ПРАВИТЕЛЬСТВО ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 24 января 2013 г. № 22-п

О ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2013 - 2017 ГОДЫ, ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЯ В ПОСТАНОВЛЕНИЕ
ПРАВИТЕЛЬСТВА ОБЛАСТИ ОТ 12.04.2012 № 279-П И ПРИЗНАНИИ
УТРАТИВШИМ СИЛУ ПОСТАНОВЛЕНИЯ ПРАВИТЕЛЬСТВА ОБЛАСТИ
ОТ 17.11.2010 № 844-П

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

ПРАВИТЕЛЬСТВО ОБЛАСТИ ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить прилагаемую Программу развития электроэнергетики Ярославской области на 2013 - 2017 годы (далее - Программа).

2. Департаменту энергетики и регулирования тарифов Ярославской области:
2.1. В установленном порядке обеспечить контроль за:
- выполнением инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемую деятельность;
- достижением определенных в Программе основных показателей энергетической эффективности за счет реализации программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности организациями, осуществляющими регулируемую деятельность.
2.2. В срок до 1 февраля 2013 года разработать и утвердить стандартизированные тарифные ставки расчета платы за технологическое присоединение к электрическим сетям.
2.3. В срок до 1 мая 2013 года подготовить предложения по корректировке Программы для вынесения на заседание Правительства области.

3. Внести в постановление Правительства области от 12.04.2012 № 279-п "О ходе реализации Программы развития энергетики Ярославской области на 2011 - 2015 годы" изменение, исключив пункт 2.

4. Признать утратившим силу постановление Правительства области от 17.11.2010 № 844-п "О Программе развития энергетики Ярославской области на 2011 - 2015 годы".

5. Контроль за исполнением постановления возложить на заместителя Губернатора области Блатова В.Ю.

6. Постановление вступает в силу с момента подписания.

Губернатор
Ярославской области
С.Н.ЯСТРЕБОВ





Утверждена
постановлением
Правительства области
от 24.01.2013 № 22-п

ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯРОСЛАВСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2013 - 2017 ГОДЫ

Паспорт Программы

Наименование Программы - Программа развития электроэнергетики Ярославской области на 2013 - 2017 годы (далее - Программа).
Основание разработки Программы - постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (далее - постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823);
- распоряжение Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215-р;
- Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р;
- Стратегия социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года, утвержденная постановлением Губернатора области от 22.06.2007 № 572 "О Стратегии социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года";
- постановление Правительства области от 23.07.2008 № 385-п "Об утверждении Схемы территориального планирования Ярославской области".
Разработчик Программы - ОАО "Инженерный центр энергетики Поволжья" - филиал "Нижегородскэнергосетьпроект".
Цель Программы - развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения в долгосрочной и среднесрочной перспективе спроса на электрическую энергию (далее - электроэнергия) 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 - 2013 - 2017 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 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, бюджетное финансирование предусмотрено в рамках реализуемых областных целевых программ.
Система организации контроля за исполнением Программы - контроль за исполнением Программы осуществляет Правительство области.
Дополнительная информация - разработка Программы произведена на основании Схемы развития электрических сетей напряжением 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года с перспективой до 2030 года с учетом региональной программы "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области на 2008 - 2012 годы и перспективу до 2020 года", утвержденной постановлением Администрации области от 12.09.2007 № 395-а "О региональной программе "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области" на 2008 - 2012 годы и перспективу до 2020 года". 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

Площадь, занимаемая Ярославской областью, составляет 36,55 тыс. кв. километров, численность населения (на 01.01.2010) - 1272,5 тыс. человек, в том числе городского - 1045,5 тыс. человек (82,2 процента), сельского - 227 тыс. человек (17,8 процента).
Административная характеристика муниципальных образований Ярославской области на 1 января 2012 года: 11 городов, 17 муниципальных районов, три городских округа (г. Ярославль, г. Рыбинск, г. Переславль-Залесский), 13 рабочих поселков, 224 сельских округа, 6025 сельских населенных пунктов.
Основными крупными городами области являются: Ярославль, Рыбинск, Ростов, Тутаев, Углич, Переславль-Залесский.
Историческое и современное позиционирование Ярославской области как узлового региона предопределяет выполнение областью роли важной транспортно-распределительной и торговой зоны на северо-востоке европейской части России, а Ярославлем - центра формирующейся Верхневолжской агломерации с населением свыше 2 млн. человек.
Ярославская область занимает одно из ключевых мест в системе транспортных коридоров Европа - Азия, что подтверждает ее роль в качестве потенциального транспортно-распределительного узла общероссийского значения. Здесь находится управление Северной железной дороги - филиала ОАО "Российские железные дороги", расположен международный аэропорт Туношна. По территории Ярославской области проходят федеральные автодороги Москва - Ярославль - Вологда - Архангельск и Москва - Ярославль - Кострома - Киров - Пермь - Екатеринбург.
Ярославская область является частью центрального экономического района и входит в число наиболее развитых в промышленном отношении регионов страны. По объему производства промышленной продукции область входит в первую тройку регионов Центрального федерального округа, по совокупному показателю уровня социально-экономического развития занимает 11 место в России. Около 300 ярославских предприятий имеют федеральное значение и являются лидерами в своих отраслях. По данным рейтингового агентства "Эксперт", Ярославская область по уровню инвестиционных рисков находится на четвертом месте по России, по показателю активности и благоприятности законодательства для инвесторов - на втором месте.
Ярославская область является одним из наиболее индустриально развитых регионов России. В решении экономических и социальных задач развития экономики региона промышленный сектор играет важную роль. На его долю приходится около 40 процентов валового регионального продукта экономики области и около 30 процентов численности занятых в экономике области.
Всего в области насчитывается 2288 крупных и средних организаций, из них 368 - промышленные предприятия. 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.
Машиностроение является основной отраслью промышленности региона, на долю которой приходится 29,1 процента объема реализации продукции в промышленности области и 46,5 процента населения, занятого в промышленности области.
Данная отрасль специализируется на различных направлениях производства, среди которых особенно выделяется двигателестроение, представленное крупнейшими предприятиями как области, так и России: ОАО "НПО "Сатурн", ОАО "Автодизель", ОАО "Тутаевский моторный завод", ОАО "Ярославский завод дизельной аппаратуры". В городах Ярославле и Тутаеве выпускают дизельные агрегаты и топливную аппаратуру для большегрузных автомобилей и сельскохозяйственной техники, в городе Рыбинске - авиационные двигатели к гражданским и военным самолетам.
Судостроение представлено четырьмя наиболее крупными предприятиями, расположенными в городах Ярославле и Рыбинске. ОАО "Ярославский судостроительный завод", ОАО "Судостроительный завод "Вымпел", ОАО "Рыбинская судостроительная верфь", ООО "Верфь братьев Нобель" выпускают суда различного класса и назначения.
К электротехнической подотрасли машиностроения относятся: ОАО "Ярославский электромашиностроительный завод" (далее - ОАО "ЭЛДИН"), ОАО "Ярославский завод "Красный маяк", ОАО "Ярославский радиозавод", комплекс кабельных предприятий, производящих электродвигатели, вибраторы, кабельную продукцию.
Среди предприятий приборостроения можно выделить ОАО "Рыбинский завод приборостроения", ОАО "Ростовский оптико-механический завод".
Старейшим производителем дорожных машин является ОАО "Раскат".
Кроме этого, в машиностроительный комплекс области входят следующие основные предприятия, выпускающие:
- станки и инструменты - ОАО "Пролетарская свобода", ЗАО "Ярполимермаш-Татнефть", ЗАО "Новые инструментальные решения";
- гидроаппаратуру - ОАО Гаврилов-Ямский машиностроительный завод "Агат";
- земельные снаряды - ОАО "Завод гидромеханизации";
- полиграфические машины - ООО "Литекс" и многие другие.
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 (ОАО "Ярославский шинный завод"), высококачественные лакокрасочные материалы (ОАО "Русские краски", ОАО "Объединение "Ярославские краски", группа компаний "Индекс"), технический углерод (ОАО "Ярославский технический углерод"), резинотехнические изделия (ЗАО "Ярославль-Резинотехника", ОАО "Ярославский завод РТИ"), упаковочные материалы, химико-фотографическая продукция (ОАО "Компания Славич") и другая продукция.
Нефтеперерабатывающая отрасль относится к числу новейших. Она представлена крупнейшим нефтеперерабатывающим предприятием - ОАО "Славнефть - Ярославнефтеоргсинтез", производящим бензин, керосин, дизельное топливо, масла, мазут.
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), ОАО "Ярославский комбинат молочных продуктов" (г. Ярославль). В городе Рыбинске выпускаются комбикорма (ОАО "Рыбинский комбикормовый завод"), в городах Ярославль, Углич, Данилов - масло и сыр.
Одним из крупнейших производителей пива в Центральной России является филиал ОАО "Пивоваренная компания "Балтика" - "Балтика-Ярославль". Сигареты табачной фабрики ЗАО "Балканская звезда" пользуются заслуженным спросом как в России, так и за рубежом. Более 100 лет выпускает высококачественную продукцию ОАО "Ликеро-водочный завод "Ярославский".
Легкая промышленность представлена производством льняных и хлопковых тканей и пряжи (ОАО "Ярославский комбинат технических тканей "Красный Перекоп", ЗАО "Красный Перевал", ЗАО "Гаврилов-Ямский льнокомбинат", ООО "Льнокомбинат "Тульма", ОАО "Красные ткачи"), кожи (ЗАО "Хром"), валенок (ООО "Ярославская фабрика валяной обуви") и обуви, рабочей одежды, шубных изделий из натурального меха (ОАО "Ярославская овчинно-меховая фабрика"), кружевных и вышитых тканей (ЗАО "Новый мир").
В области имеется сеть предприятий по производству строительных и отделочных материалов: кирпича, сборного железобетона, теплоизоляционных кровельных материалов, керамзита, плитки тротуарной, бордюрного камня и др.
К лесной и деревообрабатывающей отраслям относятся лесокомбинаты, предприятия по производству пиломатериалов, мебели и гофрокартона.
Промышленный комплекс Ярославской области опирается на мощный научно-технический потенциал, использует имеющиеся ресурсы и огромный опыт производства уникальной продукции, стремится к созданию конкурентоспособного инновационного продукта на уровне лучших мировых образцов.
Сельское хозяйство региона представлено следующими направлениями: животноводство (разведение крупного рогатого скота, свиней, в Тутаевском, Большесельском, Угличском районах развито овцеводство овчинно-шубного направления, вокруг крупных городов - Ярославля и Рыбинска - построены крупные птицефабрики); растениеводство (преобладание кормовых культур, выращивание зерновых культур, картофеля, технических культур, главная из которых лен, цикория, овощей).
Наблюдается процесс коренной структурной перестройки в сельском хозяйстве. В области уделяется большое внимание строительству объектов малой переработки сельскохозяйственной продукции.
Топливно-энергетический комплекс и его развитие в современных условиях - острая экономическая проблема. Потребность в электроэнергии область обеспечивает примерно на 50 процентов, остальное приходится приобретать за пределами области, что в рыночных условиях существенно повышает себестоимость продукции и готовых изделий. Высокоразвитый в хозяйственном отношении регион потребляет большое количество энергии и топлива. Основной источник электроэнергии Ярославской области - природный газ и нефть, а из собственных источников - гидроресурсы. В прошлом широко использовался торф, первые электростанции работали на торфе. В конце 80-х годов прошлого столетия электростанции перешли на сжигание природного газа. В настоящее время на территории Ярославской области на торфе работает котельная в пос. Мокеево Некоузского муниципального района. Доля торфа в топливном балансе региона в 2011 году составила 0,01 процента.
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.
На территории области насчитывается 5 электростанций, из них 3 тепловые, работающие на природном газе, мазуте и угле, 2 ГЭС. ГЭС производят около 1/4 всей электроэнергии области.
По территории области проходят несколько магистральных нефтепроводов, входящих в систему трубопроводного транспорта нефти России.
Основные природные ресурсы Ярославской области - торф, песчано-гравийные материалы, строительный песок и сапропель. В регионе имеются месторождения 11 видов полезных ископаемых, отнесенных к общераспространенным.
Минерально-сырьевая база региона формировалась в течение 70 лет, с двадцатых по восьмидесятые годы XX века. В результате проведения геологоразведочных работ в области выявлено 1169 месторождений различных полезных ископаемых, в том числе 1044 месторождения торфа и сапропеля.
Недра Ярославской области обладают также геологическими предпосылками для выявления нетрадиционных полезных ископаемых: тугоплавких и бентонитовых глин, титан-циркониевых песков, глауконитов, вивианитов, урана, золота и углеводородного сырья.
Ярославская область - один из наиболее экономически развитых регионов Российской Федерации. Хотя область не обладает значительными сырьевыми ресурсами, экономика региона динамично развивается. Доля Ярославской области в формировании совокупного валового регионального продукта Российской Федерации составляет около 2 процентов.
Значительный вклад в экономику области вносит и малый бизнес.
В настоящее время в Ярославской области действует более 23,6 тыс. малых предприятий (с учетом микропредприятий), свыше 36 тыс. индивидуальных предпринимателей, около 2 тыс. крестьянских (фермерских) хозяйств. В сфере малого предпринимательства с учетом наемных работников у индивидуальных предпринимателей занято свыше 200 тыс. человек, в том числе на малых предприятиях (с учетом микропредприятий) свыше 100 тыс. человек. Среди малых и средних предприятий области есть такие, спрос на продукцию которых существует не только в России, но и за рубежом.
Открытая политика органов власти региона, направленная на поддержку бизнеса, выгодное географическое положение и развитая инфраструктура во многом способствуют активной интеграции области в систему мировых экономических связей. В настоящее время область поддерживает внешнеторговые связи с 87 странами мира, активно привлекает российских и зарубежных инвесторов.
Ярославская область отличается высокой интенсивностью внешнеэкономических связей и экспортом продуктов преимущественно первичной переработки нефти и полуфабрикатов. Ярославская область, согласно рейтингу инвестиционной привлекательности регионов, за последние 11 лет 7 раз входила в десятку лучших регионов.

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 766 МВт, в том числе: Ярославская ТЭЦ-1 - 131 МВт, Ярославская ТЭЦ-2 - 325 МВт, Ярославская ТЭЦ-3 - 310 МВт;
- три ГЭС общей установленной мощностью на расчетный пропуск воды 466,56 МВт, в том числе: Угличская ГЭС - 120 МВт, Рыбинская ГЭС - 346,4 МВт, Хоробровская ГЭС - 0,16 МВт;
- две блок-станции установленной мощностью 54,5 МВт (ОАО "НПО "Сатурн", ОАО "Ярославский технический углерод");
- объекты электросетевого хозяйства, в том числе единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть напряжением 220 кВ протяженностью 1260,72 километра и установленной электрической мощностью трансформаторов 2167 МВА, территориальные распределительные электрические сети напряжением 35 - 110 кВ протяженностью 4317,4 километра филиала ОАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго" (далее - Ярэнерго) и установленной электрической мощностью трансформаторов ПС 3508 МВА, а также распределительные сети напряжением 0,4 - 10 кВ протяженностью 40557 километров и установленной электрической мощностью трансформаторов 2745 МВА.
1.2. Структура региональной электроэнергетики складывается следующим образом:
1.2.1. Поставки электроэнергии и мощности конечным потребителям на территории области осуществляют три гарантирующих поставщика (ОАО "Ярославская сбытовая компания", ООО "Русэнергосбыт" и ОАО "Оборонэнергосбыт") и семь независимых сбытовых компаний (ЗАО "МАРЭМ+", ООО "Транснефтьсервис", ООО "Русэнергоресурс", ОАО "Пивоваренная компания "Балтика", ОАО "Каскад-Энергосбыт", ОАО "Сибурэнергоменеджмент", ООО "Межрегионэнергосбыт").
1.2.2. Услуги по передаче электроэнергии по региональным электрическим сетям до конечных потребителей оказывает Ярэнерго, семь муниципальных предприятий и 69 территориальных сетевых организаций различной формы собственности.
1.2.3. Генерацию Ярославской энергосистемы представляют следующие предприятия: ОАО "Территориальная генерирующая компания № 2" (далее - ОАО "ТГК-2"), куда входят Ярославская ТЭЦ-1, Ярославская ТЭЦ-2, Ярославская ТЭЦ-3; филиал ОАО "РусГидро" - "КВВГЭС", включая Угличскую ГЭС, Рыбинскую ГЭС; блок-станции и энергоустановки, находящиеся в собственности промышленных предприятий (ОАО "НПО "Сатурн", ОАО "Ярославский технический углерод").
При этом ОАО "ТГК-2" и филиал ОАО "РусГидро" - "КВВГЭС" являются субъектами только оптового рынка и не имеют прямых договоров на поставку электроэнергии на розничном рынке Ярославской области, а блок-станции и энергоустановки работают в основном для удовлетворения потребности в электроэнергии предприятий - собственников данных электростанций.
На 01.01.2012 в соответствии с Программой на территории области реконструированы пять муниципальных котельных с вводом в эксплуатацию пяти когенерационных газопоршневых установок немецкой фирмы WOLF на базе двигателей, выпускаемых ОАО "Автодизель", суммарной установленной мощностью 1,0 МВт.

2. Динамика потребления электроэнергии
в Ярославской области за последние 5 лет

Динамика потребления электроэнергии в Ярославской области, по данным официальной статистики, представлена в таблице 1.

Таблица 1


Показатель Единица 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.
измерения

Электропотребление млн. 8417,0 8345,0 7771,0 8133,0 8185,2
кВт. ч

Рост к предыдущему году процентов 99,1 93,1 104,7 100,6

Рост к 2006 году процентов 99,1 92,3 96,6 97,2


Диаграмма 1

Динамика изменения электропотребления
за период 2007 - 2011 годов, млн. кВт. ч

Рисунок не приводится.

После окончания финансового кризиса мировой и российской экономики и характерного для него падения электропотребления в 2009 году в 2011 году продолжается постепенное повышение электропотребления, по сравнению с 2010 годом оно увеличилось на 0,64 процента.

3. Структура электропотребления Ярославской области

Основными энергопотребителями в области являются промышленные предприятия, расходующие более 23 процентов всей электроэнергии. Наибольший расход электроэнергии приходится на предприятия машиностроения, нефтехимической промышленности. Потребление в сфере транспорта и связи составляет 15,4 процента, доля населения в энергопотреблении составляет 12 процентов, сельскохозяйственных потребителей - около 2,7 процента.

Таблица 2

Структура электропотребления
в Ярославской области в 2011 году


Наименование сферы энергопотребления Объем, Процентов
млн. кВт. ч

Всего 8185,2 100
в том числе:

Промышленность - всего 1889,3 23,1
в том числе:
- производство нефтепродуктов 1033,6 12,6
- химическое производство 232,3 2,8
- машиностроение 623,4 7,6

Производство и распределение электроэнергии, 840,2 10,3
газа, воды

Строительство 98,4 1,2

Транспорт и связь 1258,9 15,4

Сельское хозяйство 219,2 2,7

Сфера услуг 813,8 9,9

Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор) 982 12

Другие виды экономической деятельности 891,1 10,9

Потери в электрических сетях - всего 1192,3 14,6
в том числе:
- ТСО и Ярэнерго 991,8 12,1
- филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС 200,5 2,5


Диаграмма 2

Структура потребления электроэнергии,
млн. кВт. ч

Рисунок не приводится.

Таблица 3

Динамика энергоемкости валового регионального продукта,
кг у.т./тыс. руб.


Показатель 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.

Энергоемкость валового 28,73 26,16 27,37 26,56 25,76
регионального продукта


4. Перечень основных крупных потребителей
электроэнергии в регионе

Таблица 4


№ Предприятие Отрасль/производство Потребляемая мощность, млн. кВт. ч
п/п
2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.

1 2 3 4 5 6 7 8

1 ОАО "Славнефть-ЯНОС" нефтеперерабатывающая 1062,9 1053,8 981,3 1027,0 1033,6
промышленность

2 ООО "Балтнефтепровод" перекачка нефти 536,5 531,9 495,3 518,4 521,7

3 ОАО "Автодизель" машиностроение 303,7 301,1 280,4 293,4 295,3

4 ООО "Газпром трансгаз газораспределительный 160,8 159,5 148,5 155,4 156,4
Ухта" комплекс

5 ОАО жилищно-коммунальное 111,8 110,8 103,2 108,0 108,7
"Ярославльводоканал" хозяйство

6 ОАО "Тутаевский машиностроение 100,9 100,0 93,1 97,5 98,1
моторный завод"

7 ОАО "Ярославский шинная промышленность 99,0 98,2 91,4 95,7 96,3
шинный завод"

8 ОАО "Ярославский завод машиностроение 83,6 82,9 77,2 80,8 81,3
дизельной аппаратуры"

9 ОАО "Русэнергосбыт" железнодорожный 52,6 52,2 48,6 50,9 51,2
транспорт

10 ООО "Переславский машиностроение 51,8 51,4 47,8 50,1 50,4
технопарк"

11 ОАО "Пивоваренная пищевая 52,4 52,0 48,4 50,7 51,0
компания "Балтика" промышленность

12 ОАО "НПО "Сатурн" машиностроение 51,1 50,7 47,2 49,4 49,7

13 ОАО "Компания Славич" химическая 44,6 44,2 41,2 43,1 43,4
промышленность

14 МУП "Водоканал", жилищно-коммунальное 32,4 32,1 29,9 31,3 31,5
г. Рыбинск хозяйство

15 ОАО "ЭЛДИН" машиностроение 29,5 29,3 27,2 28,5 28,7

16 ОАО "Ярославский машиностроение 26,0 25,8 24,0 25,1 25,3
шиноремонтный завод"

17 ОАО "Ярославский пищевая 25,8 25,6 23,8 24,9 25,1
бройлер" промышленность

18 ОАО "Рыбинсккабель" легкая промышленность 24,6 24,4 22,7 23,7 23,9

19 ОАО "Русские краски" химическая 20,8 20,6 19,2 20,1 20,2
промышленность

20 ОАО "Завод фрикционных химическая 13,9 13,8 12,8 13,4 13,5
и термостойких промышленность
материалов"

21 ОАО "Ярославский завод приборостроение 13,1 12,9 12,1 12,6 12,7
РТИ"

22 ОАО "Гаврилов-Ямский машиностроение 12,9 12,7 11,9 12,4 12,5
машиностроительный
завод "Агат"

23 ОАО "Термостойкие легкая промышленность 12,8 12,6 11,8 12,3 12,4
изделия и инженерные
разработки"

24 ОАО "Ярославский приборостроение 12,3 12,2 11,4 11,9 12,0
радиозавод"

25 ОАО "Рыбинский завод приборостроение 12,0 11,9 11,1 11,6 11,7
приборостроения"

26 ЗАО "Атрус" пищевая 11,0 10,9 10,2 10,6 10,7
промышленность


5. Динамика изменения максимума нагрузки
за последние 5 лет

Таблица 5


Показатель Единица 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.
измерения

Максимум нагрузки МВт 1427 1390 1373 1416 1393

Генерация ТЭС МВт 523 583 461 463 430

Генерация ГЭС МВт 351 236 288 232 225

Сальдо-переток МВт 553 571 624 720 710


Диаграмма 3

Динамика изменения максимума нагрузки и генерации
за отчетный период 2007 - 2011 годов, МВт

Рисунок не приводится.

6. Динамика потребления тепловой энергии
в Ярославской области и структура отпуска
тепловой энергии от электростанций и котельных

Установленная мощность системы теплоснабжения Ярославской области по состоянию на 1 января 2012 года составляет 13669,8 Гкал/час и включает в себя 821 источник теплоснабжения общей установленной тепловой мощностью 10122,8 Гкал/час, три электростанции (ТЭЦ) и две блок-станции установленной тепловой мощностью 3547 Гкал/ч.
Услуги централизованного теплоснабжения потребителям оказывают 416 котельных всех форм собственности (в том числе производственно-отопительные и коммунальные отопительные) установленной мощностью 9486 Гкал/ч.
Кроме того, ряд потребителей имеет котельные, которые производят тепловую энергию только для собственного потребления.
Особенность системы теплоснабжения Ярославской области заключается в том, что большая часть объектов жилищного и непромышленного сектора, являющихся потребителями тепловой энергии, имеет горячее водоснабжение с открытой схемой. У промышленных потребителей горячее водоснабжение в основном осуществляется по закрытой схеме.
В 2011 году департаментом топлива, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области была организована работа по разработке схем теплоснабжения поселений и городских округов.
Проведена работа по сбору исходных данных по системам теплоснабжения всех поселений и городского округа г. Переславля-Залесского. Приобретено и установлено во всех муниципальных районах и г. Переславле-Залесском программное обеспечение "Теплоэксперт" в целях создания электронных моделей систем теплоснабжения муниципальных образований области, сдача в эксплуатацию электронных моделей систем теплоснабжения начата в апреле 2012 года. Для разработки схемы теплоснабжения городского округа г. Ярославля заключен договор с ОАО "ВНИПИэнергопром", окончание работ запланировано на второе полугодие 2012 года.
Производство тепловой энергии в Ярославской области в 2007 - 2011 годах приведено в таблице 6.

Таблица 6


Показатель Единица 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.
измерения

Производство тепловой тыс. Гкал 18310 16698 16210 16087 15668
энергии

Изменение к предыдущему процентов 100,0 91,2 97,1 99,2 97,4
году

Изменение к 2007 году процентов 100,0 91,2 88,5 87,9 85,6


Производство тепловой энергии в 2011 году составило 85,6 процента к уровню 2007 года. В 2011 году отмечается незначительное снижение производства тепловой энергии. В 2011 году снижение производства тепловой энергии составило 2,6 процента к уровню 2010 года. Максимальное значение уровня производства тепловой энергии в период с 2007 по 2011 год достигнуто в 2007 году и составило 18310 тыс. Гкал. Среди субъектов потребительского рынка тепловой энергии отмечается динамика снижения теплопотребления путем реализации мероприятий по энергосбережению в сфере теплоснабжения (установка регуляторов подачи теплоносителя в зависимости от температуры наружного воздуха, утепление фасадов и кровель зданий, замена оконных блоков, установка счетчиков тепловой энергии, приведение температурных показателей помещений в соответствие с действующими нормами). Данное направление стимулируется желанием собственников зданий снизить расходы на отопление.
Наряду с ростом объемов производства тепловой энергии отмечается динамика снижения удельного расхода топлива на производство тепловой энергии.
Структура производства тепловой энергии в Ярославской области в 2007 - 2011 годах приведена в таблице 7.

Таблица 7


Источник Единица 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.
тепловой энергии измерения

Электростанции тыс. Гкал 6494,40 5999,59 5777,20 6009,24 5516,28

процентов 35,47 35,93 34,54 37,35 35,21

Котельные тыс. Гкал 11804,40 10691,21 10432,80 9994,46 9818,29
установки
процентов 64,47 64,03 65,42 62,13 62,66

Электрокотлы тыс. Гкал 11,20 7,20 6,10 6,43 6,27

процентов 0,06 0,04 0,04 0,04 0,04

Всего тыс. Гкал 18310,00 16698,00 16210,00 16087,00 15668,00

в том числе за тыс. Гкал 1750,00 1866,00 1890,00 1288,44 1453,12
счет вторичных
энергоресурсов процентов 9,56 11,17 11,30 8,01 8,90


Основным источником удовлетворения потребности в тепловой энергии являются котельные, их доля составляет от 64,47 процента в 2009 году до 62,66 процента в 2011 году. Доля электростанций составляет от 35,47 процента в 2007 году до 35,21 процента в 2011 году.
За счет вторичных энергоресурсов производится от 8,01 процента до 11,30 процента тепловой энергии. Причем наблюдается рост доли тепловой энергии, производимой за счет вторичных энергоресурсов в общем производстве тепловой энергии в 2008 - 2009 годах.
Динамика отпуска тепловой энергии с коллекторов электростанций в 2007 - 2011 годах составлена на основании данных генерирующих компаний и приведена в таблице 8.

Таблица 8


№ Показатель Единица 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.
п/п измерения

Отпуск тепловой энергии в Ярославской области
в режиме комбинированной выработки - всего

1 Отпуск теплоэнергии тыс. Гкал 6494,40 5999,59 5777,20 6009,24 5516,28
с коллекторов -
всего

Электростанции ОАО "ТГК-2"

2 Отпуск тыс. Гкал 5626,58 5200,08 4960,41 5115,51 4679,07
теплоэнергии -
всего

в том числе:

2.1 Ярославская ТЭЦ-1 тыс. Гкал 1036,18 883,86 813,42 884,23 829,82

2.2 Ярославская ТЭЦ-2 тыс. Гкал 1963,50 1883,82 1721,76 1798,30 1607,49

2.3 Ярославская ТЭЦ-3 тыс. Гкал 2636,90 2432,40 2425,23 2432,98 2241,76

Блок-станции

3 Отпуск теплоэнергии тыс. Гкал 867,82 799,51 816,79 960,62 837,21
ОАО "НПО "Сатурн"


Динамика структуры потребления тепловой энергии по группам потребителей представлена в таблице 9.

Таблица 9


Группа потребителей Единица Потребление тепловой энергии
измерения
2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.

Население тыс. Гкал 6270,0 5867,8 6010,1 6236,0 6126,6

процентов 48,4 46,6 49,7 51,1 51,5

Бюджетные организации тыс. Гкал 1446,1 1390,6 1408,8 1437,0 1379,9

процентов 11,2 11,0 11,7 11,8 11,6

Промышленные тыс. Гкал 4270,7 3885,8 3467,9 3340,9 3247,7
потребители и
хозяйствующие субъекты процентов 32,9 30,9 28,7 27,4 27,3

Прочие тыс. Гкал 974,5 1452,8 1193,3 1187,5 1142,1

процентов 7,5 11,5 9,9 9,7 9,6

Потери тепловой энергии тыс. Гкал - 1002,1 1329,6 1569,0 1130,2

Всего по области процентов 5,4 5,4 7,2 10,1 9,5

тыс. Гкал 12961,3 12597,0 12080,1 12201,4 11896,3


В 2011 году тепловое потребление в Ярославской области уменьшилось по отношению к 2010 году на 2,5 процента, или на 305,1 тыс. Гкал. Наблюдается снижение теплового потребления промышленностью: в 2011 году уменьшение к 2010 году составило 93,2 тыс. Гкал. В 2011 году наметилась тенденция уменьшения теплопотребления относительно 2010 года в социально-бытовой сфере и сфере услуг. Рост тепловых потерь в 2009 году обусловлен выделением указанных тепловых потерь из договоров с потребителями. В 2011 году наметилась динамика снижения тепловых потерь. Это связано с активным применением теплоснабжающими организациями новых энергоэффективных материалов при проведении капитального ремонта и реконструкции тепловых сетей.

7. Перечень основных потребителей тепловой энергии
в Ярославской области

Основными потребителями тепловой энергии в Ярославской области являются предприятия промышленности, имеющие источники тепловой генерации, - отопительно-производственные и производственные котельные, использующие тепловую энергию для покрытия потребности в тепловой энергии для собственных производственных и коммунально-бытовых нужд.
Перечень основных потребителей тепловой энергии Ярославской области приведен в таблице 10.

Таблица 10


Наименование предприятия Отрасль Потребляемая Потребление
мощность тепловой
в 2011 г., энергии
Гкал/ч в 2011 г.,
Гкал/год

1 2 3 4

ОАО "Ярославский шинный шинная 193,14 367831
завод" промышленность

ОАО "Автодизель" машиностроение 90,00 296100

ОАО "Славнефть-ЯНОС" нефтехимическая 204,38 758968
промышленность

Железнодорожная станция хранение и 22,44 100484
Новоярославская ОАО "РЖД" складирование
материалов

ОАО НИИ "Ярсинтез" нефтехимическая 18,20 31211
промышленность

ОАО "Ярославский судостроение 13,20 12060
судостроительный завод"

ООО "Энергия-1" производство, 27,10 24083
передача и
распределение
тепловой энергии

ОАО "Ярославский шинная 13,73 40197
шиноремонтный завод" промышленность

ОАО "ЭЛДИН" производство 22,20 27680
электродвигателей

ЗАО "ЯРПОЛИМЕРМАШ - машиностроение 22,00 16805
ТАТНЕФТЬ"

ОАО "Тутаевский моторный машиностроение 20,00 172160
завод"

ОАО "Рыбинский завод радиоэлектроника 7,00 57993
приборостроения"

ОАО "Гаврилов-Ямский авиастроение 10,00 21660
машиностроительный завод
"Агат"

ЗАО "Атрус" пищевая и 7,10 62560
перерабатывающая
промышленность

ОАО "Сатурн-Газовые машиностроение 7,50 65730
турбины"

ОАО "Рыбинсккабель" кабельная 8,60 74930
промышленность

ОАО "Ярославский бройлер" пищевая и 42,00 124132
перерабатывающая
промышленность

ОАО "Славнефть - сбыт нефтепродуктов 8,60 75320
Ярославнефтепродукт"

ОАО "Ярославский химическая 77,81 649595
технический углерод" промышленность

ОАО "Русские краски" лакокрасочная 5,80 50640
промышленность

ЗАО "Ярославль - химическая 43,02 117520
Резинотехника" промышленность

ОАО "Компания Славич" химическая 4,00 8900
промышленность

ЗАО "Норский керамический производство 4,90 16000
завод" керамических
строительных
материалов

ОАО "Газпромнефть - сбыт 4,50 39440
Ярославль" (Рыбинская нефтепродуктов
нефтебаза)

ОАО "Техническая бумага" целлюлозно-бумажная 2,39 20957
промышленность

ФГУП Экспериментальный пищевая и 3,70 32720
сыродельный завод перерабатывающая
Российской академии промышленность
сельскохозяйственных наук

ОАО "Ярославльводоканал" жилищно-коммунальное 4,20 25531
хозяйство

Ярославский железнодорожное 4,90 42790
электровозоремонтный завод машиностроение
им. Б.П. Бещева - филиал
ОАО "Желдорреммаш"

ОАО "Ярославский железнодорожное 3,70 32790
вагоноремонтный завод машиностроение
"Ремпутьмаш"

ОАО "Ярославский радиоэлектроника 3,50 30280
радиозавод"

ЗАО "Хром" перерабатывающая 4,00 22390
промышленность


8. Структура установленной электрической мощности
на территории Ярославской области

Таблица 11

Установленная мощность АТ
и трансформаторов ПС 35 кВ и выше


Наименование объекта Количество Установленная
ПС мощность
трансформаторов,
МВА

Объекты филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского
ПМЭС:

- 500 кВ 0 -

- 220 кВ 9 2167,0

Объекты Ярэнерго:

- 110 кВ 62 2329,5

- 35 кВ 107 667,4

Объекты прочих собственников:

- 110 кВ 25 1338,8

- 35 кВ 27 329,9

Всего по области 230 6832,6


Таблица 12

Протяженность ВЛ энергосистемы Ярославской области


Наименование объектов Протяженность
ВЛ, км

Объекты филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС:

- 500 кВ -

- 220 кВ 1260,7

Объекты Ярэнерго:

- 110 кВ 1906,6

- 35 кВ 2410,8

Объекты прочих собственников:

- 110 кВ 18,0

- 35 кВ 3,1

Всего по области 5599,2


Таблица 13

Характеристика распределительных сетей Ярославской области


Наименование организации Количество Протяженность ВЛ (кабельных),
трансформаторных км
ПС
1 - 20 кВ 0,4 кВ всего

Ярэнерго 6639 12597,5 10688,9 23286,4

Муниципальные 1705 8705,0 9604,0 18309,0
территориальные сетевые
организации

Прочие территориальные 426 400,0 290,0 690,0
сетевые организации

Всего 8770 21702,5 20582,9 42285,4


Общие сведения и технические характеристики линий электропередач и ПС 110-35 кВ Ярэнерго и филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС приведены в приложениях к Схеме развития электрических сетей.
В период 2007 - 2011 годов в Ярославской области введены в эксплуатацию три ПС 110 кВ (94,6 МВА), две ПС 35 кВ (32,6 МВА), проведены техническое перевооружение и реконструкция с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы большей мощностью на девяти ПС 110 кВ (увеличение мощности - 79,7 МВА) и на семи ПС 35 кВ (увеличение мощности - 20,6 МВА), введено 28,5 километра линий электропередач 110 кВ, 15,15 километра линий электропередач 35 кВ. В 2011 году осуществлен перевод ВЛ 110 кВ Ивановские ПГУ - Неро-1, 2 на напряжение 220 кВ, а также произведена замена АТ-2 на ПС 220 кВ "Неро". В 2012 году планируется завершение работ по комплексной реконструкции ПС 220 кВ "Пошехонье".
Ярэнерго в 2011 году выполнены следующие работы:
- реконструкция ПС 110 кВ "Брагино" с реконструкцией ТМ, ячеек КРУ-10 кВ № 10, 11 и ЗРУ-10 кВ, замена ОД, КЗ и РЗА трансформаторов (окончание работ в 2012 году);
- реконструкция ПС 110-35 кВ с заменой трансформаторов (ПС 35/10 кВ "Волна", ПС 35/10 "Ананьино", ПС 35/10 кВ "Ширинье", ПС 35/10 кВ "Тутаев-35");
- реконструкция ПС 110 кВ "Полиграф" с заменой ОД, КЗ на ЭВ 110 кВ, установкой трансформаторов тока 110 кВ и реконструкцией устройств РЗА;
- реконструкция ПС 110 кВ "Климатино" с заменой ОД, КЗ на ЭВ 110 кВ, установкой ОПУ, АУОТ и реконструкцией устройств РЗА;
- расширение ВЛ 35 кВ Шашково - Левобережная с заходами на ПС "Демино", реконструкция ОРУ-35 кВ ПС 110/35/6 кВ "Левобережная" с заменой устройств РЗА, СКТП 35/10 ПС "Шашково" с заменой устройств РЗА;
- расширение открытого распределительного устройства 110 кВ ПС 110/10 кВ "Депо" с установкой трансформатора 16 МВА;
- замена Т1 ПС 110 кВ "Константиново" с 20 на 15 МВА;
- замена Т1 ПС 110 кВ "Беклемишево" с 20 на 25 МВА.
Данные по вводам новых объектов и реконструкции существующих приведены в таблице 14.

Таблица 14


№ Наименование объекта Год Мощность, МВА Протяжен-
п/п ввода ность, км

1 2 3 4 5

Ввод ПС

1 ПС-110/10 кВ "ТРК" 2007 2 x 16

2 ПС-110/10 кВ "Продуктопровод" 2007 2 x 6,3

3 ПС-35/10 кВ "ГПС Ярославль" 2007 2 x 6,3

4 ПС-35/10 кВ "НЕКСАНС" 2007 2 x 10

5 ПС-110/10 кВ "Которосль" 2010 2 x 25

Замена трансформаторов

1 ПС-110/35/6 кВ "НПЗ" 2007 15,16/2 x 25

2 ПС-35/10 кВ "Урожай" 2007 2 x 4

3 ПС-110/10 кВ "Чайка" 2008 2 x 16/2 x 25

4 ПС-110/35/10 кВ "Шушково" 2008 20/25

5 ПС-110/35/10 кВ "Коромыслово" 2008 20/25

6 ПС-110/35/10 кВ "Путятино" 2008 20/25

7 ПС-35/10 кВ "Ватолино" 2010 2 x 4

8 ПС-35/10 кВ "Туношна" 2010 2 x 2,5

9 ПС-35/10 кВ "Некрасово" 2010 2 x 10/2 x 16

10 ПС-35/10 кВ "Волна" 2011 2,5/4

11 ПС-110/6 кВ "Депо" 2011 0/16

12 ПС-110/35/6 кВ "Константиново" 2011 20/15

13 ПС-110/10 кВ "Беклемишево" 2011 20/25

14 ПС-35/10 кВ "Ананьино" 2011 2 x 1,6/2 x 2,5

15 ПС-35/10 кВ "Ширинье" 2011 2,5/4

16 ПС-35/10 кВ "Тутаев" 2011 2 x 6,3/2 x 10

Ввод ВЛ

1 Отпайка ВЛ-35 кВ на ПС "Семибратово" 2006 8,60
от ВЛ-35 кВ Марково - Урусово

2 ВЛ 110 кВ Шестихино - Некоуз 2007 18,00

3 ВЛ 110 кВ Институтская - Южная 2007 7,50

4 ВЛ-35 кВ Магистральная-1, 2 (от ПС 2007 5,60
ГПС до ПС НПЗ)

5 ВЛ-35 кВ Углич - УРМЗ 2007 0,95

6 Заход ВЛ-110 кВ на ПС "Которосль" 2010 3,30

7 Расширение ВЛ-35 кВ Шашково - 2011 15,49
Левобережная


Данные о вводе в эксплуатацию мощностей на генерирующих источниках представлены в таблице 15.

Таблица 15


№ Генерирующий источник Ввод генерирующей Год ввода
п/п мощности, МВт

1 Ярославская ТЭЦ-2 115 2007

2 Угличская ГЭС 65 2011


Таблица 16

Структура установленной мощности генерирующих объектов


Наименование объекта Установленная Доля от суммарной
мощность, МВт установленной
мощности,
процентов

ТЭЦ - всего 766,00 59,50

Ярославская ТЭЦ-1 131,00 10,20

Ярославская ТЭЦ-2 325,00 25,30

Ярославская ТЭЦ-3 310,00 24,10

ГЭС - всего 466,56 36,20

Угличская ГЭС 120,00 9,30

Рыбинская ГЭС 346,40 26,90

Хоробровская ГЭС 0,16 0,01

Блок-станции - всего 54,50 4,20

ОАО "Ярославский технический углерод" 24,00 1,90

ОАО "НПО "Сатурн" 30,50 2,40

ВСЕГО 1287,06 100,0


Диаграмма 4

Структура установленной мощности генерирующих объектов

Рисунок не приводится.

9. Состав оборудования электростанций

В таблице 17 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 17


№ Наименование электростанции, Год Установленная Ведомственная
п/п состав основного оборудования ввода мощность на принадлежность
2012 год, МВт

1 2 3 4 5

ТЭЦ

1 Ярославская ТЭЦ-1 131 ОАО "ТГК-2"

в том числе:

ст. № 2 Т-25-29 1935 25

ст. № 3 ПТ-25-90/10М 1949 25

ст. № 4 ПТ-25-90/10М 1952 25

ст. № 5 Р-25-90/31 1958 25

ст. № 6 Р-6-90/31 1959 6

ст. № 7 ПТ-25/30-8,8/1,0-1 2000 25

2 Ярославская ТЭЦ-2 325 ОАО "ТГК-2"

в том числе:

ст. № 1 ПТ-30-90/13 1955 30

ст. № 2 ПР-20-90/1,2 1957 20

ст. № 3 Р-50-130/13 1964 50

ст. № 4 Т-50-130 1965 50

ст. № 5 ПТ-60-130/13 1970 60

ст. № 6 Тп-115/125-130-1тп 2007 115

3 Ярославская ТЭЦ-3 310 ОАО "ТГК-2"

в том числе:

ст. № 1 ПТ-65/75-130/13 1961 65

ст. № 2 ПТ-65/75-130/13 1962 65

ст. № 3 Р-50-130/13 1963 -

ст. № 4 ПТ-65/75-130/13 1965 65

ст. № 5 ПТ-65/75-130/13 1966 65

ст. № 6 Р-50-130/13 1970 50

ГЭС

1 Угличская ГЭС 120 филиал ОАО
"РусГидро" -
"КВВГЭС"

в том числе:

ст. № 1 СВ-1250/170-96 1940 55

ст. № 2 СВ-1343/150-100 2011 65

2 Рыбинская ГЭС 346,4 филиал ОАО
"РусГидро" -
"КВВГЭС"

в том числе:

ст. № 1 СВ-1250/170-96 1941 55

ст. № 2 СВ-1250/170-96 1942 55

ст. № 3 СВ-1250/170-96 1950 55

ст. № 4 СВ-1243/160-96 2002 63,2

ст. № 5 СВ-1250/170-96 1945 55

ст. № 6 СВ-1243/160-96 1998 63,2

3 Хоробровская ГЭС филиал ОАО
"РусГидро" -
"КВВГЭС"

в том числе:

ст. № 1 ОВ16-110МБК 2003 0,08

ст. № 2 ОВ16-110МБК 2003 0,08

Блок-станции

1 Блок-станция 24 ОАО
"Ярославский
технический
углерод"

в том числе:

ст. № 1 ГТУ-1 12

ст. № 2 ГТУ-2 12

2 ОАО "НПО "Сатурн" - всего 30,5 ОАО "НПО
"Сатурн"

ТЭЦ 16

в том числе:

ст. № 1 Т-6-2У3 6

ст. № 2 Т2-6-2 6

ст. № 3 Т3-4-2 4

ГТУ 2,5

в том числе:

ст. № 1 ГТУ-1 2,5

ст. № 2 ГТУ-2 -

ГТЭС-14 12

в том числе:

ст. № 1 ТК-6-2РУЗ 6

ст. № 2 ТК-6-2РУЗ 6


10. Структура выработки электроэнергии по типам
электростанций и видам собственности

Таблица 18


№ Наименование объекта Едини- Выработка электроэнергии, млн. кВт. ч
п/п ца из-
мере- 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.
ния

Всего по энергосистеме млн. 4240 4453 4422 4248 4123
в том числе: кВт. ч

1 ТЭЦ ОАО "ТГК-2" - млн. 2761 2948 2446 2531 2519
всего кВт. ч
в том числе:

1.1 Ярославская ТЭЦ-1 млн. 478 486 394 385 384
кВт. ч

1.2 Ярославская ТЭЦ-2 млн. 962 1187 977 995 981
кВт. ч

1.3 Ярославская ТЭЦ-3 млн. 1321 1275 1075 1151 1154
кВт. ч

2 Филиал ОАО млн. 1259 1288 1777 1508 1394
"РусГидро" - кВт. ч
"КВВГЭС" - всего
в том числе:

2.1 Рыбинская ГЭС млн. 1040 971 1449 1286 1123
кВт. ч

2.2 Угличская ГЭС млн. 219 317 328 222 271
кВт. ч

3 Блок-станции - всего млн. 220 217 199 209 210
в том числе: кВт. ч

3.1 ОАО "НПО "Сатурн" млн. 220 217 199 209 210
кВт. ч

3.2 ОАО "Ярославский млн.
технический углерод" кВт. ч


Диаграмма 5

Структура выработки электроэнергии за отчетный период
2007 - 2011 годов, млн. кВт. ч

Рисунок не приводится.

11. Балансы электроэнергии (мощности) за последние 5 лет

Баланс электроэнергии (мощности) обеспечивается в области за счет собственной выработки электроэнергии электростанций, ТЭЦ и ГЭС, которая составляет около 50 - 56 процентов энергопотребления, и сальдированного перетока электроэнергии по магистральным сетям ОАО "ФСК ЕЭС" от поставщиков оптового рынка электроэнергии и мощности.

Таблица 19


№ Наименование Едини- Фактическое значение
п/п показателя ца из-
мере- 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.
ния

1 Потребление млн. 8417 8345 7771 8133 8185
электроэнергии кВт. ч

2 Выработка млн. 4240 4453 4422 4248 4123
электроэнергии - всего кВт. ч
в том числе:

2.1 ТЭЦ (вместе с блоками) млн. 2981 3165 2645 2740 2729
кВт. ч

2.2 ГЭС млн. 1259 1288 1777 1508 1394
кВт. ч

3 Сальдо-переток млн. 4177 3892 3349 3885 4062
кВт. ч

4 Максимум электрической МВт 1427 1390 1373 1416 1393
нагрузки


Ярославская энергосистема является дефицитной как по мощности, так и по объему (количеству) вырабатываемой электроэнергии.

12. Объемы и структура топливного баланса электростанций
и котельных на территории Ярославской области в 2011 году

Основным видом топлива для производства электрической и тепловой энергии в Ярославской области является природный газ, доля которого более 93,5 процента в суммарном топливном балансе Ярославской области.
Также в качестве топлива используются технологические газы, являющиеся побочными продуктами при производстве продукции. Доля технологических газов в балансе топлива составляет 8 процентов.
Прогнозные объемы и структура топливного баланса при производстве электрической и тепловой энергии в 2011 году представлены в таблице 20.

Таблица 20


Вид топлива Расход, Доля,
тыс. т у.т. процентов

Природный газ 2712,0 93,95

Мазут 117,4 4,07

Каменный уголь 43,8 1,52

Дизельное топливо 5,2 0,18

Торф 1,2 0,04

Дрова 5,8 0,20

Печное топливо 1,0 0,03

Электроэнергия 0,2 0,01

Всего 2886,6 100,00


Диаграмма 6

Структура топливного баланса
Ярославской области в 2011 году

Рисунок не приводится.

Из общего количества котельных области 75 процентов работают на природном газе, 0,9 процента - на угле, 1,2 процента - на мазуте и печном бытовом топливе, 5 процентов - на местных видах топлива.
В топливном балансе электростанций природный газ составляет 98,73 процента, мазут - 0,45 процента, уголь - 0,82 процента.
Структура топливного баланса тепловых электростанций и котельных в 2007 - 2011 годах приводится в таблице 21.

Таблица 21


Наименование 2007 г. 2008 г. <*> 2009 г. <*> 2010 г. <*> 2011 г. <*>
показателя
тыс. т % тыс. т % тыс. т % тыс. т % тыс. т %
у.т. у.т. у.т. у.т. у.т.

Суммарный расход топливно - 4401,0 100,0 4021,0 100,0 3934,0 100,0 3985,0 100,0 3885,0 100,0
энергетических ресурсов,
используемых
непосредственно в качестве
топлива или энергии

Суммарный расход топлива по 935,4 21,3 916,0 22,8 771,0 19,6 782,5 19,6 794,6 20,5
электростанциям на
производство электроэнергии

Суммарный расход топлива по 924,6 21,0 891,0 22,2 868,0 22,1 857,1 21,5 798,7 20,6
электростанциям на
производство тепловой
энергии

Суммарный расход топлива 1443,7 32,8 1377,0 34,2 1395,0 35,5 1316,5 33,0 1292,9 33,3
котельными

Расход топлива 3303,7 75,1 3184,0 79,2 3034,0 77,1 2956,1 74,2 2886,2 74,3
электростанциями и
котельными
в том числе:

природного газа 2778,4 84,1 2748,0 86,3 2634,0 86,82 2776,5 93,86 2712,0 93,95

мазута 152,0 4,6 142,0 4,46 130,0 4,28 103,5 3,5 117,4 4,07

угля 69,4 2,1 48,5 1,52 31,5 1,04 59,1 2,0 43,8 1,52

дров 3,3 0,1 3,2 0,1 3,9 0,13 8,0 0,27 5,8 0,20

торфа 1,7 0,05 1,0 0,03 3,9 0,13 0,42 0,01 1,2 0,04

жидкого топлива 10,2 0,31 6,4 0,2 6,2 0,2 1,5 0,04 1,1 0,03


--------------------------------
<*> С учетом формирования с 2008 года региональной системы топливо-энергетического баланса.

13. Основные характеристики электросетевого
хозяйства области

Перечень существующих линий электропередач и ПС 35 кВ и выше приведен в Схеме развития электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года с перспективой до 2030 года с учетом развития средней и малой когенерации (приложение к Программе).
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 Белозерская - Пошехонье с отпайкой на ПС "Зашекснинская", Пошехонье - Череповец 2, Пошехонье - Вологда, Пошехонье - Ростилово), Ивановской (2 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 ВЛ электропередачи 220 кВ - 1260,7 км.
Действующая 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 Ярославской энергосистемы с другими энергосистемами (Костромской, Владимирской, Тверской, Вологодской).
Все находящиеся на территории энергосистемы Ярославской области электросетевые объекты напряжением 220 кВ являются объектами ЕНЭС, а их эксплуатация осуществляется филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайским ПМЭС.
В энергосистеме находится в эксплуатации 84 ПС 110 кВ (из них Ярэнерго - 62 ед.) со 169 трансформаторами (из них Ярэнерго - 124 ед.) (установленная мощность - 3508 МВА, Ярэнерго - 2329,5 МВА) и 115 ПС 35 кВ (из них Ярэнерго - 107 ед.) с 216 трансформаторами (из них Ярэнерго - 190 ед.) (установленная мощность - 826,1 МВА, Ярэнерго - 667,4 МВА).
Протяженность линий электропередачи: 110 кВ - 1897,7 км (из них Ярэнерго - 1050,9 км), 35 кВ - 2414,8 км (из них Ярэнерго - 2083,8 км).
Распределительные электрические сети 0,4 - 10 кВ общей протяженностью 40557 км (из них Ярэнерго - 23286,4 км), установленной мощностью трансформаторов 2745 МВА (из них Ярэнерго - 981,8 МВА) осуществляют транспортировку электроэнергии до конечных потребителей.

14. Основные внешние связи Ярославской энергосистемы

Диаграмма 7

Схема внешних электрических связей области

Рисунок не приводится.

Внешние электрические связи энергосистемы Ярославской области представлены следующим образом:
- с Костромаэнерго:
220 кВ:
ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - Ярославская;
ВЛ 220 кВ Мотордеталь - Тверицкая;
110 кВ:
ВЛ 110 кВ Нерехта-1;
ВЛ 110 кВ Нерехта-2;
ВЛ 110 кВ Халдеево - Буй;
- с Ивэнерго:
220 кВ:
КВЛ 220 кВ ИвПГУ - Неро-1;
КВЛ 220 кВ ИвПГУ - Неро-2;
- с Владимирэнерго:
220 кВ:
ВЛ 220 кВ Александров - Трубеж;
110 кВ:
ВЛ 110 кВ Александров - Балакирево-1;
ВЛ 110 кВ Александров - Балакирево-2;
- с Мосэнерго:
220 кВ:
ВЛ 220 кВ Угличская ГЭС - Заря-1;
ВЛ 220 кВ Угличская ГЭС - Заря-2;
- с Тверьэнерго:
110 кВ:
ВЛ 110 кВ Пищалкино - Бежецк;
- с Вологдаэнерго:
220 кВ:
ВЛ 220 кВ Белозерская - Пошехонье с отпайкой на ПС "Зашекснинская";
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Череповец-2;
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Ростилово;
ВЛ 220 кВ Пошехонье - Вологда;
110 кВ:
ВЛ 110 кВ Ростилово - Скалино.

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

Основные проблемы энергосистемы Ярославской области в настоящее время заключаются в:
- физическом и моральном старении оборудования ПС и линий электропередач;
- дефиците собственных генерирующих мощностей, физическом и моральном старении оборудования электростанций;
- недостаточной пропускной способности основных электрических сетей, что приводит к снижению надежности электроснабжения потребителей;
- растущем дефиците мощности и электроэнергии.
Ярославская энергосистема является дефицитной как по мощности, так и по объему вырабатываемой электроэнергии. Покрытие дефицита осуществляется за счет получения мощности от соседних энергосистем.
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 Ярославской энергосистемы в значительной степени зависит от работы линий электропередач 220 кВ Костромская ГРЭС - Ярославль и Мотордеталь - Тверицкая.
Наиболее загруженные линии 110 кВ: Рыбинская ГЭС - Восточная (Щербаковская-1, 2), Нерехта - Ярцево (Нерехта 1, 2 и Ярцево - Лютово), Венера - Шестихино (Шестихинская 1, 2). Загрузка линий 110 кВ в настоящее время не превышает допустимых значений в нормальной схеме. В ремонтных и послеаварийных режимах на эти линии ложится нагрузка выше допустимых значений. 34 процента от общей протяженности ВЛ 110 кВ имеет срок эксплуатации больше 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 110 кВ и выше превышают темпы вывода его из эксплуатации и замены. В сетях 220 кВ в настоящее время 63 процента ВЛ имеет срок эксплуатации свыше 40 лет, 63 процента АТ 220 кВ, 60 процентов трансформаторов 110 кВ имеют срок эксплуатации более 25 лет.
В соответствии с расчетами пропускной способности центров питания Ярэнерго в Ярославской области, выполненными по итогам зимнего замера максимума нагрузки в декабре 2011 года, отдельные ПС являются "закрытыми" для технологического присоединения или имеют ограниченную возможность технологического присоединения в связи с перегрузкой свыше 105 процентов, которая возникнет у одного из трансформаторов при отключении второго.
Перечень центров питания с ограничениями технологического присоединения дополнительной мощности приведен в таблице 22.

Таблица 22


№ Напряжение, кВ Наименование ПС Установленная Ограничение
п/п мощность в связи с
трансформаторов, аварийной
МВА загрузкой ПС
свыше 105%

1 2 3 4 5

1 110/35/10 "Аббакумцево" 2 x 10 +

2 110/35/10 "Борисоглеб" 16 + 10 +

3 110/35/10 "Глебово" 10 +

4 110/6 "Кинопленка" 6,3 + 10 +

5 110/35/10 "Нила" 2 x 6,3 +

6 110/35/6 "Павловская" 20 + 25 +

7 110/35/6 "Переславль" 2 x 25 +

8 110/35/10 "Ростов" 20 + 25 +

9 110/35/10 "Техникум" 2 x 6,3 +

10 110/35/10 "Толга" 15 + 25 +

11 110/35/10 "Углич" 2 x 25 +

12 110/35/10 "Шестихино" 2 x 10 +

13 35/6 "Заволжская" 2 x 10 +

14 35/10 "Сараево" 1 + 1,6 +

15 35/6 "Прибрежная" 2 x 10 +

16 35/10 "Ватолино" 2 x 4 +

17 35/10 "Гузицино" 2 x 4 +

18 35/10 "Курба" 2 x 2,5 +

19 35/10 "Моделово-2" 2 x 6,3 +

20 35/10 "Профилакторий" 2 x 2,5 +

21 35/6 "Чебаково" 2 x 2,5 +

22 35/10 "Глебово" 2 x 2,5 +

23 35/6 "Купань" 2 x 2,5 +

24 35/10 "Нагорье" 2 x 4 +

25 35/10 "Скоморохово" 2 x 1,6 +

26 35/10 "Солодомино" 2,5 +

27 35/10 "Милюшино" 1,6 +

28 35/10 "Сутка" 2,5 +

29 35/10 "Сить" 1,6 +

30 35/10 "Горелово" 1,6 +

31 35/10 "Левобережная" 4 +

32 35/6 "Батьки" 2 x 1,6 +

33 35/10 "Заозерье" 2,5 + 1,6 +

34 35/10 "Николо-Корма" 2 x 4 +

35 35/10 "Красная горка" 4 + 2,5 +

36 35/10 "Ермаково" 1,6 +


Таким образом, для региона основной проблемой является дефицитность мощности и объема электроэнергии, производимой энергосистемой Ярославской области.
Для ликвидации дефицита электроэнергии и мощности на территории региона необходима реализация крупных инвестиционных проектов по развитию собственных генерирующих мощностей.
В сети, относящейся к ЕНЭС, необходима реализация следующих мероприятий:
- реконструкция и модернизация существующих ПС 220 кВ для повышения надежности электроснабжения;
- обеспечение выдачи электроэнергии и мощности в энергосистему от запланированной к строительству ПГУ мощностью 450 МВт на Тенинской водогрейной котельной ОАО "ТГК-2";
- обеспечение выдачи электроэнергии и мощности от ивановских ПГУ по КВЛ 220 кВ на ПС 220 кВ "Неро".
В области развития распределительных сетей необходима реализация мероприятий по реконструкции и развитию электрических сетей, предусмотренных Схемой развития электрических сетей, 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 когенерации в рамках Подпрограммы развития когенерационной энергетики.
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.
В состав распределительного электросетевого комплекса региона, кроме филиала Ярэнерго, входят 7 муниципальных электросетевых организаций и 56 территориальных сетевых организаций различной формы собственности.
Также в регионе имеется 105 транзитных ведомственных электросетевых объектов 6 - 10 кВ, через которые осуществляется транспортировка электроэнергии к социально значимым объектам и населению.
Кроме того, в регионе около 0,5 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 надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей региона.
На территории области имеется 740 социально значимых объектов электроснабжения, финансирование которых осуществляется от одного источника.
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 серьезные резервы.
Исходя из текущего состояния электросетевого комплекса 0,4 - 10 кВ определены приоритетные задачи его усовершенствования:
- 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 Ярославской области. В первую очередь к таковым можно отнести дефицит электрической мощности, ограничения 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.
Энергетическую независимость Ярославской области снижает отсутствие крупных электрогенерирующих установок и собственных запасов традиционных видов топлива.
Инвестиций в обновление, модернизацию оборудования топливно-энергетического комплекса Ярославской области недостаточно, что приводит к его старению, повышению уровня аварийности и снижению эксплуатационной готовности.
В соответствии со Стратегией социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года, утвержденной постановлением Губернатора области от 22.06.2007 № 572 "О Стратегии социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года" (далее - Стратегия), 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.
Необходимость развития генерации обусловлена дефицитом собственных генерирующих мощностей в области, для снижения которого предполагается реализация ряда инвестиционных проектов строительства новых и реконструкции существующих генерирующих объектов, в том числе в рамках реализации Подпрограммы развития когенерационной энергетики.
Кроме того, строительство новых генерирующих мощностей позволит обеспечить развитие региона в соответствии со Стратегией и Схемой территориального планирования Ярославской области, утвержденной постановлением Правительства области от 23.07.2008 № 385-п "Об утверждении Схемы территориального планирования Ярославской области" (далее - Схема территориального планирования), в том числе развитие перспективных инвестиционных площадок.
Таким образом, основной задачей Программы является ликвидация к 2017 году энергодефицита в Ярославской области.
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 сфере, относящейся к ЕНЭС:
реконструкция и техническое перевооружение действующих ПС 220 кВ "Ярославская", "Сатурн", "Вега", "Пошехонье";
реконструкция 407,25 километра и строительство новых линий ВЛ-220 кВ протяженностью 70 километров;
в сфере, относящейся к территориальным распределительным сетям:
строительство новых ПС (4/252,6 МВА), модернизация и реконструкция действующих ПС 110 кВ и ниже с суммарным приростом установленной мощности 126,7 МВА;
строительство ВЛЭП напряжением 35 - 110 кВ общей протяженностью 24,0 километра и реконструкция линий электропередач напряжением 35 - 110 кВ общей протяженностью 113,5 километра;
строительство воздушных и кабельных линий электропередач напряжением 0,4 - 10 кВ общей протяженностью 100,2 километра и реконструкция 198 километров воздушных и кабельных линий электропередач напряжением 0,4 - 10 кВ общей протяженностью 298,2 километра;
- реконструкция действующих и строительство новых электро- и теплогенерирующих установок, работающих на природном газе:
реконструкция Угличской и Рыбинской ГЭС с заменой гидроагрегатов 55 МВт гидроагрегатами 65 МВт с увеличением к 2017 году генерирующей электрической мощности на 30 МВт;
строительство ПГУ мощностью 450 МВт на базе Тенинской котельной;
строительство ПГУ мощностью 194 МВт (средняя когенерация) и газопоршневых установок мощностью 8,3 МВт (малая когенерация) на существующих котельных в рамках реализации Подпрограммы развития когенерационной энергетики;
выполнение мероприятий областной целевой программы "Комплексная программа модернизации и реформирования жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области на 2011 - 2014 годы", утвержденной постановлением Правительства области от 02.11.2010 № 820-п "Об утверждении областной целевой программы "Комплексная программа модернизации и реформирования жилищно-коммунального хозяйства Ярославской области" на 2011 - 2014 годы и внесении изменений в постановление Правительства области от 26.11.2008 № 626-п (далее - комплексная программа модернизации и реформирования ЖКХ ЯО на 2011 - 2014 годы): модернизация 27 котельных с переводом на природный газ, реконструкция 11 котельных, перевооружение 2 котельных, строительство 8 котельных, реконструкция 26,694 километра тепловых сетей;
- обеспечение энергоэффективного развития топливно-энергетического комплекса Ярославской области на основе:
реализации программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности субъектами электроэнергетики путем снижения потерь электроэнергии и оптимизации затрат;
реализации программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности регулируемыми организациями, занимающимися выработкой и передачей тепловой энергии, в том числе в режиме комбинированной выработки, путем приведения уровня потребления топлива, электроэнергии и воды к установленным нормативам и оптимизации затрат.
В соответствии с Программой ТСО совместно с администрациями муниципальных образований области обязаны организовать разработку схем развития распределительных электрических сетей 6 - 10 кВ.
В настоящее время разработаны схемы развития распределительных электрических сетей в 6 муниципальных районах: Мышкинском, Брейтовском, Большесельском, Любимском, Некоузском, Рыбинском; в 7 населенных пунктах: г. Любиме, г. Мышкине, г. Переславле-Залесском, с. Новый Некоуз, г. Рыбинске, г. Тутаеве, г. Гаврилов-Яме.
В 2012 году планируется завершить работы по разработке схем развития распределительных электрических сетей в остальных муниципальных образованиях области.

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

Прогноз спроса электроэнергии и мощности на территории Ярославской области, сформированный на основании данных системного оператора, с учетом прогнозных балансов по ЕНЭС, приведен таблице 23.

Таблица 23


Показатель 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.

