Постановление Правительства Ярославской области от 23.12.2015 № 1389-п

Ниже представлены обоснования по реконструкции электросетевых объектов энергосистемы Ярославской области.

6.1. Строительство ПС 110 кВ «Некрасово» взамен ПС 35 кВ «Некрасово»

с заменой трансформаторов 2 Ч 16 МВА 35 кВ на 2 Ч 16 МВА 110 кВ

и строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ «Аббакумцево» до ПС 110 кВ «Некрасово» с переходом через р. Волга (подпункт 2.1, подпункт 2.2

пункта 2 раздела I таблицы 33)

Необходимость строительства вызвана:

- недопущением перерыва электроснабжения потребителей в связи с низким напряжением на ПС 35 кВ «Профилакторий», ПС 35 кВ «Некрасово» при выводе в ремонт ВЛ 35 кВ «Смирновская», «Лютовская», «Туношенская», «Некрасовская»;

- ограничением на технологическое присоединение в Некрасовском МР, развитием санаторно-курортной инфраструктуры района.

Программой предусматривается:

- реконструкция ПС 35 кВ «Некрасово» с переводом на 110 кВ;

- замена силовых трансформаторов 2 Ч 16 МВА (35/10 кВ) на 2 Ч 16 МВА (110/10 кВ).

- строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ «Аббакумцево» до ПС 110 кВ «Некрасово».

6.2.        Строительство ПС 110 кВ «Прибрежная» взамен ПС 35 кВ

«Прибрежная» с заменой трансформаторов 10 МВА 35 кВ  на 16 МВА 110 кВ и строительство отпаек от ВЛ 110 кВ «Алтыново-1, 2» до ПС 35 кВ

«Прибрежная» (подпункт 2.3, подпункт 2.4 пункта 2 раздела I таблицы 33)

Фактическая максимальная нагрузка на 22.01.2015 – 11,19 МВА. В послеаварийном режиме при отключении одного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 111,9 процента.

В случае замены трансформаторов на ПС 35 кВ «Прибрежная» на трансформаторы мощностью 16 МВА без перевода на 110 кВ и с учетом перспективного роста нагрузок в соответствии с заключенными договорами ТП потребуется замена трансформаторов ПС 110 кВ «Углич» 25 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА (перегрузка в послеаварийных режимах до 128 процентов). Также в перспективе существуют риски превышения допустимых токов по ВЛ 35 кВ «Ильинская» и ВЛ 35 кВ «Углич – УРМЗ», что повлечет за собой необходимость замены провода на указанных ВЛ. Вариант перевода ПС 35 кВ «Прибрежная» на 110 кВ позволяет решить все существующие и перспективные проблемы сети 35 кВ, отказаться от замены трансформаторов на ПС 110 кВ «Углич» и реконструкции ВЛ 35 кВ, имеет большую надежность и обеспечивает в дальнейшем возможность подключения новых потребителей с соответствующим ростом нагрузок в сети 10 и 35 кВ от ПС 110 кВ «Углич» без проведения дополнительной реконструкции.

6.3.        Строительство ПС 35 кВ «Фабричная» с установкой трансформаторов 2 Ч 4 МВА. Строительство заходов ВЛ 35 кВ к ПС 35 кВ «Фабричная»

(подпункт 2.5, подпункт 2.6 пункта 2 раздела I таблицы 33)

Необходимость строительства ПС 35 кВ «Фабричная» вызвана ростом потребления электрической энергии в поселке Красные Ткачи за счёт жилищного строительства, а также необходимостью повышения надежности электроснабжения ткацкой фабрики «Красные Ткачи».

Программой предусматриваются:

- строительство новой ПС 35 кВ «Фабричная» в поселке городского типа Красные Ткачи Ярославского МР Ярославской области с трансформаторами 2 Ч 4 МВА;

- строительство двухцепной ВЛ 35 кВ протяженность 0,05 км.

Действующая потребительская ПС 35 кВ «Красные Ткачи», обеспечивающая в настоящее время электроснабжение поселка и ткацкой фабрики, была построена в 1949 году, в 1959 году была проведена реконструкция питающей ВЛ 35 кВ «Ткачи» и заменены деревянные опоры на металлические и железобетонные опоры, медные провода на провода марки АС, в 1963 году к ПС была подведена вторая ВЛ 35 кВ «Дубки». Оборудование ПС за время эксплуатации физически изношено и подлежит демонтажу.

Объект включен в инвестиционную программу филиала ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» по решению штаба по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве Ярославской области от 02.09.2010.

6.4. Строительство тяговой ПС 110 кВ «Козьмодемьянск»
(пункт 3 раздела I таблицы 33)

Необходимость строительства ПС 110 кВ «Козьмодемьянск» вызвана необходимостью увеличения пропускной способности железной дороги на участке Ярославль – Ростов.

В соответствии с ТУ предусматривается:

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

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

6.5. Снятие ограничения выдачи мощности Рыбинской ГЭС по ВЛ 220 кВ «Рыбинская ГЭС – Венера», «Рыбинская ГЭС – Сатурн», «Сатурн – Венера», связанное с ограничением длительно допустимой токовой нагрузки ЛЭП ТТ на ПС 220 кВ «Венера», «Сатурн», Рыбинской ГЭС

(подпункт 1.1 пункта 1, подпункт 4.1 пункта 4 раздела II таблицы 33)

Необходимость реконструкции обусловлена токовой перегрузкой ТТ на величину до 11  процентов при выводе в ремонт ВЛ 220 кВ «Рыбинская ГЭС – Венера» (ВЛ 220 кВ «Рыбинская ГЭС – Сатурн», ВЛ 220 кВ «Сатурн – Венера») в режиме летнего максимума нагрузки при потреблении энергосистемы Ярославской области 1040 МВт и генерации станций: Рыбинская ГЭС = 300 МВт, Угличская ГЭС = 30 МВт, ТЭЦ-1 = 25 МВт, ТЭЦ-2 = 60 МВт, ТЭЦ-3 = 90 МВт. В настоящее время при выводе в ремонт указанных ВЛ 220 кВ применяется ограничение на выдачу максимальной мощности Рыбинской ГЭС.

Выполнить перевод ТТ присоединений 220 кВ Рыбинской ГЭС на работу с более высоким коэффициентом трансформации.

На ПС 220 кВ «Сатурн», на ВЛ 220 кВ «Рыбинск – Сатурн» планируется замена ТТ по титулу «Реконструкция измерительных каналов ПС
35 – 750 кВ филиалов ПАО «ФСК ЕЭС» в части ТТ, ТН и их вторичных цепей». Замена ТТ на ПС 220 кВ «Сатурн» на присоединении ВЛ 220 кВ «Рыбинская ГЭС – Сатурн» планируется в 2016 году. Мероприятия по замене ТТ или переводу на работу с более высоким коэффициентом трансформации на ПС 220 кВ «Венера» и ПС 220 кВ «Сатурн» на присоединениях ВЛ 220 кВ «Рыбинская ГЭС – Венера» и ВЛ 220 кВ «Сатурн – Венера» провести после определения источников финансирования и включения объемов работ в инвестиционную программу ПАО «ФСК ЕЭС» с внесением соответствующих изменений в Программу на последующий период.

Расчёты режимов приведены на рисунках 2 – 4.

Рисунок 2

Нормальная схема Ярославской электросети (летний максимум 2015 г.)

Загрузка сетевых элементов:                  

- ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС – Сатурн – 375 А (I доп. = 600 А);

- ВЛ 220 кВ Сатурн – Венера – 335 А (I доп. = 600 А);

- ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС – Венера – 346 А (I доп. = 600 А).

Рисунок 3

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС – Венера (летний максимум 2015 г.)

Загрузка сетевых элементов:                  

- ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС – Сатурн – 680 А (I доп. = 600 А);

- ВЛ 220 кВ Сатурн – Венера – 640 А (I доп. = 600 А).

Рисунок 4

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС – Сатурн (летний максимум 2015 г.)

Загрузка сетевых элементов:                  

- ВЛ 220 кВ Сатурн – Венера – 43 А (I доп. = 600 А);

- ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС – Венера – 677 А (I доп. = 600 А).

6.6. Реконструкция ПС 110 кВ «Ростов» с заменой трансформатора Т-1
 20 МВА на 25 МВА (подпункт 2.1 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ «Ростов» в зимний режимный день 28.01.2014 – 22,05 МВА. В послеаварийном режиме при отключении Т-2 максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 110,3 процента.

Программой предусматривается замена трансформатора Т-1 20 МВА на трансформатор 25 МВА.

6.7. Реконструкция ПС 110 кВ «Глебово» с установкой второго

трансформатора 10 МВА (подпункт 2.2 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Обуславливается невозможностью перевода питания Т-1 на другую питающую ВЛ-110 кВ без погашения потребителей (снижение надежности электроснабжения СЗО ПС 35 кВ «Тихменево», ПС 35 кВ «Николо – Корма», ПС 35 кВ «Заполье»).

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ «Глебово» в зимний режимный день 17.12.2014 – 5,6 МВА.

На сегодняшний день для технологического присоединения к ПС
110 кВ «Глебово» заключено договоров общей мощностью 1,82 МВА.

С учётом перевода части нагрузки ПС на питание от сети 35 кВ дефицит мощности составит 4,1 МВт.

Программой предусматривается установка второго трансформатора 10 МВА.

6.8. Реконструкция ПС 110 кВ «Техникум» с заменой трансформаторов                          2 Ч 6,3 МВА на 2 Ч 10 МВА (подпункт 2.3 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Фактическая максимальная нагрузка ПС на 22.01.2015 – 9,72 МВА. В послеаварийном режиме при отключении одного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 154 процента.

Программой предусмотрена реконструкция ПС 110 кВ «Техникум» с перемещением трансформаторов 2 Ч 6,3 МВА на 2 Ч 10 МВА.

6.9. Реконструкция ПС 110 кВ «Кинопленка» с заменой

трансформатора 10 МВА на 16 МВА (подпункт 2.8 пункта 2

раздела II таблицы 33)

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ «Кинопленка» в зимний режимный день 17.12.2014 – 11,1 МВА. В послеаварийном режиме при отключении Т-1 максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 111 процентов.

6.10. Реконструкция ПС 110 кВ «Аббакумцево»

с заменой трансформаторов 2 Ч 10 МВА на 2 Ч 16 МВА
(подпункт 2.11 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Фактическая максимальная нагрузка на 17.12.2014 – 12,6 МВА. В послеаварийном режиме при отключении одного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 126 процентов.

6.11. Реконструкция ПС 110 кВ «Переславль» с заменой трансформато-
ров 2 Ч 25 на 2 Ч 40 МВА (подпункта 2.13 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Фактическая максимальная нагрузка на 17.12.2014 – 29,3 МВА. В послеаварийном режиме при отключении одного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 117,2 процента.

6.12. Реконструкция ПС 110 кВ «Устье» с заменой
трансформаторов 2 Ч 10 МВА на 2 Ч 10 МВА
(подпункт 2.18 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Трансформатор Т-1 в эксплуатации 48 лет (год выпуска – 1966). Имелись неоднократные нарушения в работе переключающего устройства с поломкой бакелитовых валов (в том числе с аварийным отключением от газовой защиты). Привод переключателя полностью изношен. Выполнялись ремонтные работы. Положительных результатов не было достигнуто, при испытаниях повышенным напряжением имел место пробой в точке, близкой к нейтрали (предположительно реактор). По данной причине переведен в работу в режиме глухо заземленной нейтрали. Имеются течи масла из-за старения уплотнительной резины (протяжке не поддается). Вводы 110 кВ негерметичные, неоднократно менялись по результатам испытаний. Замена их на новые нецелесообразна ввиду длительного срока эксплуатации самого трансформатора.

Трансформатор Т-2 в эксплуатации 47 лет (год выпуска – 1967). Имелись неоднократные нарушения в работе переключающего устройства (прогон в крайние положения). Привод переключателя полностью изношен. Имеются течи масла из-за старения уплотнительной резины (протяжке не поддается). Вводы 110 кВ негерметичные, неоднократно менялись по результатам испытаний. Замена их на новые нецелесообразна ввиду длительного срока эксплуатации самого трансформатора.

Предусматривается замена трансформаторов 2 Ч 10 МВА на
2 Ч 10 МВА.

6.13. Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Любим»

(подпункт 6.1 пункта 6 раздела II таблицы 33)

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

6.14. Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Путятино»

(подпункт 6.2 пункта 6 раздела II таблицы 33)

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

6.15. Техническое перевооружение тяговой ПС 110 кВ «Уткино»

(подпункт 6.3 пункта 6 раздела II таблицы 33)

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

6.16. Реконструкция ВЛ 110 кВ «Моторная – Инженерная»

(подпункт 2.14 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Необходимость реконструкции двухцепного участка ВЛ 110 кВ протяженностью 3 км по существующей трассе возникла в связи с физическим и моральным износом ВЛЭП. Реконструкции подлежит участок ВЛ 110 кВ от опоры N 20 до опоры N 45 со сроком службы 76 лет. Данные линии являются связующими ТЭЦ-2 и ПС 110 кВ «Северная», питающую центральную часть г. Ярославля, и проходят в городской черте. Выявленные дефекты могут привести к повреждению ВЛ, травмированию населения и перерывам в электроснабжении ответственных потребителей г. Ярославля.

На данной ВЛ 110 кВ имел место ряд серьёзных технологических нарушений, связанных со старением оборудования. Так, в 2005 году произошёл обрыв медного провода сечением 95 кв. мм с нарушением электроснабжения ответственных потребителей г. Ярославля. Реконструкция ВЛ 110 кВ позволит снизить аварийность и затраты на эксплуатацию.

Программой предусматриваются:

- демонтаж существующих металлических опор и фундаментов;

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

6.17. Реконструкция ВЛ 110 кВ «Восточная-1, 2».
Замена опор N 43, N 44, N 53 и замена провода
(подпункт 2.17 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Необходимость реконструкции участка ВЛ 110 кВ протяженностью
12 км по существующей трассе возникла в связи с физическим и моральным износом ЛЭП. Дата ввода в эксплуатацию объекта – 1950 год. Предусматривается устранение дефектов, выявленных в 2002 году при техническом обследовании опор ВЛ 110 кВ «Восточная». Обследование проведено специализированной организацией ОАО «Фирма ОРГРЭС» (г. Москва). Данная ВЛ проходит в городской черте г. Рыбинска. Выявленные дефекты могут привести к повреждению опор N 43, N 44, N 53, травмированию населения и перерывам в электроснабжении ответственных потребителей г. Рыбинска. На указанной ВЛ произошли следующие технологические нарушения, связанные со старением оборудования: в 2000 году – обрыв провода, в 2005 году – обрыв грозозащитного троса.

Программой предусматриваются:

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

- замена провода на анкерных участках N 42 – 45 и N 51 – 54, замена провода 12 км, данное расстояние на всей протяженности трассы.

6.18. Реконструкция ВЛ 110 кВ «Перекоп – Северная с отпайкой на ПС Ярославль – Главный», ВЛ 110 кВ «ТЭЦ-3 – Перекоп»,
ВЛ 110 кВ «ТЭЦ-3 – Северная с отпайками»
(подпункт 2.19 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Необходимость реконструкции участка ВЛ-110 кВ возникла в связи с физическим износом ЛЭП.

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

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

С учетом прохождения ВЛ в городской черте г. Ярославля эксплуатация данной ЛЭП небезопасна.

В настоящее время  для реконструкции ВЛ требуется полная замена металлических опор, замена провода, замена линейной арматуры ВЛ, а также монтаж ВОЛС (в грозозащитном тросе). Общая протяженность ВЛ составляет
18,5 км (в 6 проводов), 16,55 км  (в 3 провода) = 35,05 км. В том числе 10 км проходит в условиях городской промышленной застройки.

6.19. Реконструкция ПС 35 кВ «Урожай» с заменой трансформаторов
2 Ч 4 МВА на 2 Ч 6,3 МВА (с РПН) и установкой ячейки 35 кВ.

Строительство ВЛ 35 кВ параллельного следования от вновь

устанавливаемой ячейки в РУ 35 кВ ПС 110 кВ «Лютово» до вновь

устанавливаемой ячейки в РУ – 35 кВ ПС 35 кВ «Урожай» общей

протяженностью 5,5 км, сечением 95 кв. мм

(подпункт 2.7 пункта 2 раздела I, подпункт 2.4 пункта 2
раздела II таблицы 33)

Основание для выполнения работ – договор технологического присоединения от 14.11.2014 N 40817838 с ОАО «Аэропорт Туношна».

Отсутствие технической возможности присоединения заявленной мощности к ПС 35 кВ «Урожай» без проведения реконструкции прилегающей сети 35 кВ и увеличения мощности трансформаторов на ПС 35 кВ «Урожай» в связи с исчерпанием пропускной способности сети 35 кВ и трансформаторов на ПС 35 кВ «Урожай», а также со снижением надёжности работы энергосистемы в послеаварийном режиме (максимальная загрузка с учётом выданных ТУ составляет 6,48 МВА).

Перспектива дальнейшего развития аэропорта Туношна с присвоением статуса международного грузопассажирского аэропорта.

Программой предусматриваются:

- реконструкция ПС 35 кВ «Урожай» с заменой трансформаторов
35 кВ 2 Ч 4 МВА на 2 Ч 6,3 МВА;

- строительство ВЛ 35 кВ.

6.20. Реконструкция ПС 35 кВ «Заволжская» с заменой

трансформаторов 2 Ч 10 МВА на 2 Ч 16 МВА

(подпункт 2.5 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ «Заволжская» в режимный день 22.01.2015 с учетом перераспределения мощности составила 10,5 МВА. В послеаварийном режиме при отключении одного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе составит 105 процентов.

На сегодняшний день для технологического присоединения ПС 35 кВ «Заволжская» заключено договоров общей мощностью 2,9 МВА.

Исходя из этого в послеаварийном режиме максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 134  процента.

6.21. Реконструкция ПС 35 кВ «Моделово»

с заменой трансформаторов 2 Ч 6,3 МВА на 2 Ч 10 МВА

(подпункт 2.6 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Фактическая максимальная нагрузка на 22.01.2015 – 7,7 МВА. В послеаварийном режиме при отключении одного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 122 процента.

6.22. Реконструкция ПС 35 кВ «Глебово» с заменой трансформатора 2,5 МВА на 6,3 МВА, реконструкция РУ 35 кВ в 35-9 и реконструкция второй цепи ВЛ
35 кВ (АС-95, 10,4 км) вдоль существующей ВЛ 35 кВ «Переславль –

Кибернетик» и далее по трассе ВЛ 35 кВ «Глебовская»
(подпункт 2.7, подпункт 2.15 пункта 2 раздела II таблицы 33)

В настоящее время отключение или вывод в ремонт ВЛ 35 кВ «Глебовская» в осенне-зимний период (с сентября по май) приводит к недопустимому снижению напряжения до 24 кВ в сети 35 кВ и до значений менее 9 кВ на шинах 10 кВ ПС 35 кВ «Глебово», ПС 35 кВ «Нагорье», ПС 35 кВ «Сараево», значений менее 5,4 кВ на шинах 6 кВ ПС 35 кВ «Батьки».

Таким образом, при отключении или выводе в ремонт ВЛ 35 кВ «Глебовская» происходит снижение напряжения на шинах 6 и 10 кВ ПС 35 кВ более чем на 10 процентов от номинального.

Причинами снижения напряжения в указанном режиме являются высокие нагрузки и значительная протяженность сети 35 кВ (102,9 км по сети
35 кВ от центра питания ПС 110 кВ «Нила» до ПС 35 кВ «Глебово»). Недостаточная эффективность мероприятий по регулированию напряжения за счет устройств РПН и ПБВ трансформаторов и оперативных мероприятий по перераспределению нагрузки приводит к ограничениям потребителей в объеме 2 МВт.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 35 кВ «Глебово» 22.01.2015 –  4,21 МВА. В послеаварийном режиме максимальная загрузка оставшегося в работе оборудования составит 168,4 процента, что приводит к необходимости ограничения потребителей и является причиной ограничения на присоединяемую мощность.

Реализация Программы позволит обеспечить возможность вывода в ремонт ВЛ 35 кВ «Глебовская» и трансформаторов Т-1 (Т-2) ПС 35 кВ «Глебово» без ограничения потребителей, обеспечить качество электроэнергии в точках передачи в соответствии с ГОСТ 32144-2013, обеспечить возможность технологического присоединения новых потребителей в рассматриваемом районе нагрузок, повышение надежности электроснабжения потребителей, снизить риски возникновения аварийных ситуаций, а также риски повреждения оборудования.

С целью повышения надежности ПС 35 кВ «Глебово» предусматриваются строительство второй цепи ВЛ 35 кВ (АС-95/10,4 км) вдоль существующей ВЛ 35 кВ «Глебовская» (отпайкой от ВЛ 35 кВ «Переславль – Кибернетик» и далее по трассе ВЛ 35 кВ «Глебовская»), а также реконструкция РУ 35 кВ ПС «Глебово» с преобразованием его в схему 35-9.

Программой предусматриваются:

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

- реконструкция РУ 35 кВ с преобразованием его в схему 35-9;

- строительство второй цепи ВЛ 35 кВ (10,4 км).

6.23. Реконструкция ПС 35 кВ «Ватолино»

с заменой трансформаторов 2 Ч 4 МВА на 2 Ч 6,3 МВА

(подпункт 2.9 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Фактическая максимальная нагрузка на 22.01.2015 – 4,77 МВА. В послеаварийном режиме при отключении одного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 119 процентов.

6.24. Реконструкция ПС 35 кВ «Кулаково» с заменой трансформаторов 2 Ч 2,5 на 2 Ч 4 МВА (подпункт 2.10 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Фактическая максимальная нагрузка на 09.10.2014 – 3,07 МВА. В послеаварийном режиме при отключении одного трансформатора максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 122,8 процента.

6.25. Реконструкция ПС 35 кВ «Варегово» с переводом на 35/10 кВ
с заменой трансформаторов (10 кВ) 2,5 МВА и 1,6 МВА на 2 Ч 1,6 МВА и
демонтажем трансформатора (6 кВ) 1,6 МВА

(подпункт 2.12 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Необходимость выполнения реконструкции обусловлена:

- наличием неустраняемых дефектов;

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

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

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

6.26. Реконструкция ВЛ 35 кВ «Филинская-2» со строительством участка ВЛ 35 кВ до ПС 35 кВ «Лесные Поляны» (АС-70, 2,64 км) и реконструкция РУ 35 кВ ПС 35 кВ «Лесные Поляны» с преобразованием его схемы в 35-4Н

(подпункт 2.16 пункта 2 раздела II таблицы 33)

Электроснабжение двухтрансформаторной ПС 35 кВ «Лесные Поляны» осуществляется от одного источника питания ВЛ 35 кВ «Филинская-1». ПС питает потребителей пос. Лесные Поляны, пос. Кузнечиха и Заволжского района г. Ярославля общей мощностью нагрузки 7,4 МВт (предприятия ГП ЯО «Ярдормост», ООО «Ярсельхозмонтажпроект», ЗАО «Ярославич», ОАО ЖКХ «Заволжье» и другие; бытовая нагрузка; количество жителей – 4856; СЗО: больница – 2, школа – 1, детский сад – 2, котельная – 2, скважина – 4). Отключение или вывод в ремонт ВЛ 35 кВ «Филинская-1» с учетом перевода части потребителей на резервные схемы электроснабжения приводит к ограничению потребителей в объеме 3,8 МВт (предприятия ГП ЯО «Ярдормост», ООО «Ярсельхозмонтажпроект», ЗАО «Ярославич», ИП Глызин А.В., бытовая нагрузка, количество жителей – 1500).

Реализация Программы позволит обеспечить возможность вывода в ремонт ВЛ 35 кВ «Филинская-1» без ограничения потребителей.

Программой предусматриваются:

- продление ВЛ 35 кВ «Филинская-2» до ПС 35 кВ «Лесные Поляны» на расстояние 2,64 км;

- реконструкция РУ 35 кВ ПС 35 кВ «Лесные Поляны» с преобразованием его схемы в 35-4Н.

Как видно из приведенных данных, значительный объем электросетевого строительства, предусмотренного Схемой развития электрических сетей, 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.

С 2011 года филиал ОАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» производит реконструкцию объектов электросетевого хозяйства: оборудование, отвечающее за оптимальную работу распределительного комплекса в нештатных ситуациях, заменяется на более современное и надежное.

В 2015 году производится реконструкция шести ПС 110 кВ: ПС
110 кВ «Полиграф», ПС 110 кВ «Дружба», ПС 110 кВ «Тормозная», ПС
110 кВ «Алтыново», ПС 110 кВ «Западная», ПС 110 кВ «Оптика». Финансирование запланированных мероприятий на 2015 год составило 79,093 млн. рублей.

Планируемые сводные показатели объемов электросетевого строительства, технического перевооружения и реконструкции объектов напряжением 35 – 220 кВ на период 2015 – 2020 годов приведены в таблице 34.

Таблица 34

Объемы электросетевого строительства, технического перевооружения

и реконструкции объектов напряжением 35 – 220 кВ

N п/п	Класс напряжения, наименование показателя	2015 – 2020 годы
		ВЛ, км	ПС, ед./МВА
1.	220 кВ  в том числе:	81	0
1.1.	Новое строительство	81	0
1.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	0	0
2.	110 кВ в том числе:	88,22	13/177
2.1.	Новое строительство	34,3	3/114
2.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	53,92	10/63
3.	35 кВ в том числе:	18,59	8/42,5
3.1.	Новое строительство	5,55	1/8
3.2.	Техническое перевооружение и реконструкция	13,04	7/34,5
	Итого	187,81	21/219,5

7.                7.                7.                Модернизация систем централизованного теплоснабжения

с учетом развития когенерации

Для развития когенерационной энергетики Правительством области создана компания-оператор – ОАО «ЯГК», которая реализует проекты по замещению неэффективных котельных ПГУ или ГТУ и модернизации существующих котельных на базе газопоршневых установок.

Планы ОАО «ЯГК» по строительству ТЭЦ на базе ГТУ представлены в таблице 35.

Таблица 35

Строительство ТЭЦ на базе ГТУ

N п/п	Генерирующий источник	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	Всего, МВт
1.	ПГУ – ТЭС – 52 МВт в г. Тутаеве	52
2.	ПГУ – ТЭС 24 МВт в г. Ростове						24
3.	ПГУ – ТЭС 24 МВт в г. Переславле-Залесском					24

В рамках заключенного Соглашения.

8. Перевод на парогазовый цикл с увеличением мощности

действующих ТЭЦ

В районе Тенинской котельной ГУ ОАО «ТГК-2» по Верхневолжскому региону в 2017 году СП ООО «Хуадянь-Тенинская ТЭЦ» планирует ввод в эксплуатацию ПГУ 450 МВт.

Программой предусматривается строительство:

-         двух ГТУ типа ГТЭ-160 с турбогенераторами «Simens AG»;

-         одной теплофикационной ПТ LN-150/8,4/0,76 с турбогенератором «QF-150-2».

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

9. Программа модернизации электросетевого комплекса

СНТ Ярославской области

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

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

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

В целях государственной поддержки СНТ АО «ЯрЭСК» проводит консолидацию электросетевых активов 10 – 0,4 кВ СНТ Ярославской области.

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

Для исполнения данного решения необходима реализация следующих мероприятий:

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

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

-  организация выполнения необходимых восстановительных работ электрических сетей СНТ в соответствии с Программой;

-  организация эксплуатации электрических сетей СНТ в соответствии
с ПТЭЭП, ПОТ РМ, а также приведение технического состояния сетей
в соответствие с требованиями ПУЭ.

Объем консолидации электросетевых активов СНТ в условных единицах и объем финансирования в рамках тарифного регулирования работ по модернизации электрических сетей представлены в таблице 36.

Таблица 36

Объем консолидации электросетевых активов СНТ

Наименование показателя	2014 г. (факт)	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Ожидаемые объёмы принятия электрических сетей СНТ, УЕ*	296	261	250	250	250	250	250
Объём финансирования на проведение восстановительных работ за счёт регулируемых видов деятельности, тыс. руб.	23 698	25 000	28 661	31 253	33 440	36 184	38 811
Потребность в дополнительном финансировании за счёт нетарифных источников			20 000	40 000	40 000	40 000	40 000