Указ Губернатора Ярославской области от 28 апреля 2017 г. N 134 "О Программе развития электроэнергетики Ярославской области на 2017 - 2021 годы" (утратил силу)

Указ Губернатора Ярославской области от 28 апреля 2017 г. N 134
"О Программе развития электроэнергетики Ярославской области на 2017 - 2021 годы"

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"

постановляю:

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

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

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

4. Указ вступает в силу с момента подписания.

Временно исполняющий обязанности Губернатора области

Д.Ю. Миронов

Утверждена
указом Губернатора области
от 28 апреля 2017 г. N 134

Программа
развития электроэнергетики Ярославской области на 2017 - 2021 годы

Паспорт Программы

Наименование Программы	Программа развития электроэнергетики Ярославской области на 2017 - 2021 годы
Основание разработки Программы	- постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; - распоряжение Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. N 215-р; - Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. N 1715-р; - 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"; - схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы, утвержденная приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 1 марта 2016 года N 147 "Об утверждении схемы и программы развития единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы"; - схема территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 1 августа 2016 г. N 1634-р
Разработчик Программы	ООО "РегионЭнергоМонтаж"
Цель Программы	развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, а также обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики Ярославской области
Задачи Программы	- обеспечение надежного функционирования энергосистемы Ярославской области в долгосрочной перспективе; - обеспечение баланса между производством и потреблением электроэнергии, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электроэнергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей; - скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей; - обеспечение координации региональных планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования, перспективного развития электроэнергетики; - повышение энергоэффективности экономики области
Срок реализации Программы	2017 - 2021 годы
Основные исполнители Программы	- субъекты энергетики - лица, осуществляющие деятельность в сфере энергетики, в том числе производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение и продажу электроэнергии и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче электроэнергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электроэнергии (мощности), организацию купли-продажи электроэнергии и мощности; - департамент жилищно-коммунального хозяйства, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области; - органы местного самоуправления муниципальных образований Ярославской области
Объемы и источники финансирования Программы	финансирование Программы осуществляется в основном из внебюджетных источников
Система организации контроля за исполнением Программы	контроль за исполнением Программы осуществляет Правительство области
Дополнительная информация	Программа не относится к категории областных целевых программ и не создает расходных обязательств областного и местных бюджетов по заявленным мероприятиям, поскольку требования к ней установлены непосредственно Министерством энергетики Российской Федерации

I. Общая характеристика региона

1. Территориальная и административная характеристика региона.

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

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

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

2. Транспортная характеристика региона.

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

В г. Ярославле расположен международный аэропорт "Туношна".

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

3.1. Промышленность.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- земельные снаряды, - ЗАО "Завод гидромеханизации";

- полиграфические машины, - ООО "Литекс".

3.7. Нефтехимическая и нефтеперерабатывающая промышленность.

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

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

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

По территории области проходят несколько магистральных нефтепроводов.

3.8. Пищевая и перерабатывающая промышленность.

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

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

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

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

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

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

4. Источники выработки электрической энергии и природные ресурсы.

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

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

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

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

II. Анализ состояния энергетики Ярославской области

1. Характеристика энергосистемы Ярославской области

1.1. Энергосистема Ярославской области включает в себя:

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

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

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

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

1.2. Структура региональной электроэнергетики.

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

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

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

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

Таблица 1

Динамика потребления электроэнергии в Ярославской области (данные официальной статистики)

Наименование показателя	Единица измерения	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Электропотребление	млн. кВт х ч	8185,2	8279,5	8172,7	7972,0	8098,7
Рост к предыдущему году	процентов		1,1	-1,3	-2,5	1,6
Рост к 2011 году	процентов		1,1	-0,2	-2,7	-1,1

Диаграмма 1

Динамика изменения электропотребления за период 2011 - 2015 годов, млн. кВт х ч

3. Структура электропотребления Ярославской области

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

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

Таблица 2

Структура электропотребления в Ярославской области в 2015 году

Наименование сферы энергопотребления	Объем, млн. кВт х ч	Доля, процентов
Всего в том числе:	8099	100
Промышленные потребители	2770	34,2
Прочие потребители	1799	22,2
Сельскохозяйственные потребители	267	3,3
Население	2186	27,0
Потери территориальных сетевых организаций	1077	13,3

Диаграмма 2

Структура потребления электроэнергии, млн. кВт х ч

4. Перечень основных крупных потребителей электроэнергии в регионе

Таблица 3

N п/п	Наименование предприятия	Наименование отрасли производства	Потребление электроэнергии, млн. кВт х ч
			2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	ПАО "Автодизель"	машиностроение	295	263	235	182	168
2.	ОАО "Тутаевский моторный завод"	машиностроение	98	94	70	62	62
3.	ОАО "Ярославский завод дизельной аппаратуры"	машиностроение	81	103	93	70	36
4.	ПАО "НПО "Сатурн"	машиностроение	50	36	65	58	61
5.	ОАО "Ярославский электромашиностроительный завод"	машиностроение	29	28	24	23	24
6.	ПАО "Ярославский шиноремонтный завод"	машиностроение	25	24	24	24	5
7.	ОАО "Гаврилов-Ямский машиностроительный завод "Агат"	машиностроение	13	12	12	12	13
8.	ПАО "Ярославский радиозавод"	приборостроение	12	13	14	17	17
9.	АО "Рыбинский завод приборостроения"	приборостроение	12	12	10	10	11
10.	ОАО "Ярославский завод РТИ"	приборостроение	13	13	13	11	11
11.	ПАО "Славнефть-ЯНОС"	нефтеперерабатывающая промышленность	1 034	1 055	1 105	1 108	1 112
12.	ООО "Балтнефтепровод"	перекачка нефти	522	490	357	262	330
13.	ООО "Газпром трансгаз Ухта"	газораспределительный комплекс	156	150	180	151	171
14.	ООО "Рыбинск кабель"	электротехническая промышленность	24	15	22	24	21
15.	ПАО "Ярославский шинный завод"	химическая промышленность	96	94	91	74	90
16.	ПАО "Русские краски"	химическая промышленность	20	19	18	17	9
17.	ПАО "Завод фрикционных и термостойких материалов"	химическая промышленность	14	13	12	10	7
18.	ООО "Пивоваренная компания "Балтика"	пищевая промышленность	51	53	54	52	38
19.	АО "Термостойкие изделия и инженерные разработки"	лёгкая промышленность	12	12	11	10	7
20.	АО "Ярославский бройлер"	пищевая промышленность	25	27	32	33	34
21.	ЗАО "Атрус"	пищевая промышленность	11	8	7	9	10
22.	ООО "Русэнергосбыт"	железнодорожный транспорт	503	517	511	508	517
23.	ПАО "Ярославль водоканал"	жилищно-коммунальное хозяйство	109	88	83	76	75
24.	Муниципальное унитарное предприятие "Водоканал", г. Рыбинск	жилищно-коммунальное хозяйство	32	24	24	15	14

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

Таблица 4

Наименование показателя	Единица измерения	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Валовой региональный продукт	млн. руб.	292778	327280	360732	376257	379257
Численность населения	тыс. чел.	1271	1271	1270	1271,8	1271,9
Энергоемкость	кг у. т./ млн. руб.	25,26	25,09	24,21	24,1	24,0
Электроёмкость	кВт х ч/ млн. руб.	27,96	24,1	23,65	23,21	23,4
Потребление электроэнергии на душу населения	кВт х ч/чел.	6440	6514	6435	6268	6367

6. Характеристика объектов электросетевого хозяйства на территории Ярославской области

Таблица 5

Установленная мощность автотрансформаторов и трансформаторов ПС 35 кВ и выше

Наименование объекта	Количество ПС	Установленная мощность трансформаторов, МВА
Объекты филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС:
- 500 кВ	0	-
- 220 кВ	9	2167,0
Объекты филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго":
- 110 кВ	64	2511,0
- 35 кВ	111	702,6
Объекты прочих собственников:
- 110 кВ	23	1289,0
- 35 кВ	27	329,9
Всего по Ярославской области	234	6999,5

Таблица 6

Протяженность ВЛ энергосистемы Ярославской области

Наименование объекта	Протяженность ВЛ (в одноцепном исполнении), км
Объекты филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС:
- 500 кВ	-
- 220 кВ	1262,7
Объекты филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго":
- 110 кВ	1908,36
- 35 кВ	2413,21
Объекты прочих собственников:
- 110 кВ	18,0
- 35 кВ	3,1
Всего по Ярославской области	5605,37

Характеристика объектов филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" представлена в таблицах 7 - 11.

Таблица 7

Протяженность электрических сетей филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" с разделением по классам напряжения (на 01.01.2016)

Протяженность по трассе, км
ВЛ 110 кВ и выше	ВЛ 35 кВ	ВЛ 6-10 кВ	ВЛ 0,4 кВ	КЛ
1050,84	2082,19	12736,67	13104,89	2909,98

Таблица 8

Протяженность электрических сетей филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" за период 2011 - 2015 годов

Год	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Протяженность ЛЭП	26 973,38	27 059,66	27 369,39	27 662,41	32 013,04
Темп прироста, процентов		0,32	1,14	1,07	15,73

Таблица 9

Динамика числа ПС филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" за период 2011 - 2015 годов

Год	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Количество ПС, шт.	6957	7076	7245	7481	8596
Темп прироста, процентов		1,71	2,39	3,26	14,90

Таблица 10

Количество УЕ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" за период 2011 - 2015 годов

Год	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Количество УЕ объема эксплуатационного обслуживания	127 239,9	129 133,5	131 290,9	132 082,2	168 505,2*
Темп изменения, процентов		1,5	1,7	0,6	27,6

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

Таблица 11

Данные о техническом состоянии силовых трансформаторов филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" (на 01.01.2016)

Класс напряжения	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
Трансформаторы 3-20 кВ	9696	2328,38	6240	1151,69	428	61,9
Трансформаторы 35 кВ	192	695,3	140	453,4	5	24
Трансформаторы 110 кВ	127	2506	83	1472,2	6	209

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

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

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

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

Таблица 12

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

N п/п	Наименование ВЛ	Напряжение, кВ	Марка провода	Протяжённость, км
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 - Тверицкая"	220	АС-300	31,73
24.	"Ярославская - Тутаев"	220	АС-300	57,97

Таблица 13

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

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

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

Филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" в 2015 году выполнены следующие работы:

- реконструкция ПС 110 кВ "Алтыново" с заменой пяти выключателей;

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

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

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

Таблица 14

Линии 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"

N п/п	Наименование ВЛ	Напряжение, кВ	Марка провода	Протяжённость, км
1	2	3	4	5
1.	"Аббакумцевская-1"	110	АС-120	14
2.	"Аббакумцевская-2"	110	АС-120	14
3.	"Алтыново - Палкино I цепь" ("Палкино-1")	110	АС-185	11,46
4.	"Алтыново - Палкино II цепь" ("Палкино-2")	110	АС-185	21,88
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	20,15
9.	"Борисоглебская-2"	110	АС-95	20,15
10.	"Васильковская-1"	110	АС-150, АС-185	16,64
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 с отпайка-ми I цепь" ("Восточная-1")	110	М-95, АС-185	10,13
15.	"Венера - Восточная c отпайка-ми II цепь" ("Восточная-2")	110	М-95, АС-185	10,13
16.	"Венера - Шестихино с отпайками I цепь" ("Шестихинская-1")	110	АС-185, АС-150	35,03
17.	"Венера - Шестихино с отпайками II цепь" ("Шестихинская 2")	110	АС-185, АС-150	35,03
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	6,1
21.	"Газовая-1"	110	АС-120, АС-185	18,14
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	8,48
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	3,83
29.	"Западная-2"	110	АС-240, АС-300	3,83
30.	"Климатино-1"	110	АС-120	26,63
31.	"Климатино-2"	110	АС-120	26,63
32.	"Любим - Халдеево"	110	АС-120, АЖ-120	21,57
33.	"Лютово - Нерехта-1" ("Нерехта-1")	110	АС-120	28,78
34.	"Менделеевская-1"	110	АС-240	7,08
35.	"Менделеевская-2"	110	АС-240	7,08
36.	"Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" ("Петровская-2")	110	АС-120	51,14
37.	"Неро - Тишино с отпайкой на ПС Устье" ("Ростовская-2")	110	АС-150	24,5
38.	"Неро - Ярославская с отпайками" ("Ростовская-1")	110	АС-150	43,89
39.	"Нильская-1"	110	АС-70	4,23
40.	"Нильская-2"	110	АС-70	4,23
41.	"Павловская-1"	110	АС-120	5,9
42.	"Павловская-2"	110	АС-120	5,29
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	6,52
47.	"Переборы-2"	110	АС-95, АС-185	6,52
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	31,64
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	6,24
60.	"Рыбинская ГЭС - Восточная с отпайками I цепь" ("Щербаковская-1")	110	АС-185, АС-150	17,66
61.	"Рыбинская ГЭС - Восточная с отпайками II цепь" ("Щербаковская-2")	110	АС-185, АС-150	17,66
62.	"Сельская-1"	110	АС-150	6,23
63.	"Сельская-2"	110	АС-150	6,23
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	29,67
67.	"Тишино - Ярославская с отпайкой на ПС Коромыслово" ("Тишинская")	110	АС-150	9,49
68.	"Трубеж - Беклемишево с отпайкой на ПС Шушково" ("Шушковская")	110	АС-120	47,79
69.	"Трубеж - Переславль" ("Невская")	110	АС-150	6,3
70.	"Трубеж - Шурскол с отпайками" ("Петровская-1")	110	АС-120	87,49
71.	"Тутаев - Восточная с отпайками I цепь" ("Тутаевская-1")	110	АС-185	27,92
72.	"Тутаев - Восточная с отпайками II цепь" ("Тутаевская-2")	110	АС-185	27,92
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	9,22
77.	"ТЭЦ-2 - Роща" ("156")	110	АС-185	0,63
78.	"ТЭЦ-2 - Северная с отпайками" ("Моторная")	110	АС-150, М-95, АС-240	7,37
79.	"ТЭЦ-2 - Северная с отпайкой на ПС Орион" ("Инженерная")	110	АС-150, М-95, АС-240	7,36
80.	"ТЭЦ-2 - Тверицкая с отпайками I цепь" ("Тверицкая-1")	110	АС-240, АС-185	21,27
81.	"ТЭЦ-2 - Тверицкая с отпайками II цепь" ("Тверицкая-2")	110	АС-240, АС-185	21,27
82.	"ТЭЦ-2 - Тутаев с отпайками I цепь" ("Константиновская-1")	110	АС-185, АС-150	31,59
83.	"ТЭЦ-2 - Тутаев с отпайками II цепь" ("Константиновская-2")	110	АС-185, АС-150	31,59
84.	"ТЭЦ-3 - Которосль с отпайками" ("Фрунзенская-1")	110	АС-150	16,86
85.	"ТЭЦ-3 - Новоселки с отпайками" ("Комсомольская")	110	АС-120, АС-185	9,09
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	16,21
88.	"ТЭЦ-3 - Ярославская" ("Ярославская 1")	110	2 х АС-150, АС-300	5,9
89.	"ТЭЦ-3 - Ярцево с отпайками II цепь" ("Пионерская")	110	АС-120, АС-185	14,99
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	14,84
93.	"Шестихино - Палкино с отпайкой на ПС КС-18" ("Газовая-2")	110	АС-120, АС-185	18,14
94.	"Шестихино - Пищалкино с отпайками" ("Пищалкинская")	110	АС-120, АС-185	55,09
95.	"Шурскол - Неро" ("Приозерная")	110	АС-120	10,53
96.	"Ярославская - Ярцево с отпайками I цепь" ("Южная")	110	АС-150, АС-240, АС-185	27,64
97.	"Ярославская - Ярцево с отпайками II цепь" ("Институтская")	110	АС-150, АС-240, АС-185	27,64
98.	"Ярцево - Лютово"	110	АС-150, АС-120	9,92
99.	"Ярцево - Нерехта-1" ("Нерехта-2")	110	АС-150, АС-120	34,86
100.	"Ярцево - Новоселки с отпайкой на ПС Тормозная"	110	АС-150, АС-120	5,9

Таблица 15

ПС 110 кВ

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

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

Таблица 16

N п/п	Наименование объекта	Год ввода в эксплуатацию	Мощность, МВА	Количество, ед./протяжённость, км
1	2	3	4	5
I. Ввод ПС
1.	ПС 110 кВ "Новосёлки"	2013	2 х 40
2.	ПС 110 кВ "ПГУ-ТЭС"	2013	2 х 40
II. Замена трансформаторов
1.	ПС 220 кВ "Неро"	2011	63/63	1
2.	ПС 110 кВ "Депо"	2011	0/16	1
3.	ПС 110 кВ "Константиново"	2011	20/15	1
4.	ПС 110 кВ "Беклемишево"	2011	20/25	1
5.	ПС 35 кВ "Ананьино"	2011	2 х 1,6/2 х 2,5	2
6.	ПС 35 кВ "Ширинье"	2011	2,5/4	1
7.	ПС 35 кВ "Тутаев"	2011	2 х 6,3/2 х 10	2
8.	ПС 35 кВ "Волна"	2011	2,5/4	1
9.	ПС110 кВ "Нила"	2012	6,3/16	1
10.	ПС 110 кВ "Тормозная"	2012	16/25	1
11.	ПС 35 кВ "Песочное"	2012	1,8/4	1
12.	ПС 110 кВ "Киноплёнка"	2013	6,3/16	1
13.	ПС 110 кВ "Нила"	2013	6,3/16	1
14.	ПС 35 кВ "Сараево"	2013	1/2,5	1
15.	ПС 220 кВ "Сатурн"	2013	40/40	1
16.	ПС 35 кВ "Глебово"	2014	2,5/6,3	1
17.	Рыбинская ГЭС	2014	2 х 3 х 3/2 х 80	2
18.	ПС 35 кВ "Заозерье"	2015	1,6/2,5	1
19.	ПС 35 кВ "Глебово"	2015	2,5/4	1
20.	Рыбинская ГЭС	2015	2 х 3 х 23/2 х 80	2
III. Ввод ВЛ
1.	Расширение ВЛ 35 кВ "Шашково" - "Левобережная"	2011		15,49
2.	КЛ 110 кВ "ПГУ-ТЭС - Тутаев N 1"	2013		0,45
3.	КЛ 110 кВ "ПГУ-ТЭС - Тутаев N 2"	2013		0,45
4.	Заходы на ПС 110 кВ "Новоселки"	2013		1,8
IV. Ввод выключателей
1.	ЭГВ 220 кВ Рыбинская ГЭС	2011		1
2.	ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ "Пошехонье")	2011		9
3.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Полиграф")	2011		2
4.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Климатино")	2011		2
5.	ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ "Тверицкая")	2012		1
6.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Павловская")	2012		3
7.	ЭГВ 220 кВ (Рыбинская ГЭС)	2013		2
8.	ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ "Тверицкая")	2013		1
9.	ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ "Ярославская")	2013		3
10.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ Новоселки)	2013		1
11.	ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ "Тверицкая")	2013		1
12.	ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ "Тутаев")	2013		2
13.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Халдеево")	2013		2
14.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Дружба")	2013		1
15.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Луговая")	2013		2
16.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Борисоглеб")	2013		2
17.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Тишино")	2013		2
18.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Халдеево")	2014		1
19.	ЭГВ 220 кВ (ПС 220 кВ "Венера")	2014		1
20.	ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ-3)	2014		1
21.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Юрьевская Слобода")	2014		2
22.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Техникум")	2014		3
23.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Аббакумцево")	2014		2
24.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Туфаново")	2014		3
25.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Институтская")	2014		1
26.	ЭГВ 110 кВ (Ярославская ТЭЦ-3)	2015		11
27.	ЭГВ 220 кВ (Рыбинская ГЭС)	2015		2
28.	ЭГВ 110 кВ (ПС 110 кВ "Алтыново")	2015		5
29.	ЭГВ 110 кВ (ПС 220 кВ "Тверицкая")	2015		1

7. Структура установленной электрической мощности на территории Ярославской области

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

Таблица 17

Данные о вводе в эксплуатацию генерирующих мощностей

N п/п	Наименование генерирующего источника	Ввод генерирующей мощности, МВт	Год ввода
1.	Угличская ГЭС	10 (модернизация)	2011
2.	Рыбинская ГЭС	10 (модернизация)	2014

Таблица 18

Структура установленной мощности генерирующих объектов

N п/п	Наименование объекта	Установленная мощность, МВт	Доля от суммарной установленной мощности, процентов
1.	ТЭЦ - всего	586	52,8
1.1.	Ярославская ТЭЦ-1	81
1.2.	Ярославская ТЭЦ-2	245
1.3.	Ярославская ТЭЦ-3	260
2.	ГЭС - всего	476,56	43,0
2.1.	Угличская ГЭС	120
2.2.	Рыбинская ГЭС	356,4
2.3.	Хоробровская ГЭС	0,16
3.	Блок-станции - всего	46,5	4,2
3.1.	ОАО "Ярославский технический углерод"	16
3.2.	ПАО "НПО "Сатурн"	30,5
	Всего	1109,06	100

Диаграмма 3

Структура установленной мощности генерирующих объектов

8. Состав оборудования электростанций

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

Таблица 19

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

Объект генерации	Станционный номер	Тип турбины	Установленная электрическая мощность, МВт
1	2	3	4
ПАО "ТГК-2"
Ярославская ТЭЦ-1			81
	3	ПТ-25-90/10М	25
	4	ПТ-25-90/10М	25
	6	Р-6-90/31	6
	7	ПТ-25/30-8,8/1,0-1	25
Ярославская ТЭЦ-2			245
	2	ПР-20-90/1,2	20
	4	Т-50-130	50
	5	ПТ-60-130/13	60
	6	ТП-115/125-130-1ТП	115
Ярославская ТЭЦ-3			260
	1	ПТ-65/75-130/13	65
	2	ПТ-65/75-130/13	65
	4	ПТ-65/75-130/13	65
	5	ПТ-65/75-130/13	65
Филиал ПАО "Федеральная гидрогенерирующая компания РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС"
Рыбинская ГЭС			356,4
	1	К-91-ВБ-900	55
	2	ПЛ-20-В-900	65
	3	91-ВБ-900	55
	4	ПЛ-20/811-В-900	63,2
	5	К-91-ВБ-900	55
	6	ПЛ-20/811-В-900	63,2
Угличская ГЭС			120
	1	К-91-ВБ-900	55
	2	поворотно-лопастная вертикальная турбина Каплана	65
Хоробровская ГЭС			0,16
	1	ОВ16-110МБК	0,08
	2	ОВ16-110МБК	0,08
ПАО "НПО Сатурн"
ТЭЦ			16
	1	Р-6-35/10М-1	6
	2	АП-6	6
	3	АР-4-6	4
Газотурбинная электростанция-12			12
	1	ГТД-6РМ	6
	2	ГТД-6РМ	6
Газотурбинная установка			2,5
	1	ТК-2,5-2РУХЛЗ	2,5
ОАО "Ярославский технический углерод"
ТЭЦ			16
	1	ЕК49/8/14,5	8
	2	ЕК49/8/14,5	8

9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Таблица 20

N п/п	Наименование объекта	Выработка электроэнергии, млн. кВт х ч
		2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
1	2	3	4	5	6	7
	Всего по энергосистеме в том числе:	4123	4177	4210	3171	2962
1.	ТЭЦ ПАО "ТГК-2" - всего в том числе:	2519	2439	2356	2081	2000
1.1.	Ярославская ТЭЦ-1	384	329	297	270	243
1.2.	Ярославская ТЭЦ-2	981	992	972	817	794
1.3.	Ярославская ТЭЦ-3	1154	1118	1087	994	963
2.	Филиал ПАО "Федеральная гидрогенерирующая компания РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС" - всего в том числе:	1394	1530	1642	862	722
2.1.	Рыбинская ГЭС	1123	1170	1336	731	582
2.2.	Угличская ГЭС	271	360	306	131	140
3.	Блок-станции - всего в том числе:	210	208	212	228	240
3.1.	ПАО "НПО "Сатурн"	210	208	212	228	240
3.2.	ПАО "Ярославский технический углерод"

Диаграмма 4

Структура выработки электроэнергии за отчетный период 2011 - 2015 годов, млн. кВт х ч

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

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

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

Таблица 21

Баланс мощности энергосистемы Ярославской области за 2011 - 2015 годы

Наименование показателя	Единица измерения	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
Максимум нагрузки	МВт	1393	1479	1373	1430	1348
Генерация ТЭС	МВт	430	511	497	489	471
Генерация ГЭС	МВт	225	253	256	369	89
Сальдопереток	МВт	710	715	620	572	788

Диаграмма 5

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

Таблица 22

Баланс электроэнергии энергосистемы Ярославской области за 2011 - 2015 годы

N п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Фактическое значение
			2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.
1.	Потребление электроэнергии	млн. кВт х ч	8185	8279	8173	7972	8099
2.	Выработка электроэнергии - всего в том числе:	млн. кВт х ч	4123	4177	4210	3171	2962
2.1.	ТЭЦ (вместе с блоками)	млн. кВт х ч	2729	2647	2568	2309	2240
2.2.	ГЭС	млн. кВт х ч	1394	1530	1642	862	722
3.	Сальдопереток	млн. кВт х ч	4062	4102	3963	4801	5137

Энергосистема Ярославской области является дефицитной по мощности и электроэнергии.

11. Основные характеристики системообразующей сети

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

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

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

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

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

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

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

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

12. Основные внешние электрические связи энергосистемы Ярославской области

Энергосистема Владимирской области

Схема внешних электрических связей Ярославской области

Энергосистема Вологодской области

Энергосистема Костромской области

Энергосистема Тверской области

4 ВЛ 220 кВ

1 ВЛ 110 кВ

2 ВЛ 220 кВ

3 ВЛ 110 кВ

1 ВЛ 110 кВ

Энергосистема Ярославской области

2 ВЛ 220 кВ

2 ВЛ 220 кВ

Энергосистема Московской области

1 ВЛ 220 кВ

2 ВЛ 110 кВ

Энергосистема Ивановской области

Внешние электрические связи энергосистемы Ярославской области представлены следующим образом:

- с энергосистемой Костромской области:

220 кВ: ВЛ 220 кВ "Костромская ГРЭС - Ярославская", ВЛ 220 кВ "Мотордеталь - Тверицкая";

110 кВ: ВЛ 110 кВ "Лютово - Нерехта-1", ВЛ 110 кВ "Ярцево - Нерехта-1", ВЛ 110 кВ "Халдеево - Буй";

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

- с энергосистемой Владимирской области:

220 кВ: ВЛ 220 кВ "Александров - Трубеж";

110 кВ: ВЛ 110 кВ "ВЛ 110 кВ Балакирево - Переславль", ВЛ 110 кВ "Балакирево - Трубеж";

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

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

- с энергосистемой Вологодской области:

220 кВ: ВЛ 220 кВ "Белозёрская - Пошехонье с отпайкой на ПС Зашекснинская", ВЛ 220 кВ "Пошехонье - Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская", ВЛ 220 кВ "Пошехонье - Ростилово", ВЛ 220 кВ "Пошехонье - Вологда";

110 кВ: ВЛ 110 кВ "Ростилово - Скалино (Тяговая) с отпайкой на ПС Плоское".

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

1. Основные проблемы энергосистемы Ярославской области в настоящее время:

- физическое и моральное старение оборудования ПС и ЛЭП;

- физическое и моральное старение оборудования электростанций;

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

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

2. Характеристика состояния энергосистем региона.

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

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

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

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

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

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

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

В 2016 году филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" планируется замена силовых трансформаторов:

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

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

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

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

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

Таблица 23

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

N п/п	Наименование объекта центра питания, класс напряжения	Мощность перегружаемого трансформатора	Текущий дефицит, МВА*
1	2	3	4
1.	ПС 110 кВ "Аббакумцево"	10 + 10	-4,50
2.	ПС 110 кВ "Кинопленка"	10	-1,06
3.	ПС 110 кВ "Переславль"	25 + 25	-1,99
4.	ПС 35 кВ "Дубки"	6,3 + 6,3	-0,92
5.	ПС 35 кВ "Кулаково"	2,5 + 2,5	-1,16
6.	ПС 35 кВ "Купань"	2,5 + 2,5	-0,64

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

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

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

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

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

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

- замена существующих трансформаторов на более мощные;

- строительство новых ПС в центрах роста нагрузок;

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

ГАРАНТ:

Нумерация пунктов приводится в соответствии с источником

3. Распределительные электрические сети 0,4 - 10 кВ.

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

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

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

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

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

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

- интеграция муниципальных и ведомственных электросетевых активов;

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

- повышение надежности электроснабжения социально значимых потребителей.

IV. Основные направления развития энергетики Ярославской области

1. Цели и задачи развития энергетики Ярославской области

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

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

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

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

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

Кроме того, строительство новых генерирующих мощностей позволит обеспечить развитие региона в соответствии со Стратегией социально-экономического развития Ярославской области до 2025 года и Схемой территориального планирования Ярославской области, утвержденной постановлением Правительства области от 31.12.2014 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", в том числе развитие перспективных инвестиционных площадок.

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

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

- строительство новых ВЛ 220 кВ протяженностью 81 километр;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Прогноз спроса на электроэнергию и мощность на территории Ярославской области на 2017 - 2021 годы

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

Таблица 24

Наименование показателя	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Электропотребление, млн. кВт х ч годовой темп прироста, процентов	8099	8140	8210	8224	8237	8271	8264
		0,5	0,9	0,2	0,2	0,4	-0,1
Максимальная мощность, МВт годовой темп прироста, процентов	1348	1403	1415	1418	1420	1422	1425
		4,1	0,9	0,2	0,1	0,1	0,2

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

3. Детализация электропотребления по отдельным частям энергосистемы Ярославской области

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

Таблица 25

Наименование энергорайона	Единица измерения	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Ярославский энергорайон	МВт	836	873	883	883	885	886	889
	процентов	62	62,2	62,4	62,3	62,3	62,3	62,4
Рыбинский энергорайон	МВт	283	292	293	294	294	294	295
	процентов	21	20,8	20,7	20,7	20,7	20,7	20,7
Ростовский энергорайон	МВт	229	239	239	241	241	242	241
	процентов	17	17	16,9	17	17	17	16,9
Всего по энерго-системе	МВт	1348	1403	1415	1418	1420	1422	1425

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

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

Таблица 26

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

Генерирующий источник	Тип установки	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
ПГУ 450 МВт на территории Тенинской котельной	ПГУ-450		450					450

В настоящее время выполняется реконструкция Рыбинской ГЭС, предусматривающая:

- установку двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью 2 х 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 х 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 х 23 МВА трансформаторами мощностью 80 МВА с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС и присоединением к ним блоков гидроагрегатов 5Г, 6Г;

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

2Г - реконструирован в 2014 году;

1Г - окончание реконструкции в 2018 году;

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

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

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

Таблица 27

Наименование мероприятия	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
Ввод и модернизация генерирующего оборудования		450	10				460
Демонтаж генерирующего оборудования
Прирост генерирующего оборудования		450	10				460

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

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

Таблица 28

Перечень мероприятий по вводу в эксплуатацию новых объектов генерации в Ярославской области в период 2016 - 2021 годов с учётом объектов средней когенерации, ПГУ-230 МВт и дополнительных вводов и модернизации согласно СиПР ЕЭС России

N п/п	Генерирующий источник	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
1.	ПГУ 450 МВт в районе Тенинской котельной		450
2.	ПГУ-ТЭС-52 МВт в г. Тутаеве		52
3.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Ростове 1					24
4.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Переславле-Залесском 2						24
5.	ПГУ-ТЭЦ 230 МВт в г. Рыбинске 3					230
	Всего		502			254	24	780

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

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

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

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

Таблица 29

Наименование мероприятия	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
Ввод и модернизация генерирующего оборудования		502	10		264	24	800
Демонтаж генерирующего оборудования
Прирост генерирующего оборудования		502	10		264	24	800

