ярославская электросетевая компания" продолжится работа по внедрению АСКУЭ БП на электрических сетях СНТ, в том числе работа по:

- созданию общедоступной, надежной, прозрачной и проверяемой системы интеллектуального коммерческого учета электроэнергии;

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

- обеспечению наблюдаемости сетевых объектов и режимов их работы;

- повышению надежности электроснабжения потребителей;

- повышению открытости и прозрачности деятельности АО "Ярославская электросетевая компания".

Количество ежегодно устанавливаемых в СНТ интеллектуальных приборов учета электроэнергии с передачей информации в АСКУЭ БП планируется довести до 1900 штук ежегодно в период 2023 - 2027 годов.

К 2027 году количество установленных интеллектуальных приборов учета электроэнергии на участках садоводов составит порядка 18,5 тыс. единиц более чем в 100 СНТ (таблица 6). Соответственно, произойдет увеличение доли садоводческих участков, обеспеченных интеллектуальными приборами учета, с 28 процентов на 01.01.2022 до 65 процентов и более к концу 2027 года.

Таблица 4

Результаты консолидации электросетевых активов СНТ в 2014 - 2021 годах, план на 2022 год и прогнозные показатели на 2023 - 2027 годы*

N п/п	Наименование показателя	2014 - 2021 годы (факт)	2021 г. (факт)	2022 г. (план)	2023 г. (прогноз)	2024 г. (прогноз)	2025 г. (прогноз)	2026 г. (прогноз)	2027 г. (прогноз)	Итого, 2023 - 2027 годы	Всего
1.	Объем обслуживания оборудования электросетевых организаций, УЕ	1 428	102	105	110	110	110	110	110	550	2 083
2.	Протяженность электрических сетей, км	638	52	55	60	60	60	60	60	300	993
3.	Трансформаторная мощность, МВА	8,32	0,63	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6	3	12
4.	Количество участков, шт.	33 300	3 127	3 300	3 500	3 500	3 500	3 500	3 500	17 500	54 100
5.	Количество СНТ, шт.	176	13	17	20	20	20	20	20	100	293

^*_{Расчет осуществлен исходя из средней величины электросетевых активов для одного СНТ в объеме 5,5 УЕ.}

Таблица 5

Результаты объемов восстановления электросетевых активов СНТ в 2014 - 2021 годах, план на 2022 год и прогнозные показатели на 2023 - 2027 годы

N п/п	Наименование показателя	2014 - 2021 годы	2021 г. (факт)	2022 г. (план)	2023 г. (прогноз)	2024 г. (прогноз)	2025 г. (прогноз)	2026 г. (прогноз)	2027 г. (прогноз)	2023 - 2027 годы	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Протяженность электрических сетей СНТ, требующих восстановления
	Протяженность электрических сетей СНТ, требующих восстановления, км	480	72	64	57	56	55	54	54	276	820
2. Физические объемы работ по восстановлению электрических сетей СНТ
2.1.	Реконструкция, капитальный ремонт магистральных и распределительных ВЛ 0,4/6/10 кВ с заменой неизолированного провода на СИП (нарастающим итогом), км	455	41	55	60	60	60	60	60	300	810
2.2.	Монтаж новых КТП и реконструкция существующих ТП 10 - 6/0,4 кВ, шт.	50	4	5	6	6	6	6	6	30	85

Таблица 6

Параметры оборудования СНТ АСКУЭ БП в 2014 - 2021 годах, план на 2022 год и прогнозные показатели на 2023 - 2027 годы

Наименование показателя	2014 - 2021 годы (факт)	2021 г. (факт)	2022 г. (план)	2023 г. (прогноз)	2024 г. (прогноз)	2025 г. (прогноз)	2026 г. (прогноз)	2027 г. (прогноз)	Итого, 2022 - 2027 годы	Всего
Установлено приборов учета	9 292	1 768	1 770	1 900	1 900	1 900	1 900	1 900	9 500	18 533

6.3. Целевые показатели работы по консолидации и восстановлению проблемных электрических сетей СНТ, переданных в собственность АО "Ярославская электросетевая компания", на территории Ярославской области на период до 2027 года:

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

- обеспечение надежности и качества электроснабжения более чем в 40 тысячах садоводческих хозяйств в 250 - 320 СНТ (более чем для 180 тысяч человек, занимающихся садоводством и огородничеством, или почти 1/4 части жителей области);

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

- обеспечение безопасности садоводов при эксплуатации электрических сетей СНТ;

- обеспечение прозрачности расчетов за потребленную электрическую энергию за счет внедрения АСКУЭ БП;

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

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

7. Мероприятия по устранению претензий, поступающих от граждан в адрес органов исполнительной власти и субъектов электроэнергетики (по информации из обращений граждан и юридических лиц в разрезе муниципальных образований), и ликвидации "узких мест" на распределительных сетях в целях повышения надежности и качества электроснабжения населенных пунктов Ярославской области

Перечень мероприятий по устранению претензий, поступающих от граждан в адрес органов исполнительной власти и субъектов электроэнергетики (по информации из обращений граждан и юридических лиц в разрезе муниципальных образований), и ликвидации "узких мест" на распределительных сетях в целях повышения надежности и качества электроснабжения населенных пунктов Ярославской области приведен в таблице 7.

Таблица 7

Перечень планируемых филиалом ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" мероприятий по ликвидации "узких мест" в электрических сетях в целях повышения надежности и качества электроснабжения населенных пунктов Ярославской области

N п/п	МР	Населенный пункт	Наименование мероприятия	Срок исполнения, год
1	2	3	4	5
1.	Большесельский МР	дер. Игрищи	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (20 шт.) (протяженность 3,64 км), строительство ВЛ 0,4 кВ по существующим опорам (протяженность 3,640 км)	2022
2.	Большесельский МР	дер. Устье	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 1,3 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (20 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,9 км)	2022
3.	Даниловский МР	дер. Баскаково	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,9 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,3 км)	2022
4.	Рыбинский МР	дер. Белозерово	реконструкция участка ВЛ 10 кВ с заменой провода (протяженность 1,170 км), строительство КЛ 10 кВ (протяженность 0,37 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (8 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,347 км)	2022
5.	Некрасовский МР	с. Новое	реконструкция с заменой ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,25 МВА)	2022
6.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Криушкино	строительство участка ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,3 км); строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,160 МВА); реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (24 шт.) (протяженность 3,12 км); реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,100 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,160 МВА; строительство ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,260 км)	2022
7.	Ярославский МР	дер. Никифорово	строительство участка ВЛ с СИП напряжением 10 кВ; установка дополнительной ТП; реконструкция ВЛ-0,4 кВ N 2 ТП 170	2022
8.	Ярославский МР	коттеджный поселок "Ле-Вилль"	строительство ВЛ напряжением 10 кВ от ВЛ 10 кВ N 4 ПС 35/10 кВ "Моделово-2" с монтажом разъединителя (1 шт.) до строящейся ТП 10/0,4 кВ для разделения нагрузки коттеджного поселка "Ле-Вилль" (протяженность 0,8 км); строительство ТП 10/0,4 кВ ВЛ-10 кВ N 4 ПС35/10 кВ "Моделово-2" для разделения нагрузки участка сети (трансформаторная мощность 0,4 МВА); строительство ВЛ-0,4 кВ от вновь устанавливаемой ТП 10/0,4 кВ с переводом существующей нагрузки на новую ВЛ 10 кВ	2022
9.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Яропольцы	строительство участка ВЛ 10 кВ (протяженность 0,41 км), монтаж разъединителя (2 шт.), реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,1 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,16 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 2,47 км)	2022
10.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Фалисово	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,16 МВА на 0,25 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 с заменой провода на СИП и опор (40 шт.) (протяженность 4,505 км)	2022
11.	Борисоглебский МР	дер. Ивановское	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 1,7 км)	2022
12.	Борисоглебский МР	дер. Зубово	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (19 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,7 км)	2022
13.	Борисоглебский МР	дер. Верзино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (33 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,8 км)	2022
14.	Брейтовский МР	дер. Тимонино	строительство ответвления КЛ 10 кВ (протяженность 0.45 км), реконструкция ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,4 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (5 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,792 км)	2022
15.	Некрасовский МР	дер. Тимохино	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,10 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,25 МВА	2022
16.	Некрасовский МР	дер. Хребтово	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,063 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,10 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 с заменой провода на СИП и опор (40 шт.) (протяженность 2,410 км)	2022
17.	Некрасовский МР	дер. Новые Ченцы	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,063 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,16 МВА	2022
18.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Ченцы	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,063 на ТП трансформаторной мощностью 0,100 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (18 шт.) (протяженность 1,63 км)	2022
19.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Купанское	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,1 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,25 МВА, строительство участка ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,04 км), реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,25 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,4 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ (протяженность 2,76 км), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (30 шт.) и провода на СИП (протяженность 4,03 км), реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,1 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,16 МВА	2022
20.	Рыбинский МР	дер. Якунники	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 1,025 км), реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,160 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,250 МВА, с установкой выключателя 0,4 кВ (1 шт.)	2022
21.	Рыбинский МР	пос. Каменники	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 1,04 км)	2022
22.	Мышкинский МР	пос. Юхоть	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 1,430 км)	2022
23.	Рыбинский МР	дер. Мархачево	реконструкция ТП 10 кВ с установкой АВ 0,4 кВ (1 шт.), строительство участка ВЛ 0,4 (протяженность 0,160 км)	2022
24.	Тутаевский МР	дер. Малое Панино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (15 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,9 км)	2022
25.	Тутаевский МР	дер. Богатырево	строительство ВЛ 10 кВ (протяженность 1,4 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,1 км)	2022
26.	Тутаевский МР	дер. Алексейцево	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (25 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,8 км)	2022
27.	Тутаевский МР	дер. Есипово	реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,04 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,1 МВА	2022
28.	Угличский МР	дер. Поповка	реконструкция участка ВЛ 0,4 кВ с заменой провода (протяженность 0,117 км)	2022
29.	Ярославский МР	г. Ярославль	строительство ВЛ 10 кВ (протяженность 1,0 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 1,0 МВА), реконструкция ВЛ 10 кВ с установкой пунктов секционирования с использованием реклоузеров	2022
30.	Ярославский МР	дер. Филисово	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,145 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 31.0,160 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,741 км)	2022
31.	Ярославский МР	дер. Дулепово	реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,063 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (протяженность 0,4 км)	2022
32.	Ярославский МР	дер. Бухалово	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 2,400 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,160 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,056 км)	2022
33.	Ярославский МР	дер. Ракино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 1,04 км)	2022
34.	Ярославский МР	пос. Красные ткачи	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с монтажом новой цепи ЛЭП (протяженность 0,6 км), реконструкция ТП 10 кВ с установкой АВ 0,4 кВ (1 шт.)	2022
35.	Ярославский МР	дер. Ямино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (14 шт.) (протяженность 0,7 км)	2022
36.	Ярославский МР	с. Лаптево	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (28 шт.) (протяженность 0,8 км), строительство ВЛ 0,4 кВ по существующим опорам (протяженность 0,1 км), реконструкция ТП 10 кВ с заменой трансформатора мощностью 0,063 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,16 МВА, с установкой АВ 0,4 кВ (1 шт.)	2022
37.	Ярославский МР	с. Сопелки	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 0,4 км), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 0,45 км)	2022
38.	Ярославский МР	с. Курба	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с монтажом новой цепи ЛЭП (протяженность 0,8 км)	2022
39.	Ярославский МР	дер. Малые Жарки	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с монтажом новой цепи ЛЭП (протяженность 0,4 км), строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,04 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,250 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,1 км)	2022
40.	Ярославский МР	дер. Болково	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,35 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,160 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,1 км)	2022
41.	Ярославский МР	дер. Селифонтово	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 0,725 км)	2022
42.	Ярославский МР	дер. Сенчугово	реконструкция ТП 10 кВ с заменой трансформатора мощностью 0,04 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,1 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и заменой опор (протяженность 2,2 км)	2022
43.	Ярославский МР	дер. Левцово	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,8 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,4 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,1 км)	2022
44.	Ярославский МР	жилой квартал "Экогород"	установка реклоузера	2022
45.	Большесельский МР	с. Большое Село	реконструкция ВЛ 10 кВ с заменой опор и провода (протяженность 2,58 км)	2023
46.	Борисоглебский МР	дер. Волосово	строительство участка ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,7 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА)	2023
47.	Гаврилов-Ямский МР	дер. Лисицино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и заменой опор (42 шт.) (протяженность 3,19 км)	2023
48.	Гаврилов-Ямский МР	дер. Михалково	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и заменой опор (17 шт.) (протяженность 1,144 км), реконструкция ВЛ 0,4 с заменой провода на СИП и опор (23 шт.) (протяженность 1,48 км)	2023
49.	Гаврилов-Ямский МР	с. Лахость	реконструкция ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,1 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,5 км)	2023
50.	Гаврилов-Ямский МР	дер. Шопша	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,058 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,1 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,084 км)	2023
51.	Мышкинский МР	дер. Палкино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ N 2 ТП 008 ф. 1 Марьинский ПС 35 кВ "Мышкин" с заменой провода на СИП, дер. Палкино, Мышкинский район (протяженность 0,995 км)	2023
52.	Мышкинский МР	дер. Крюково	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,4 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,32 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,73 км)	2023
53.	Некоузский МР	пос. Октябрь	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (9 шт.) (протяженность 0,295 км)	2023
54.	Некоузский МР	дер. Плишкино	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,08 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,081 км)	2023
55. 5	Некрасовский МР	дер. Шилово	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,46 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (14 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,259 км)	2023
57.	Некрасовский МР	дер. Левино	реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,063 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,1 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (85 шт.) (протяженность 3,95 км)	2023
58.	Некрасовский МР	дер. Диево-Городище	реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,16 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,4 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (протяженность 4,5 км)	2023
59.	Некрасовский МР	дер. Турово	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,325 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (32 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,207 км)	2023
60.	Некрасовский МР	с. Никольское	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,25 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,1 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (80 шт.) (протяженность 6,14 км)	2023
61.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Выползова Слободка	реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,1 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,16 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (28 шт.) (протяженность 2,225 км)	2023
62.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Алферьево	реконструкция ТП 10кВ с трансформатором мощностью 0,160 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на провод марки СИП (около 1,1 км) и деревянных опор на железобетонные (3 шт.)	2023
63.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Слободка	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и заменой опор (36 шт.) (протяженность 3,883 км)	2023
64.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Никитская Слобода	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и заменой опор (60 шт.) (протяженность 2,109 км)	2023
65.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Смоленское	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и заменой опор (41 шт.) (протяженность 4,3 км)	2023
66.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Городище	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,16 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,25 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (17 шт.) (протяженность 2,21 км), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (40 шт.) (протяженность 2,6 км)	2023
67.	Городской округ город Переславль-Залесский	пос. Хмельники	строительство участка ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,85 км), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (58 шт.) (протяженность 4,03 км), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (43 шт.) (протяженность 2,73 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,250 МВА)	2023
68.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Большая Брембола	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (14 шт.) (протяженность 1,43 км)	2023
69.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Воронцово	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,160 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,250 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (54 шт.) (протяженность 3,25 км)	2023
70.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Глебовское	строительство участка ВЛ 10 кВ (протяженность 0,1 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,160 МВА), строительство участка ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,39 км), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (17 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,86 км)	2023
71.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Троицкая Слобода	строительство участка ВЛ 10 кВ (протяженность 0,02 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,160 МВА), строительство участка ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,04 км)	2023
72.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Евстигнеево	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,100 на ТП трансформаторной мощностью 0,160 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (16 шт.) (протяженность 2,15 км)	2023
73.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Бакшеево	реконструкция ТП 10 кВ с трансформатором мощностью 0,16 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (17 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,5 км), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (17 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,5 км)	2023
74.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Купань	модернизация ВЛ 6 кВ с установкой разъединителя (1 шт.), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,25 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,4 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (72 шт.) (протяженность 5,6 км), строительство ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,04 км), строительство ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,2 км), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (10 шт.) (протяженность 0,725 км)	2023
75.	Городской округ город Переславль-Залесский	пос. Сольба	строительство участка ВЛ 10 кВ (протяженность 5,5 км)	2023
76.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Григорово	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (26 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,045 км)	2023
77.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Веслево	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (20 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,627 км)	2023
78.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Петухово	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (2 шт.) (протяженность 0,3 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,25 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (52 шт.) и провода на СИП (протяженность 2,012 км)	2023
79.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Княжево	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,9 км), реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,063 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,16 МВА, строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (53 шт.) и провода на СИП (протяженность 4,35 км)	2023
80.	Пошехонский МР	г. Пошехонье	реконструкция ТП 10 кВ с заменой трансформатора мощностью 0,4 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,63 МВА	2023
81.	Ростовский МР	с. Шурскол	реконструкция ВЛ 10 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 2,2 км)	2023
82.	Ростовский МР	г. Ростов	строительство РП 10 кВ с заменой РП-1	2023
83.	Ростовский МР	пос. Сорокино	строительство участка ВЛ 10 кВ (протяженность 0,596 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,458 км)	2023
84.	Рыбинский МР	дер. Погорелка	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 1,291 км)	2023
85.	Рыбинский МР	дер. Покров	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (34 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,752 км), реконструкция ТП 10 кВ с установкой АВ 0,4 кВ (1 шт.)	2023
86.	Рыбинский МР	дер. Кошелево	строительство ответвления ВЛ 6 кВ (протяженность 1,3 км), строительство ТП 6 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (7 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,27 км)	2023
87.	Рыбинский МР	дер. Назарово	реконструкция ВЛ 6 кВ c установкой дополнительной опоры (1 шт.) и монтажом разъединителя (1 шт.), строительство ТП 6 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,05 км)	2023
88.	Рыбинский МР	дер. Ивановское	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (13 шт.) и провода на СИП (протяженность 2,0 км), реконструкция ТП 10 кВ с заменой трансформатора мощностью 0,063 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,1 МВА	2023
89.	Рыбинский МР	дер. Фоминское	строительство участка ВЛ 10 кВ (протяженность 0,078 км), монтаж разъединителя (1 шт.), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ТП 10 кВ с установкой АВ 0,4кВ (1 шт.), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 1,246 км)	2023
90.	Рыбинский МР	дер. Киселиха	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 0,323 км)	2023
91.	Рыбинский МР	дер. Позиралки, дер. Кулдычево	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,04 на ТП трансформаторной мощностью 0,063 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода (протяженность 1,532 км)	2023
92.	Рыбинский МР	дер. Кушляево	реконструкция ТП 10 кВ с установкой АВ 0,4 кВ (1 шт.), строительство участков ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,230 км)	2023
93.	Рыбинский МР	дер. Губино, дер. Олешкино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 1,04 км)	2023
94.	Рыбинский МР	дер. Большое Паленово	строительство ВЛ 10 кВ (протяженность 2,2 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (23 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,567 км)	2023
95.	Даниловский МР	дер. Федяково	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,063 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,100 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и заменой 96 опор (6 шт.) (протяженность 0,78 км)	2023
96.	Даниловский МР	дер. Бокарево	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,030 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,100 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 0,98 км)	2023
97.	Даниловский МР	г. Данилов	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 0,78 км)	2023
98.	Даниловский МР	пос. Соколиный	строительство КЛ 10 кВ (протяженность 0,142 км)	2023
99.	Даниловский МР	дер. Алексейцево	реконструкция ВЛ 10 кВ c установкой опор (3 шт.) и монтажом разъединителя (2 шт.), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (30 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,558 км)	2023
100.	Даниловский МР	дер. Хабарово	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,94 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (11 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,53 км)	2023
101.	Даниловский МР	г. Данилов (пос. Газовщиков)	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 1,0 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,1 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (7 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,875 км)	2023
102.	Любимский МР	г. Любим	строительство КЛ 10 кВ (протяженность 0,425 км)	2023
103.	Первомайский МР	ст. Скалино	строительство КЛ 10 кВ (протяженность 0,119 км)	2023
104.	Тутаевский МР	дер. Юдаково	реконструкция ВЛ 10 кВ с заменой опор (1 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,3 км)	2023
105.	Тутаевский МР	дер. Ивановское	реконструкция ВЛ 10 кВ с заменой опор (246 шт.) и провода на СИП (протяженность 13,733 км)	2023
106.	Тутаевский МР	дер. Березино	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 1,46 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (51 шт.) и провода на СИП (протяженность 2,033 км)	2023
107.	Тутаевский МР	дер. Ченцы	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,5 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,1 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,15 км)	2023
108.	Угличский МР	дер. Нефтино	реконструкция ВЛ 10 кВ с подвесом провода, с установкой разъединителей (1 шт) (протяженность 0,4 км), строительство ВЛ 10 кВ с установкой разъединителей (2 шт.) (протяженность 3,6 км)	2023
109.	Угличский МР	дер. Аверинская	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (15 шт.) (протяженность 0,70 км)	2023
110.	Угличский МР	дер. Дивная Гора	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 0,850 км)	2023
111.	Угличский МР	дер. Ростовцево	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (23 шт.) (протяженность 2,24 км), реконструкция ТП 10 кВ с установкой АВ 0,4 кВ (1 шт.)	2023
112.	Угличский МР	дер. Володинское	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (1 шт.) (протяженность 1,47 км)	2023
113.	Угличский МР	дер. Боровушка	строительство отпайки ВЛ 10 кВ (протяженность 1,3 км), реконструкция ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,26 км), строительство ТП	2023
114.	Ярославский МР	дер. Матьково	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (61 шт.) (протяженность 2,4 км)	2023
115.	Ярославский МР	дер. Шехнино	строительство участка ВЛ 10 кВ (протяженность 0,682 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,4 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 0,98 км)	2023
116.	Ярославский МР	с. Васильевское	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с монтажом разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,8 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,160 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,159 км)	2023
117.	Ярославский МР	дер. Бор	реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,160 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,250 МВА	2023
118.	Ярославский МР	дер. Бор (СНТ "Бор")	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с монтажом провода (протяженность 0,5 км), реконструкция ТП 10 кВ с установкой АВ 0,4 кВ (1 шт.)	2023
119.	Ярославский МР	пос. Карабиха	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (34 шт.) (протяженность 1,56 км), реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,100 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,160 МВА	2023
120.	Ярославский МР	с. Ширинье	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с совместным подвесом провода в пролете опор от N 1 до N 10 (протяженность 0,610 км)	2023
121.	Ярославский МР	с. Медягино	строительство участка ВЛ 10 кВ (протяженность 0,040 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,040 км)	2023
122.	Ярославский МР	дер. Сосновцы	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (12 шт.) (протяженность 0,62 км)	2023
123.	Ярославский МР	дер. Большая Поповка	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (7 шт.) (протяженность 0,91 км)	2023
124.	Ярославский МР	с. Гавшинка	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 0,87 км)	2023
125.	Ярославский МР	СНТ "Надежда"	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (протяженность 1,7 км)	2023
126.	Ярославский МР	дер. Прохоровское	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (38 шт.) (протяженность 1,5 км)	2023
127.	Ярославский МР	пос. Михайловский	реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,063 МВА на 0,16 МВА	2023
128.	Ярославский МР	дер. Жуково	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (13 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,625 км)	2023
129.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Михальцево	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (32 шт.) и провода на СИП (протяженность 2,425 км)	2023
130.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Дмитриевское	строительство участка ВЛ 10 кВ (протяженность 0,35 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0.250 МВА), реконструкция ТП (трансформаторная мощность 0,063 кВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ (протяженность 2,0 км)	2023
131.	Большесельский МР	с. Дунилово	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор и провода (протяженность 0,9 км)	2024
132.	Большесельский МР	с. Большое Село	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор и провода на СИП (протяженность 2,1 км)	2024
133.	Гаврилов-Ямский МР	дер. Котово	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (27 шт.) и провода на СИП (протяженность 2,62 км), реконструкция ТП 10 кВ с установкой АВ 0,4 кВ (1 шт.)	2024
134.	Гаврилов-Ямский МР	дер. Овинищи	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,8 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА)	2024
135.	Мышкинский МР	дер. Кузьминская, дер. Шелухино	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,8 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,04 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор и провода на СИП (протяженность 1,72 км)	2024
136.	Некоузский МР	с. Новый Некоуз	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (38 шт.) и провода (протяженность 2,375 км)	2024
137.	Некоузский МР	дер. Урежи	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,08 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,04 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (38 шт.) и провода на СИП (протяженность 2,16 км)	2024
138.	Некоузский МР	дер. Горшиха	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,08 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,01 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,1 км)	2024
139.	Некрасовский МР	дер. Тереховка	реконструкция ТП 10 кВ с установкой АВ 0,4 кВ (1 шт.), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (24 шт.) (протяженность 1,050 км)	2024
140.	Некрасовский МР	дер. Богчино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (10 шт.) (протяженность 1,095 км)	2024
141.	Некрасовский МР	дер. Лобастово	реконструкция с заменой ТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,063 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,100 МВА, реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор и провода на СИП (протяженность 1,2 км)	2024
142.	Некрасовский МР	дер. Андреевское	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,6 км), строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,12 км), строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,2 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (115 шт.) (протяженность 4,6 км)	2024
143.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Перелески	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 3,900 км), опор (82 шт.)	2024
144.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Вилино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП, опор (29 шт.) (протяженность 2,025 км), реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,040 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,063 МВА	2024
145.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Воронкино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП, и установкой дополнительных опор (11 шт.) (протяженность 2,889 км)	2024
146.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Андрианово	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор и провода на СИП (протяженность 2,1 км)	2024
147.	Городской округ город Переславль-Залесский	с. Берендеево	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (60 шт.) и провода на СИП (протяженность 2,7 км), реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,160 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,4 МВА	2024
148.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Бурцево, дер. Кисьма	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор и провода на СИП (протяженность 1,4 км), реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,1 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,160 МВА	2024
149.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Дреплево, дер. Горицы	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (32 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,35 км), реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,04 МВА на ТП трансформаторной мощностью 0,063 МВА, строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,6 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,1 МВА)	2024
150.	Городской округ город Переславль-Залесский	дер. Ченцы	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП, опор (52 шт.) (протяженность 3,5 км), реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,1 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,160 МВА	2024
151.	Пошехонский МР	г. Пошехонье	реконструкция ВЛ 0,4 с заменой опор и провода на СИП (протяженность 0,65 км)	2024
152.	Пошехонский МР	дер. Корса	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,85 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА)	2024
153.	Пошехонский МР	дер. Гаврилково	реконструкция КТП 10 кВ с заменой трансформатора мощностью 0,04 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,1 МВА	2024
154.	Ростовский МР	дер. Косорезово	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 1,605 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (17 шт.) (протяженность 0,561 км)	2024
155.	Ростовский МР	дер. Щипачево	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с монтажом провода СИП (протяженность 0,25 км), реконструкция КТП 10 кВ с заменой трансформатора мощностью 0,025 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,04 МВА	2024
156.	Ростовский МР	пос. Семибратово	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,56 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,25 МВА), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,25 МВА), строительство ответвления КЛ 10 кВ (протяженность 1,1 км), строительство ответвления КЛ 10 кВ (протяженность 1,5 км), реконструкция ТП 10 кВ с установкой ячейки 10 кВ (1 шт.)	2024
157.	Рыбинский МР	с. Песочное (ул. Ленинская, ул. Ярославская, ул. Кировская)	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (103 шт.) и провода на СИП (протяженность 3,92 км)	2024
158.	Рыбинский МР	с. Песочное (ул. Заводская)	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (12 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,65 км)	2024
159.	Рыбинский МР	дер. Малинники	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и опор (23 шт.) (протяженность 0,95 км)	2024
160.	Рыбинский МР	дер. Демихово, дер. Глазатово	реконструкция ВЛ 10 кВ с установкой разъединителя (1 шт.), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ с заменой опор и провода на СИП (протяженность 1,246 км)	2024
161.	Рыбинский МР	дер. Мартьяново	реконструкция ВЛ 10 кВ с установкой разъединителя (1 шт.), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (14 шт.) и провода на СИП (протяженность 0,69 км)	2024
162.	Рыбинский МР	с. Песочное	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (35 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,804 км), реконструкция с заменой КТП 10 кВ трансформаторной мощностью 0,250 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,4 МВА	2024
163.	Рыбинский МР	дер. Приволжье	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (20 шт.) и провода СИП (протяженность 0,711 км), реконструкция КТП 10 кВ с заменой трансформатора мощностью 0,060 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,1 МВА	2024
164.	Даниловский МР	г. Данилов	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,3 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,16 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП (протяженность 3,858 км)	2024
165.	Первомайский МР	дер. Амелькино	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 0,324 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с переводом нагрузки на новую ТП 10 кВ (протяженность 0,074 км)	2024
166.	Первомайский МР	с. Всехсвятское	техническое перевооружение ВЛ 10 кВ с заменой провода и опор (53 шт.) (протяженностью 4,206 км)	2024
167.	Тутаевский МР	дер. Иванищево	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (28 шт.) и провода СИП (протяженность 1,05 км), реконструкция КТП 10 кВ с заменой трансформатора мощностью 0,025 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,063 МВА	2024
168.	Угличский МР	дер. Гридино, дер. Патрикеево	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор и провода СИП (протяженность 0,8 км), реконструкция КТП 10 кВ с заменой трансформатора мощностью 0,063 МВА на КТП трансформаторной мощностью 0,1 МВА	2024
169.	Угличский МР	дер. Монарево	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор (42 шт.) и провода на СИП (протяженность 1,79 км)	2024
	Угличский МР	дер. Высоково	строительство ответвления ВЛ 10 кВ с установкой разъединителя (1 шт.) (протяженность 0,35 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), строительство ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,2 км)	2024
171.	Ярославский МР	с. Устье	установка управляемого разъединителя	2024
172.	Ярославский МР	дер. Почаево	реконструкция ВЛ 10 кВ с заменой провода и опор (протяженность 4,5 км)	2024
173.	Ярославский МР	СНТ "Соньга" (ст. Уткино, дер. Прокшино, с. Глебовское)	установка новой ТП 10 кВ с переводом части нагрузки с существующей ТП 10 кВ	2024
174.	Ярославский МР	дер. Троицкое	строительство ответвления ВЛ 10 кВ (протяженность 1,367 км) с монтажом разъединителя (1 шт.), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА), реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода и опор (7 шт.) (протяженность 0,467 км)	2024
175.	Ярославский МР	дер. Хренино	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой провода на СИП и заменой опор (21 шт.) (протяженность 1,90 км)	2024
176.	Ярославский МР	дер. Плотинки	реконструкция участка ВЛ 10 кВ (протяженность 0,052 км), реконструкция ВЛ 0,4 кВ (протяженность 0,144 км), строительство ТП 10 кВ (трансформаторная мощность 0,063 МВА)	2024
177.	Ярославский МР	раб. пос. Лесные Поляны	установка двух управляемых разъединителей	2024
178.	Ярославский МР	СНТ "Оздоровитель"	реконструкция ВЛ 0,4 кВ с заменой опор и провода на СИП (протяженность 4,3 км), реконструкция КЛ-0,4 кВ (протяженность 0,035 км)	2024
179.	Рыбинский МР	дер. Шишкино	реконструкция ВЛ-0,4 кВ N 3 КТП-100 "Малинники" с заменой опор и провода на участке опор N 30 - N 51, ориентировочной протяженностью 0,6 км; замена перекидок к домам на СИП (14 шт.)	2024

Таблица 8

Перечень мероприятий по реконструкции электрических сетей с высокими рисками выхода параметров режимов за допустимые границы в сетях 6 - 10 кВ, планируемых филиалом ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"

N п/п	Наименование РЭС	Наименование ПС	Наименование ЛЭП 6 - 10 кВ	Необходимые мероприятия (разукрупнение фидера или увеличение сечения провода магистрали)	Планируемый год выполнения
1	2	3	4	5	6
1.	Переславский РЭС	ПС 35/6кВ "Купань"	ВЛ 6 кВ N 602 "Котельная"	реконструкция ВЛ 6 кВ N 602 ПС 35 кВ "Купань": замена кабеля опор 2 и 3 на кабель АСБ-150; реконструкция ВЛ 6 кВ с заменой провода на СИП и заменой опр (протяженность 13,0 км)	2022
2.	Ярославский РЭС	ПС 35/10 кВ "Лесные Поляны"	ВЛ 10 кВ N 2 "Толгоболь"	1 этап: замена ТТ в ячейке ВЛ 10 кВ N 2 ПС "Лесные Поляны" на ТТ 400/5 и изменение уставок релейной защиты; установка разъединителя 10 кВ в районе опоры 5 ВЛ 10 кВ N 2 ПС "Лесные Поляны", обеспечивающая возможность резервирования ЛЭП при выходе из строя (ремонте) одного из выключателей 10 кВ на ПС "Лесные Поляны"; 2 этап (совместно с реконструкцией ВЛ 10 кВ N 10 ПС "Ватолино"): строительство связующей ВЛ 10 кВ N 8 ПС 35/10 кВ "Ватолино" по трассе ВЛ 10 кВ N 10 ПС 35/10 кВ "Ватолино" с совместным двухцепным подвесом проводом СИП-120 ориентировочно до опоры 96 (8 км), далее - новым одноцепным участком до опоры 197 ВЛ 10 кВ N 11 ПС 35 кВ "Лесные Поляны" (3 км). Для резервирования участка за опорой 197 ВЛ 10 кВ N 11 ПС 35 кВ "Лесные Поляны" от новой ВЛ 10 кВ N 8 ПС 35 кВ "Ватолино"; ретрофит резервной ячейки N 8 ПС 35/10 кВ "Ватолино"	2023 - 2024
3.	Ярославский РЭС	ПС 35/10 кВ "Ватолино"	ВЛ 10 кВ N 10 "Ярославка"	замена провода на СИП-120 в пролетах опор 1- 96 ВЛ 10 кВ N 10 ПС 35/10 кВ "Ватолино" (8 км) с заменой опор и совместным двухцепным подвесом с новой ВЛ 10 кВ N 8 ПС 35/10 кВ "Ватолино"	2023 - 2024
4.	Некрасовский РЭС	ПС 35/10 кВ "Моделово-2"	ВЛ 10 кВ N 10 "Диево-Городище"	строительство новой ВЛ 10 кВ от ПС 35/10 кВ "Моделово-2" с переводом на нее части нагрузок за опорой 53 ВЛ 10 кВ N 10 ПС 35/10 кВ "Моделово-2": ретрофит резервной ячейки на 2 секции шин 10 кВ ПС 35/10 кВ "Моделово-2"; строительство новой двухцепной ВЛ 10 кВ протяженностью 4,3 километра проводом СИП-95 по трассе существующей ВЛ 10 кВ N 10 ПС 35/10 кВ "Моделово-2" на участке опор 1 - 52; демонтаж существующей ВЛ 10 кВ N 10 ПС 35/10 кВ "Моделово-2" на участке опор 1- 52 с переводом нагрузок на новую двухцепную ВЛ	2021 - 2023
5.	Угличский РЭС	ПС 110/35/10 кВ "Углич"	ВЛ 10 кВ N 125 "Маймеры"	строительство ВЛ 10 кВ совместным подвесом по опорам 77-85 ВЛ 10 кВ N 125 ПС "Углич" (СИП-95, 0,56 км); перевод отпайки на ТП 208 "Черкасово" от опоры 85 ВЛ 10 кВ N 125 ПС "Углич" на питание от ВЛ 10 кВ N 117 ПС "Углич" (включая РК-73); строительство ВЛ 10 кВ СИП-95, 3,6 кВ от ТП 208 "Черкасово" опор 1-134 до опоры 234 ВЛ 10 кВ N 125 ПС "Углич" (для резервирования ВЛ 10 кВ N 125 ПС "Углич" от ВЛ 10 кВ N 117 ПС "Углич")	2022 - 2023
6.	Ярославский РЭС	ПС 35/10 кВ "Моделово-2"	ВЛ 10 кВ N 4 "Левцово"	замена провода на СИП-120 в пролетах опор 1 - 215 ВЛ 10 кВ N 4 ПС 35/10 кВ "Моделово-2" с заменой опор (15 км)	2023 - 2024
7.	Ярославский РЭС	ПС 35/10 кВ "Дорожаево"	ВЛ 10 кВ N 5 "Медведково"	замена провода на СИП-120 в пролетах опор 1 - 82, замена провода на СИП-95 в пролетах опор 160 - 247 ВЛ 10 кВ N 5 ПС 35/10 кВ "Дорожаево" с заменой опор (14 км)	2023 - 2024

Таблица 9

Перечень мероприятий по строительству/реконструкции электросетевых объектов ТСО на сетях 0,4/6/10 кВ

N п/п	Наименование вида работы	Срок исполнения, год
1	2	3
ОАО "Рыбинская городская электросеть"
1.	Реконструкция, модернизация, техническое перевооружение, в том числе:
1.1.	Замена оборудования ТП-14	2022
1.2.	Замена оборудования РП-3	2022
1.3.	Установка КТП взамен существующей ТП-115	2022
1.4.	Установка КТП взамен существующей ТП-118	2022
1.5.	Установка КТП взамен существующей ТП-133	2022
1.6.	Установка КТП взамен существующей ТП-524	2022
1.7.	Замена оборудования РП-16	2023
1.8.	Установка КТП взамен существующей ТП-116	2023
1.9.	Установка БКТП взамен существующей ТП-375	2023
1.10.	Установка КТП взамен существующей КТП-150	2023
1.11.	Реконструкция КВЛ 6 кВ ТП-95-ТП-26	2023
1.12.	Установка КТП взамен существующей ТП-54	2023
1.13.	Установка КТП взамен существующей ТП-130	2023
1.14.	Реконструкция ТП-11	2024
1.15.	Установка КТП взамен существующей ТП-345	2024
1.16.	Реконструкция ТП-25	2024
1.17.	Замена оборудования РУ-6кВ, секция N 2 ГПП-1	2024
1.18.	Реконструкция ВЛ 6,0 кВ ТП-112, ТП-166	2024
1.19.	Замена оборудования ТП-55	2024
1.20.	Реконструкция ТП-372 с заменой оборудования	2024
1.21.	Установка КТП взамен существующей КТП-59	2025
1.22.	Замена оборудования ТП-378	2025
1.23.	Установка КТП взамен существующей КТП-50 с переводом нагрузок	2025
2.	Новое строительство объектов электросетевого хозяйства, в том числе:
2.1.	Строительство КТП в районе "Прибрежный" для перевода нагрузок с ТП "Свобода"	2023
2.2.	Строительство КЛ 6 кВ до КТП "Свобода" путем врезки в существующую КЛ-6кВ от ТП-340 до РП-25 ф.2514	2023
2.3.	Строительство КЛ-6 кВ от ТП-375 путем врезки в существующую КЛ-6кВ от ТП 374 до РП 20	2023
2.4.	Строительство КЛ-6,0 кВ РП8-КТП150	2023
2.5.	Строительство КВЛ-0,4 кВ ТП-197 по ул. Большая Вонговская (с перераспределением нагрузки от ТП-115, ТП-114)	2023
2.6.	Строительство КЛ-6 кВ ТП11-ТП12	2024
2.7.	Строительство КЛ-6 кВ ТП25-ТП391	2024
АО "Ресурс"
1.	Реконструкция ТП и иных ПС, в том числе:
1.1.	Реконструкция ПС N 5, ул. Коминтерна, г. Гаврилов-Ям	2022
1.2.	Реконструкция ПС N 6, ул. Челюскина	2023
1.3.	Реконструкция ПС N 8, ул. 2-я Красная, с. Великое	2024
2.	Реконструкция линий электропередачи, в том числе:
2.1.	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ по ул. Первомайской, г. Гаврилов-Ям	2022
2.2.	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ по ул. Февральской от д. 1 до д. 20, ул. Гражданской, от д. 1 до д. 20, г. Гаврилов-Ям	2022
2.3.	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ по ул. Вокзальной, ул. Пионерской, г. Гаврилов-Ям	2022
2.4.	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ по ул. Тургенева, ул. Ленина, ул. Речной, г. Гаврилов-Ям	2022
2.5.	Реконструкция КЛ 6 кВ ф. 608, ф. 611 от ПС 110/6 кВ "Гаврилов-Ям" до РП 6 кВ N 1, г. Гаврилов-Ям	2023
2.6.	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ по ул. Некрасовской, ул. Декабристов, г. Гаврилов-Ям	2024
2.7.	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ по ул. Свободы, ул. Ярославской, с. Великое, Ярославская область	2024
2.8.	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ по ул. Урицкого, с. Великое, Ярославская область	2024
2.9.	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ по ул. Некрасовской, с. Великое, Ярославская область	2024
МУП Тутаевского МР "Горэлектросеть"
1.	Реконструкция ТП и иных ПС:
1.1.	Реконструкция оборудования РУ-10 кВ ТП-71	2023
1.2.	Реконструкция КТП-400-10/0,4 кВ в с. Артемьево	2023
2.	Реконструкция ЛЭП:
2.1.	Реконструкция КЛ-10 кВ ф. 20, ф. 38 от ЗРУ 10 кВ ПС 220 кВ "Тутаев" до опор N 1 и N 1а	2022-2023
2.2.	Реконструкция ВЛ-10 кВ ф. 3 на участке ТП-2-ТП-1-ТП-16	2022
2.3.	Реконструкция ВЛ-10 кВ ф.6 от КТП-14 до ТП-15	2022
3.	Новое строительство объектов электросетевого хозяйства, в том числе:
	Строительство КТП-630-10/0,4 кВ в с. Артемьево	2023
Филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго" в границах Ярославской области
1.	Реконструкция ТП и иных ПС, в том числе:
	Реконструкция ЗТП-10/0,4 кВ N 2, военный городок N 67, в/ч 18401	2022 - 2023
2.	Модернизация, техническое перевооружение ТП и иных ПС, РП, в том числе:
	Техническое перевооружение оборудования 10 кВ, расположенного в здании ЦРП на территории военного городка N 26, лит. А, лит. Б	2020 - 2023
3.	Реконструкция ЛЭП:
3.1.	Реконструкция КЛ 10 кВ "Шопша" - ЗТП N 1, инвентарный номер 864105690, по адресу: Ярославская область, дер. Кормилицино	2022
3.2.	Реконструкция ВЛ 10 кВ от ТП 4, инвентарный номер 865147875, объект "ВЛ 10 кВ ПС "Василево" лагерь РХБЗ - лагерь ЯВФИ"	2023 - 2024
3.3.	Реконструкция КЛ 10 кВ ТП4 - ТП3, фидер 1 и фидер 2	2024
4.	Прочие инвестиционные проекты, в том числе:
4.1.	Замена силового трансформатора ТП (трансформаторы ТСМ-320 на трансформаторы мощностью 400 кВА), военный городок N 9	2022
4.2.	Замена силового трансформатора ТП-2 (трансформатор ТМ-180 на трансформатор мощностью 160 кВА), военный городок N 67	2022
4.3.	Замена силового трансформатора ТП-654 (ТМ 180 на трансформатор мощностью 250 кВА), военный городок N 4а	2023
4.4.	Замена силового трансформатора ТП-2 (ТМ-160 на трансформатор мощностью 250 кВА), военный городок N 825	2024
4.5.	Замена силового трансформатора ТП-3 (трансформатор ТМ-100 на трансформатор мощностью 250 кВА), военный городок N 9	2024
Северная дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение "Трансэнерго" - филиала ОАО "РЖД"
1.	Модернизация, техническое перевооружение ТП и иных ПС, РП, в том числе:
1.1.	Техническое перевооружение ТП СУ-1 станция "Ярославль-Главный"	2019 - 2022
1.2.	Техническое перевооружение тяговой ПС "Петровск"	2019 - 2024
1.3.	Техническое перевооружение тяговой ПС "Путятино"	2019-2022
1.4.	Техническое перевооружение ТП-1 "Станция Рыбинск - Пассажирская"	2019 - 2022
1.5.	Техническое перевооружение ТП "Стройдеталь - Станция Ростов"	2019 - 2022
2.	Модернизация, техническое перевооружение ЛЭП, в том числе:
2.1.	Техническое перевооружение сетей электроснабжения жилых домов станции "Козьмодемьянск"	2022 - 2023
2.2.	Техническое перевооружение устройств электроснабжения участка "Пучковский - Путятино"	2020 - 2022
2.3.	Техническое перевооружение устройств электроснабжения участка "Филино - Уткино"	2020-2022
2.4.	Техническое перевооружение устройств электроснабжения участка "Путятино - Данилов"	2020 - 2022
2.5.	Техническое перевооружение сетей электроснабжения жилых домов станции "Кудрявцево"	2023 - 2024
2.6.	Техническое перевооружение сетей электроснабжения жилых домов станции "Бурмакино"	2023 - 2024
2.7.	Техническое перевооружение сетей электроснабжения жилых домов станции "Семибратово"	2023 - 2024
2.8.	Техническое перевооружение КЛ-6 кВ станции "Полянки"	2022 - 2023
АО "Ярославская электросетевая компания"
1.	Реконструкция:
1.1.	Реконструкция ТП 1000 кВА 10/6 кВ (РП-10 кВ N 4) (инвентарный номер ПЗФ000943) - замена масляных выключателей 10 кВ на вакуумные, Ростовский МР, городское поселение Ростов, Ярославское ш.	2022 - 2023
1.2.	Реконструкция 2 КЛ-6 кВ от РП-6 кВ ОАО ПСФ "Автодизель-сервис", протяженность 0,9 км	2022 - 2023
1.3.	Реконструкция КТП-250 кВА "Дорожное" (инвентарный номер 10000375) с заменой КТП и ТМГ-250 кВА, с. Новый Некоуз	2023
1.4.	Реконструкция КТП-250-10/0,4 кВ (инвентарный номер 10000392) с заменой КТП и ТМГ-250 кВА, дер. Епихарка, Угличский МР	2023
1.5.	Реконструкция КТП-250 "Бурмакино" (инвентарный номер 10000431) с заменой КТП и ТМГ-250 кВА	2023
1.6.	Реконструкция оборудования ЗТП-630 кВА "Пансионат Туношна" (инвентарный номер 00-001035) с заменой ячеек КСО (2 шт.) и ЩО-70 (3 шт.)	2023
1.7.	Реконструкция КТП-400-10/0,4 ТП ЗОК "Березка" (инвентарный номер 10000441) с заменой ТМ на ТМГ 6/0,4 кВ	2024
1.8.	Реконструкция КТП-250 кВА пос. Тихменево (инвентарный номер 10000359) с заменой трансформатора ТМ на трансформатор ТМГ 10/0,4 кВ	2024
1.9.	Реконструкция РП 6кВ ПСФ "Автодизель-сервис" АО с заменой МВ на ВВ (6 шт.), ТН 6кВ (1 шт.), ТСН (1 шт.), г. Ярославль	2023 - 2024
2.	Строительство:
2.1.	Строительство ЛЭП-10 кВ N 6 ПС 35/10 кВ "Мышкин" взамен ЛЭП, пришедшей в негодность, 3 км	2022
2.2.	Строительство КТПП 2400, пос. Молодежный (вместо ЗТП-85), для детского дома, г. Переславль-Залесский	2022
2.3.	Строительство ВЛИ 0,4 кВ взамен пришедших в негодность, ул. Кошелевская, г. Переславль-Залесский, 1,2 км	2022
2.4.	Строительство КЛ 6 кВ Л-6 до новой КТП 2400, пос. Молодежный, г. Переславль-Залесский, 0,2 км	2022
2.5.	Строительство ВЛИ 0,4 кВ от ТП-79 с совместной подвеской (г. Переславль-Залесский, ул. Гражданская - 0,3 км, ул. 2-я Гражданская - 0,5 км, ул. 3-я Гражданская - 0,5 км) взамен пришедших в негодность	2022
2.6.	Строительство КТПП-400 кВА с ТМГ-250 вместо КТП-8 "Республиканская" с заходом ВЛ 10 кВ - 100 м, ВЛИ 0,4 кВ - 200 м, г. Любим	2022
2.7.	Строительство ВЛИ 0,4 кВ КТП-17 "Садовая" взамен пришедшей в негодность, ул. Садовая, г. Любим, 0,4 км	2022
2.8.	Строительство ВЛИ 0,4 кВ от N 1 ТП-28 "Детский дом" взамен пришедшей в негодность, г. Любим, 0,4 км	2022
2.9.	Строительство ВЛИ 0,4 кВ N 3 от ТП-3, пос. Отрадный, г. Любим, 0,4 км	2022
2.10.	Строительство ВЛИ 0,4 кВ, ул. Окружная, ТП-701 ф. 1, г. Мышкин, 0,74 км	2022
2.11.	Строительство ВЛИ-0,4кВ от ЗТП-515 ф. 2, ф. 3 взамен пришедших в негодность по ул. Ковалева, Карла Либкнехта - 1,1 км	2022
2.12.	Строительство с заменой ВЛИ 0,4 кВ N 1 КТП 10/0,4кВ N 603 "Солнечная-2", городское поселение Мышкин, ул. Солнечная (протяженность 0,3 км)	2022
2.13.	Строительство с заменой ВЛ 6 кВ ф.610 от ПС110/35/6 кВ "Переславль" до РП-1, г. Переславль-Залесский (протяженность 0,6 км)	2022
2.14.	Строительство с заменой ВЛ 6 кВ ф.15 от РП-1 Ф-21/Ф-608 ПС 110/35/6 кВ "Переславль" до ЗТП-37, г. Переславль-Залесский (протяженность 0,8 км)	2022
2.15.	Строительство РП 6 кВ "Сырзавод" N 11, г. Переславль-Залесский, ул. Пушкина	2022
2.16.	Строительство КТП 10/0,4/400 кВА N 17 "Садовая" вместо ТП-17, городское поселение Любим, ул. Вологодская	2022
2.17.	Строительство с заменой ВЛ 10 кВ ф. 4 "Город" от ТП-9 "Водозабор" до ТП-14 "Часовня" ПС 110/27,5/10 кВ "Любим-тяговая", городское поселение Любим (протяженность 1,8 км)	2022
2.18.	Строительство участка ВЛ 10 кВ ф.7 ПС35/10 кВ "Мышкин" ЗТП-704 "Хлебзавод" до опоры 51, участка ВЛЗ 10 кВ от опоры 44 до КТП-714 "Росинка 2" городского поселения Мышкин (протяженность 1,1 км)	2022
2.19.	Строительство с заменой ВЛ 0,4 кВ N 2, 3 КТП-515 "Гагарина-новая", городское поселение Мышкин, ул. Карла Либкнехта, ул. Ковалева, пер. Дружбы (протяженность 1,1 км)	2022
2.20.	Строительство ВЛ 6 кВ до ТП-904 СНТ "им. Мичурина" (протяженность 0,63 км), г. Ярославль	2022
2.21.	Строительство КЛ 6 кВ до ТП-904 СНТ "им. Мичурина" (протяженность 0,36 км, в том числе ГНБ - 0,03 км), г. Ярославль	2022
2.22.	Строительство ВЛ-0,4кВ от ТП-17 с совместной подвеской взамен пришедшей в негодность (г. Любим, ул. Садовая), протяженность 0,35 километра - 2 этап	2023
2.23.	Строительство ВЛ 0,4 кВ от ТП N 303 ф. 1, ф. 2, N 3, ул. Энергетиков, г. Мышкин, 1,15 км	2023
2.24.	Строительство ВЛ 0,4 кВ от ТП-85, ул. Магистральная, г. Переславль-Залесский, ул. Магистральная, 0,6 км	2023
2.25.	Строительство ВЛ 0,4 кВ взамен пришедших в негодность, г. Переславль-Залесский, ул. Пролетарская, 0,75 км	2023
2.26.	Строительство КТПП-250 кВА с ТМГ-160 вместо КТП-10 "Гостиница", г. Любим	2023
2.27.	Строительство КТП-100 кВА "Рентгенкабинет-новая" вместо КТП "Рентгенкабинет", г. Любим	2023
2.28.	Строительство ВЛ 0,4 кВ от ТП-17 с совместной подвеской взамен пришедших в негодность, г. Любим, ул. Медовая, 0,6 км	2023
2.29.	Строительство ВЛ 10 кВ N 5 ПС "Мышкин" от опоры N 1 до опоры N 12, г. Мышкин, 0,6 км	2023
2.30.	Строительство ВЛ 0,4 кВ N 1, N 2, N 3, N 6 ЗТП-706 "РСУ" взамен пришедшей в негодность, г. Мышкин, 1,5 км	2023
2.31.	Строительство ВЛ-10 кВ N 4 "Город" ПС 110/27,5/10 кВ "Любим-Тяговая" от ТП N 14 "Часовня" до ТП N 17 "Садовая" по адресу: Ярославская область, городское поселение Любим (протяженность 1,25 км)	2023
2.32.	Строительство с заменой ЛЭП - 10 кВ ф.7 от ЗТП-705 "Больница" до КТП-706 "РСУ", городское поселение Мышкин, ул. Ковалева, ул. Максима Горького (протяженность 0,7 км)	2023
2.33.	Строительство КТПП-2 250 кВА 10/0,4 кВ вместо ЗТП-705 Больница, городское поселение Мышкин, ул. Самкова (трансформаторная мощность 500 кВА)	2023
2.34.	Строительство ответвления от ВЛ-6 кВ ф. 612 ПС 110/35/6 кВ "Переславль", г. Переславль-Залесский, ул. Новосельская (протяженность 0,3 км)	2023
2.35.	Строительство КТП-Т-В/В 6/0,4/250 кВА ф. 612 ПС 110/35/6 кВ "Переславль", г. Переславль-Залесский, ул. Новосельская (трансформаторная мощность 250 кВА)	2023
2.36.	Строительство ВЛИ-0,4 кВ N 1, 2 от КТП-Т-В/В 6/0,4/250 кВА, г. Переславль-Залесский, по ул. Сокольской, Сокольский пер., 2-й Сокольский пер., ул. Пришвина, пер. Пришвина (протяженность 1,7 км)	2023
2.37.	Строительство ВЛИ-0,4 кВ N 1, 2, 3, 4 от ЗТП-37, г. Переславль-Залесский, ул. Новая, ул. Кирпичная, ул. Брембольская, ул. Коммунальная, пер. Совхозный (протяженность 3,6 км)	2023
2.38.	Строительство КТП-П-К/В 400 кВА с ТМГ- 250 кВА от ВЛ-6 кВ ф. 210 РП-2 г. Переславль-Залесский, пер. Казаковский (вместо КТП-25)	2023
2.39.	Строительство ВЛ 0,4 кВ от ТП-15 с совместной подвеской взамен пришедших в негодность (г. Переславль-Залесский, ул. Проездная - 0,25 км, ул. Валовое Кольцо - 0,77 км, пер. Горсоветский - 0,2 км, ул. Комитетская - 0,5 км, пер. Грачковский - 0,4 км, ул. Большая Протечная - 0,5 км, пер. Чернореченский - 0,2 км)	2024
2.40.	Строительство ВЛ 6 кВ протяженностью 0,5 км, КТП 2 400 кВА с ТМГ-2 250 кВА, ВЛ 0,4 кВ протяженностью 0,8 км, г. Переславль-Залесский, Комсомольская площадь	2024
2.41.	Строительство КТП 2 400 вместо ЗТП-6 с трансформатором ТМГ-400 кВА-2 шт., г. Переславль-Залесский	2024
2.42.	Строительство ВЛ 0,4 кВ с уличным освещением взамен пришедшей в негодность, г. Переславль-Залесский, ул. Правая Набережная, 1,5 км	2024
2.43.	Строительство ВЛЗ 6 кВ от КТП N 113 до ЗТП N 62, г. Переславль-Залесский, 1,4 км	2024
2.44.	Строительство КТП-400 кВА "Отрадный-новая 2" с ТМГ-250 кВА вместо КТП N 2 "Отрадный", г. Любим	2024
2.45.	Строительство КТП-250 кВА "КТП "Троицкая церковь-новая" с трансформатором ТМГ-160 кВА вместо КТП-13 "Троицкая церковь", г. Любим	2024
2.46.	Строительство участка ВЛ 10 кВ от ЗТП-19 "Школа" до ЗТП-6 "Даниловская", г. Любим, 0,5 км	2024
2.47.	Строительство участка ВЛ 0,4 кВ N 2 ЗТП-3 "Военкомат" взамен пришедшей в негодность, г. Любим, 0,5 км	2024
2.48.	Строительство ВЛ 0,4 кВ от ТП-22 с совместной подвеской взамен пришедшей в негодность, г. Любим, ул. Пролетарская, 1 км	2024
2.49.	Строительство ВЛ 0,4 кВ N 1 ЗТП-603 "Солнечная" взамен пришедшей в негодность, г. Мышкин, 0,8 км	2024
2.50.	Строительство ВЛЗ 10 кВ от ТП-704 "Хлебозавод" до ТП 713 "Росинка", 0,52 км	2024
2.51.	Строительство КЛ 10 кВ от ТП-310 "КНС ул. Пушкина" до ТП-502 "Петушок" для резервирования, 0,95 км	2024
2.52.	Строительство ВЛ 0,4 кВ N 1, N 2, N 3 ЗТП-704 "Хлебозавод" взамен пришедшей в негодность, г. Мышкин, 1 км	2024
2.53.	Строительство ВЛ 0,4 кВ N 7 ЗТП-502 "Петушок" взамен пришедшей в негодность, г. Мышкин, 0,8 км	2024
2.54.	Строительство ВЛ 10 кВ N 7 от опоры N 1 до КТП "Финский комплекс", г. Мышкин, 0,6 км	2024
2.55.	Строительство ВЛ 10 кВ N 3 от опоры N 1 до КТП-302 "КНС СХТ", г. Мышкин, 0,2 км	2024
2.56.	Строительство КТП 400 кВА 6/0,4 кВ вместо КТП-9 от ВЛ-6кВ ф. 210 РП-2, г. Переславль-Залесский, ул. Плещеевская (трансформаторная мощность 250 кВА)	2024
2.57.	Строительство ВЛ-10 кВ ф. 7 ПС 35 кВ "Мышкин" от опоры 9 - 20 (протяженность 0,7 км), городское поселение Мышкин	2024
ООО "Техпромэксперт-Ярославль"
	Реконструкция ЛЭП:
	Реконструкция ВЛ-6 кВ длиной 1000 метров с заменой аварийных опор на железобетонные (19 шт.) и заменой неизолированного провода на СИП-3 1 50, г. Ярославль, Нововоздвиженская наб., д. 1	2022 - 2024

8. Консолидация электросетевого имущества Ярославской области

8.1. В соответствии со Стратегией развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 3 апреля 2013 г. N 511-р, одной из основных задач является консолидация электросетевого имущества.

8.2. Консолидация электросетевого имущества направлена на достижение следующих целей:

- обеспечение бесперебойного и надежного функционирования объектов электроэнергетики, повышение качества электроснабжения потребителей;

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

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

- недопущение бесконтрольного функционирования бесхозяйных объектов электросетевого хозяйства в регионе, подключенных к его сетям, снижение уровня технологических потерь;

- уменьшение или снятие рисков гибели и травматизма людей в результате нарушения требований технической эксплуатации электрических сетей, а также наступления иных негативных последствий;

- предотвращение (сокращение) случаев длительного ограничения энергоснабжения социально значимых объектов и объектов системы жизнеобеспечения.

8.3. Основными направлениями консолидации электросетевых активов в единый комплекс являются:

- выявление, мониторинг и установление контроля над бесхозяйными и бесконтрольно функционирующими электросетевыми объектами;

- получение в управление электросетевых активов, принадлежащих сторонним собственникам (в том числе через отказ от собственности);

- подхват функций организаций, которые не соответствуют критериям отнесения владельцев объектов электросетевого хозяйства к ТСО и не обеспечивают надлежащий уровень надежности и качества оказания услуг по передаче электроэнергии;

- принятие на баланс сетевых активов от физических лиц и некоммерческих организаций на безвозмездной основе (по договорам дарения).

8.4. Основными способами консолидации являются:

- выявление бесхозяйных, бесконтрольно функционирующих объектов электросетевого хозяйства, их учет и установление контроля;

- аренда электросетевого имущества сторонних собственников и ТСО, не соответствующих критериям;

- заключение договоров дарения с физическими лицами и некоммерческими организациями;

- заключение договоров безвозмездного пользования муниципальным электросетевым имуществом;

- приобретение электросетевого имущества в собственность.

8.5. Вопросы консолидации муниципальных электросетевых активов, электросетевых активов, принадлежащих собственникам, которые не оказывают услуги по передаче электроэнергии потребителям, а также ТСО, и бесхозяйных (бесконтрольно функционирующих) электросетевых объектов с эффективными сетевыми организациями (субъектами энергетики) с целью обеспечения надежного электроснабжения потребителей находятся на постоянном контроле штаба по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве Ярославской области и ежегодно рассматриваются на его заседаниях с приглашением представителей органов местного самоуправления и крупных электросетевых компаний.

8.6. Работа по выявлению бесхозяйных и бесконтрольно функционирующих электросетевых объектов на территории муниципальных районов Ярославской области осуществляется в рамках поручений Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения в установленном порядке.

По состоянию на 01.01.2022 на территории Ярославской области органами местного самоуправления муниципальных районов выявлено 134 бесхозяйных, бесконтрольно функционирующих объекта электросетевого хозяйства.

Для обеспечения выявления и постановки на учет бесхозяйных объектов в субъектах энергетики действуют утвержденные нормативные правовые акты, устанавливающие порядок и сроки организации данной работы.

При этом в рамках мероприятий по выявлению бесхозяйных объектов электросетевого хозяйства субъектами энергетики проводятся следующие мероприятия:

- выявление на постоянной основе электросетевых объектов, обладающих признаками бесхозяйного имущества;

- проведение технического обследования выявленных электросетевых объектов, обладающих признаками бесхозяйного имущества, с указанием необходимых мероприятий для приведения объектов к нормативным требованиям пожарной безопасности, электробезопасности и предупреждения электротравматизма;

- розыск возможных собственников выявленного электросетевого объекта, обладающего признаками бесхозяйного имущества;

- при установлении факта отсутствия собственников, отказа собственников от прав, невозможности установления собственников субъекты ТСО опираются на выработанные методы работы и определяют стратегию по установлению контроля над выявленными электросетевыми объектами, обладающими признаками бесхозяйного имущества, исходя из следующих вариантов:

включение строительства объектов-аналогов в состав инвестиционных программ, с последующим переключением потребителей на вновь построенный объект;

приобретение права собственности на бесхозяйный объект муниципальным образованием в соответствии с нормами статьи 225 Гражданского Кодекса Российской Федерации и пункта 4 статьи 14 Федерального закона от 6 октября 2003 года N 131-ФЗ "Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации";

непосредственное вступление ТСО во владение бесхозяйным объектом с последующим установлением права собственности на него в установленном действующим законодательством порядке.

8.7. В 2021 году филиалом ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" выявлен и учтен на забалансовом счете 41 объект движимого электросетевого хозяйства общим объемом 38 УЕ, из них ЛЭП общей протяженностью 12 километров, ТП и оборудование ЗТП в количестве 5 штук, мощностью 2 МВА. Кроме того, проводилась работа по поиску потенциального собственника в отношении 90 объектов электросетевого хозяйства. При отсутствии собственников объекты после признания их бесхозяйными и установления на них права собственности в судебном порядке будут поставлены на баланс филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго".

По состоянию на 01.01.2022 на контроле филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" находилось 14 недвижимых объектов электросетевого хозяйства (здания ТП), установление прав собственности на которые федеральным законодательством отнесено к полномочиям органов местного самоуправления муниципальных образований.

8.8. С целью консолидации объектов электросетевого хозяйства с более эффективными сетевыми организациями в 2019 - 2021 годах на территории Ярославской области под руководством и контролем штаба по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве Ярославской области совместно с руководством крупных ТСО была проведена следующая работа:

8.8.1. Филиалом ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" заключены договоры аренды электросетевого имущества с ОАО "ЖКХ "Заволжье", имевшим ранее статус ТСО.

8.8.2. АО "Ярославская электросетевая компания" заключены договоры аренды электросетевого имущества с МУП "Энергоресурс" Некрасовского МР, имевшим ранее статус ТСО.

8.8.3. ООО "Ярославль Энергосети" приняло по договору аренды ПС 110 кВ "Роща" и ПС 110 кВ "Толга", а также подходящие к данным объектам электрические сети, обслуживавшиеся ранее АО "Электросети ЯГК", имеющим статус ТСО (в настоящее время находится в состоянии банкротства).

9. Разработка программы повышения надежности электроснабжения и оснащенности социально значимых объектов РИСЭ

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

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

Все имеющиеся в наличии РИСЭ, обеспечивающие резервное электроснабжение социально значимых объектов и объектов жизнеобеспечения Ярославской области, находятся в рабочем состоянии.

Общая мощность РИСЭ ТСО - 4460,5 кВА, данные представлены в таблице 10. Группировка передвижных РИСЭ филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" включает в себя 36 передвижных РИСЭ общей мощностью 3925 кВА, в том числе:

- мощностью 100 кВА - 35 шт.;

- мощностью 400 кВА - 1 шт.;

- мощностью 25 кВА - 1 шт.

Количество и мощность РИСЭ выбраны исходя из следующих условий:

- количество и мощность социально значимых объектов;

- категорийность социально значимых объектов;

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

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

- время передислокации РИСЭ для наращиваний необходимой группировки генераторов.

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

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

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

- из РЭС филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" - расчетное время доставки РИСЭ до 2 часов;

- из смежных филиалов ПАО "Россети Центр" - расчетное время доставки РИСЭ до 4 - 6 часов в зависимости от удаленности филиала.

Таблица 10

Перечень РИСЭ ТСО, привлекаемых для организации надежного электроснабжения социально значимых объектов, с вариантами перемещения

N п/п	Подразделение	Место размещения	Количество, шт.	Мощность РИСЭ, кВА	Возможные варианты перераспределения РИСЭ между подразделениями
1	2	3	4	5	6
1. Филиал ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго"
1.1.	Большесельский РЭС	Большесельский район, Большое Село, ул. Усыскина, д. 25б	1	100	Угличский РЭС, Мышкинский РЭС, Тутаевский РЭС (правая сторона), Рыбинский РЭС
1.2.	Борисоглебский РЭС	Борисоглебский район, пос. Борисоглебский, ул. Комсомольская, д. 40	1	100	Ярославский РЭС, РЭС 1 категории "Яргорэлектросеть", Гаврилов-Ямский РЭС, Ростовский РЭС, Переславский РЭС, Угличский РЭС
1.3.	Брейтовский РЭС	с. Брейтово, ул. Гагарина, д. 2б	1	100	Некоузский РЭС, Мышкинский РЭС
1.4.	Гаврилов-Ямский РЭС	г. Гаврилов-Ям, ул. Клубная, д. 68	1	100	Ярославский РЭС, РЭС 1 категории "Яргорэлектросеть", Ростовский РЭС, Борисоглебский РЭС
1.5.	Северо-Восточный РЭС	г. Данилов, ул. Дорожная, д. 18	2	100	Северо-Восточный РЭС, Первомайский участок, Северо-Восточный РЭС, Любимский участок, Тутаевский РЭС (левая сторона), Некрасовский РЭС (левая сторона)
1.6.	Северо-Восточный РЭС	г. Любим, ул. Московская, д. 1а	1	100	Северо-Восточный РЭС, Первомайский участок, Северо-Восточный РЭС, Даниловский участок, Некрасовский РЭС (левая сторона)
1.7.	Мышкинский РЭС	г. Мышкин, ул. Энергетиков, д. 5а	1	100	Угличский РЭС, Большесельский РЭС, Некоузский РЭС, Рыбинский РЭС, Брейтовский РЭС
1.8.	Некоузский РЭС	Некоузский МР, с. Новый Некоуз, ул. Советская, д. 3а	2	100	Брейтовский РЭС, Мышкинский РЭС, Рыбинский РЭС
1.9.	Некрасовский РЭС	Некрасовский МР, пос. Некрасовское, ул. Энергетиков, д. 18	2	100	Ярославский РЭС, РЭС 1 категории "Яргорэлектросеть", Гаврилов-Ямский РЭС
1.10.	Северо-Восточный РЭС	Первомайский район, пос. Пречистое, ул. Энергетиков, д. 15	1	100	Северо-Восточный РЭС, Любимский участок, Северо-Восточный РЭС, Даниловский участок, Пошехонский РЭС
1.11.	Переславский РЭС	г. Переславль-Залесский, ул. Московская, д. 120	3	100	Ростовский РЭС, Борисоглебский РЭС
1.12.	Пошехонский РЭС	г. Пошехонье, ул. Рыбинская, д. 49	2	100	Рыбинский РЭС, Тутаевский РЭС (левая сторона), Северо-Восточный РЭС, Первомайский участок
1.13.	Ростовский РЭС	г. Ростов, Савинское шоссе, д. 15	3	100	Ярославский РЭС, РЭС 1 категории "Яргорэлектросеть", Гаврилов-Ямский РЭС, Борисоглебский РЭС, Переславский РЭС
1.14.	Рыбинский РЭС	г. Рыбинск, ул. Кулибина, д. 14	3	100	Большесельский РЭС, Тутаевский РЭС (правая сторона), Мышкинский РЭС, Пошехонский РЭС
1.15.	Тутаевский РЭС	г. Тутаев, ул. Привокзальная, д. 7	2	100	Ярославский РЭС, РЭС 1 категории "Яргорэлектросеть", Рыбинский РЭС, Большесельский РЭС
1.16.	Угличский РЭС	г. Углич, пос. Мебельщиков, д. 3а	2	100 25	Мышкинский РЭС, Большесельский РЭС, Борисоглебский РЭС
1.17.	Ярославский РЭС	г. Ярославль, ул. Северная подстанция, д. 9	1	100	Тутаевский РЭС, Некрасовский РЭС, Гаврилов-Ямский РЭС, Ростовский РЭС, Борисоглебский РЭС
		г. Ярославль, ул. Стачек, д. 60а	2	100
1.18.	РЭС I категории "Яргорэлектросеть" г. Ярославля	г. Ярославль, просп. Октября, д. 86	4	100	Тутаевский РЭС, Некрасовский РЭС, Гаврилов-Ямский РЭС, Ростовский РЭС, Борисоглебский РЭС
		г. Ярославль, просп. Октября, д. 86	1	400	Ярославская область
2. АО "Ярославская электросетевая компания"
2.1.	Переславль-Залесский филиал	г. Переславль-Залесский, пер. Призывной, д. 16	1	50	г. Переславль- Залесский
		г. Переславль-Залесский, пер. Призывной, д. 16	2	6,5	г. Переславль- Залесский
2.2.	Любимский участок	г. Любим, ул. Октябрьская, д. 54	1	30	Любимский район
		г. Любим, ул. Октябрьская, д. 54	1	5,5	Любимский район
2.3.	Мышкинский участок	г. Мышкин, ул. Успенская, д. 24	2	30 5,5	Мышкинский район
2.4.	Ярославский участок	г. Ярославль, ул. Северная подстанция, д. 9	1	30	Ярославский район
		г. Ярославль, ул. Северная подстанция, д. 9	1	5,5	Ярославский район
		г. Ярославль, ул. Северная подстанция, д. 9	1	5	Ярославский район
		г. Рыбинск, ул. Румянцевская, д. 53	1	3	Рыбинский район
2.5.	Некрасовский участок	пос. Некрасовское, ул. Советская, д. 178, стр. 5	2	30 5	Ярославский район
3. ОАО "Рыбинская городская электросеть"
	ОАО "Рыбинская городская электросеть"	г. Рыбинск, ул. Щепкина, д. 16	1	100	г. Рыбинск
4. МУП Тутаевского МР "Горэлектросеть"
	МУП Тутаевского МР "Горэлектросеть"	г. Тутаев, ул. Промзона, д. 9	1	100	Тутаевский район
		г. Тутаев, ул. Осипенко, д. 4а	1	4	Тутаевский район

Для потребителей с первой и второй категорией надежности в соответствии с нормами проектирования необходимо обеспечить фактическую схему электроснабжения, удовлетворяющую требованиям, предъявляемым к электроприемникам первой и второй категорий по надежности электроснабжения. При этом ранее в рамках целевой программы повышения категорийности электроснабжения социально значимых объектов филиалом ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" по ряду объектов был доведен второй независимый источник электроснабжения. На текущий момент имеются следующие проблемы полноценного обеспечения категорийности электроснабжения социально значимых объектов:

- по ранее выполненной филиалом ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" целевой программе повышения категорийности электроснабжения социально значимых объектов не все объекты обеспечили переустройство внутренних схем электроснабжения;

- по ряду объектов обеспечение вторым источником электроснабжения от сетей филиала ПАО "Россети Центр" - "Ярэнерго" нецелесообразно в связи со значительными затратами на их строительство. По таким объектам ответственным за их эксплуатацию необходимо обеспечить установку автономных источников электроснабжения (РИСЭ).

10. Анализ состояния и возможностей организации электроснабжения энергопринимающих устройств, расположенных на земельных участках, предоставленных бесплатно льготным категориям граждан

В соответствии с Законом Ярославской области от 27 апреля 2007 г. N 22-з "О бесплатном предоставлении в собственность граждан земельных участков, находящихся в государственной или муниципальной собственности" гражданам, имеющим трех и более детей, иным льготным категориям граждан бесплатно предоставляются земельные участки на территории Ярославской области.

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

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" одной из задач формирования схем и программ перспективного развития электроэнергетики является обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования и схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

Формирование земельных участков для ИЖС, предоставляемых гражданам в соответствии с Законом Ярославской области от 27 апреля 2007 г. N 22-з "О бесплатном предоставлении в собственность граждан земельных участков, находящихся в государственной или муниципальной собственности", должно осуществляться органами местного самоуправления совместно с ресурсоснабжающими организациями.

Необходимость комплексного освоения участков основана на положениях действующих нормативных правовых актов: Градостроительного кодекса Российской Федерации (главы 3, 5), постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

В программе (схеме) территориального планирования должна быть указана информация о территориях жилой застройки, владельцах земельных участков (включая бенефициаров), мероприятиях по электро-, газо-, водоснабжению, подведению канализации, строительству дорог, установке средств связи, порядке подключения объектов на земельных участках.

Кроме того, при разработке проекта планировки и межевания территорий необходимо учесть вопрос согласования его со всеми ресурсоснабжающими организациями, что позволит произвести оптимальный выбор трасс прохождения линий электропередач и места установки ТП в соответствии с утвержденной градостроительной документацией и с учетом перспективы развития прилегающего района.

Реализация Схемы позволит обеспечить своевременное строительство инженерных сетей до границ выделяемых земельных участков и свести к минимуму затраты органов местного самоуправления, ресурсоснабжающих организаций и будущих потребителей.

Мероприятия по подключению объектов на земельных участках, выделяемых льготным категориям граждан, осуществляются в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям".

Мероприятия по подключению земельных участков, выделяемых льготным категориям граждан, к электрическим сетям осуществляются в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики", включаются в инвестиционные программы субъектов электроэнергетики.

Перечень земельных участков, не имеющих существующих электросетевых объектов ТСО на расстоянии ближе 500/300 м (в сельской местности/ в черте населенных пунктов), и мероприятий, необходимых для их технологического присоединения, представлен в таблице 11.

Таблица 11

Перечень земельных участков, не имеющих существующих электросетевых объектов ТСО на расстоянии ближе 500/300 м (в сельской местности/ в черте населенных пунктов), и мероприятий по их технологическому присоединению

N п/п	Адрес земельного участка	Количество земельных участков	Потребность в строительстве электросетевых объектов для подключения потребителей				Планируемый год выполнения
			ВЛ (КЛ) 10(6) кВ, км	ТП-10(6)/ 0,4 шт./ кВА	ВЛ (КЛ) 0,4кВ, км	организация учета электроэнергии
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Ярославская область, Любимский район, с. Ермаково (кадастровый участок 76:06:030501)	16	0,05	1/160	0,35	установка прибора учета	2023
2.	Ярославская область, Брейтовский район, с. Брейтово (кадастровый участок 76:03:011457)	11	0,05	1/160	0,6	установка прибора учета	2024
3.	Ярославская область, Даниловский МР, городское поселение Данилов, город Данилов, переулок Мелиораторов (кадастровый участок 76:05:010516)	70	0,8	400	2,5	установка прибора учета	поэтапно*
4.	Ярославская область, Некрасовский район, Левашовский сельский округ, с. Левашово (кадастровый участок 76:09:110101)	10	0,06	1/63	0,3	установка прибора учета	поэтапно*
5.	Ярославская область, Некрасовский район, Глебовский сельский округ, дер. Путятино (кадастровый участок 76:09:073101)	15	0,4	1/160	0,1	установка прибора учета	поэтапно*
6.	Г. Рыбинск (кадастровый участок 76:20:050313)	55	0,4	1/400	2,7	установка прибора учета	поэтапно*
7.	Ярославская область, Ярославский район, дер. Селифонтово (кадастровый участок 76:17:153601)	143	5,4	2/2Ч630 1/250	3,875	установка прибора учета	поэтапно*
8.	Ярославская область, Ярославский район, дер. Болково (кадастровый участок 76:17:090301)	17	0,04	1/100	0,03	установка прибора учета	поэтапно*
9.	Ярославская область, Ярославский район, дер. Глебовское (кадастровый участок 76:17:022901)	150		1/400	1,5	установка прибора учета	поэтапно*
10.	Ярославская область, Ярославский район, от дер. Ананьино, вокруг дер. Подолино, вокруг дер. Сергеево (кадастровый участок 76:17:134501)	90	0,04	1/160	1,5	установка прибора учета	поэтапно*
11.	Ярославская область, Ярославский район, с. Прусово (кадастровый участок 76:17:106103)	30		1/100	0,8	установка прибора учета	поэтапно*

------------------------------

* _{Срок выполнения будет скорректирован после представления информации в рамках договоров об осуществлении технологического присоединения и данных о сроках ИЖС от администраций МР.}

Список используемых сокращений

АВ - автоматический выключатель

АО - акционерное общество

БКТП - блочная комплектная трансформаторная подстанция

ВЛ - воздушная линия электропередачи

ИЖС - индивидуальное жилищное строительство

КВЛ - кабельная воздушная линия

КЛ - кабельная линия

КП - коттеджный поселок

КТП - комплектная трансформаторная подстанция

КТП ПВК - комплектная трансформаторная подстанция проходная (воздушный, кабельный вводы)

КТПП - комплектная трансформаторная подстанция проходная

ЛЭП - линия электропередачи

МГЭС - малая гидроэлектростанция

МКЖД - многоквартирный жилой дом

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ПАО - публичное акционерное общество

ПГУ - парогазовая установка

ПС - подстанция

РЖД - Российские железные дороги

РИСЭ - резервный источник электроэнергии

РП - распределительный пункт

РУ - распределительное устройство

РХБЗ - Военная академия радиационной, химической и биологической защиты имени Маршала Советского Союза С.К. Тимошенко

РЭС - район электрических сетей

СИП - самонесущий изолированный провод

СНТ - садоводческое некоммерческое товарищество

ТП - трансформаторная подстанция

ТСО - территориальная сетевая организация

ТТ - трансформатор тока

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

ЯВФИ - Ярославское военное финансовое училище