Электропотребление, 8185 8285 8364 8435 8553 8673 8795
млн. кВт. час

годовой темп прироста, 1,22 0,95 0,85 1,40 1,40 1,41
процентов

Максимальная мощность, 1397 1427 1437 1450 1470 1490 1511
МВт

годовой темп прироста, 2,15 0,70 0,90 1,38 1,36 1,41
процентов


При разработке баланса учитывалось снижение потребления электроэнергии в результате проведения электросетевыми организациями и потребителями мероприятий по повышению эффективного использования электроэнергии.
Данный прогноз не учитывает потребность в электроэнергии и мощности потребителей, которых планируется разместить на перспективных инвестиционных площадках.

3. Детализация электропотребления по отдельным частям
энергосистемы Ярославской области

Прогноз потребления мощности с разбивкой по основным энергорайонам Ярославской области представлен в таблице 24.

Таблица 24


Название Единица 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
энергорайона измерения

Ярославский МВт 873 885 894 913 922 939 952
энергорайон

процентов 62,5 62,0 62,2 63,0 62,7 63,0 63,0

Рыбинский МВт 291 300 299 290 293 292 292
энергорайон

процентов 20,8 21,0 20,8 20,0 19,9 19,6 19,3

Ростовский МВт 233 242 244 247 255 259 267
энергорайон

процентов 16,7 17,0 17,0 17,0 17,4 17,4 17,7

Всего по МВт 1397 1427 1437 1450 1470 1490 1511
энергосистеме


4. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний
период с выделением крупных потребителей

В соответствии со Стратегией и Схемой территориального планирования разработан прогноз потребности в тепловых ресурсах для теплоснабжения промышленной, жилищной, социально-культурной и коммунально-бытовой инфраструктур до 2017 года.

Таблица 25


Сфера энергопотребления Существующая Дополнительная Всего,
тепловая потребность, Гкал/час
мощность, Гкал/час
Гкал/час

Всего по области 12846,8 483,73 13330,53

в том числе:

- жилищный, социально-культурный 11535,02 358,32 11893,34
и коммунально-бытовой секторы

- промышленность 1121,03 120,59 1241,62

- прочие 190,75 4,82 195,57


Прогноз прироста потребности в тепловой мощности к уровню 2011 года составит 483,73 Гкал/ч, то есть ожидается рост в размере 3,77 процента. При этом относительный рост теплопотребления за счет жилищного строительства (3,1 процента) ожидается значительно меньше по сравнению с промышленным сектором (10,76 процента).
Прогноз дополнительной потребности в тепловых мощностях существующих и перспективных потребителей (новое строительство) Ярославской области на 2012 - 2017 годы по административно-территориальным образованиям приведен в таблице 26.

Таблица 26


№ Наименование Мощность Прогноз прироста тепловой мощности, Гкал/ч <**>
п/п муниципального на
образования 01.01.2012, всего 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Гкал/ч <*>

1 Большесельский МР 36,98 0,72 37,12 37,27 37,41 37,56 37,70

2 Борисоглебский МР 5,95 0,00 5,95 5,95 5,95 5,95 5,95

3 Брейтовский МР 14,92 3,00 15,52 16,12 16,72 17,32 17,92

4 Гаврилов-Ямский МР 144,58 10,14 146,61 148,64 150,66 152,69 154,72

5 Даниловский МР 123,80 9,42 125,68 127,57 129,45 131,34 133,22

6 Любимский МР 14,71 2,88 15,29 15,86 16,44 17,01 17,59

7 Мышкинский МР 25,12 2,35 25,59 26,06 26,53 27,00 27,47

8 Некоузский МР 53,74 5,02 54,74 55,75 56,75 57,76 58,76

9 Некрасовский МР 108,38 0,00 108,38 108,38 108,38 108,38 108,38

10 Первомайский МР 38,90 2,57 39,41 39,93 40,44 40,96 41,47

11 Переславский МР 67,91 1,50 68,21 68,51 68,81 69,11 69,41

12 Пошехонский МР 15,11 0,40 15,19 15,27 15,35 15,43 15,51

13 Ростовский МР 513,60 11,85 515,97 518,34 520,71 523,08 525,45

14 Рыбинский МР 1017,97 15,83 1021,14 1024,30 1027,47 1030,63 1033,80

15 Тутаевский МР 292,06 56,50 303,36 314,66 325,96 337,26 348,56

16 Угличский МР 281,20 0,00 281,20 281,20 281,20 281,20 281,20

17 Ярославский МР 398,20 4,51 399,10 400,00 400,90 401,80 402,71

18 ГО г. Ярославль 6022,00 452,00 6112,40 6202,80 6293,20 6383,60 6474,00

19 ГО г. Переславль - 310,77 2,76 311,32 311,87 312,43 312,98 313,53
Залесский

Всего 9485,89 581,45 9602,18 9718,47 9834,76 9951,05 10067,34


--------------------------------
<*> Приведена мощность источников, оказывающих услуги централизованного теплоснабжения.
<**> Информация представлена на основе данных администраций муниципальных районов области.

Список сокращений, использованных в таблице

МР - муниципальный район
ГО - городской округ.

В соответствии со Стратегией и Схемой территориального планирования разработан баланс потребления тепловой энергии на перспективу до 2017 года.
При разработке баланса учитывалось снижение энергопотребления от проведения теплоснабжающими организациями и потребителями мероприятий по повышению эффективного использования тепловой энергии.
Данный прогноз не учитывает потребность в тепловой энергии потребителей, которых планируется разместить на перспективных инвестиционных площадках.

Таблица 27

Баланс производства тепловой энергии в Ярославской области
на перспективу до 2017 года


Наименование Единица Факт 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
показателя измерения 2011 г.

Производство тыс. Гкал 15668 15746 15825 15904 15984 16064 16144
тепловой энергии
в том числе:

электростанции тыс. Гкал 5516 5544 5751 6230 6261 6293 6324

котельные тыс. Гкал 9818 9867 9736 9335 9382 9429 9476

прочие тыс. Гкал 334 336 337 339 341 342 344


Рост теплопотребления за пятилетний период предусмотрен на 3,04 процента, при этом покрытие потребности в тепловой энергии за счет электростанций вырастет до 48 процентов (по сравнению с 35,7 процента, ожидаемыми в 2012 году). Рост доли покрытия потребности в тепловой энергии за счет электростанций произойдет за счет реализации мероприятий Подпрограммы развития когенерационной энергетики, реализации инвестиционных проектов ОАО "ТГК-2" по строительству ПГУ мощностью 450 МВт на базе Тенинской водогрейной котельной, строительству в Заволжском районе нового теплоисточника взамен физически и морально устаревшей Ляпинской паровой котельной, а также за счет перевода нагрузок с экономически неэффективных районных котельных на централизованное теплоснабжение от ТЭЦ. Увеличение производства тепловой энергии котельными планируется осуществлять за счет реконструкции котельных с увеличением установленной мощности, внедрения более эффективного оборудования, снижения собственных нужд котельных.

5. Перечень планируемых к строительству и выводу
из эксплуатации генерирующих мощностей
на электростанциях Ярославской области

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на действующих электростанциях Ярославской области мощностью не менее 5 МВт приведен в таблице 28.

Таблица 28


Генерирующие 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. Всего,
источники МВт

Всего, ввод 30
МВт
в том демонтаж 50
числе
прирост -20

Угличская ввод 10 10
ГЭС
демонтаж

прирост 10 10

Рыбинская ввод 10 10 20
ГЭС
демонтаж

прирост 10 10 20

ТЭЦ-2 ввод

демонтаж 50 50

прирост


Угличская ГЭС.
В 2011 году на Угличской ГЭС выполнена реконструкция Г2Г с увеличением мощности на 10 МВт (до 65 МВт).
В 2017 году планируется завершение реконструкции Г1Г с увеличением установленной мощности на 10 МВт до 65 МВт.

Рыбинская ГЭС.
Согласно проекту реконструкция Рыбинской ГЭС будет выполняться в 8 этапов и предусматривает:
- установку двух АТ 220/110 кВ мощностью 2 x 63 МВА (окончание работ запланировано в 2012 году);
- установку двух трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью по 80 МВА с подключением их под один выключатель к ОРУ 220 кВ с присоединением к ним блоков Г-5, Г-6;
- замену существующих трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью (3 x 46) МВА трансформаторами мощностью 80 МВА с установкой вторых трансформаторов той же мощности с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС;
- реконструкцию гидроагрегатов мощностью 55 МВт с увеличением мощности до 65 МВт, в том числе:
2Г - окончание реконструкции в 2014 году;
3Г - окончание реконструкции в 2016 году;
1Г - окончание реконструкции в 2018 году;
5Г - окончание реконструкции в 2020 году.
Увеличение генерирующей мощности на ГЭС к 2017 году по отношению к 2011 году составит 30 МВт.

ТЭЦ-2.
В 2015 году планируется демонтаж турбоагрегата (ст. № 3 Р-50-130/13).
В таблице 29 приведены данные по намечаемому вводу генерирующих мощностей (в том числе объектов средней и малой когенерации) по Ярославской области на период до 2017 года.

Таблица 29

Перечень мероприятий Программы по вводу новых объектов
генерации в Ярославской области в 2012 - 2017 годах


№ Генерирующий Тип 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Всего,
п/п источник установки г. г. г. г. г. г. МВт

ПГУ 450 МВт на ПГУ-450 450,0 450,0
базе Тенинской
котельной


В таблице 30 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования.

Таблица 30


Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Всего по
мероприятия г. г. г. г. г. г. области,
МВт

Ввод генерирующего 450,0 10,0 10,0 10,0 480,0
оборудования

Демонтаж генерирующего 50,0 50,0
оборудования

Прирост генерирующего 450,0 10,0 10,0 10,0 430,0
оборудования


Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период 2012 - 2017 годов составит 480 МВт, в том числе на Тенинской котельной - 450 МВт, ГЭС - 30 МВт (прирост). Ввод в работу ПГУ-450 МВт согласно ДПМ запланирован на 2013 год. Однако велика вероятность переноса срока на конец 2014 года.
Абсолютный прирост генерирующей мощности с учетом демонтажа физически и морально устаревшего оборудования электростанций в период 2012 - 2017 годов составит 430 МВт.
В случае успешной реализации Подпрограммы развития когенерационной энергетики (средней и малой когенерации) ввод новых объектов генерации будет выглядеть следующим образом.

Таблица 31

Перечень мероприятий Программы по вводу новых объектов
генерации в Ярославской области в 2012 - 2017 годах
с учетом объектов средней и малой когенерации


№ Генерирующие Тип 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Всего,
п/п источники установки г. г. г. г. г. г. МВт

1 ПГУ 450 МВт на базе ПГУ-450 450,00 450,00
Тенинской котельной

Объекты Подпрограммы развития когенерационной энергетики (средняя когенерация)

1 г. Тутаев (МУП ПГУ-ТЭС 52 52,00 52,00
"Теплоэнергосеть") <*>

2 г. Ростов ПГУ-ТЭС 26 26,00 26,00
<**>

3 г. Гаврилов-Ям ПТ-12 12,00 12,00
(котельная
льнокомбината)

4 г. Рыбинск ПГУ-ТЭС 26 26,00 26,00
(микрорайон Веретье) <***>

5 г. Переславль - ПГУ-ТЭС 26 26,00 26,00
Залесский

6 г. Рыбинск ПГУ-26 26,00 26,00
(пос. Волжский)

7 г. Ярославль ПГУ-ТЭС 26 26,00 26,00
(ОАО "ЯШЗ") МВт

Всего 52,00 26,00 26,00 38,00 26,00 26,00 194,00

Объекты Подпрограммы развития когенерационной энергетики (малая когенерация)

8 Муниципальные ГПУ 0,0 3,33 3,38 0,39 1,17 0,0 8,27
котельные

Всего 52,00 479,33 29,39 38,40 27,18 26,00 652,30


--------------------------------
<*> Для выдачи мощности ведется строительство ПС 110/10 кВ "Тутаевская ПГУ" с трансформаторами 2 x 40 МВА и с заходами КЛ 110 кВ с завершением в I квартале 2013 года. Выдача мощности будет осуществляться на СШ 110 кВ ПС 220 кВ "Тутаев".
<**> Предварительно для выдачи мощности потребуется сооружение ПС 110/10 кВ с трансформаторами 2 x 25 МВА и 2 ВЛ 110 кВ. Выдача мощности будет осуществляться на СШ 110 кВ ПС 220 кВ "Неро".
<***> В рамках заключенного Соглашения о сотрудничестве между ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС" и Правительством Ярославской области планируется строительство ПГУ-230 МВт в г. Рыбинске (микрорайон Веретье) взамен указанных мощностей в г. Рыбинске (микрорайон Веретье и пос. Волжский). После определения источников финансирования и включения проекта строительства ПГУ-230 МВт в схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2011 - 2017 годы, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 августа 2011 г. № 380 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2011 - 2017 годы", данный объект будет учтен при внесении изменений в Программу с учетом необходимости реконструкции сети 110 - 220 кВ.

В таблице 32 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования с учетом объектов средней и малой когенерации.

Таблица 32


Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Всего по
мероприятия г. г. г. г. г. г. области,
МВт

Ввод генерирующего 52,00 479,33 39,38 38,39 37,17 36,00 682,27
оборудования

Демонтаж генерирующего 50,00 50,00
оборудования

Прирост генерирующего 52,00 479,33 39,38 -11,61 37,17 36,00 632,27
оборудования


Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период 2012 - 2017 годов составит 683,2 МВт, в том числе на Тенинской котельной - 450 МВт, ГЭС - 30 МВт (прирост), на существующих котельных путем ввода объектов генерации на суммарную установленную электрическую мощность 202,3 МВт.
Абсолютный прирост генерирующей мощности с учетом демонтажа физически и морально устаревшего оборудования электростанций в период 2012 - 2017 годов составит 632,3 МВт.

6. Перспективный баланс производства и потребления
электрической энергии и мощности энергосистемы
Ярославской области

В таблице 33 приведен прогнозный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Ярославской области на период 2012 - 2017 годов, разработанный по прогнозным данным системного оператора (без учета электропотребления потенциальных потребителей, которых планируется разместить на перспективных инвестиционных площадках).

Таблица 33


Ярославская энергосистема 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.

1 2 3 4 5 6 7

Потребность 8285,00 8364,00 8435,00 8553,00 8673,00 8795,00
(электропотребление),
млн. кВт. ч

Покрытие (производство 4108,00 4033,00 7037,00 7037,00 7037,00 7037,00
электроэнергии)

в том числе:

АЭС - - - - - -

ГЭС 1305,00 1185,00 1185,00 1185,00 1185,00 1185,00

ТЭС 2803,00 2848,00 5852,00 5852,00 5852,00 5852,00

Потребность (собственный 1397,00 1427,00 1437,00 1450,00 1470,00 1490,00
максимум), МВт

Покрытие (установленная 1287,06 1737,06 1747,06 1697,06 1707,06 1717,06
мощность)

в том числе:

АЭС - - - - - -

ГЭС 466,56 466,56 476,56 476,56 486,56 496,56

ТЭС 820,50 1270,50 1270,50 1220,50 1220,50 1220,50


С учетом прироста электрической мощности за счет ввода новых объектов средней и малой когенерации прогнозный баланс электроэнергии и мощности будет выглядеть следующим образом.

Таблица 34


Ярославская энергосистема 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.

Потребность 8285,0 8364,0 8435,0 8553,0 8673,0 8795,0
(электропотребление),
млн. кВт. ч

Покрытие (производство 4108,0 4365,0 7478,0 7707,0 7941,0 8097,0
электроэнергии)

в том числе:

АЭС - - - - - -

ГЭС 1305,0 1185,0 1185,0 1185,0 1185,0 1185,0

ТЭС 2803,0 3180,0 6293,0 6522,0 6756,0 6912,0

Потребность (собственный 1397,0 1427,0 1437,0 1450,0 1470,0 1490,0
максимум), МВт

Покрытие (установленная 1342,2 1821,6 1858,0 1847,20 1883,20 1919,2
мощность)

в том числе:

АЭС - - - - - -

ГЭС 466,4 466,4 476,4 476,4 486,4 496,4

ТЭС 875,8 1355,2 1381,6 1370,8 1396,8 1422,8


7. 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, 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 нацелено на:
- повышение пропускной способности сетей;
- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;
- обеспечение выдачи электроэнергии и мощности новых объектов генерации в Ярославскую энергосистему, в том числе объектов когенерации;
- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;
- проработку схемы обеспечения перспективных инвестиционных площадок Ярославской области электрической и тепловой энергией;
- ликвидацию "узких" мест электрических сетей.

Перечень "узких" мест в сетях 110 кВ
и мероприятия по их устранению

Таблица 35


№ Ограничивающий Режимная ситуация, при которой Наименование
п/п элемент наблюдается перегрузка оборудования мероприятия

1 ВЛ 110 кВ, - аварийное отключение ВЛ 220 кВ замена провода
ВЛ 110 кВ Костромская ГРЭС - Ярославская ВЛ 110 кВ
Нерехта-1, 2, (ВЛ 220 кВ Мотордеталь - Тверицкая) Нерехта-1,
Ярцево - Лютово при выведенной в ремонт одной из ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ (летний максимум); Нерехта-2,
- погашение I, II СШ 220 кВ ПС 220 кВ ВЛ 110 кВ
"Ярославская" (летний максимум) Ярцево - Лютово

2 Ошиновка - аварийное отключение ВЛ 220 кВ замена ошиновки
ЗРУ 110 кВ ПГУ-450-Тутаев (ВЛ 110 кВ Тверицкая-1 ЗРУ 110 кВ
ТЭЦ-3 (2)) при выведенной в ремонт ВЛ 110 ТЭЦ-3
кВ Ярославская-2 (ВЛ 110 кВ
Ярославская-3) (летний максимум);
- аварийное отключение ВЛ 110 кВ
Нерехта-1 (ВЛ 110 кВ Нерехта-2,
Ярцево - Лютово) при выведенной в
ремонт ВЛ 110 кВ Комсомольская
(зимний максимум)

3 АТ-1, АТ-2 ПС - аварийное отключение ВЛ 110 кВ установка АТ
220 кВ "Вега" Шестихинская-1 (2) при выведенном с большей
в ремонт АТ-1 (2) ПС 220 кВ "Вега"; мощностью на ПС
- аварийное отключение ВЛ 110 кВ 220 кВ "Вега"
Шестихинская-1, 2


Расчеты режимов к таблице 35 приведены на рисунках 1 - 6 (не приводятся).

Рисунок 1. Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Костромская
ГРЭС - Ярославская (ВЛ 220 кВ Мотордеталь - Тверицкая) при
выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Нерехта-1 (летний максимум
2013 г.). Загрузка ВЛ 110 кВ Нерехта-2 на 108 процентов
(422 А при допустимых 390 А)

Рисунок не приводится.

Рисунок 2. Погашение I, II СШ 220 кВ ПС 220 кВ "Ярославская"
(летний максимум 2013 г.). Загрузка ВЛ 110 кВ Нерехта-2
на 108 процентов (420 А при допустимых 390 А)

Рисунок не приводится.

Рисунок 3. Аварийное отключение ВЛ 220 кВ ПГУ-450-Тутаев при
выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Ярославская-3 (летний максимум
2014 г.). Загрузка ВЛ 110 кВ Ярославская-1 на 117 процентов
(495 А при допустимых 425 А по ошиновке ЗРУ 110 кВ ТЭЦ-3)

Рисунок не приводится.

Рисунок 4. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Нерехта-2 при
выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Комсомольская (зимний максимум
2014 г.). Загрузка ВЛ 110 кВ Пионерская на 105 процентов
(445 А при допустимых 425 А по ошиновке ЗРУ 110 кВ ТЭЦ-3)

Рисунок не приводится.

Рисунок 5. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Шестихинская-1, 2
(зимний максимум 2014 г.). Загрузка АТ-1, 2 ПС 220 кВ "Вега"
на 118 процентов (185 А при допустимых 157 А)

Рисунок не приводится.

Рисунок 6. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Шестихинская-2 при
выведенном в ремонт АТ-1 ПС 220 кВ "Вега" (зимний максимум
2014 г.). Загрузка АТ-2 ПС 220 кВ "Вега" на 111 процентов
(175 А при допустимых 157 А)

Рисунок не приводится.

Перечень основных мероприятий по строительству новых,
перевооружению и реконструкции электросетевых объектов
в 2013 - 2017 годах, в том числе для устранения
"узких" мест в электрической сети

Таблица 36


№ Наименование Проектная Сроки Сметная Обоснование
п/п мероприятия мощность строительства стоимость,
млн. руб.
МВА км год год
начала окон-
чания

1 2 3 4 5 6 7 8

I. Новое строительство

Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС

1 Двухцепные заходы ВЛ 220 2 x 12 2013 2013 187,00 выдача мощности
кВ Ярославская - Тутаев в ПГУ-ТЭС-450 МВт
РУ 220 кВ Тенинской
котельной

2 Заходы ВЛ 220 кВ 2 x 23 2013 2013 340,00 выдача мощности
Тверицкая - Ярославская ПГУ-ТЭС-450 МВт
в РУ 220 кВ Тенинской
котельной

Ярэнерго

1 Строительство ПС-110 кВ 2 x 40 2012 2013 320,17 развитие Фрунзенского
"Новоселки" района г. Ярославля,
обеспечение
электроэнергией
индустриального парка
"Новоселки"

2 Строительство ПС-110/35/10 2 x 40 2017 2018 359,21 развитие Заволжского
кВ "Академическая" с района г. Ярославля
трансформаторами 2 x 40
МВА

3 Строительство ПС 110/10 кВ 2 x 40 2012 2013 198,74 выдача мощности
ПГУ-ТЭС со строительством ПГУ-52 МВт г. Тутаева
ответвлений 110 кВ от
РУ-110 кВ ПС 220/110/10 кВ
"Тутаев"

4 Расширение ПС-35/10 кВ 2 x 25 2014 2015 124,79 ликвидация ограничения
"Некрасово" с переводом на по развитию
110 кВ и установкой Некрасовского
трансформаторов 2 x 25 МВА муниципального района
вместо 2 x 16 МВА

5 Строительство ПС-35/10 кВ 2 x 6,3 2015 2017 178,80 развитие Ярославского
"Фабричная" с установкой муниципального района
трансформаторов 2 x 6,3
МВА и строительством 4
КЛ-10 кВ (1 км)

6 Строительство ВЛ 110 кВ от 18,0 2014 2015 153,46 ликвидация ограничения
ПС 110 кВ "Аббакумцево" до по развитию
ПС-35/10 кВ "Некрасово" с Некрасовского
переходом через р. Волгу муниципального района

7 Строительство ВЛ 110 кВ на 6,0 2017 2018 41,40 развитие Заволжского
ПС 110/35/10 кВ района г. Ярославля
"Академическая"

8 Строительство ВЛ 35 кВ 2,5 2014 2015 21,40 ликвидация ограничения
Михайловское - Лесные ПС по мощности
Поляны

9 Строительство ВЛ-6-10 кВ 112,6 2012 2017 152,86 подключение новых
по Ярославской области потребителей, развитие
электросетевого
комплекса

10 Строительство ВЛ-6-10 кВ 135,5 2012 2017 214,92 мероприятия по
по Ярославской области повышению надежности
социально значимых
объектов

11 Обеспечение выдачи 2014 2017 510,46 развитие
мощности по объектам когенерационной
когенерации энергетики

12 Строительство ВЛ-0,4 кВ по 131,6 2012 2017 175,52 подключение новых
Ярославской области потребителей, развитие
электросетевого
комплекса

Итого по новому 2978,73
строительству

II. Техническое перевооружение и реконструкция

Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС

1 Реконструкция ВЛ 220 кВ 130,7 2012 2017 1748,50 повышение надежности
Углич - Заря западной и
восточной

2 ПС 220 кВ "Сатурн" (замена 2015 2017 135,20 повышение надежности
выключателей 10, 35, 220
кВ, ОПН 6-220 кВ)

3 ПС 220 "Вега" 2014 2015 12,85 повышение надежности
(реконструкция с заменой
оборудования, в том числе
ОД и КЗ)

4 ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС - 2015 2017 повышение надежности
Сатурн, Сатурн - Венера,
Рыбинская ГЭС - Венера,
Венера - Вега, Вега -
Угличская ГЭС, Венера -
Угличская ГЭС

5 Реконструкция ПА 2013 2015 повышение надежности
Ярославского энергоузла
по результатам
выполненного проекта
техперевооружения,
реконструкции комплексной
системы противоаварийной
автоматики в операционной
зоне Ярославского РДУ

Ярэнерго

1 Реконструкция ВЛ-110 кВ 3,4 2012 2013 46,85 повышение надежности
Моторная - Инженерная

2 Реконструкция ВЛ-110 кВ 12,0 2013 2014 26,98 повышение надежности
Восточная (замена опор
№ 43, № 44, № 53 и замена
провода)

3 Реконструкция ВЛ-110 кВ 52,0 2013 2015 229,75 повышение надежности
Ярцево - Лютово, Нерехта
1, 2

4 Реконструкция ВЛ-110 кВ 14,0 2014 2015 83,89 повышение надежности
Фрунзенская-2, Тяговая,
Перекопская

5 Реконструкция ВЛ-35 кВ 2012 2012 63,06 повышение надежности
Шашково - Левобережная с
заходами на ПС "Демино"

6 Техперевооружение ВЛ 35 кВ 15,0 2013 2013 10,88 повышение надежности
Заполье - Николо-Корма с
заменой провода

7 Техперевооружение ВЛ 35 кВ 2017 2017 43,27 повышение надежности
Урусово - Семибратово

8 Техперевооружение ВЛ 35 кВ 6,4 2013 2013 7,15 повышение надежности
Тихменево - Николо-Корма с
заменой провода

9 Реконструкция ВЛ 35 кВ 10,7 2015 2016 32,31 повышение надежности
Тихменево - Глебово

10 Реконструкция ВЛЭП 6-10 кВ 153,9 2012 2017 277,10 внедрение мероприятий
по качеству
электроэнергии

11 Реконструкция ВЛЭП 0,25 20,0 2012 2012 37,06 повышение надежности
(мероприятия по
восстановлению принятых на
баланс бесхозных
электрических сетей)

12 Расширение ВЛЭП 6-10 кВ 2012 2017 1020,90 повышение надежности,
подключение новых
потребителей, развитие
электросетевого
комплекса

13 Реконструкция ВЛЭП 0,4 кВ 124,4 2012 2017 110,79 система освещения
№ 26

14 Реконструкция ВЛЭП 0,4 кВ 121,5 2012 2017 860,33 повышение надежности,
подключение новых
потребителей, развитие
электросетевого
комплекса

15 Реконструкция ПС 110 кВ 2010 2012 137,09 повышение надежности
"Брагино": реконструкция
ЗРУ-10 кВ с заменой ОД,
КЗ, РЗА, трансформаторов,
расширение ОРУ-110 кВ

16 Реконструкция ОРУ 110 кВ 2016 2016 88,44 повышение надежности
ПС 110 кВ "Северная" с
установкой
токоограничительных
реакторов и реконструкцией
трансформатора

17 Реконструкция ПС 110 кВ 2012 2013 70,73 повышение надежности
"Институтская", "Южная"
с заменой ОД и КЗ;
масляных выключателей

18 Реконструкция ПС 110 кВ 126,0 2014 2015 115,80 ликвидация ограничения
"Институтская" с заменой ПС по мощности
трансформаторов 2 x 40
на 2 x 63 МВА

19 Реконструкция ПС 110 кВ 25,0 2014 2016 202,02 повышение надежности
"Павловская" с заменой
трансформатора Т1 20 МВА
на 25 МВА

20 Реконструкция ПС 110 кВ 2012 2012 25,17 повышение надежности
"Павловская" с заменой
выключателей 110 кВ, 35 кВ

21 Техперевооружение ПС 110 2015 2016 63,27 подключение нового
кВ "Переславль" КРУН 6 кВ потребителя

22 Реконструкция ПС-110 кВ 32,0 2012 2013 68,04 повышение надежности
"Нила" с заменой
трансформаторов 2 x 6,3 на
2 x 16 МВА

23 Расширение ПС 110 кВ 25,0 2013 2014 25,00 ликвидация ограничения
"Ростов" с заменой на присоединяемую
трансформатора Т-1 20 МВА мощность, подключение
на 25 МВА нового потребителя

24 Реконструкция ПС 110 кВ 2011 2012 9,04 повышение надежности
"Ростов" с установкой
вакуумных выключателей 10
кВ и реконструкцией
устройств РЗА (ЦП
надежности)

25 Реконструкция ПС 110 кВ 10,0 2013 2014 25,00 повышение надежности
"Глебово" с установкой
второго трансформатора
10 МВА

26 Реконструкция ПС 110 кВ 2012 2015 повышение надежности
"Халдеево", "Борисоглеб",
"Юрьевская Слобода",
"Тишино", "Дружба" с
заменой ОД, КЗ на
элегазовые выключатели 110
кВ

27 ПС 110 кВ "Кинопленка" - 16,0 2016 2017 21,06 ликвидация ограничения
замена трансформатора Т-2 на присоединяемую
с 10 МВА на 16 МВА мощность

28 ПС 110 кВ "Техникум" - 20,0 2014 2015 7,36 ликвидация ограничения
перемещение существующих на присоединяемую
трансформаторов 2 x 6,3 на мощность
2 x 10 МВА

29 ПС 110 кВ "Пищалкино" - 2014 2015 5,00 ликвидация ограничения
перевод нагрузки с Т-3 на присоединяемую
на Т-1 и Т-2 110/35/10 кВ мощность

30 ПС 110 кВ "Аббакумцево" - 32,0 2014 2015 33,50 ликвидация ограничения
замена трансформаторов на присоединяемую
2 x 10 на 2 x 16 МВА мощность

31 Реконструкция ПС 35 кВ 2010 2012 42,60 повышение надежности
"Прибрежная" с установкой
КРУ 6 кВ

32 Расширение ПС 35 кВ 32,0 2012 2013 33,16 ликвидация ограничения
"Заволжская" с заменой на присоединяемую
трансформаторов 2 x 10 МВА мощность
на 2 x 16 МВА

33 ПС 35 кВ "Сараево" - 2,5 2014 2015 3,56 ликвидация ограничения
замена трансформатора Т-1 на присоединяемую
1 МВА на 2,5 МВА мощность

34 ПС 35 кВ "Соломидино" - 2,5 2014 2015 72,40 ликвидация ограничения
замена существующего на присоединяемую
трансформатора на 2,5 МВА, мощность
установка второго
трансформатора Т-2 2,5 МВА
с установкой
трансформаторного
выключателя 35 кВ и
заменой предохранителя на
трансформаторный
выключатель Т-1 (при
установке второго
трансформатора замена
провода на ВЛ
"Соломидино - Купань",
"Кибернетик - Соломидино")

35 Реконструкция ПС 35 кВ 2013 2014 50,0
"Песочное" с заменой
КРУН-10 кВ

36 ПС 35 кВ "Варегово" - 2016 2016 5,00 ликвидация ограничения
перевод нагрузки с Т-1 на присоединяемую
35/6 кВ на Т-2 и Т-3 35/10 мощность
кВ

37 ПС 35 кВ "Ватолино" - 12,6 2014 2015 3,00 ликвидация ограничения
замена трансформаторов на присоединяемую
2 x 4 на 2 x 6,3 мощность

38 ПС 35 кВ "Дорожаево" - 5,0 2014 2015 85,29 ликвидация ограничения
замена трансформаторов на присоединяемую
2 x 1,6 на 2 x 2,5 мощность
(трансформаторы
существующие) и
строительство
(реконструкция) ВЛ 35 кВ
до ПС 110 кВ Тенино, 35 кВ
Чебаково, 110 кВ
Константиново

39 ПС 35 кВ "Моделово" - 20,0 2014 2015 3,00 ликвидация ограничения
замена трансформаторов на присоединяемую
2 x 6,3 на 2 x 10 МВА мощность

40 ПС 35 кВ "Глебово" - 8,0 2014 2016 83,32 ликвидация ограничения
замена трансформаторов на присоединяемую
2 x 2,5 на 2 x 4 мощность
(существующие) и
строительство БСК на ПС 35
кВ "Нагорье",
строительство второй цепи повышение надежности
до ПС "Глебово" от отпайки
на ПС 35 кВ "Красное"
(БСК, ПС "Нагорье" и
второй цепи ПС "Глебово")

41 ПИР установки на ПС 2016 2018 20,00 ликвидация ограничения
"Прибрежная" (ОРУ 35 кВ) на присоединяемую
трансформаторов 220/35/6 мощность
кВ с питанием от ГЭС
(от резервной ячейки)


42 Техперевооружение ПС 35 кВ 2012 2012 1,51
"Кибернетик" с установкой
ячейки 10 кВ

43 Телемеханизация 2012 2017 144,65 повышение
ПС 35 - 110 кВ оперативности и
надежности

44 АИИС КУЭ розничного рынка 2012 2017 706,17 снижение потерь,
Ярэнерго ведение расчетов

45 Строительство каналов 2012 2013 42,70 повышение надежности
связи

46 Реконструкция ПА 2013 2015 повышение надежности
Ярославского энергоузла
по результатам
выполненного проекта
техперевооружения и
реконструкции комплексной
системы противоаварийной
автоматики в операционной
зоне Ярославского РДУ

ГУ ОАО "ТГК-2" по Ярославской области

1 Реконструкция ошиновки ЗРУ 2014 2014 ликвидация ограничения
110 кВ ТЭЦ-3 на передаваемую
мощность по отходящим
ВЛ 110 кВ

2 Установка ШОН на ВЛ 110 кВ 2013 2013 повышение надежности
Перекопская со стороны (выполнение АПВ линии
ТЭЦ-3 с контролем отсутствия
напряжения на линии и
контролем синхронизма)

3 Реконструкция ПА по 2013 2015 повышение надежности
результатам выполненного
проекта техперевооружения
и реконструкции
комплексной системы
противоаварийной
автоматики в операционной
зоне Ярославского РДУ

Итого по техническому 6939,75
перевооружению и
реконструкции

Всего по основным 9918,48
мероприятиям


Как видно из приведенных данных, значительный объем предусмотренного Схемой развития электрических сетей электросетевого строительства 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.
Эти задачи решаются в рамках реализации мероприятий ведомственной программы повышения надежности Ярэнерго (далее - ППН) по четырем направлениям.
Первое направление - замена ОД, КЗ (ПСН) 35 кВ на ВВ 35 кВ и ОД, КЗ 110 кВ на ЭВ 110 кВ.
В соответствии с ППН требуется выполнить замену 107 ОД, КЗ и ПСН на 56 ПС 35 - 110 кВ. С 2007 года по декабрь 2011 года выполнена замена 72 ОД, КЗ и ПСН на 37 ПС 35 - 110 кВ. По скорректированной программе замены ОД, КЗ и ПСН до 2015 года требуется выполнить замену 35 ОД, КЗ и ПСН на 19 ПС 35 - 110 кВ.
Второе направление - замена МВ 6 - 10 кВ на ВВ 6 - 10 кВ.
В соответствии с ППН с 2008 года по декабрь 2011 года выполнена замена 245 МВ на ВВ 6 - 10 кВ на 9 ПС 35 - 110 кВ. До конца 2015 года планируется выполнить замену 76 МВ на ВВ 6 - 10 кВ на 4 ПС 110 кВ.
Третье направление - установка ЗДЗ на ПС 35 - 110 кВ.
В соответствии с ППН запланирована на 49 ПС 35 - 110 кВ установка ЗДЗ в ячейках КРУ. В 2010 и 2011 годах установка ЗДЗ выполнена на 32 ПС 35 - 110 кВ. До конца 2013 года планируется установить ЗДЗ на 17 ПС 35 - 110 кВ.
Четвертое направление - замена электромеханических устройств РЗА на микропроцессорные.
В соответствии с ППН выполнена замена 354 электромеханических устройств РЗА на микропроцессорные.
Планируемые сводные показатели объемов электросетевого строительства, технического перевооружения и реконструкции объектов напряжением 35 - 220 кВ на период 2013 - 2017 годов приведены в таблице 37.

Таблица 37


Класс напряжения, наименование показателя 2013 - 2017 годы

ВЛ, км ПС, ед./МВА

1 2 3

220 кВ 477,25 0,0
в том числе:

новое строительство 70,00 0,0

техническое перевооружение и реконструкция 407,25 0,0

110 кВ 113,50 12/400,8
в том числе:

новое строительство 24,00 4/290

техническое перевооружение и реконструкция 81,40 8/110,8

35 кВ 34,60 8/40,6
в том числе:

новое строительство 2,50 1/12,6

техническое перевооружение и реконструкция 32,10 7/28

Итого 625,35 20/441,4


В распределительном электросетевом комплексе 0,4 - 10 кВ в рамках заключенного Соглашения между Правительством Ярославской области, ОАО "Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра" о реализации мероприятий по обеспечению надежного электроснабжения и созданию условий для технологического присоединения к электрическим сетям потребителей на территории Ярославской области с 2008 года реализуются три программы:
- "Повышение надежности электроснабжения социально значимых объектов, присоединенных к электрическим сетям Ярэнерго";
- "Развитие и восстановление уличного освещения";
- "Интеграция и восстановление электрических сетей, принятых на баланс Ярэнерго".
В рамках реализации ППН с 2008 года по 2011 год были выполнены работы по обеспечению второго источника электроснабжения для 51 объекта (в основном котельные), в том числе в 2011 году 11 объектов. В 2012 году планируется обеспечить второй источник электроснабжения для 20 объектов.
В рамках реализации мероприятий ведомственной программы развития и восстановления наружного уличного освещения с 2008 года по 2011 год было восстановлено 6068 светильников в муниципальных районах области, в том числе в 2011 году 1038 светильников, в 2012 году планируется восстановить 1300 светильников.
В рамках реализации мероприятий ведомственной программы интеграции и восстановления электрических сетей Ярославской области Ярэнерго с 2007 по 2011 год приобретено и поставлено на баланс:
- 728 километров ЛЭП 0,4 - 10 кВ;
- 432 трансформаторных ПС 6-10/0,4 кВ общей мощностью 58 МВА;
- 4 ПС 35/10 кВ и 1 силовой трансформатор 35/10 кВ общей мощностью 9,8 МВА.
Общее количество условных единиц данных электросетевых активов составило 2760 у.е.
Также ОАО "МРСК Центра" приобрело в 2010 - 2011 годах ОАО "Ярославская городская электросеть". Общий объем условных единиц электросетевых активов составляет 33005 у.е.
С 2010 года на основании договора долгосрочной аренды Ярэнерго эксплуатируются муниципальные электрические сети г. Углича, общий объем условных единиц которых составляет 2250 у.е.
Совместное предприятие, созданное Правительством области и Ярэнерго, - ОАО "ЯрЭСК" - в ходе реализации ведомственной программы интеграции муниципальных электросетевых комплексов на основании проведенных конкурсов на право заключения договоров аренды с 1 октября 2008 года обслуживает сети ГУП ЖКХ "Яркоммунсервис", с 1 апреля 2009 года обслуживает сети города Переславля-Залесского и города Любима, с 1 августа 2009 года - сети Некоузского муниципального района, а с 1 марта 2010 года - сети города Мышкина, общий объем условных единиц - 5376,279 у.е.
В результате с 2007 года по 2011 год объем муниципальных и ведомственных сетей в структуре электросетевого комплекса Ярославской области сократился с 29 процентов до 7 процентов.
В 2012 году ОАО "ЯрЭСК" на основе решения штаба по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве области реализует Программу интеграции (покупки и реконструкции) ведомственных транзитных электросетевых активов на 2012 год для повышения надежности присоединенных к ним социально значимых потребителей и населения.
В 2012 году планируется приобрести и восстановить не менее 500 у.е. данных электросетевых активов, что существенно повысит надежность электроснабжения социально значимых объектов и населения.

8. Модернизация противоаварийной автоматики
энергосистемы Ярославской области

В 2011 году по заказу ОАО "СО ЕЭС" было выполнено предварительное технико-экономическое обоснование реконструкции системы противоаварийной автоматики в операционной зоне Ярославского РДУ, в котором были определены предварительные варианты реконструкции противоаварийной автоматики Ярославского энергоузла, реконструкции частотной делительной автоматики ТЭЦ-1, 2, 3, а также варианты установки АЛАР на ТЭЦ-1, 2, 3, Рыбинской и Угличской ГЭС.
На основании предварительного технико-экономического обоснования в 2012 году будет выполнен проект технического перевооружения и реконструкции комплексной системы противоаварийной автоматики в энергосистеме Ярославской области. По результатам проектирования будет принято решение о реализации проектных решений.
План реализации решений по модернизации противоаварийной автоматики будет разработан при корректировке Программы на 2014 - 2018 годы.

9. Обеспечение перспективных инвестиционных площадок
Ярославской области электрической и тепловой энергией

Постановлением Правительства области от 30.06.2011 № 505-п "О программе развития инвестиционных площадок в Ярославской области на 2011 - 2015 годы" утверждена программа развития инвестиционных площадок в Ярославской области на 2011 - 2015 годы. Указанной программой определен перечень 7 приоритетных инвестиционных площадок, которыми являются:
- индустриальный парк "Новоселки" (местоположение - Ярославский район);
- индустриальный парк "Ростов" (местоположение - г. Ростов);
- Рыбинская восточная промышленная зона (Рыбинский район);
- Ярославская юго-западная промышленная зона (Ярославский район);
- курорт "Золотое кольцо" (местоположение - г. Переславль-Залесский);
- индустриальный парк "Тутаевский" (местоположение - в черте г. Тутаева на территории ОАО "Тутаевский моторный завод", площадь - 34,5 гектара);
- индустриальный парк "Гаврилов-Ямский" (местоположение - в черте г. Гаврилов-Яма на территории ЗАО "Гаврилов-Ямский льнокомбинат", площадь - 12 гектаров).
Выполнена предварительная проработка обеспечения данных инвестиционных площадок электроэнергией от существующих центров питания. Для обеспечения электроэнергией инвестиционной площадки "Новоселки" Ярэнерго ведет строительство ПС 110/10 кВ "Новоселки" с вводом в эксплуатацию в I квартале 2013 года.
Обеспечение перспективных инвестиционных площадок тепловой энергией планируется в том числе за счет строительства собственных источников тепловой энергии на базе когенерационных установок в рамках реализации Подпрограммы развития когенерационной энергетики.
В Схеме развития электрических сетей с учетом развития когенерационной энергетики разработаны технические решения по обеспечению электроэнергией и мощностью инвестиционных площадок от существующих электрических сетей 110 - 220 кВ с возможностью в случае строительства собственных генерирующих мощностей выдачи излишков электроэнергии и мощности в энергосистему или потребления электроэнергии и мощности из сети.

10. Расчеты электрических режимов
на период 2013 - 2017 годов

Расчеты электрических режимов Ярославской энергосистемы на период 2013 - 2017 годов приведены в Схеме развития электрических сетей, выполненной ОАО "Инженерный центр энергетики Поволжья" - филиалом "Нижегородскэнергосетьпроект" в 2010 году, и актуализированы в 2011 году в связи со строительством ПГУ-ТЭС-450 МВт и принятием Подпрограммы развития когенерационной энергетики (средняя и малая когенерация).

11. Потребность в топливе электростанций и котельных
Ярославской области на пятилетний период

Перспективный баланс топлива в 2012 - 2017 годах определен исходя из балансов электрической и тепловой энергии на 2012 - 2017 годы и удельного расхода топлива на производство электроэнергии и тепловой энергии и приведен в таблице 38.

Таблица 38


Показатель, Факт 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
тыс. т у.т. 2011 г.

Расход топлива 3229,30 3301,97 3489,47 4347,71 5635,52 5769,12 5906,25
электростанциями
и котельными

в том числе:

- природный газ 2712,00 2779,80 2962,10 3814,82 5096,77 5224,19 5354,80

- мазут 117,40 114,47 111,60 108,81 106,09 103,44 100,85

- уголь 43,80 42,71 41,64 40,60 39,58 38,59 37,63

- прочие (дрова, 8,10 8,30 8,51 8,72 8,94 9,16 9,39
торф, дизельное
топливо, печное
топливо)

- вторичные 348,00 356,70 365,62 374,76 384,13 393,73 403,57
ресурсы
(технологические
газы)


12. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории
Ярославской области на пятилетний период

В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р, Стратегией, Комплексной программой модернизации и реформирования ЖКХ ЯО на 2011 - 2014 годы, для развития теплоэнергетики необходимо решить следующие задачи:
- разработать программы теплоснабжения в муниципальных образованиях области с учетом оптимизации существующих систем теплоснабжения и организовать их реализацию;
- повысить эффективность использования топливных ресурсов;
- повысить надежность и качество теплоснабжения;
- произвести строительство и модернизацию систем коммунальной инфраструктуры региона, в том числе на базе когенерационной энергетики;
- обеспечить подключение дополнительных нагрузок при строительстве нового жилья, объектов соцкультбыта, промышленных объектов;
- улучшить экологическую обстановку в регионе (снизить объем вредных выбросов, тепловых потерь и т.п.);
- снизить эксплуатационные затраты;
- модернизировать и обновить источники тепловой энергии и тепловые сети;
- устранить причины возникновения аварийных ситуаций, в том числе угрожающих жизнедеятельности граждан;
- реализовать инвестиционные проекты на источниках теплоснабжения по переходу на использование альтернативных видов топлива.
Для решения этих задач запланированы следующие мероприятия:
- в городе Ярославле:
развитие тепловых сетей ОАО "ТГК-2" от своих теплоисточников путем перевода потребителей от ряда низкоэффективных районных котельных на тепловые сети централизованного теплоснабжения в различных административных районах города;
модернизация, реконструкция котельных ОАО "Яргортеплоэнерго", ОАО "Ярославский завод дизельной аппаратуры", ОАО "АДС", ОАО "Тепловая энергетическая социальная система", включая установку современного оборудования и максимальное внедрение средств автоматизации и диспетчеризации;
повышение установленной мощности котельных путем установки дополнительного теплогенерационного оборудования;
строительство ПГУ мощностью 450 МВт на базе Тенинской котельной;
строительство в Заволжском районе нового теплоисточника взамен физически и морально устаревшей Ляпинской паровой котельной ОАО "ТГК-2";
перераспределение тепловой нагрузки от ТЭЦ-3 к ТЭЦ-2 ОАО "ТГК-2";
объединение котельных в группы с переводом части из них в режим центральных тепловых пунктов;
строительство новых локальных энергоисточников для покрытия дефицита тепловой мощности в местах отсутствия сетей централизованного теплоснабжения;
модернизация деаэрационно-подпиточных установок на теплоисточниках;
капитальный ремонт магистральных и внутриквартальных тепловых сетей с применением новых энергоэффективных материалов;
сокращение тепловых потерь зданий за счет энергосберегающих проектных решений;
строительство новых участков магистральных тепловых сетей для теплоснабжения существующих и вновь подключаемых объектов;
модернизация магистральных и внутриквартальных тепловых сетей с увеличением диаметров трубопроводов в целях увеличения их пропускной способности;
модернизация подкачивающих насосных станций с установкой дополнительных сетевых насосов, совершенствованием распределительных устройств и систем автоматики;
реконструкция насосных станций с установкой на обратных трубопроводах более мощных сетевых насосов;
выполнение мероприятий в сфере энергосбережения и снижения теплопотребления;
разработка схемы теплоснабжения в соответствии с Федеральным законом от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ "О теплоснабжении";
- в городском округе городе Рыбинске:
объединение котельных в группы с переводом части из них в режим центральных тепловых пунктов;
повышение установленной мощности котельных путем установки дополнительного или замены низкопроизводительного теплогенерационного оборудования;
оптимизация гидравлических режимов тепловых сетей (снижение энергопотребления и потерь энергии в тепловой сети в процессе эксплуатации);
установка в базовых котельных групп газопоршневых мини-ТЭС (когенерационных установок);
капитальный ремонт и реконструкция магистральных и внутриквартальных тепловых сетей с применением современных энергоэффективных материалов;
сокращение тепловых потерь зданий за счет энергосберегающих проектных решений;
модернизация, реконструкция котельных, включая установку современного оборудования и максимальное внедрение средств автоматизации;
диспетчеризация котельных, центральных тепловых пунктов и перекачивающих насосных станций и вывод сигналов в единый диспетчерский центр;
модернизация подкачивающих насосных станций с совершенствованием распределительных устройств и систем автоматики;
выполнение мероприятий в сфере энергосбережения и снижения теплопотребления;
реализация мероприятий по переводу мазутных и угольных котельных на альтернативные виды топлива (щепа, дрова);
разработка схемы теплоснабжения в соответствии с Федеральным законом от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ "О теплоснабжении";
- в муниципальных районах Ярославской области:
разработка схем теплоснабжения муниципальных районов в соответствии с Федеральным законом от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ "О теплоснабжении";
модернизация и реконструкция локальных котельных с установкой современного оборудования и максимальным внедрением средств автоматизации и диспетчеризации;
объединение котельных с переводом части из них в режим центральных тепловых пунктов;
установка в котельных газопоршневых ТЭС (когенерационных установок);
капитальный ремонт распределительных тепловых сетей с применением новых энергоэффективных материалов;
децентрализация системы теплоснабжения с переводом части объектов (в основном индивидуальная одноэтажная жилая застройка) на индивидуальное газовое отопление в соответствии с Генеральной схемой газоснабжения и газификации Ярославской области, разработанной в 2008 году ОАО "Газпром Промгаз";
диспетчеризация котельных;
выполнение мероприятий Комплексной программы модернизации и реформирования ЖКХ ЯО на 2011 - 2014 годы: модернизация 27 котельных с переводом на природный газ, реконструкция 11 котельных, перевооружение 2 котельных, строительство 8 котельных, реконструкция 26,694 километра тепловых сетей;
перевод угольных, мазутных, дизельных и электрокотельных на более дешевые виды топлива (дрова, щепа);
выполнение мероприятий в сфере энергосбережения и снижения теплопотребления.
В 2011 году в г. Рыбинске проведена модернизация двух котельных, находящихся на балансе муниципалитета, отапливающих школы, с переводом их на альтернативное топливо - древесную щепу. Планируемый срок окупаемости - до 4 лет.
На основе Соглашения между Правительством Ярославской области, ОАО "МРСК Центра" о реализации мероприятий по обеспечению надежного электроснабжения и созданию условий для технологического присоединения к электрическим сетям потребителей на территории Ярославской области от 28.06.2011 совместное предприятие - ОАО "Ярославская электросетевая компания" - ведет подготовку бизнес-плана и Программы модернизации муниципальных котельных и котельных социально значимых объектов областной и местной бюджетной сферы с тепловыми сетями Первомайского муниципального района с применением блочно-модульных котельных, работающих на альтернативных видах топлива (щепа, дрова, тепловые насосы).
В 2012 году планируется модернизировать 5 объектов, остальные 12 объектов - в 2013 году. Планируемый срок окупаемости - до 5 лет.
Данные проекты планируется реализовать на основе энергосервисных контрактов с привлечением средств инвесторов на возвратной основе.

13. Роль развития энергетики в Ярославской области

Таким образом, развитие энергетики Ярославской области может рассматриваться 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 следующими причинами:
- необходимостью преодоления существующего в регионе дефицита электроэнергии;
- развитием ведущих секторов промышленности, транспортного комплекса и других отраслей экономики, строительством новых объектов, приводящим к постоянному увеличению спроса на электроэнергию;
- снижением трудоемкости промышленного производства, как правило, связанным с ростом электровооруженности труда и энергооснащенности основных производственных фондов;
- ростом потребления электро- и теплоэнергии в коммунально-бытовом секторе.
Приоритетными направлениями развития энергетики Ярославской области являются:
- повышение надежности энергообеспечения промышленности, транспорта, жилищно-коммунального хозяйства 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
на период 2012 - 2017 годов

Финансирование мероприятий Программы будет осуществляться из внебюджетных источников за счет средств на реализацию инвестиционных программ субъектов энергетики - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС, Ярэнерго, ОАО "ТГК-2", филиала ОАО "РусГидро" - "КВВГЭС", территориальных сетевых организаций, теплоснабжающих организаций в суммарном объеме более 48 млрд. рублей.
Бюджетное финансирование будет осуществляться в рамках:
- Подпрограммы развития когенерационной энергетики;
- Комплексной программы модернизации и реформирования ЖКХ ЯО на 2011 - 2014 годы.
Финансирование мероприятий Программы приведено в таблице 39.

Таблица 39


2012 год 2013 год 2014 год 2015 год 2016 год 2017 год Всего

1 2 3 4 5 6 7

Инвестиционные программы субъектов энергетики:

Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС

353,1 439,8 940,4 805,3 780,2 798,3 4117,1

Ярэнерго

1522,0 1465,6 1485,5 1726,7 1775,4 1969,5 9944,7

Территориальные сетевые организации

128,5 134,9 141,7 148,8 152,4 155,0 861,3

Филиал ОАО "РусГидро" - "КВВГЭС"

1125,0 1357,9 1790,0 2083,0 1800,0 2174,0 10329,9

ОАО "ТГК-2" <*>

8529,1 6140,7 7389,3 3441,9 - - 25501,0

Теплоснабжающие организации

457,5 480,3 504,3 529,6 548,2 562,3 3082,2

Всего по инвестиционным программам субъектов энергетики

10019,2 12251,2 8753,3 5056,2 3481,1 53836,2

Внебюджетные источники программы "Повышение энергоэффективности
топливно-энергетического комплекса Ярославской области на базе развития
когенерационной энергетики"

1485,2 908,0 1771,7 3493,3 1390,0 900,0 9948,2

Областная целевая программа "Комплексная программа модернизации
и реформирования ЖКХ ЯО на 2011 - 2014 годы"
(мероприятия по объектам теплоснабжения):

Областной бюджет

120,9 78,4 66,8 - - - 266,1

Внебюджетные источники

20,3 18,1 12,4 - - - 50,8

Итого по областной целевой программе

141,2 96,5 79,2 - - - 316,9

Осуществление ежегодной корректировки Программы с привлечением
специализированных организаций за счет средств ТСО Ярославской области

- 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 20,0

ВСЕГО

13739,6 11023,7 14102,1 12228,6 6446,2 4381,1 61921,3


--------------------------------
<*> Включая проект строительства Хуадянь - Тенинской ПГУ-ТЭЦ 450 МВт.

VI. Механизм реализации Программы

1. Основными исполнителями Программы являются субъекты энергетики, осуществляющие хозяйственную деятельность на территории Ярославской области.
Субъектами энергетики являются лица, осуществляющие деятельность в сфере электроэнергетики, в том числе производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение и продажу электроэнергии и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче электроэнергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электроэнергии (мощности), организацию купли-продажи электроэнергии и мощности.
2. Штаб по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве области осуществляет:
- организацию контроля за исполнением Программы;
- координацию деятельности субъектов энергетики в рамках исполнения Программы.
3. Органы местного самоуправления муниципальных образований области отвечают за:
- обеспечение разработки схем теплоснабжения на территории муниципальных образований области;
- обеспечение совместно с электросетевыми организациями и департаментом энергетики и регулирования тарифов Ярославской области разработки схем электроснабжения распределительных сетей 6 - 10 кВ на территории муниципальных образований области;
- согласование инвестиционных программ субъектов энергетики.
4. Департамент энергетики и регулирования тарифов Ярославской области:
4.1. Обеспечивает осуществление ежегодной корректировки Программы с привлечением специализированных организаций с учетом расходов на финансирование за счет средств бюджета Ярославской области.
4.2. Утверждает инвестиционные программы субъектов энергетики.
4.3. Осуществляет контроль за реализацией:
- инвестиционных программ субъектов энергетики;
- Подпрограммы развития когенерационной энергетики;
- мероприятий программ в соответствии с Соглашением между Правительством Ярославской области и ОАО "МРСК Центра" о реализации мероприятий по обеспечению надежного электроснабжения и созданию условий для технологического присоединения к электрическим сетям потребителей на территории Ярославской области, в том числе:
повышение надежности электроснабжения и развития электросетевого комплекса;
интеграция муниципальных и бесхозяйных электрических сетей;
ликвидация бесхозяйных электрических сетей;
повышение надежности энергоснабжения социально значимых объектов;
реконструкция и развитие наружного освещения.
4.4. Организует взаимодействие с департаментом экономического развития Ярославской области и другими профильными департаментами при обеспечении энергоресурсами приоритетных инвестиционных площадок и развитии отраслевых предприятий.
Правила осуществления контроля за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. № 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики" (далее - Правила).
В соответствии с пунктом 6 Правил контроль за реализацией инвестиционных программ включает:
- осуществление контроля за сроками и этапами реализации инвестиционных программ, за финансированием проектов, предусмотренных инвестиционными программами;
- проведение проверок хода реализации инвестиционных программ, в том числе хода строительства (реконструкции, модернизации) объектов электроэнергетики.
В соответствии с пунктом 7 Правил контроль за реализацией инвестиционных программ осуществляется в форме:
- проверки исполнения графиков строительства объектов электроэнергетики;
- анализа отчетов об исполнении инвестиционных программ, в том числе об использовании средств, предусмотренных в качестве источника финансирования инвестиционных программ, утвержденных в установленном порядке;
- проведения плановых и внеплановых проверок.
Кроме того, контроль за выполнением инвестиционных программ в части целевого использования средств, включенных в состав цен и тарифов субъектов электроэнергетики, определен постановлением Правительства области от 11.09.2009 № 902-п "Об утверждении Порядка проверки инвестиционных программ субъектов электроэнергетики" и включает:
- квартальные и годовые отчеты о выполнении инвестиционных программ с разбивкой по объектам, с указанием данных о поступлении и расходовании средств на реализацию инвестиционных программ, представляемые регулируемыми организациями в срок до 30 числа месяца, следующего за отчетным периодом, в порядке, определенном Федеральной службой по тарифам, в том числе в формате шаблонов Единой информационной аналитической системы Федеральной службы по тарифам, размещенных на официальном сайте Единой информационной аналитической системы;
- проведение регулирующими органами комплексных проверок с привлечением уполномоченных органов исполнительной власти Российской Федерации и Ярославской области для осуществления контроля за целевым использованием инвестиционных ресурсов;
- принятие регулирующими органами решения об исключении из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный, в том числе долгосрочный, период регулирования, необоснованных расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность за счет поступлений от регулируемой деятельности, на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов или в случае невыполнения инвестиционной программы в объемах, предусмотренных в тарифах на реализацию инвестиционной программы за отчетный период.
Департамент жилищно-коммунального комплекса Ярославской области производит контроль за выполнением мероприятий по модернизации и реконструкции объектов систем теплоснабжения муниципальных районов области в рамках реализации Комплексной программы модернизации и реформирования ЖКХ ЯО на 2011 - 2014 годы.

VII. Показатели уровня надежности и качества
поставляемых услуг субъектов энергетики

1. Показатель уровня надежности и качества поставляемых
товаров и оказываемых услуг для электросетевых организаций,
осуществляющих передачу электроэнергии

Показатель уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для электросетевых организаций устанавливается в соответствии с Положением об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 г. № 1220 "Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг" (далее - Положение), 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 июня 2010 года № 296 "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" (далее - Методические указания).
Показатели надежности и качества услуг состоят из показателя уровня надежности и показателей уровня качества оказываемых услуг.
Уровень надежности оказываемых потребителям услуг определяется продолжительностью прекращений передачи электроэнергии потребителям услуг электросетевой организации в течение расчетного периода регулирования.
Для расчета значений показателя уровня надежности оказываемых услуг рассматриваются все прекращения передачи электроэнергии потребителю услуг в результате технологических нарушений на объектах электросетевой организации, имеющие продолжительность свыше времени автоматического восстановления питания (автоматическое повторное включение, автоматический ввод резерва), за исключением случаев, произошедших в результате технологических нарушений, отключений, переключений в сетях смежных электросетевых организаций, в сетях организаций, осуществляющих деятельность по производству и (или) передаче электроэнергии (мощности), в сетях потребителей услуг, а также по инициативе системного оператора и (или) при осуществлении в пределах охранных зон объектов электросетевого хозяйства согласованных электросетевой организацией действий в установленном порядке.
Показатель уровня качества оказываемых услуг для электросетевых организаций (территориальных сетевых организаций) определяется на основе индикаторов качества, характеризующих:
- полноту, актуальность, достоверность и доступность для потребителей услуг информации об объеме, порядке предоставления и стоимости услуг, оказываемых территориальной сетевой организацией;
- степень исполнения территориальной сетевой организацией в установленные сроки всех обязательств по отношению к потребителям услуг в соответствии с нормативными правовыми актами и договорами;
- наличие эффективной обратной связи с потребителями услуг, позволяющей в установленные нормативными правовыми актами и договорами сроки рассматривать и принимать решения по обращениям потребителей услуг.
Для обеспечения соответствия уровня тарифов, установленных для организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, уровню надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг планируется применять понижающие (повышающие) коэффициенты, корректирующие необходимую валовую выручку сетевой организации, которые будут утверждаться Федеральной службой по тарифам.
Понижающий (повышающий) коэффициент, корректирующий необходимую валовую выручку сетевой организации, будет равен произведению обобщенного показателя надежности и качества оказываемых услуг, который определяется в соответствии с Методическими указаниями, и максимального процента корректировки, утвержденного Федеральной службой по тарифам.

2. Показатели уровня надежности и качества поставляемых
товаров и оказываемых услуг по горячему водоснабжению
и отоплению теплоэнергетических организаций

2.1. Для категории потребителей группы "Население".
Условия изменения размера платы за коммунальные услуги при предоставлении коммунальных услуг ненадлежащего качества и (или) с перерывами, превышающими установленную продолжительность, определяются в соответствии с приложением 1 к Правилам предоставления коммунальных услуг гражданам, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 23 мая 2006 г. № 307 "О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам".
К условиям изменения размера платы за коммунальные услуги относятся:
- требования к качеству коммунальных услуг;
- допустимая продолжительность перерывов или предоставления коммунальных услуг ненадлежащего качества;
- порядок изменения размера платы за коммунальные услуги ненадлежащего качества.
Требования к качеству коммунальных услуг по горячему водоснабжению:
- бесперебойное круглосуточное горячее водоснабжение в течение года;
- обеспечение температуры горячей воды в точке разбора: не менее 60 °C - для открытых систем централизованного теплоснабжения, не менее 50 °C - для закрытых систем централизованного теплоснабжения, не более 75 °C - для любых систем теплоснабжения;
- постоянное соответствие санитарным нормам и правилам состава и свойств горячей воды;
- давление в системе горячего водоснабжения в точке разбора от 0,03 МПа (0,3 кгс/кв. см) до 0,45 МПа (4,5 кгс/кв. см).
Требования к качеству коммунальных услуг по отоплению:
- бесперебойное круглосуточное отопление в течение отопительного периода;
- обеспечение температуры воздуха: в жилых помещениях - не ниже +18 °C (в угловых комнатах +20 °C), а в районах с температурой наиболее холодной пятидневки (обеспеченностью 0,92) - 31 °C и ниже - +20 (+22) °C, в других помещениях, в соответствии с ГОСТ Р 51617-2000, допустимое снижение нормативной температуры в ночное время суток (от 0.00 до 5.00 часов) - не более 3 °C, допустимое превышение нормативной температуры - не более 4 °C;
- давление во внутридомовой системе отопления: с чугунными радиаторами - не более 0,6 МПа (6 кгс/кв. см), с системами конверторного и панельного отопления, калориферами, а также прочими отопительными приборами - не более 1 МПа (10 кгс/кв. см), с любыми отопительными приборами - не менее чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/кв. см), превышающее статическое давление, требуемое для постоянного заполнения системы отопления теплоносителем.
2.2. Для категории потребителей группы "Прочие потребители" качество услуг теплоснабжения, предоставляемых с коллекторов ТЭЦ и котельных, определяется на основании температурного графика, утвержденного в установленном порядке органом местного самоуправления соответствующего муниципального образования области.
В соответствии с подпунктом 9.2.1 пункта 9.2 раздела 9 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 24 марта 2003 года № 115 "Об утверждении Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок", отклонение среднесуточной температуры воды, поступившей в системы отопления, вентиляции, кондиционирования и горячего водоснабжения, должно быть в пределах +/-3 процента от установленного температурного графика. Среднесуточная температура обратной сетевой воды не должна превышать заданную температурным графиком температуру более чем на 5 процентов.

VIII. Основные показатели эффективности
реализации Программы

Основные направления энергосбережения и повышения энергетической эффективности региона определены региональной программой "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области" на 2008 - 2012 годы и перспективу до 2020 года, утвержденной постановлением Администрации области от 12.09.2007 № 395-а "О региональной программе "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области" на 2008 - 2012 годы и перспективу до 2020 года".
Развитие регионального энергетического комплекса связано с решением поставленных задач повышения эффективности при выработке и распределении тепловой и электрической энергии.
Принятое направление модернизации действующих тепловых мощностей на основе применения энергоэффективных когенерационных энергетических станций, приведение систем коммунальной энергетики в соответствие с действующими нормативными документами по эксплуатации энергетических установок, применение новых технологий позволит повысить эффективность использования топливно-энергетических ресурсов в Ярославской области и выполнить поставленные задачи по снижению энергоемкости региона.

1. Основные показатели эффективности реализации Программы
в сфере электроэнергетики

Основным показателем эффективности реализации Программы в сфере электроэнергетики является снижение удельного технологического расхода электроэнергии - потерь в сетях электросетевых организаций.
Плановый технологический расход электроэнергии - потери в сетях электросетевых организаций на период 2013 - 2017 годов указаны в таблице 40 и рассчитаны с учетом ввода новых мощностей в энергосистему в период 2013 - 2017 годов в объеме 430 МВт, а также реализации мероприятий по интеграции электросетевого комплекса Ярославской области.

Таблица 40


Наименование Ед. Технологический расход электроэнергии - потери в сетях
организации изм. электросетевых организаций

факт факт 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
2010 г. 2011 г.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Ярэнерго млн. 551,80 570,50 575,00 578,00 579,50 583,30 587,20 591,00
кВт. ч

процентов 6,78 6,97 6,94 6,91 6,87 6,82 6,77 6,72

Территориальные млн. 486,30 421,30 420,00 417,40 414,20 413,10 412,00 410,70
сетевые кВт. ч
организации
процентов 17,96 16,00 15,94 15,85 15,73 15,69 15,64 15,59

Всего Ярэнерго, млн. 1038,10 991,80 995,00 995,30 993,60 996,40 999,10 1001,80
ТСО кВт. ч

процентов 12,76 12,12 12,01 11,90 11,78 11,65 11,52 11,39


2. Основные показатели эффективности реализации
Программы в сфере теплоэнергетики

Основными показателями эффективности реализации Программы в сфере тепловой энергетики являются снижение удельных расходов топлива, электроэнергии и воды на единицу тепловой энергии.
Удельные расходы топлива, электроэнергии и воды при производстве тепловой энергии снижаются в основном за счет реализации мероприятий по приведению работы оборудования в соответствие с нормативными документами и внедрению нового оборудования.
Данные об удельных расходах представлены в таблице 41.

Таблица 41

Удельный расход топлива


№ Наименование Факт Факт 2012 2013 2014 2015 2016 2017
п/п показателя 2010 2011 год год год год год год
год год

1 Удельный расход 156,20 155,80 155,10 154,60 153,70 153,00 152,40 152,00
условного топлива
на производство
тепловой энергии,
кг у.т./Гкал

2 Удельный расход 26,80 26,30 25,30 24,50 23,80 23,10 22,50 21,50
электроэнергии на
производство
тепловой энергии,
кВт. ч/Гкал

3 Удельный расход 0,51 0,50 0,45 0,45 0,45 0,45 0,44 0,43
воды на
технологические
цели при
производстве
тепловой энергии,
куб. м/Гкал


Отмечена динамика снижения средних по региону удельных расходов топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии. Снижение удельного расхода топлива составляет 0,4 кг у.т./Гкал в 2011 году по сравнению с 2010 годом. Снижение удельного расхода электроэнергии и воды на технологические нужды составляет 0,5 кВт. ч/Гкал и 0,01 куб. м/Гкал соответственно.

Диаграмма 8

Удельный расход условного топлива на производство
тепловой энергии, кг у.т./Гкал

Рисунок не приводится.

Диаграмма 9

Удельный расход электроэнергии на производство
тепловой энергии, кВт. ч/Гкал

Рисунок не приводится.

Диаграмма 10

Удельный расход воды на технологические цели при
производстве тепловой энергии, куб. м/ Гкал

Рисунок не приводится.

С 2012 года снижение удельных расходов топлива на производство тепловой энергии планируется осуществлять также за счет ввода в эксплуатацию новых когенерационных установок.

Таблица 42

Потенциал энергосбережения топливно-энергетических
ресурсов в муниципальных образованиях области
относительно 2009 года <*>


№ Наименование Количество Электроэнергия, Вода,
п/п муниципального топлива, т у.т. кВт. ч куб. м
образования
области

1 2 3 4 5

1 ГО г. Ярославль 7699,03 5691640,27 899026,00

2 ГО г. Переславль - 907,27 1041154,25 139570,20
Залесский

3 ГО г. Рыбинск 4745,13 5144380,72 5090364,84

4 Большесельский МР 970,19 1025510,14 12036,04

5 Борисоглебский МР 149,10 103250,18 1188,46

6 Брейтовский МР 773,12 18543,23 0,00

7 Гаврилов-Ямский МР 233,77 1387906,13 125689,31

8 Даниловский МР 483,71 172492,60 256,18

9 Любимский МР 23,59 286126,92 34105,42

10 Мышкинский МР 53,50 289901,22 19456,73

11 Некоузский МР 271,60 577754,20 0,00

12 Некрасовский МР 589,40 365153,50 3381,02

13 Первомайский МР 146,80 393423,30 1716,04

14 Переславский МР 1375,22 1676469,31 15879,14

15 Пошехонский МР 423,39 82708,02 5226,06

16 Ростовский МР 250,02 3332197,74 121713,80

17 Рыбинский МР 1442,02 2273348,19 41833,31

18 Тутаевский МР 177,84 288738,91 1118740,20

19 Угличский МР 647,11 367667,18 77687,36

20 Ярославский МР 4506,70 2967138,19 71691,43

Всего 25868,51 27485504,20 7779561,54


--------------------------------
<*> Без учета комбинированной выработки.

Список сокращений, использованных в таблице

ГО - городской округ
МР - муниципальный район.

IX. Заключительные положения

Программа будет использована в качестве основы для:
- разработки схем выдачи мощности от генерирующих мощностей, находящихся в регионе;
- формирования предложений по определению зон свободного перетока электроэнергии (мощности) для Ярославской области с использованием перспективной расчетной модели;
- разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний, осуществляющих свою деятельность на территории Ярославской области.
По итогам мониторинга реализации Программы при участии системного оператора, других субъектов энергетики, осуществляющих свою деятельность на территории региона, будут подготовлены предложения по корректировке Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, одобренной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215-р, схемы и программы развития Единой энергетической системы, а также программы и схемы развития электрических сетей на очередной год и плановый период.

Список сокращений, использованных в Программе

АИИС КУЭ - автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии
АЛАР - автомат ликвидации асинхронного режима
АПВ - автоматическое повторное включение
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом
АТ - автотрансформатор
АУОТ - аппарат управления оперативным током
АЭС - атомная электрическая станция
БСК - батарея статических конденсаторов
ВВ - воздушный выключатель
ВЛ - воздушная линия
Владимирэнерго - филиал открытого акционерного общества "МРСК Центра и Приволжья" - "Владимирэнерго"
ВЛЭП - воздушная линия электропередач
Вологдаэнерго - филиал открытого акционерного общества "МРСК Северо-Запада" - "Вологдаэнерго"
Г - гидроагрегат
ГПУ - газопоршневая установка
ГРЭС - государственная районная электростанция
ГТУ - газотурбинная установка
ГУП - государственное унитарное предприятие
ГЭС - гидроэлектростанция
ДПМ - договор предоставления мощности
ЕНЭС - Единая национальная энергетическая система
ЖКХ - жилищно-коммунальное хозяйство
ЗАО - закрытое акционерное общество
ЗДЗ - защита от дуговых замыканий
ЗРУ - закрытое распределительное устройство
Ивэнерго - филиал открытого акционерного общества ОАО "МРСК Центра и Приволжья" - "Ивэнерго"
КВЛ - кабельные воздушные линии
КЗ - короткозамыкатели
КЛ - кабельная линия
Костромаэнерго - филиал открытого акционерного общества "МРСК Центра" - "Костромаэнерго"
КРУ - комплектное распределительное устройство
КРУН - комплектное распределительное устройство наружное
ЛЭП - линия электропередачи
МВ - масляный выключатель
Мосэнерго - открытое акционерное общество энергетики и электрификации "Мосэнерго"
МУП - муниципальное унитарное предприятие
НИИ - научно-исследовательский институт
НПО - научно-производственное объединение
ОАО - открытое акционерное общество
ОАО "СО ЕЭС" - открытое акционерное общество "Системный оператор Единой энергетической системы"
ОАО "ФСК ЕЭС" - открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы"
ОАО "ЯШЗ" - открытое акционерное общество "Ярославский ордена Ленина и ордена Октябрьской Революции шинный завод"
ОД - отделитель
ООО - общество с ограниченной ответственностью
ОПУ - оперативный пункт управления
ОРУ - открытое распределительное устройство
ОЭС - объединенная энергетическая система
ПА - противоаварийная автоматика
ПГУ - парогазовая установка
ПИР - проектно-изыскательные работы
ПС - подстанция
ПСН - предохранитель стреляющий наружный
РЗА - релейная защита и автоматика
РУ - распределительное устройство
СКТП - сборная комплектная трансформаторная подстанция
СШ - секция шин
ТА - турбоагрегат
Тверьэнерго - филиал открытого акционерного общества "МРСК Центра" - "Тверьэнерго"
ТМ - трансформатор масляный
ТП - трансформаторная подстанция
ТСО - территориальная сетевая организация
ТТ - трансформатор тока
ТЭБ - топливно-энергетический баланс
ТЭС - теплоэлектростанция
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
УКРМ - установки компенсации реактивной мощности
филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС - филиал открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Валдайское предприятие магистральных электрических сетей
филиал ОАО "РусГидро" - "КВВГЭС" - филиал открытого акционерного общества "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС"
ЦП - центр питания
ШОН - шкаф отбора напряжения
ЭВ - элегазовый выключатель
Ярославское РДУ - Ярославское региональное диспетчерское управление





Приложение
к Программе

СХЕМА
развития электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской
энергосистемы на период до 2020 года с перспективой
до 2030 года с учетом развития средней и малой когенерации

1. Общие положения

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике", распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215-р, постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", Энергетической стратегией России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р, Стратегией социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года, утвержденной постановлением Губернатора области от 22.06.2007 № 572 "О Стратегии социально-экономического развития Ярославской области до 2030 года", постановлением Правительства области от 26.03.2009 № 288-п "О разработке Схемы развития электрических сетей 35 - 220 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года с перспективой до 2030 года", а также для обеспечения надежности электроснабжения потребителей и осуществления развития электрических сетей 35 - 220 кВ на территории Ярославской области разработана Схема развития электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы на период до 2020 года с перспективой до 2030 года с учетом развития средней и малой когенерации (далее - Схема развития электрических сетей).

2. Цели, задачи и принципы разработки Схемы развития
электрических сетей

Основными целями разработки Схемы развития электрических сетей являются:
- развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
- обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электроэнергию и мощность;
- формирование стабильных благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.
Основными задачами формирования Схемы развития электрических сетей являются:
- обеспечение баланса между производством и потреблением электроэнергии 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 Ярославской энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах;
- выявление объемов строительства, реконструкции и демонтажа устаревшего оборудования электросетевых объектов и электростанций;
- создание информационной базы для выполнения мероприятий Схемы развития электрических сетей и последующего обоснования по отдельным объектам в процессе дальнейшего проектирования электросетевых объектов.
При разработке Схемы развития электрических сетей соблюдались основные принципы и требования к схемам электрических сетей:
- 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;
- скоординированность 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 развития электрических сетей на всех этапах развития электрической сети с минимальными затратами для достижения показателей схем и параметров линий электропередач и ТП;
- целесообразность многофункционального назначения вновь сооружаемых линий электропередач.
Схема развития электрических сетей выполнена в соответствии с требованием следующих нормативных документов:
- Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.06.2003 № 281 "Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем";
- Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ СТО 56947007-29.240.10.028-2009, утвержденных приказом ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" от 16.06.2006 № 187 "Об утверждении норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ";
- Норм технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 750 кВ СТО 56947007-29.240.55.016-2008, утвержденных приказом ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" от 24.10.2008 № 460 "Об утверждении норм технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 750 кВ".
При составлении Схемы развития электрических сетей использованы отчетные данные филиала ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы" - Регионального диспетчерского управления энергосистемы Ярославской области, филиала ОАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС", филиала ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Валдайского предприятия магистральных электрических сетей, филиала ОАО "Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра" - "Ярэнерго" (далее - Ярэнерго), ОАО "Территориальная генерирующая компания № 2".
Схема развития электрических сетей сформирована на основании:
- схемы и программы развития Единой энергетической системы России;
- прогноза спроса на электрическую энергию и мощность;
- 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 на территории Ярославской области;
- сведений о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей.
Карта-схема существующих и намечаемых к строительству в 2012 - 2013 годах электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы представлена на рисунке 1 (не приводится).
Карты-схемы намечаемых к строительству в 2014 - 2017 годах электрических сетей 35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы представлены на рисунках 2, 3 (не приводятся).
Схема подключения объектов средней когенерации принята предварительно и будет уточнена при выполнении проектных работ по СВМ.

Рисунок 1. Карта-схема существующих и планируемых
к строительству в 2012 - 2013 годах электрических сетей
35 - 500 кВ Ярославской энергосистемы

Рисунок не приводится.

Рисунок 2. Карта-схема планируемых к строительству
в 2014 - 2015 годах электрических сетей 35 - 500 кВ
Ярославской энергосистемы

Рисунок не приводится.

Рисунок 3. Карта-схема планируемых к строительству
в 2016 - 2017 годах электрических сетей 35 - 500 кВ
Ярославской энергосистемы

Рисунок не приводится.

3. Существующие и планируемые к строительству и выводу
из эксплуатации линии электропередач и ТП, класс
напряжения которых равен или превышает 110 кВ

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

Электрическая сеть 220 кВ является основой системообразующей сети Ярославской энергосистемы. Она связывает все центры нагрузок между собой и с центрами электроснабжения. На этом же напряжении осуществляется связь Ярославской энергосистемы с другими энергосистемами: Костромской, Московской, Владимирской, Вологодской, в перспективе - с Ивановской и обеспечивается покрытие дефицита мощности.
Наиболее загруженными из межобластных сетей являются ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - Ярославль и Мотордеталь - Тверицкая, которые покрывают почти 90 процентов дефицита мощности энергосистемы. Из вышеупомянутого следует, что надежность электроснабжения Ярославской энергосистемы в значительной степени зависит от работы ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - Ярославль и Мотордеталь - Тверицкая, отключение которых может привести к снижению напряжения в сети 110 кВ Ярославского энергоузла, уровень которого в настоящее время составляет порядка 107 - 109 кВ, и ограничению потребителей Ярославской энергосистемы.
Действующая сеть 110 кВ энергосистемы выполняет в основном функции распределительной сети, в целом соответствует требованиям норм и правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации и правил устройства энергоустановок и обеспечивает надежное электроснабжение потребителей. Загрузка линий электропередач в настоящее время не превышает нормируемых значений. Тем не менее 34 процента от ВЛ общей протяженности ВЛ 110 кВ имеют срок эксплуатации больше 40 лет и подлежат полной или частичной реконструкции и восстановлению с заменой опор и подвеской проводов большего сечения.
Данные о существующих линиях электропередач, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, представлен в таблице 1.

Таблица 1


№ Наименование ВЛ Год Напря- Протяженность, Марка провода
п/п ввода жение, км
кВ

1 2 3 4 5 6

ВЛ-220 кВ

1 Белозерская - Пошехонье 1958 220 45,29 (46,32) АСО-400

2 Пошехонье - Череповец-2 1962 220 46,32 (46,32) АСО-400

3 Пошехонье - Вологда 1966 220 62,82 (62,82) АСО-400

4 Рыбинск - Пошехонье-1 1958 220 53,38 (53,38) АС-300 + АСО-300

5 Рыбинск - Пошехонье-2 1962 220 54,09 (54,09) АСО-400

6 Рыбинск - Сатурн 1941 220 3,11 (3,11) АСУ-300 + АСО-400

7 Рыбинск - Венера 1942 220 12,24 (12,24) АСУ-300 + АСО-400 + АСУ-400

8 Сатурн - Венера 1941 220 8,9 (8,9) АСО-400 + СБ-509 + АСУ-300

9 Венера - Вега 1942 220 63,52 (63,52) АСО-400 + АСУ-400 + АСУ-300

10 Углич - Вега 1942 220 7,5 (7,5) АСО-400 + АСУ-400

11 Венера - Углич 1941 220 69,62 (69,62) АСО-400 + АСУ-300

12 Углич - Ярославль 1964 220 92,65 (92,65) АСО-300

13 Углич - Заря Западная 1942 220 92,2 (92,2) АСУ-400

14 Углич - Заря Восточная 1939 220 92,2 (92,2) АСУ-300

15 Мотордеталь - Тверицкая 1964 220 91,85 (91,85) АС-300 + АСУС-300 + АСО-300

ВЛ-110 кВ

1 Моторная - Инженерная 110 3,4 (7,36) 2М-95

0,5 (7,36) 2АС-240

2 "Комсомольская" 1963 110 10,14 (14,99) 2АС-120
(ТЭЦ-3 - Ярцево)

3 "Пионерская" 1963 110 10,14 (14,99) 2АС-120
(ТЭЦ-3 - Ярцево)

4 "Туфановская" 1962 110 25,11 (31,65) 2АС-120
(Уткино - Туфаново)

5 "Даниловская 1" 1962 110 27,2 (27,2) 2АС-120
(Туфаново - Данилов)

6 ВЛ 156 (Роща - ТЭЦ-2) 1955 110 0,63 (0,63) 2АС-185

7 "Фрунзенская 1" 1958 110 10,85 (16,59) АС-150
(ТЭЦ-3 - ТЭЦ-2)
0,56 (16,59) АС-185

5,18 АС-150

8 "Фрунзенская 2" 1958 110 11,41 (16,21) АС-150
(ТЭЦ-3 - Северная)

9 "Ярославская 1" 1959 110 5,9 (5,9) 2АС-150
(ТЭЦ-3 - Ярославская)

10 ВЛ 157 1952 110 0,9 (0,9) 2АС-185
(ТЭЦ-1 - Северная)
1,0 (1,0) М-95

11 ВЛ 158 (ТЭЦ-1 - Роща) 1952 110 1,8 (1,8) 2АС-185

12 Отпайка на ПС "Полиграф" 1948 110 2,4 (2,4) 2АС-120

2,4 (2,5) 2АС-150

13 "Перекопская" 1964 110 10,94 (11,32) АС-150
(ТЭЦ-3 - Перекоп)

14 "Тяговая" 1964 110 3,26 (8,06) АС-150
(Перекоп - Северная)
1948 4,8 (8,06) М-70

15 Отпайка на ПС "Полиграф" 1948 110 2,4 (2,4) 2АС-150

16 Тверицкая-1, 2 1962 110 21,27 (21,27) 2АС-240
(ТЭЦ-2 - Тверицкая)
1987

17 "Институтская" 1965 110 6,13 (18,14) 2АС-185
(Ярославская - Южная)

18 "Южная" 1965 110 6,13 (18,14) 2АС-185
(Ярославская - Южная)

19 Отпайка на ПС 1965 110 0,19 (0,19) 2АС-150
"Институтская"

20 "Ростовская-1" 1958 110 10,5 (10,5) 2АС-150

1981

21 "Тишинская" 1958 110 10,5 (10,5) 2АС-150
(Тишино - Ярославская)
1981

22 ПС "Белкинская" 1962 110 9,7 (10,5) АС-95
(Ярославская - Техникум)

23 Веретье-1, 2 1962 110 0,77 (1,46) 2АС-95
(Венера - Веретье)

24 Восточная-1, 2 1950 110 11,49 (11,49) 2М-95 + 2АС - 185
(Венера - Восточная)
1986

25 Западная-1, 2 1960 110 2,14 (3,83) 2АС-240
(Венера - Западная)

26 Переборы-1, 2 1962 110 6,52 (6,52) 2АС-185 + 2АС-120 + 2АС-95
(Венера - Волжская)

27 Щербаковская-1, 2 1935 110 17,43 (17,43) 2АС-150 + 2СБ-185
(Рыбинская ГЭС -
Восточная)

28 "Ростовская-1" 1958 110 33,39 (33,39) 2АС-150
(Неро - Ярославская)
1981

29 "Ростовская-2" 1958 110 24,46 (24,46) 2АС-150
(Неро - Тишино)
1981

30 "Тишинская" 1958 110 9,53 (9,53) АС-150
(Тишино - Ярославская)
1981

31 Отпайка на ПС 1958 110 2,3 (2,3) 2АС-120
"Коромыслово"

32 Васильковская 1, 2 1958 110 3,84 (16,64) 2АС-150
(Ростов - Васильково)

33 "Белкинская" 1962 110 11,6 (11,6) АС-95
(Ярославская - Техникум)

34 "Гаврилов-Ямская" 1962 110 0,4 (6,1) АС-120
(Техникум - Гаврилов-Ям)

35 "Петровская 1" 1958 110 67,27 (87,5) 2АС-120
(Шурскол - Трубеж)

36 "Шушковская" 1958 110 27,56 (47,76) 2АС-120
(Беклемишево - Трубеж)

37 "Петровская 2" 1958 110 51,14 (51,14) 2АС-120
(Беклемишево - Неро)

38 "Приозерная" 1958 110 10,53 (11,87) 2АС-120
(Шурскол - Неро)

39 Отпайка на ПС "Шушково" 1958 110 2,1 (2,1) 2АС-120

40 Отпайка на ПС 1958 110 0,6 (0,6) 2АС-120
"Петровская"

41 "Переславская 1" 1958 110 9,9 (30,06) 2АС-120
(Трубеж - Балакирево)

42 "Переславская 2" 1958 110 9,9 (29,7) 2АС-120
(Переславль - Балакирево)

43 Городская 1, 2 1958 110 2,0 (2,5) 2АС-120
(Неро - Ростов)


Формирование перспективной схемы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ярославской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на:
- повышение пропускной способности сети;
- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;
- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;
- ликвидацию "узких" мест электрических сетей 110 кВ и выше.
В период рассматриваемой перспективы Схемой развития электрических сетей предусматривается дальнейшее развитие электрических сетей 110 кВ и выше Ярославской энергосистемы. Такая необходимость диктуется условиями обеспечения электроснабжения вновь 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 электропередач. Значительный объем предусмотренного Схемой развития электрических сетей электросетевого строительства приходится на реконструкцию и восстановление ВЛ 110 кВ и ПС 110 кВ, отработавших нормативные сроки и по своему техническому состоянию ограниченно пригодных для дальнейшей эксплуатации.
Необходимость строительства новых электросетевых объектов 110 кВ и выше, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из требований к надежности электроснабжения потребителей. Выбор установленной мощности трансформаторов на ПС 110 кВ, намечаемых к реконструкции и техническому перевооружению, производился по электрическим нагрузкам на конец расчетного периода (5 лет от предполагаемого года реконструкции) в соответствии с нормами технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ и Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации.
ВЛ напряжением 110 кВ и выше, строительство которых планируется на 2013 - 2017 годы:
- заходы ВЛ 220 кВ Ярославская - Тверицкая на ОРУ 220 кВ ПГУ - ТЭС-450 МВт (2011 - 2014 гг.);
- заходы ВЛ 220 кВ Ярославская - Тутаев на ОРУ 220 кВ ПГУ - ТЭС-450 МВт (2011 - 2014 гг.);
- ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ "Аббакумцево" до ПС 110 кВ "Некрасово" с переходом через р. Волгу;
- ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ "Академическая";
- ВЛ-110 кВ для обеспечения выдачи мощности по объектам подпрограммы "Повышение энергоэффективности энергетического комплекса Ярославской области на базе развития когенерационной энергетики" региональной программы "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области" на 2008 - 2012 годы и перспективу до 2020 года, утвержденной постановлением Администрации области от 12.09.2007 № 395-а "О региональной программе "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области на 2008 - 2012 годы и перспективу до 2020 года" (далее - Подпрограмма развития когенерационной энергетики).
ВЛ напряжением 110 кВ и выше, реконструкция которых планируется на 2012 - 2016 годы:
- ВЛ 220 кВ Углич - Заря - Западная и Углич - Заря (Восточная) (2011 - 2017 гг.);
- ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС - Сатурн, Сатурн - Венера, Рыбинская ГЭС - Венера, Венера - Вега, Вега - Угличская ГЭС, Венера - Угличская ГЭС (2015 - 2020 гг.);
- ВЛ 110 кВ "Моторная", "Инженерная";
- ВЛ 110 кВ "Восточная" (замена опор № 43, № 44, № 53) и замена провода;
- ВЛ 110 кВ Ярцево - Лютово, Нерехта-1, 2;
- ВЛ-110 кВ "Фрунзенская-2", "Тяговая", "Перекопская".
Вывод линий электропередач из эксплуатации не планируется.

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

Данные о существующих ПС, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, приведены в таблице 2.

Таблица 2


№ Наименование Год ввода Напряжение, кВ Мощность
п/п ПС трансформаторов,
МВА

1 2 3 4 5

ПС-220 кВ

1 "Ярославская" 1972 220/110/10 3 x 125

2 "Тутаев" 1977/1972 220/110/10 2 x 125

3 "Венера" 1979 220/110/10 2 x 200

4 "Сатурн" 1971/1972 220/35/6 2 x 40

5 "Пошехонье" 2011 220/35/10 2 x 40

6 "Вега" 1976 220/110/6 2 x 63

7 "Неро" 1979/1976 220/110/10 2 x 63

8 "Трубеж" 1977/1976 220/110/6 2 x 125

9 "Тверицкая" 220/110/6 2 x 200 + 2 x 40

ПС-110 кВ

1 "Константиново" 1944/1967 110/35/6 2 x 20

2 "НПЗ" 1959/1967 110/35/6 15 + 16

3 "Орион" 1974 110/6 1 x 40

4 "Павловская" 1965 110/35/6 1 x 25

5 "Перекоп" 1973/1972 110/6 2 x 25

6 "Покров" 1979 110/10 1 x 2,5

7 "Полиграф" 1976 110/6 1 x 40

8 "Тверицкая" 1980 110/35/10 1 x 40

9 "Тормозная" 1973/1972 110/6 2 x 16

10 "Туфаново" 1977 110/10 1 x 2,5

11 "Халдеево" 1967/1978 110/35/10 3,2 + 6,3

12 "Дружба" 1974/1974 110/10 2 x 16

13 "Веретье" 1973/1974 110/6/6 2 x 25

14 "Волга" 1959/1968 110/10 5,6 + 6,3

15 "Волжская" 1973/1973 110/35/6 2 x 40

16 "Восточная" 1969 110/35/6 2 x 25

17 "Глебово" 1976 110/35/10 1 x 10

18 "Залесье" 1973 110/35/10 10

19 "Западная" 1979 110/6/6 763

20 "Крюково" 1979 110/35/10 6,3

21 "КС-18" 1980/1980 110/6 2 x 63

22 "Лом" 1974 110/35/10 10

23 "Луговая" 1977/1977 110/10 2 x 6,3

24 "Оптика" 1975/1976 110/10 2 x 10

25 "Пищалкино" 1956/1958 110/35/10 2 x 7,5

26 "Полиграфмаш" 1973/1975 110/6 2 x 16

27 "Судоверфь" 1973/1971 110/6 2 x 10

28 "Шестихино" 1975/1977 110/35/10 2 x 10

29 "Алтыново" 1978 110/10 6,3

30 "Борисоглеб" 1980/1976 110/35/10 16 x 10

31 "Васильково" 1976 110/35/10 10

32 "Вахрушево" 1980 110/10 6,3

33 "Гаврилов-Ям" 1971/1977 110/6 2 x 16

34 "Кинопленка" 1969/1966 110/6 6,3 + 10

35 "Климатино" 1978 110/10 6,3

36 "Нила" 1980 110/35/10 6,3

37 "Переславль" 1977 110/35/6 25

38 "Ростов" 1958/1966 110/35/10 20 + 25

39 "Техникум" 1972 110/35/10 6,3

40 "Тишино" 1980 110/10 25

41 "Устье" 1966/1967 110/10 2 x 10


ПС напряжением 110 кВ и выше, строительство которых планируется на 2013 - 2017 годы:
- ПС 110 кВ "Новоселки" с трансформаторами 2 x 40 МВА;
- ПС 110 кВ "Академическая" с трансформаторами 2 x 40 МВА;
- ПС 110 кВ "Некрасово" с трансформаторами 2 x 25 МВА;
- ПС 110 кВ ПГУ-ТЭС-52 МВт 2 x 40 МВА и КЛ на ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ "Тутаев".
ПС напряжением 110 кВ и выше, реконструкция которых планируется на 2013 - 2017 годы:
- ПС 220 кВ "Сатурн" (замена выключателей 10, 35, 220 кВ, ОПН 6 - 220 кВ) (2015 - 2017 гг.);
- ПС 220 кВ "Вега" (реконструкция с заменой оборудования, в том числе ОД и КЗ) (2014 - 2017 гг.);
- ОРУ-110 кВ ПС 110 кВ "Северная" с установкой токоограничивающих реакторов и реконструкцией трансформатора;
- ПС 110 кВ "Институтская", "Южная" с заменой ОД, КЗ и масляных выключателей;
- ПС 110 кВ "Павловская" с заменой трансформатора Т1 20 МВА на 25 МВА, выключателей 110 кВ, 35 кВ;
- ПС 110 кВ "Глебово" с установкой 2-го трансформатора 10 МВА;
- ПС 110 кВ "Тормозная" с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА;
- ПС 110 кВ "Ростов" с заменой трансформатора Т-1 20 МВА на 25 МВА.

4. Существующие и планируемые к строительству и выводу
из эксплуатации электрические станции, установленная
мощность которых превышает 5 МВт

На 01.01.2012 в Ярославской энергосистеме действуют 5 электростанций установленной мощностью 1271,9 МВт и 2 блок-станции установленной мощностью 54,5 МВт.
Структура установленной мощности генерирующих объектов представлена в таблице 3.

Таблица 3


Наименование объекта Установленная Доля от суммарной
мощность, МВт установленной
мощности, процентов

ТЭЦ - всего 766,0 59,5

Ярославская ТЭЦ-1 131,0 10,2

Ярославская ТЭЦ-2 325,0 25,3

Ярославская ТЭЦ-3 310,0 24,1

ГЭС - всего 466,56 36,2

Угличская ГЭС 120,0 9,3

Рыбинская ГЭС 346,4 26,9

Хоробровская ГЭС 0,16 0,01

Блок-станции - всего 54,5 4,2

ОАО "ЯТУ" 24,0 1,9

ОАО "НПО "Сатурн" 30,5 2,4

ВСЕГО 1287,06 100,0


Ярославская ТЭЦ-1 расположена в северо-восточной части г. Ярославля. Она является старейшей в энергосистеме региона, была введена в эксплуатацию в 1934 г. 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 131 МВт. На ТЭЦ-1 эксплуатируется 6 турбоагрегатов. Топливом служат газ, мазут. Подразделением ТЭЦ-1 является Тенинская котельная (1994 г.), на которой установлено 2 водогрейных котла.
Котельное и турбинное оборудование находится в удовлетворительном состоянии. Однако значительная его 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 1 этапе намечалось сооружение ОРУ-110 кВ по схеме "две рабочие системы шин" с подключением трансформаторов 110/6-6 кВ Т-1 и Т-2 и одной ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ "Северная", на 2 этапе предусматривался демонтаж существующего "квадрата" и подключение трансформаторов Т-3 и Т-4, ВЛ-110 кВ № 157 и № 158 и второй ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ "Северная". Проект в полном объеме не реализован.
В настоящее время на ТЭЦ-1 имеется два ОРУ-110 кВ. Одно выполнено по схеме "квадрата" и имеет связь с Ярославской ТЭЦ-2 по ВЛ-157. Второе выполнено по схеме "две рабочие системы шин" и связано с ПС 110 кВ "Северная" по ВЛ 110 кВ "Шинная".
Ярославская ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1956 г. 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 325 МВт. В составе основного оборудования ТЭЦ-2 6 турбоагрегатов.
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 станции, которое связано по линии ВЛ-110 кВ с Ярославской ТЭЦ-1 и Ярославской ТЭЦ-3.
Ярославская ТЭЦ-3 была введена в эксплуатацию в 1961 г. В 1967 г. закончен монтаж последнего (шестого) котла, в 1970 г. - турбины № 6.
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 на 01.01.2012 составляет 310 МВт.
В качестве топлива используется газ и мазут. Выдача мощности ТЭЦ-3 осуществляется на напряжении 35 и 110 кВ.
Следует отметить, что в настоящее время городскими электростанциями обеспечивается порядка 70 процентов электрических нагрузок города.
Угличская ГЭС и Рыбинская ГЭС.
Установленная мощность Угличской ГЭС составляет на 01.01.2012 120 МВт.
На Рыбинской ГЭС в настоящее время установлено 4 гидрогенератора мощностью по 55 МВт (время ввода - 1941 - 1950 годы) и два по 63,2 МВт.
Основное гидроэнергетическое и электротехническое оборудование ГЭС находится в удовлетворительном состоянии, однако с момента установки первых блоков (1940, 1941 гг.) физически и морально устарело, требует замены и реконструкции.
Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на действующих электростанциях Ярославской области мощностью не менее 5 МВт приведен в таблице 4.

Таблица 4


Генерирующие 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. Всего,
источники МВт

Всего ввод 30
МВт,
в том демонтаж 50
числе
прирост -20

Угличская ввод 10 10
ГЭС
демонтаж

прирост 10 10

Рыбинская ввод 10 10 20
ГЭС
демонтаж

прирост 10 10 20

ТЭЦ-2 ввод

демонтаж 50 50

прирост


В 2011 году на Угличской ГЭС выполнена реконструкция Г2Г с увеличением мощности на 10 МВт (до 65 МВт).
В 2017 году планируется завершение реконструкции Г1Г с увеличением установленной мощности на 10 МВт до 65 МВт.
Рыбинская ГЭС-14.
Согласно проекту реконструкция Рыбинской ГЭС будет выполняться в 8 этапов и предусматривает:
- установку двух АТ 220/110 кВ мощностью 2 x 63 МВА;
- установку двух трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью по 80 МВА с подключением их под один выключатель к ОРУ 220 кВ и присоединением к ним блоков Г-5, Г-6;
- замену существующих трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью (3 x 46) МВА трансформаторами мощностью 80 МВА с установкой вторых трансформаторов той же мощности с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС;
- реконструкцию гидроагрегатов мощностью 55 МВт с увеличением мощности до 65 МВт, в том числе:
2Г - окончание реконструкции в 2014 г.;
3Г - окончание реконструкции в 2016 г.;
1Г - окончание реконструкции в 2018 г.;
5Г - окончание реконструкции в 2020 г.
Увеличение генерирующей мощности на ГЭС к 2017 г. по отношению к 2011 г. составит 30 МВт.
ТЭЦ-2.
В 2015 г. планируется демонтаж турбоагрегата (ст. № 3 Р-50-130/13).
В таблице 5 приведены данные по намечаемому вводу генерирующих мощностей (в том числе объектов средней и малой когенерации) в Ярославской области на период до 2017 г.

Таблица 5

Перечень мероприятий корректировки Программы
по вводу новых объектов генерации в Ярославской области
в 2012 - 2017 годах


№ Генерирующий Тип 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Всего,
п/п источник установки г. г. г. г. г. г. МВт

ПГУ 450 МВт на ПГУ-450 450 450
базе Тенинской
котельной


В таблице 6 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования.

Таблица 6


Генерирующие 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. Всего по
источники области
МВт,

Ввод 450 10 10 10 480

Демонтаж 50 50

Прирост 450 10 10 10 430


Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период 2012 - 2017 годов составит 480 МВт, в том числе на Тенинской котельной - 450 МВт, ГЭС - 30 МВт (прирост). Ввод в работу ПГУ-450 МВт согласно ДПМ запланирован на 2013 г. Однако велика вероятность переноса срока на конец 2014 г.
Абсолютный прирост генерирующей мощности с учетом демонтажа физически и морально устаревшего оборудования электростанций в период 2012 - 2017 годов составит 430 МВт.
В случае успешной реализации Подпрограммы развития когенерационной энергетики (средняя и малая когенерация) ввод новых объектов генерации будет выглядеть следующим образом.
Перечень мероприятий корректировки Программы по вводу новых объектов генерации в Ярославской области в 2012 - 2017 годах с учетом объектов средней и малой когенерации представлен в таблице 7.

Таблица 7


№ Генерирующие Тип 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. Всего,
п/п источники установки МВт

ПГУ 450 МВт на базе ПГУ-450 450 450
Тенинской котельной

Объекты Подпрограммы развития когенерационной энергетики
(средняя когенерация)

1 г. Тутаев (МУП ПГУ-ТЭС 52 52 52
"Теплоэнергосеть"

2 г. Ростов ПГУ-ТЭС 26 26 26

3 г. Гаврилов-Ям ПТ-12 12 12
(котельная
льнокомбината)

4 г. Рыбинск ПГУ-ТЭС 26 26 26
(микрорайон Веретье)

5 г. Переславль - ПГУ-ТЭС 26 26 26
Залесский

6 г. Рыбинск ПГУ-26 26 26
(пос. Волжский)

7 г. Ярославль (ОАО ПГУ-ТЭС 26 26
"ЯШЗ", ОАО "Сибур") 26 МВт

Всего по средней 52 26 26 38 26 26 194
когенерации

Объекты Подпрограммы развития когенерационной энергетики
(малая когенерация)

Муниципальные ГПУ 0 3,325 3,387 0,39 1,17 0 8,272
котельные

Всего 52 479,325 29,387 38,39 27,17 26 652,3


В таблице 8 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования с учетом объектов средней и малой когенерации.

Таблица 8


Генерирующие 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. Всего по
источники области,
МВт

Ввод 52,00 479,325 39,387 38,39 37,17 36,00 682,272

Демонтаж 50,00 50

Прирост 52,00 479,325 39,387 -11,61 37,17 36,00 632,272


Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период 2012 - 2017 годов составит 683,2 МВт, в том числе на Тенинской котельной - 450 МВт, ГЭС - 30 МВт (прирост), на существующих котельных путем ввода объектов генерации на суммарную установленную электрическую мощность 202,3 МВт.
Абсолютный прирост генерирующей мощности с учетом демонтажа физически и морально устаревшего оборудования электростанций в период 2012 - 2017 годов составит 632,3 МВт.

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

В период рассматриваемой перспективы предусматривается дальнейшее развитие электрических сетей 35 кВ Ярэнерго с целью обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся сельскохозяйственных потребителей.
Необходимость строительства новых электросетевых объектов 35 кВ, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из электрических нагрузок, установленных для оптимистического и пессимистического вариантов развития.
Основным фактором, определяющим развитие сетей и экономические показатели деятельности сетевых предприятий, является реконструкция и техническое перевооружение.
При решении вопроса о развитии сетей 35 кВ предусмотрены объемы работ по ПС-35 кВ и ВЛ-35 кВ в соответствии с программой ликвидации "узких" мест Ярэнерго с учетом технического износа и морального старения оборудования ПС, а также необходимости повышения надежности электроснабжения потребителей.
Основными факторами, определяющими необходимость реконструкции и технического перевооружения ПС 35 кВ Ярэнерго и выбор приоритетов при выполнении объемов работ в сетях 35 кВ, явились:
- срок ввода ПС в эксплуатацию;
- наличие на ПС устаревшего и малоэффективного оборудования;
- загрузка ПС на расчетный срок с учетом величины суммарной электрической нагрузки новых потребителей, подключаемых к РУ-6,10 кВ ПС-35 кВ, за рассматриваемый период.
ВЛ 35 кВ и ниже и ПС 35 кВ, которые планируется построить в 2013 - 2017 годах:
- перевод ПС 35 кВ "Некрасово" на 110 кВ с установкой трансформаторов 2 x 25 МВА вместо 2 x 16 МВА;
- строительство ПС-35/10 кВ "Фабричная" с установкой трансформаторов 2 x 6,3 МВА и строительством 4 КЛ-10 кВ (1 км);
- ВЛ-6-10 кВ для обеспечения выдачи мощности по объектам Подпрограммы развития когенерационной энергетики.
ВЛ 35 кВ и ниже и ПС 35 кВ, которые планируется реконструировать в 2011 - 2015 годах:
- расширение ПС 35/6 кВ "Заволжская" с заменой трансформаторов 2 x 10 МВА на 2 x 16 МВА;
- ВЛ 35 кВ Заполье - Никола-Корма;
- ВЛ 35 кВ Урусово - Семибратово;
- ВЛ 35 кВ Тихменево - Никола-Корма;
- ВЛ 35 кВ Тихменево - Глебово;
- ВЛ 6 - 10 кВ (мероприятия по восстановлению принятых на баланс бесхозяйных электрических сетей);
- ВЛ 0,4 кВ (системы наружного освещения).
Также необходимо выполнить работы по реконструкции с установкой вторых трансформаторов на следующих ПС-35 кВ: "Матвеево", "Ширинье", "Михайловское", "Обнора", "Мелюшино", "Ермаково", "Горелово".
Одновременно на ПС 35 кВ, ОРУ которых выполнены по упрощенным схемам, для повышения надежности электроснабжения потребителей при замене существующих трансформаторов на новые учитывалась замена ОД и КЗ в цепях трансформаторов на ЭВ.
На ПС 35/10-6 кВ, имеющих предохранители в цепях трансформаторов, должна быть предусмотрена замена предохранителей вакуумными выключателями. К таким ПС относятся "Дертники", "Новый Карьер", "Полигон", "Щебеночный завод", "Караш".
До 2020 года Схемой развития электрических сетей предусматривается реконструкция:
- ВЛ-35 кВ Курба - Дорожаево;
- ВЛ-35 кВ Вятское - Гузицыно;
- ВЛ-35 кВ Левобережная - Мелюшино.
В период 2020 - 2030 годов в соответствии со Схемой развития электрических сетей намечается сооружение:
- ПС-35/10 кВ "Черкасово" (2 x 10) с ВЛ-35 кВ Углич - Черкасово - Ильинское;
- ПС-35/10 кВ "Кукобой" с ВЛ-35 кВ Великовская - Кукобой;
- ПС-35/10 кВ "Емишево" с ВЛ-35 кВ Залесье - Емишево.
Предусматривается реконструкция:
- ВЛ-35 кВ Правдино - Станилово;
- ВЛ-35 кВ Курба - Ширинье;
- ВЛ-35 кВ Тверицкая - Ляпинская котельная;
- ВЛ-35 кВ Тверицкая - Михайловское;
- ВЛ-35 кВ Брейтово - Сить - Станилово;
- ВЛ-35 кВ Белое - Арефино.
В настоящее время на ПС 35 кВ установлено 6 КЗ и ОД, которые подлежат замене по условиям надежности в соответствии с программой ликвидации "узких" мест.

Список использованных сокращений

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом
АТ - автотрансформатор
ВЛ - воздушная линия
Г - гидроагрегат
ГПУ - газопоршневая установка
ГРЭС - государственная районная электростанция
ГТУ - газотурбинная установка
ГЭС - гидроэлектростанция
ДПМ - договор о предоставлении мощности
ЗРУ - закрытое распределительное устройство
КЗ - короткозамыкатель
МУП - муниципальное унитарное предприятие
НПО - научно-производственное объединение
ОАО - открытое акционерное общество
ОАО "ЯТУ" - открытое акционерное общество "Ярославский технических углерод"
ОАО "ЯШЗ" - открытое акционерное общество "Ярославский шинный завод"
ОД - отделители
ООО - общество с ограниченной ответственностью
ОРУ - открытое распределительное устройство
ПГУ - парогазовая установка
ПС - подстанция
РЗА - релейная защита и автоматика
СВМ - схема выдачи мощности
СТО - стандарт организации
Т - трансформатор
ТП - трансформаторная подстанция
ТТ - трансформатор тока
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
УКРМ - установки компенсации реактивной мощности
ЭВ - элегазовый выключатель


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