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

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

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

Таблица 30

Энергосистема Ярославской области	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1	2	3	4	5	6	7
Потребность (электропотребление), млн. кВт х ч	8140	8210	8224	8237	8271	8264
Сальдопереток	4796	2894	3204	3232	3306	3302
Покрытие (производство электроэнергии)	3344	5316	5020	5005	4965	4962
в том числе:
атомные электрические станции	-	-	-	-	-	-
ГЭС	986	1186	1186	1186	1186	1186
ТЭС	2358	4130	3834	3819	3779	3776
возобновляемые источники энергии	-	-	-	-	-	-
Потребность (собственный максимум), МВт	1403,0	1415,0	1418,0	1420,0	1422,0	1425,0
Покрытие (установленная мощность)	1559,1	1559,1	1569,1	1569,1	1569,1	1569,1
в том числе:
атомные электрические станции	-	-	-	-	-	-
ГЭС	476,6	476,6	486,6	486,6	486,6	486,6
ТЭС	1082,5	1082,5	1082,5	1082,5	1082,5	1082,5
возобновляемые источники энергии	-	-	-	-	-	-

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

Таблица 31

Энергосистема Ярославской области	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Потребность (электро-потребление), млн. кВтч	8140	8210	8224	8237	8271	8264
Сальдопереток	4796	2582	2892	2920	1455	1322
Покрытие (производство электроэнергии)	3344	5628	5332	5317	6816	6942
в том числе:
атомные электрические станции	-	-	-	-	-	-
ГЭС	986	1186	1186	1186	1186	1186
ТЭС	2358	4442	4146	4131	5630	5756
возобновляемые источники энергии	-	-	-	-	-	-
Потребность (собственный максимум), МВт	1403	1415	1418	1420	1422	1425
Покрытие (установленная мощность)	1559,1	1611,1	1621,1	1621,1	1885,1	1909,1
в том числе:
атомные электрические станции	-	-	-	-	-	-
ГЭС	476,6	476,6	486,6	486,6	496,6	496,6
ТЭС	1082,5	1134,5	1134,5	1134,5	1388,5	1412,5
возобновляемые источники энергии	-	-	-	-	-	-

6. Развитие электросетевого комплекса Ярославской области

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

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

- повышение пропускной способности сетей;

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

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

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

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

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

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

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

Таблица 32

N п/п	Класс напряжения, наименование показателя	2016 - 2021 годы
		ВЛ, км	ПС, ед./МВА
1	2	3	4
1.	220 кВ, в том числе:	81	1/0
1.1.	Новое строительство	81	-
1.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	-	1/0
2.	110 кВ в том числе:	85,67	6/155
2.1.	Новое строительство	31,75	3/107
2.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	53,92	3/48
3.	35 кВ в том числе:	29,43	12/50,7
3.1.	Новое строительство	5,6	1/0
3.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	23,74	12/58,1
	Итого	196,01	20/213,1

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

Таблица 33

N п/п	Класс напряжения, наименование показателя	2016 - 2021 годы
		ВЛ, км	ПС, ед./МВА
1.	220 кВ, в том числе:	81	1/0
1.1.	Новое строительство	81	-
1.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	-	1/0
2.	110 кВ в том числе:	138,35	6/155
2.1.	Новое строительство	40,55	3/107
2.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	97,8	3/48
3.	35 кВ в том числе:	29,43	12/50,7
3.1.	Новое строительство	5,6	1/0
3.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	23,74	12/58,1
	Итого	248,69	20/213,1

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

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

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

Таблица 34

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

N п/п	Наименование мероприятия	Проектная мощность			Сроки строительства				Сметная стоимость, млн. руб.	Обоснование
		МВА	км		год начала		год окончания
1	2	3	4		5		6		7	8
I. Новое строительство и реконструкция
1. Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС
	Реконструкция ВЛ 220 кВ "Ярославская - Тутаев", ВЛ 220 кВ "Ярославская - Тверицкая". Заходы на Ярославскую ТЭС (ПГУ - 450 МВт)		2 х 11,3 2 х 29,2		2015		2017		1845,6	обеспечение выдачи мощности Ярославской ТЭС
2. Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"
2.1.	Реконструкция ПС 35 кВ "Некрасово" с заменой трансформаторов 2 х 16 МВА 35 кВ на 2 х 16 МВА 110 кВ	2 х 16			2016		2021		134,5	риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (снижения уровней напряжения ниже допустимого уровня) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок. Наличие технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям энергопринимающих устройств потребителей суммарной максимальной мощностью 8,6 МВт
2.2.	Строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ "Аббакумцево" до ПС 110 кВ "Некрасово" с переходом через р. Волгу		18,8		2016		2021		288,8
2.3.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Ростовская-1" и ВЛ 110 кВ "Тишинская" до тяговой ПС 110 кВ "Козьмодемьянск"		8		2016		2018		70,2	технологическое присоединение (договор N 40767108/ТП-16 от 02.06.2016 20 МВт ОАО "РЖД")
2.4.	Строительство 2-цепной (сдвоенной) ВЛ 35 кВ от ПС 110 кВ "Лютово" до ПС 35 кВ "Урожай" общей протяженностью 5,5 км, сечением 95 кв. мм, с установкой дополнительных ячеек в РУ 35 кВ		5,5		2016		2018		21,9	технологическое присоединение (договор N 40817838/ТП-14 от 17.11.2014 - ОАО "Аэропорт Туношна" 2,65 МВт)
3. ОАО "РЖД"
	Строительство тяговой ПС 110 кВ "Козьмодемьянск"	2 х 25			2016		2018		540,48	увеличение пропускной способности железной дороги на участке Ярославль - Ростов (технологическое присоединение, договор N 40767108/ТП-16 от 02.06.2016)
4. ООО "Тепличный комбинат Ярославский"
	Строительство ПС 110 кВ "Дубки" и КВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ "Ярославская" до ПС 110 кВ "Дубки"	1 х 25	4,946		2016		2016			технологическое присоединение (договор N 22-2015-41/ТП-М1 от 30.11.2015 23 МВт)
	Итого по новому строительству								2068,98
II. Техническое перевооружение и реконструкция
1. Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"
1.1.	Реконструкция ПС 35 кВ "Урожай" с заменой трансформаторов 2 х 4 МВА на трансформаторы 2 х 6,3 МВА (с устройствами РПН) и установкой ячейки 35 кВ. Реконструкция ПС 110 кВ "Лютово" с установкой высоковольтной ячейки с вакуумным выключателем	2 х 6,3		2016		2018		106,7		технологическое присоединение (договор N 40817838/ТП-14 от 17.11.2014 - ОАО "Аэропорт Туношна" 2,65 МВт)
1.2.	Реконструкция ПС 35 кВ "Заволжская" с заменой трансформаторов 2 х 10 МВА на трансформаторы 2 х 16 МВА	2 х 16		2017		2019		209,5		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.3.	Реконструкция ПС 35 кВ "Моделово" с заменой трансформаторов 2 х 6,3 МВА на трансформаторы 2 х 10 МВА	2 х 10		2017		2017		29,1		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.4.	Реконструкция ПС 35 кВ "Глебово" (замена трансформатора 4 МВА на трансформатор 6,3 МВА; реконструкция РУ 35 кВ)	1 х 6,3		2019		2020		59,7		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.5.	Реконструкция ПС 110 кВ "Кинопленка" с заменой трансформатора Т-2 10 МВА на трансформатор 16 МВА	1 х 16		2021		2021		47,2		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.6.	Реконструкция ПС 35 кВ "Ватолино" с заменой трансформаторов 2 х 4 МВА на трансформаторы 2 х 6,3 МВА	2 х 6,3		2018		2018		14,7		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.7.	Реконструкция ПС 35 кВ "Кулаково" с заменой трансформаторов 2 х 2,5 МВА на трансформаторы 2 х 4 МВА	2 х 4		2018		2018		10,2		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.8.	Реконструкция ПС 110 кВ "Аббакумцево" с заменой трансформаторов 2 х 10 МВА на трансформаторы 2 х 25 МВА	2 х 16		2019		2019		119,2		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.9.	Реконструкция ПС 110 кВ "Переславль" с заменой трансформаторов 2 х 25 МВА на трансформаторы 2 х 40 МВА	2 х 40		2019		2020		147,5		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.10.	Реконструкция ПС 35 кВ "Прибрежная" с заменой трансформаторов 2 х 10 МВА на трансформаторы 2 х 16 МВА	2 х 16		2019		2020		166,9		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.11.	Реконструкция ПС 35 кВ "Скоморохово" с заменой трансформаторов 2 х 1,6 МВА на трансформаторы 2 х 2,5 МВА	2 х 2,5		2019		2019				риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.12.	Реконструкция ПС 35 кВ "Купань" с заменой трансформаторов 2 х 2,5 МВА на трансформаторы 2 х 6,3 МВА	2 х 4		2018		2018		14,7		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.13.	Реконструкция ПС 35 кВ "Машприбор" с заменой трансформаторов 2 х 6,3 МВА на трансформаторы 2 х 10 МВА	2 х 10		2019		2019		29,1		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.14.	Реконструкция ПС 35 кВ "Ананьино" (трансформаторы 2 х 2,5 МВА), ПС 35 кВ "Семибратово" (трансформаторы 2 х 4 МВА). Перемещение трансформаторов	2 х 4 2 х 2,5		2018		2018				риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.15.	Реконструкция ПС 35 кВ "Соломидино" (трансформатор 1 х 2,5 МВА), ПС 35 кВ "Борок" (трансформатор 1 х 4 МВА). Перемещение трансформаторов	1 х 4 1 х 2,5		2020		2020				риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.16.	Реконструкция ПС 110 кВ "Новосёлки" (трансформаторы 2 х 40 МВА), ПС 110 кВ "Чайка" (трансформаторы 2 х 25 МВА). Перемещение одного трансформатора	2 х 25 2 х 40		2017		2017		79,4		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.17.	Реконструкция ПС 35 кВ "Нексанс" (трансформаторы 2 х 10 МВА), ПС 35 кВ "Дубки" (трансформаторы 2 х 6,3 МВА). Перемещение трансформаторов	2 х 6,3 2 х 10		2017		2017		32,0		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений (перегрузка нагрузочных трансформаторов) в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.18.	Реконструкция 2-й цепи ВЛ 35 кВ (АС-95, 10,4 км) вдоль существующей ВЛ 35 кВ "Переславль - Кибернетик" и далее по трассе ВЛ 35 кВ "Глебовская"		10,4	2018		2019		32,5		риск выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений в послеаварийных режимах в период зимних максимальных нагрузок
1.19.	Реконструкция ВЛ 35 кВ "Филинская-2" со строительством участка ВЛ 35 кВ до ПС 35 кВ "Лесные Поляны" (АС-70, 2,64 км) и реконструкция РУ 35 кВ ПС 35 кВ "Лесные Поляны"		2,64	2016		2018		13,5		аварийное отключение или вывод в ремонт ВЛ 35 кВ "Филинская-1" с учетом перевода части потребителей на резервные схемы электроснабжения приводит к ограничению потребителей в объеме 3,8 МВт
2. Главное управление ПАО "ТГК-2" по Верхневолжскому региону
	Установка на ВЛ 110 кВ "Перекопская" со стороны ТЭЦ-3 шкафа отбора напряжения или трансформатора напряжения в одной фазе для выполнения автоматического повторного включения с контролем синхронизма			2017		2017				при устойчивых КЗ на ВЛ 110 кВ "ТЭЦ-3 - Перекоп" в случае отказа выключателя на ТЭЦ-3 возможна потеря выдачи мощности ТЭЦ-3 по стороне напряжения 110 кВ по причине отсутствия автоматического повторного включения с контролем синхронизма со стороны ТЭЦ-3, что не позволяет выполнить автоматическое повторное включение данной ВЛ со стороны ПС 110 кВ "Перекоп" (ПС 110 кВ "Северная")
	Итого по техническому перевооружению и реконструкции							1111,9
	Всего по основным мероприятиям							3159,18

Таблица 35

Перечень дополнительных мероприятий для варианта развития энергосистемы Ярославской области на основании СиПР ЕЭС России с учётом ввода объектов когенерации и ПГУ-230 МВт

N п/п	Наименование мероприятия	Проектная мощность		Сроки строительства		Сметная стоимость, млн. руб.	Обоснование
		МВА	км	год начала	год окончания
Новое строительство
1. ОАО "Электросети ЯГК"
1.1.	Строительство двух КЛ 110 кВ от ПС 220 кВ "Неро" и ПС 110/10 кВ	2 х 25	2 х 0,3	2019	2020		обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Ростове
1.2.	Строительство двух КЛ 110 кВ от ПС 110 кВ "Переславль" и ПС 110/10 кВ	2 х 25	2 х 0,4	2020	2021		обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Переславле-Залесском
2. Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"*
2.1.	Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ "Венера - Шестихино с отпайками I и II цепь" до ПГУ-ТЭЦ 230 МВт в г. Рыбинске		2 х 2,3	2019	2020		обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ 230 МВт в г. Рыбинске ("Схема выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ Рыбинск")
2.2.	Строительство заходов ВЛ 110 кВ "Венера - Восточная с отпайками I и II цепь" на ПГУ-ТЭЦ 230 МВт в г. Рыбинске		4 х 0,7	2019	2020		обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ 230 МВт в г. Рыбинске ("Схема выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ Рыбинск")
II. Техническое перевооружение и реконструкция
Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"*
	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Венера - Восточная с отпайками I и II цепь"		2 х 8,23	2019	2020		обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ 230 МВт в г. Рыбинске ("Схема выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ Рыбинск")
	Реконструкция ВЛ 110 кВ "ТЭЦ-2 - Тутаев с отпайками I и II цепь"		2 х 13,71	2019	2020		обеспечение выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ 230 МВт в г. Рыбинске ("Схема выдачи мощности ПГУ-ТЭЦ Рыбинск")

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

Таблица 36

Перечень основных мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции электросетевых объектов в 2016 - 2021 годах, не связанных с развитием электрической сети

N п/п	Наименование мероприятия	Проектная мощность		Сроки строительства		Сметная стоимость, млн. руб.	Обоснование
		МВА	км	год начала	год окончания
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС
	Реконструкция ПС 220 кВ "Вега" с заменой оборудования, в том числе отделителей и КЗ			2019	2020	171,0	техническое состояние
2. Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"
2.1.	Реконструкция ПС 35 кВ "Варегово" с заменой трансформаторов (10 кВ) 2,5 МВА и 1,6 МВА на трансформаторы 2 х 1,6 МВА, демонтажом трансформатора (6 кВ) 1,6 МВА и переводом потребителей на напряжение 35/10 кВ	2 х 1,6		2017	2020	14,2	техническое состояние
2.2.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Моторная - Инженерная" (с кабельными вставками)		6,92	2016	2017	57,8	техническое состояние
2.3.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Восточная-1,2" (Замена опор N 43, N 44, N 53) и замена провода		12,0	2017	2020	21,8	техническое состояние
2.4.	Реконструкция ПС 110 кВ "Устье" с заменой трансформаторов 2 х 10 МВА на трансформаторы 2 х 10 МВА	2 х 10		2021	2021	82,0	техническое состояние
2.5.	Реконструкция ВЛ 110 кВ "Перекоп-Северная с отпайкой на ПС Ярославль Главный", ВЛ 110 кВ "ТЭЦ-3 - Перекоп", ВЛ 110 кВ "ТЭЦ-3-Северная с отпайками"		35,0	2018	2021	303,2	техническое состояние
2.6.	Реконструкция ВЛ 35 кВ "Тихменево-Глебово"		10,7	2020	2020	47,0	техническое состояние
3. Северная железная дорога - филиал ОАО "РЖД"
3.1.	Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ "Любим", ОРУ-110 кВ, КРУН-10 кВ			2016	2017	143,98	замена отделителей с КЗ на выключатели (уменьшение времени ликвидации короткого замыкания)
3.2.	Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ "Путятино", ОРУ-110 кВ						замена отделителей с КЗ на выключатели (уменьшение времени ликвидации короткого замыкания)
3.3.	Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ "Уткино", ОРУ-110 кВ						замена отделителей с КЗ на выключатели (уменьшение времени ликвидации короткого замыкания)
	Итого по техническому перевооружению и реконструкции					840,98
	Всего по основным мероприятиям					970,78

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

6.1. Строительство ПС 110 кВ "Некрасово" взамен ПС 35 кВ "Некрасово" с заменой трансформаторов 2 х 16 МВА 35 кВ на трансформаторы " с переходом через р. Волгу (в соответствии с пунктами 2.1, 2.2 подраздела 2 раздела I таблицы 34).

Необходимость строительства вызвана:

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

- ограничением на технологическое присоединение в Некрасовском муниципальном районе.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Минимально необходимая мощность батарей статических конденсаторов:

- ПС 35 кВ "Некрасово": 4 х 2700 кВАр;

- ПС 35 кВ "Профилакторий": 4 х 1350 кВАр.

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

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

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

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

- увеличить надежность электроснабжения потребителей;

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

- обеспечить требуемое качество электроэнергии в послеаварийных режимах;

- снять ограничение на подключение новых потребителей;

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

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

- перевод ПС на напряжение 110 кВ;

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

- строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ "Аббакумцево" до ПС 110 кВ "Некрасово".

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

Необходимость строительства ПС 110 кВ "Козьмодемьянск" вызвана необходимостью увеличения пропускной способности железной дороги на участке Ярославль - Ростов.

В соответствии с техническими условиями предусматривается:

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

- строительство новой двухцепной отпаечной ВЛ 110 кВ ориентировочной длиной 8000 метров от опор N 186 и N 187 ВЛ 110 кВ "Ростовская-1" и ВЛ 110 кВ "Тишинская" до линейного портала ОРУ 110 кВ вновь сооружаемой тяговой ПС 110/10/6/3,3 кВ.

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

Основание для выполнения работ - договор технологического присоединения N 22-2015-41/ТП-М1 ПАО "ФСК ЕЭС" с ООО "Тепличный комбинат Ярославль" от 30.11.2015 (заявленная мощность - 23 МВт).

В соответствии с техническими условиями предусматривается строительство:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Основанием для выполнения работ является договор технологического присоединения с ОАО "Аэропорт Туношна" N 40817838 от 14.11.2014.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Результаты расчетов режимов после выполнения реконструкции.

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

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

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

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

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

- строительство ВЛ 35 кВ.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.10.2.1. Вывод в ремонт ВЛ 35 кВ "Глебовская":

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

- токовая нагрузка ВЛ 35 кВ "Нагорьевская" составляет 195 А (допустимая - 120 А);

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

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

- реконструкция РУ 35 кВ;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

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

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

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

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

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

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

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

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

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

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

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

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

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

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

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

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

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

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

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

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

Проектом реконструкции ВЛ и ПС предусматриваются:

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

- реконструкция РУ 35 кВ ПС 35 кВ "Лесные Поляны".

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

Необходимость реконструкции ПС обусловлена:

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

- наличием устаревшего оборудования и отсутствием запасных частей для ремонта.

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

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

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

- замена двенадцати комплектов разъединителей;

- замена шести фаз трансформаторов напряжения-220 кВ;

- замена двенадцати фаз трансформаторов тока-220 кВ;

- организация цифровых каналов связи.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.27. Реконструкция ВЛ 110 кВ "Моторная - Инженерная" (в соответствии с пунктом 2.2 раздела 2 таблицы 36).

Реконструкции подлежит участок ВЛ 110 кВ от опоры N 20 до опоры N 45 протяженностью 3 километра со сроком службы 77 лет.

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

Проектом реконструкции ВЛ предусматриваются:

- демонтаж существующих металлических опор и фундаментов;

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

6.28. Реконструкция ВЛ 110 кВ "Восточная-1,2". Замена опор N 43, N 44, N 53 и замена провода (в соответствии с пунктом 2.3 раздела 2 таблицы 36).

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

Проектом реконструкции ВЛ предусматриваются:

- замена дефектных и не подлежащих ремонту опор N 43, N 44, N 53;

- замена провода на анкерных участках N 42-45 и N 51-54. Замена провода 12 километров.

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

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

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

Проектом реконструкции ЛЭП предусматриваются:

- замена металлических опор;

- замена провода;

- замена линейной арматуры ВЛ.

6.30. Реконструкция ПС 35 кВ "Варегово" с переводом на 35/10 кВ с заменой трансформаторов (10 кВ) 2,5 МВА и 1,6 МВА на трансформаторы 2 х 1,6 36).

Необходимость выполнения реконструкции обусловлена:

- наличием неустранимых дефектов;

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

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

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

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

Проектом реконструкции ПС предусматриваются:

- демонтаж Т-1 35/6 кВ 1,6 МВА;

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

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

7. Модернизация систем централизованного теплоснабжения с учетом развития когенерации

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

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

Таблица 37

N п/п	Генерирующий источник	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
1.	ПГУ-ТЭС-52 МВт в г. Тутаеве		52
2.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Ростове					24
3.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Переславле-Залесском						24

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

8. Перевод на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих ТЭЦ

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

Предусматривается строительство:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В соответствии с Программой развития электроэнергетики Ярославской области на 2014 - 2018 годы, утвержденной постановлением Правительства области от 24.12.2013 N 1712-п "О Программе развития электроэнергетики Ярославской области на 2014 - 2018 годы и признании утратившими силу постановлений Правительства области от 12.04.2012 N 279-п и 24.01.2013 N 22-п", Правительством области поручено АО "ЯрЭСК" провести консолидацию и восстановление электросетевых активов 10 - 0,4 кВ СНТ Ярославской области.

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

Для исполнения данного решения реализуются следующие мероприятия:

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

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

- организация выполнения необходимых восстановительных работ электрических сетей СНТ;

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

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

Таблица 38

Объем консолидации электросетевых активов СНТ

Наименование показателя	2014 и 2015 гг.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Ожидаемые объёмы обслуживания электрических сетей СНТ (УЕ*)	557	250	250	250	250	250	250
Объём финансирования на проведение восстановительных работ за счёт средств предприятия, тыс. руб.	48 698	29 540	51 393	32 857	34 141	35 538	36 959
Потребность в дополнительном финансировании, тыс. руб.	-	-	20 000	40 000	40 000	40 000	40 000

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

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

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

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

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

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

Таблица 39

Работы по модернизации электрических сетей СНТ*

Перечень мероприятий	2014 и 2015 гг.	2016 г.	2017 г. (план) **
1	2	3	4
Реконструкция, капитальный ремонт ВЛ, КЛ 6 - 10 кВ, км	3,7	3,4	1,5
Реконструкция, капитальный ремонт магистральных и распределительных ВЛ - 0,4 кВ с заменой неизолированного провода на самонесущий изолированный провод, км в том числе: замена опор, шт. перекидки, шт.	41,4 475 1 431	34,5 560 1 416	67 940 2 652
Монтаж новых ТП с увеличением мощности трансформаторов 10-6/0,4 кВ, шт.	7	3	4
Монтаж автоматизированной системы коммерческого учёта электрической энергии (бытовых потребителей) в СНТ	2	4	6
в том числе установка индивидуальных приборов учёта с возможностью автоматизированной передачи данных, шт.	197	503	891

* Объём работ без учёта технологического присоединения льготных потребителей.

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

Результатами работы по модернизации электросетевого комплекса СНТ Ярославской области являются:

- повышение качества жизни населения Ярославской области;

- обеспечение надёжности электроснабжения СНТ;

- повышение качества электрической энергии, поставляемой потребителям;

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

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

- обеспечение безопасности садоводов при эксплуатации электрических сетей СНТ;

- снижение социальной напряженности в регионе.

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

В результате проведенных работ будет обеспечено надежное электроснабжение потребителей СНТ.

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

- технических потерь - на 5 - 7 процентов;

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

10. Программа расширения просек ВЛЭП филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"

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

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

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

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

Реализация мероприятий по расширению просек позволит обеспечить:

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

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

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

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

Таблица 40

Объемы работ по расширению просек ВЛ

Наименование работ	Объём выполнения работ по расширению просек в календарном году, га
	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021
	фактическое значение	фактическое значение	фактическое значение	фактическое значение	фактическое значение	плановое значение	плановое значение	плановое значение	плановое значение	плановое значение
ВЛ 35-110 кВ	495,2	480,8	485,2	124	195,3	142	180	70	70	70
ВЛ 0,4-10 кВ	0	0	110,3	97,7	130,9	299,9	353	413,5	429	120
ВСЕГО	495,2	480,8	595,5	221,7	357,4	441,9	533	483,5	499	190

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

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

Таблица 41

Объемы финансирования работ по расширению просек, проводимых филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"

Источник финансирования	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	Всего
Инвестиционная программа предприятия, тыс. руб.	57 405,2	70 515,6	91 251	74 040	81 600	374 811,8

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

11. Внедрение АСКУЭ

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

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

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

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

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

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

АСКУЭ включают в себя:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

12. Роль развития энергетики в Ярославской области

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

Возрастание роли развития энергетической инфраструктуры в регионе обусловлено:

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

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

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

Приоритетными направлениями развития энергетики Ярославской области являются:

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

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

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

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

- сокращение потерь энергоресурсов при их производстве и реализации;

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

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

V. Финансирование мероприятий Программы

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

VI. Механизм реализации Программы

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

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

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

2.1. Утверждает инвестиционные программы субъектов электроэнергетики, отнесенных к числу субъектов, инвестиционные программы которых утверждаются и контролируются органами исполнительной власти Ярославской области, и осуществляет контроль за реализацией таких программ в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики".

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

2.3. Организует мониторинг выполнения работ по развитию когенерационной энергетики.

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

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

ГАРАНТ:

Нумерация подпунктов приводится в соответствии с источником

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

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

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

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

VII. Показатели уровня надежности и качества оказываемых субъектами энергетики услуг

Показатели уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для электросетевых организаций устанавливаются в соответствии с Положением об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 г. N 1220 "Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг", Методическими указаниями по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организаций по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 ноября 2016 г. 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".

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

Таблица 42

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

Наименование показателя	2011 г.		2012 г.		2013 г.		2014 г.		2015 г.
	плановые значения	фактические значения	плановые значения	фактические значения	плановые значения	фактические значения	плановые значения	фактические значения	плановые значения	фактические значения
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Показатель уровня надежности	0,135	0,096	0,133	0,097	0,131	0,126	0,128	0,097	0,127	0,098
Показатель уровня качества оказываемых услуг	1,01	0,899	1,01	0,806	1,01	0,835	1,01	0,802	1,01	0,808

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

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

VIII. Заключительные положения

Программа будет использована в качестве основы для:

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

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

Список используемых сокращений

АО - акционерное общество

АСКУЭ - автоматизированные системы контроля и учета электрической энергии

ВЛ - воздушная линия

ВЛЭП - воздушная линия электропередачи

ГПП - главная понизительная подстанция

ГРЭС - государственная районная электростанция

ГЭС - гидроэлектростанция

ЗАО - закрытое акционерное общество

Ивановские ПГУ - филиал открытого акционерного общества "ИНТЕР РАО-Электрогенерация" - "Ивановские ПГУ"

КВЛ - кабельные воздушные линии

КЗ - короткозамыкатели

КЛ - кабельная линия

КРУН - комплектное распределительное устройство наружной установки

ЛЭП - линия электропередачи

МРСК Центра - Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра

НПО - научно-производственное объединение

ОАО - открытое акционерное общество

ОДН - общедомовые нужды

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ОРУ - открытое распределительное устройство

ПАО - публичное акционерное общество

ПБВ - переключение напряжения при отключенном трансформаторе

ПГУ - парогазовая установка

ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей

ПС - подстанция

ПТ - паровая турбина

РПН - регулирование под нагрузкой

РУ - распределительное устройство

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

СНТ - садоводческое некоммерческое товарищество

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

ТГК-2 - Территориальная генерирующая компания N 2

ТП - трансформаторная подстанция

ТСО - территориальная сетевая организация

ТЭС - теплоэлектростанция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

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

ФСК ЕЭС - Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы

ЭГВ - элегазовый выключатель

ЯГК - Ярославская генерирующая компания

ЯрЭСК - Ярославская электросетевая компания

Приложение
к Программе

Схема
развития электрических сетей 110 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области на период 2017 - 2021 годов

1. Цели, задачи и принципы разработки Схемы развития электрических сетей 110 - 220 кВ энергосистемы Ярославской области на период 2017 - 2021 годов

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

- развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

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

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

Основными задачами формирования Схемы являются:

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

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

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

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

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

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

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

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

- обеспечение необходимой надежности электропитания потребителей;

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

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

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

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

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

- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

- скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

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

- целесообразность многофункционального назначения вновь сооружаемых линий.

Схема выполнена в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:

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

- нормы технологического проектирования ВЛ электропередачи напряжением 35 - 750 кВ СТО 56947007-29.240.55.016-2008, утвержденные приказом ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" от 24.10.2008 N 460 "Об утверждении норм технологического проектирования ВЛ электропередачи напряжением 35-750 кВ";

- нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ СТО 56947007-29.240.10.028-2009, утвержденные приказом ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" от 16.06.2006 N 187 "Об утверждении норм технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ".

При разработке Схемы использованы отчетные данные филиала акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" - Ярославского регионального диспетчерского управления, филиала ПАО "Федеральная гидрогенерирующая компания РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС", филиала ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Валдайского предприятия магистральных электрических сетей, филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго", ПАО "Территориальная генерирующая компания N 2".

Схема сформирована на основании:

- схемы и программы развития Единой энергетической системы России;

- прогноза спроса на электрическую энергию и мощность;

- инвестиционных программ субъектов энергетики;

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

- сведений о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей.

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

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

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

Рисунок 1

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

Рисунок 2

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

Рисунок 3

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

2. Линии электропередачи и ПС, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

2.1. Линии электропередачи.

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

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

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

Таблица 1

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

N п/п	Наименование ВЛ	Напряжение, кВ		Марка провода		Протяжённость, км
1	2		3		4		5
25.	"Александров - Трубеж" (в границах области)		220		АСО-300		28,53
26.	"Белозерская - Пошехонье с отпайкой на ПС Зашекснинская" (в границах области)		220		АС-300		47,27
27.	"Венера - Вега"		220		АСО-400, АСУ-400, АСУ-300		63,52
28.	"Ивановские ПГУ - Неро I цепь" (в границах области)		220		АС-400		28,20
29.	"Ивановские ПГУ - Неро II цепь" (в границах области)		220		АС-400		28,20
30.	"Костромская ГРЭС - Ярославская" (в границах области)		220		АС-500		77,22
31.	"Мотордеталь - Тверицкая" (в границах области)		220		АС-300, АСУС-300, АСО-300		91,85
32.	"Пошехонье - Вологда - Южная" (в границах области)		220		АСО-400		62,95
33.	"Пошехонье - Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская" (в границах области)		220		АСО-400		46,2
34.	"Пошехонье - Ростилово"		220		АСО-400		84,37
35.	"Рыбинская ГЭС - Венера"		220		АСУ-300, АСУ-400, АСО-400		12,24
36.	"Рыбинская ГЭС - Пошехонье N 1"		220		АС-300, АСО-300		53,35
37.	"Рыбинская ГЭС - Пошехонье N 2"		220		АС-400		54,06
38.	"Рыбинская ГЭС - Сатурн"		220		АСУ-300, АСО-400		3,11
39.	"Сатурн - Венера"		220		АСО-400, АСУ300		8,93
40.	"Трубеж - Неро"		220		АСО-300		77,66
41.	"Угличская ГЭС - Вега"		220		АСУ-300, АСУ-400		7,51
42.	"Угличская ГЭС - Венера"		220		АСО-400, АСУ-300		69,62
43.	"Угличская ГЭС - Заря I цепь" (в границах области)		220		АСУ-400		92,19
44.	"Угличская ГЭС - Заря II цепь" (в границах области)		220		АСУ-300		92,19
45.	"Угличская ГЭС - Ярославская"		220		АСО-300		92,65
46.	"Ярославская - Неро"		220		АСО-300		51,2
47.	"Ярославская - Тверицкая"		220		АС-300, АСО-300, АСУС-300		31,73
48.	"Ярославская - Тутаев"		220		АСО-300		57,97
49.	"Аббакумцевская-1"		110		АС-120		14
50.	"Аббакумцевская-2"		110		АС-120		14
51.	"Алтыново - Палкино I цепь" ("Палкино-1")		110		АС-185		11,46
52.	"Алтыново - Палкино II цепь" ("Палкино-2")		110		АС-185		21,88
53.	"Балакирево - Переславль" ("Переславская-2") (в границах области)		110		АС-120		29,7
54.	"Балакирево - Трубеж" ("Переславская-1") (в границах области)		110		АС-120		30,28
55.	"Белкинская"		110		АС-95		22,1
56.	"Борисоглебская-1"		110		АС-95		20,15
57.	"Борисоглебская-2"		110		АС-95		20,15
58.	"Васильковская-1"		110		АС-150, АС-185		16,64
59.	"Васильковская-2"		110		АС-150, АС-185		16,64
60.	"Вега - Алтыново I цепь" ("Алтыново-1")		110		АС-185		5,62
61.	"Вега - Алтыново II цепь" ("Алтыново-2")		110		АС-185		5,62
62.	"Венера - Восточная с отпайками I цепь" ("Восточная-1")		110		М-95, АС-185		10,13
63.	"Венера - Восточная c отпайками II цепь" ("Восточная-2")		110		М-95, АС-185		10,13
64.	"Венера - Шестихино с отпайками I цепь" ("Шестихинская-1")		110		АС-185, АС-150		35,03
65.	"Венера - Шестихино с отпайками II цепь" ("Шестихинская 2")		110		АС-185, АС-150		35,03
66.	"Веретье-1"		110		АС-95, АС-185		1,46
67.	"Веретье-2"		110		АС-95, АС-185		1,46
68.	"Гаврилов-Ямская"		110		АС-95, АС-120		6,1
69.	"Газовая-1"		110		АС-120, АС-185		18,14
70.	"Городская-1"		110		АС-120		2,5
71.	"Городская-2"		110		АС-120		2,5
72.	"Данилов - Дружба" ("Даниловская-2")		110		АС-120		8,1
73.	"Данилов - Покров"		110		АС-120		8,48
74.	"Данилов - Пречистое"		110		АС-185		27,4
75.	"Данилов - Туфаново" ("Даниловская-1")		110		АС-120		27,2
76.	"Западная-1"		110		АС-240, АС-300		3,83
77.	"Западная-2"		110		АС-240, АС-300		3,83
78.	"Климатино-1"		110		АС-120		26,63
79.	"Климатино-2"		110		АС-120		26,63
80.	"Любим - Халдеево"		110		АС-120, АЖ-120		21,57
81.	"Лютово - Нерехта-1" ("Нерехта-1")		110		АС-120		28,78
82.	"Менделеевская-1"		110		АС-240		7,08
83.	"Менделеевская-2"		110		АС-240		7,08
84.	"Неро - Беклемишево с отпайкой на ПС Петровск" ("Петровская-2")		110		АС-120		51,14
85.	"Неро - Тишино с отпайкой на ПС Устье" ("Ростовская-2")		110		АС-150		24,5
86.	"Неро - Ярославская с отпайками" ( "Ростовская-1")		110		АС-150		43,89
87.	"Нильская-1"		110		АС-70		4,23
88.	"Нильская-2"		110		АС-70		4,23
89.	"Павловская-1"		110		АС-120		5,9
90.	"Павловская-2"		110		АС-120		5,29
91.	"Палкино - Мышкин"		110		АС-185		12,15
92.	"ПГУ - ТЭС - Тутаев N 1"		110		АПвП2г		0,45
93.	"ПГУ - ТЭС - Тутаев N 2"		110		АПвП2г		0,45
94.	"Переборы-1"		110		АС-95, АС-185		6,52
95.	"Переборы-2"		110		АС-95, АС-185		6,52
96.	"Перекоп - Северная с отпайкой на ПС Ярославль-Главный" ("Тяговая")		110		АС-400, АС-150		8,46
97.	"Пленочная-1"		110		АС-120		2,45
98.	"Пленочная-2"		110		АС-120		2,45
99.	"Плоски"		110		АС-120		9,2
100.	"Покров - Любим"		110		АС-120		25,94
101.	"Правдино"		110		АС-185		31,64
102.	"Продуктопровод-1"		110		АС-120		9,01
103.	"Продуктопровод-2"		110		АС-120		9,01
104.	"Путятино - Дружба" ("Янтарная")		110		АС-120		28,04
105.	"Радуга-1"		110		АС-240, АС-500		4,58
106.	"Радуга-2"		110		АС-240, АС-500		4,58
107.	"Ростилово - Скалино" (в границах области)		110		АС-185		6,24
108.	"Рыбинская ГЭС - Восточная с отпайками I цепь" ("Щербаковская-1")		110		АС-185, АС-150		17,66
109.	"Рыбинская ГЭС - Восточная с отпайками II цепь" ( "Щербаковская-2")		110		АС-185, АС-150		17,66
110.	"Сельская-1"		110		АС-150		6,23
111.	"Сельская-2"		110		АС-150		6,23
112.	"Скалино - Пречистое"		110		АС-185, АС-150		18,57
113.	"Тверицкая - Путятино" ("Путятинская")		110		АС-240, АС-120		51,53
114.	"Тверицкая - Уткино" ("Уткинская")		110		АС-240, АС-120		29,67
115.	"Тишино - Ярославская с отпайкой на ПС Коромыслово" ("Тишинская")		110		АС-150		9,49
116.	"Трубеж - Беклемишево с отпайкой на ПС Шушково" ("Шушковская")		110		АС-120		47,79
117.	"Трубеж - Переславль" ("Невская")		110		АС-150		6,3
118.	"Трубеж - Шурскол с отпайками" ("Петровская-1")		110		АС-120		87,49
119.	"Тутаев - Восточная с отпайками I цепь" ( "Тутаевская-1")		110		АС-185		27,92
120.	"Тутаев - Восточная с отпайками II цепь" ("Тутаевская-2")		110		АС-185		27,92
121.	"ТЭЦ-1 - Роща" ("158")		110		АС-185		1,8
122.	"ТЭЦ-1 - Северная с отпайкой на ПС Марс" ("157")		110		АС-185		1,9
123.	"ТЭЦ-1 - Северная" ("Шинная")		110		АС-185, АС-150		0,96
124.	"ТЭЦ-2 - Которосль с отпайкой на ПС Полиграф" ("Окружная")		110		АС-240, АС-185, АС-150		9,22
125.	"ТЭЦ-2 - Роща" ("156")		110		АС-185		0,63
126.	"ТЭЦ-2 - Северная с отпайками" ("Моторная")		110		АС-150, М-95, АС-240		7,37
127.	"ТЭЦ-2 - Северная с отпайкой на ПС Орион" ("Инженерная")		110		АС-150, М-95, АС-240		7,36
128.	"ТЭЦ-2 - Тверицкая с отпайками I цепь" ("Тверицкая-1")		110		АС-240, АС-185		21,27
129.	"ТЭЦ-2 - Тверицкая с отпайками II цепь" ("Тверицкая-2")		110		АС-240, АС-185		21,27
130.	"ТЭЦ-2 - Тутаев с отпайками I цепь" ("Константиновская-1")		110		АС-185, АС-150		31,59
131.	"ТЭЦ-2 - Тутаев с отпайками II цепь" ("Константиновская-2")		110		АС-185, АС-150		31,59
132.	"ТЭЦ-3 - Которосль с отпайками" ("Фрунзенская-1")		110		АС-150		16,86
133.	"ТЭЦ-3 - Новоселки с отпайками" ("Комсомольская")		110		АС-120, АС-185		9,09
134.	"ТЭЦ-3 - Перекоп" ("Перекопская")		110		АС-150, АС-400		11,34
135.	"ТЭЦ-3 - Северная с отпайками" ("Фрунзенская-2")		110		М-70, АС-150, АС-185, М-95		16,21
136.	"ТЭЦ-3 - Ярославская с отпайкой на ПС ГПП-9 I цепь" ("Ярославская-3")		110		АС-240		5,9
137.	"ТЭЦ-3 - Ярославская с отпайкой на ПС ГПП-9 II цепь" ("Ярославская-2")		110		АС-240		5,9
138.	"ТЭЦ-3 - Ярославская" (Ярославская-1")		110		2 х АС-150, АС-300		5,9
139.	"ТЭЦ-3 - Ярцево с отпайками II цепь" ("Пионерская")		110		АС-120, АС-185		14,99
140.	"Урицкая"		110		АС-185		16,2
141.	"Уткино - Туфаново" ("Туфановская")		110		АС-120		25,11
142.	"Халдеево - Буй" (в границах области)		110		АС-120		14,84
143.	"Шестихино - Палкино с отпайкой на ПС КС-18" ("Газовая-2")		110		АС-120, АС-185		18,14
144.	"Шестихино - Пищалкино с отпайками" ("Пищалкинская")		110		АС-120, АС-185		55,09
145.	"Шурскол - Неро" ("Приозерная")		110		АС-120		10,53
146.	"Ярославская - Дубки"		110		АС-95, АПвПу2г 1 х 240(гж)/95-64/110		4,946
147.	"Ярославская - Ярцево с отпайками I цепь" ("Южная")		110		АС-150, АС-240, АС-185		27,64
148.	"Ярославская - Ярцево с отпайками II цепь" ("Институтская")		110		АС-150, АС-240, АС-185		27,64
149.	"Ярцево - Лютово"		110		АС-150, АС-120		9,92
150.	"Ярцево - Нерехта-1" ("Нерехта-2")		110		АС-150, АС-120		34,86
151.	"Ярцево - Новоселки с отпайкой на ПС Тормозная"		110		АС-150, АС-120		5,9

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

- повышение пропускной способности сети;

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы.

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

Необходимость строительства новых электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, а также объёмы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из требований к надёжности электроснабжения потребителей. Выбор установленной мощности трансформаторов на ПС 110 кВ, которые планируется реконструировать и на которых необходимо осуществить техническое перевооружение, производился в соответствии с данными об электрических нагрузках на конец расчетного периода (5 лет от предполагаемого года реконструкции) в соответствии с нормами технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ, утвержденными приказом ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" от 13 апреля 2009 г. N 136 "Об утверждении норм технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ", и Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003 г. N 229 "Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации".

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

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

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

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

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

- ВЛ 110 кВ "Моторная";

- ВЛ 110 кВ "Инженерная";

- ВЛ 110 кВ "Восточная-1, 2";

- ВЛ 110 кВ "Фрунзенская-2";

- ВЛ 110 кВ "Тяговая";

- ВЛ 110 кВ "Перекопская".

Вывод линий электропередачи из эксплуатации не планируется.

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

Таблица 2

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

N п/п	Наименование ПС	Напряжение, кВ	Мощность трансформаторов, МВА
1	2	3	4
10	"Вега"	220	2 х 63
11	"Венера"	220	2 х 200
12	"Неро"	220	2 х 63
13	"Пошехонье"	220	2 х 40
14	"Сатурн"	220	2 х 40
15	"Тверицкая"	220	2 х 200 + 2 х 40
16	"Трубеж"	220	2 х 125
17	"Тутаев"	220	2 х 125
18	"Ярославская"	220	2 х 125 (автотрансформаторы - 3 в резерве)
19	"Аббакумцево"	110	2 х 10
20	"Алтыново"	110	2 х 6,3
21	"Беклемишево"	110	2 х 25
22	"Борисоглеб"	110	16 + 10
23	"Брагино"	110	2 х 40
24	"Васильково"	110	2 х 10
25	"Вахрушево"	110	2 х 6,3
26	"Веретье"	110	2 х 25
27	"Волга"	110	5,6 + 6,3
28	"Волжская"	110	2 х 40
29	"Восточная"	110	2 х 25
30	"Гаврилов-Ям"	110	2 х 16
31	"Газовая"	110	2 х 63
32	"Глебово"	110	10
33	"ГПП-1"	110	2 х 40
34	"ГПП-4"	110	2 х 40
35	"ГПП-9"	110	2 х 40
36	"Данилов"	110	2 х 40 + 2 х 25
37	"Депо"	110	3 х 16
38	"Дружба"	110	2 х 16
39	"Залесье"	110	2 х 10
40	"Западная"	110	2 х 63
41	"Институтская"	110	2 х 40
42	"Киноплёнка"	110	16 + 10
43	"Климатино"	110	2 х 6,3
44	"Константиново"	110	15 + 16
45	"Коромыслово"	110	2 х 25
46	"Которосль"	110	2 х 25
47	"Крюково"	110	6,3
48	"Левобережная"	110	2 х 16
49	"Лом"	110	2 х 10
50	"Луговая"	110	2 х 6,3
51	"Луч"	110	2 х 25
52	"Любим"	110	2 х 20
53	"Лютово"	110	2 х 25
54	"Марс"	110	2 х 16
55	"Некоуз"	110	2 х 6,3
56	"Нептун"	110	2 х 16
57	"Нила"	110	2 х 16
58	"Новоселки"	110	2 х 40
59	"НПЗ"	110	2 х 25
60	"Оптика"	110	2 х 10
61	"Орион"	110	2 х 40
62	"Павловская"	110	20 + 25
63	"Палкино"	110	2 х 25
64	"ПГУ - ТЭС"	110	2 х 40
65	"Перевал"	110	2 х 16
66	"Перекоп"	110	2 х 25
67	"Переславль"	110	2 х 25 + 16 (в резерве)
68	"Петровск"	110	40 + 25
69	"Пищалкино"	110	2 х 7,5
70	"Плоски"	110	2 х 2,5
71	"Покров"	110	2,5
72	"Полиграф"	110	2 х 40
73	"Полиграфмаш"	110	2 х 16
74	"Правдино"	110	2 х 25
75	"Пречистое"	110	2 х 10
76	"Продуктопровод"	110	2 х 6,3
77	"Путятино"	110	10 + 25
78	"Радуга"	110	2 х 40
79	"Ростов"	110	20 + 25
80	"Роща"	110	2 х 32
81	"Свободный Труд"	110	2 х 10
82	"Северная"	110	2 х 63
83	"Селехово"	110	2 х 6,3
84	"Скалино"	110	2 х 40
85	"Судоверфь"	110	2 х 10
86	"Тенино"	110	2 х 10
87	"Техникум"	110	2 х 6,3
88	"Тишино"	110	2 х 25
89	"Толга"	110	16 + 25
90	"Тормозная"	110	25 + 16
91	"ТРК"	110	2 х 16
92	"Туфаново"	110	2 х 2,5
93	"Углич"	110	2 х 25
94	"Устье"	110	2 х 10
95	"Уткино"	110	15 + 20
96	"Халдеево"	110	3,2 + 6,3
97	"Чайка"	110	2 х 25
98	"Шестихино"	110	2 х 10
99	"Шурскол"	110	2 х 10
100	"Шушково"	110	20 + 25
101	"Южная" (Ростовский участок управления высоковольтных сетей филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго")	110	2 х 25
102	"Южная" (Ярославский участок управления высоковольтных сетей филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго")	110	2 х 40
103	"Юрьевская слобода"	110	2 х 10
104	"Ярославль-Главный"	110	2 х 40
105	"Ярцево"	110	2 х 25

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

- ПС 110 кВ "Некрасово" с трансформаторами 2 х 16 МВА;

- ПС 110 кВ "Козьмодемьянск".

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

- ПС 110 кВ "Аббакумцево" (замена трансформаторов 2 х 10 МВА на трансформаторы 2 х 25 МВА);

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

- ПС 110 кВ "Переславль" (замена трансформаторов 2 х 25 МВА на трансформаторы 2 х 40 МВА);

- ПС 110 кВ "Устье" (замена трансформаторов 2 х 10 МВА на трансформаторы 2 х 10 МВА);

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

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

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

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

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

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

3. Электрические станции, установленная мощность которых превышает 5 МВт

3.1. Структура установленной мощности генерирующих объектов.

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

Структура установленной мощности генерирующих объектов представлена в таблице 3.

Таблица 3

Наименование объекта	Установленная мощность, МВт	Доля от суммарной установленной мощности, %
ТЭЦ - всего	586	52,8
Ярославская ТЭЦ-1	81
Ярославская ТЭЦ-2	245
Ярославская ТЭЦ-3	260
ГЭС - всего	476,56	43,0
Угличская ГЭС	120
Рыбинская ГЭС	356,4
Хоробровская ГЭС	0,16
Блок-станции - всего	46,5	4,2
ПАО "Ярославский технический углерод"	16
ПАО "Научно-производственное объединение "Сатурн"	30,5
Всего	1109,06	100

3.2. Ярославская ТЭЦ-1.

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

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

В 2003 году был выполнен проект реконструкции Ярославской ТЭЦ-1, согласно которому на первом этапе планировалось сооружение ОРУ напряжением 110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" с подключением трансформаторов 110/6-6 кВ Т-1 и Т-2 и одной ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ "Северная", на 2 этапе предусматривался демонтаж существующего ОРУ и подключение трансформаторов Т-3 и Т-4, ВЛ-110 кВ 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 напряжением 110 кВ. Одно выполнено по схеме "четырехугольника" и имеет связь с Ярославской ТЭЦ-2 по ВЛ-157. Второе выполнено по схеме "две рабочие системы шин" и связано с ПС 110 кВ "Северная" по ВЛ 110 кВ "Шинная".

3.3. Ярославская ТЭЦ-2.

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

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

3.4. Ярославская ТЭЦ-3.

Ярославская ТЭЦ-3 была введена в эксплуатацию в 1961 году. В 1967 году закончен монтаж последнего шестого котла, в 1970 году - турбины 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. Угличская ГЭС и Рыбинская ГЭС.

В 2011 году на Угличской ГЭС выполнена реконструкция гидроагрегата N 2 с увеличением мощности на 10 МВт (до 65 МВт).

Установленная мощность Угличской ГЭС составляет 120 МВт.

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

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

В 2018 году планируется окончание реконструкции гидрогенератора N 1 Рыбинской ГЭС с увеличением мощности 10 МВт с увеличением мощности до 65 МВт.

Таблица 4

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

Генерирующий источник	Тип установки	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
ПГУ 450 МВт в районе Тенинской котельной	ПГУ-450		450					450

Таблица 5

Сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования

N п/п	Наименование мероприятия	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
1.	Ввод и модернизация генерирующего оборудования		450	10				460
2.	Демонтаж генерирующего оборудования
3.	Прирост генерирующего оборудования		450	10				460

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

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

Таблица 6

N п/п	Генерирующий источник	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	ПГУ 450 МВт в районе Тенинской котельной		450
2.	ПГУ-ТЭС-52 МВт в г. Тутаеве		52
1	2	3	4	5	6	7	8	9
3.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Ростове					24
4.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Переславле-Залесском						24
5.	ПГУ-ТЭЦ 230 МВт в г. Рыбинске					230
	Всего		502			254	24	780

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

Таблица 7

Наименование мероприятия	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
Ввод и модернизация генерирующего оборудования		502	10		264	24	800
Демонтаж генерирующего оборудования
Прирост генерирующего оборудования		502	10		264	24	800

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

4. Сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ

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

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

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

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

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

- срок ввода ПС в эксплуатацию;

- наличие на ПС устаревшего и малоэффективного оборудования;

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

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

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

- ПС 35 кВ "Урожай" с заменой трансформаторов (2 х 4 МВА на 2 х 6,3 МВА);

- ПС 35 кВ "Заволжская" с заменой трансформаторов (2 х 10 МВА на 2 х 16 МВА);

- ПС 35 кВ "Моделово" с заменой трансформаторов (2 х 6,3 МВА на 2 х 10 МВА);

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

- ПС 35 кВ "Ватолино" с заменой трансформаторов (2 х 4 МВА на 2 х 6,3 МВА);

- ПС 35 кВ "Кулаково" с заменой трансформаторов (2 х 2,5 МВА на 2 х 4 МВА);

- ПС 35 кВ "Прибрежная" с заменой трансформаторов (2 х 10 МВА на 2 х 16 МВА);

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

- ПС 35 кВ "Скоморохово" с заменой трансформаторов (2 х 1,6 МВА на 2 х 2,5 МВА);

- ПС 35 кВ "Купань" с заменой трансформаторов (2 х 2,5 МВА на 2 х 6,3 МВА);

- ПС 35 кВ "Машприбор" с заменой трансформаторов (2 х 6,3 МВА на 2 х 10 МВА);

- ВЛ 35 кВ "Глебовская" (15,7 км);

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

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

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

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

- между ПС 35 кВ "Нексанс" (2 х 10 МВА) и ПС 35 кВ "Дубки" (2 х 6,3 МВА);

- между ПС 35 кВ "Ананьино" (2 х 2,5 МВА) и ПС 35 кВ "Семибратово" (2 х 4 МВА).

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

Список используемых сокращений

ВЛ - воздушная линия

ГЭС - гидроэлектростанция

МРСК Центра - Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра

ОАО - открытое акционерное общество

ОРУ - открытое распределительное устройство

ПАО - публичное акционерное общество

ПГУ - парогазовая установка

ПС - подстанция

СТО - стандарт организации

ТЭС - тепловая электростанция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль