Указ Губернатора Ярославской области от 28.04.2017 № 134

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

- ПС 110 кВ «Некрасово» с трансформаторами 2 Ч 16 МВА;

- ПС 110 кВ «Козьмодемьянск».

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

- ПС 110 кВ «Аббакумцево» (замена трансформаторов 2 Ч 10 МВА на
трансформаторы 2 Ч 25 МВА);

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

- ПС 110 кВ «Переславль» (замена трансформаторов 2 Ч 25 МВА на трансформаторы 2 Ч 40 МВА);

- ПС 110 кВ «Устье» (замена трансформаторов 2 Ч 10 МВА на трансформаторы 2 Ч 10 МВА);

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

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

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

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

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

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

3. Электрические станции, установленная мощность которых превышает 5 МВт

3.1. Структура установленной мощности генерирующих объектов.

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

Структура установленной мощности генерирующих объектов представлена в таблице 3.

Таблица 3

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

3.2. Ярославская ТЭЦ-1.

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

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

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

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

3.3. Ярославская ТЭЦ-2.

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

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

3.4. Ярославская ТЭЦ-3.

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

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

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

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

3.5. Угличская ГЭС и Рыбинская ГЭС.

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

Установленная мощность Угличской ГЭС составляет 120 МВт.

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

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

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

Таблица 4

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

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

Таблица 5

Сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования

N п/п	Наименование мероприятия	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
1.	Ввод и модерни-зация генериру-ющего оборудо-вания		450	10				460
2.	Демонтаж генерирующего оборудования
3.	Прирост генерирующего оборудования		450	10				460

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

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

Таблица 6

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

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

Таблица 7

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

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

4. Сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения

которой ниже 110 кВ

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

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

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

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

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

- срок ввода ПС в эксплуатацию;

- наличие на ПС устаревшего и малоэффективного оборудования;

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

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

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

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

- ПС 35 кВ «Заволжская» с заменой трансформаторов (2 Ч 10 МВА на 2 Ч 16 МВА);

- ПС 35 кВ «Моделово» с заменой трансформаторов (2 Ч 6,3 МВА на 2 Ч 10 МВА);

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

- ПС 35 кВ «Ватолино» с заменой трансформаторов (2 Ч 4 МВА на 2 Ч 6,3 МВА);

- ПС 35 кВ «Кулаково» с заменой трансформаторов (2 Ч 2,5 МВА на 2 Ч 4 МВА);

- ПС 35 кВ «Прибрежная» с заменой трансформаторов (2 Ч 10 МВА на 2 Ч 16 МВА);

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

- ПС 35 кВ «Скоморохово» с заменой трансформаторов (2 Ч 1,6 МВА на 2 Ч 2,5 МВА);

- ПС 35 кВ «Купань» с заменой трансформаторов (2 Ч 2,5 МВА на 2 Ч 6,3 МВА);

- ПС 35 кВ «Машприбор» с заменой трансформаторов (2 Ч 6,3 МВА на 2 Ч 10 МВА);

- ВЛ 35 кВ «Глебовская» (15,7 км);

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

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

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

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

- между ПС 35 кВ «Нексанс» (2 Ч 10 МВА) и ПС 35 кВ «Дубки» (2 Ч 6,3 МВА);

- между ПС 35 кВ «Ананьино» (2 Ч 2,5 МВА) и ПС 35 кВ «Семибратово» (2 Ч 4 МВА).

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

Список используемых сокращений

ВЛ – воздушная линия

ГЭС – гидроэлектростанция

МРСК Центра – Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра

ОАО – открытое акционерное общество

ОРУ – открытое распределительное устройство

ПАО – публичное акционерное общество

ПГУ – парогазовая установка

ПС – подстанция

СТО – стандарт организации

ТЭС – тепловая электростанция

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль