Указ Губернатора Ярославской области от 28.04.2017 № 134

Энергосистема Ярославской области является дефицитной по мощности и электроэнергии.

11. Основные характеристики системообразующей сети

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

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

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

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

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

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

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

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

12. Основные внешние электрические связи энергосистемы
Ярославской области

Схема внешних электрических связей Ярославской области

Внешние электрические связи энергосистемы Ярославской области представлены следующим образом:

- с энергосистемой Костромской области:

220 кВ: ВЛ 220 кВ «Костромская ГРЭС – Ярославская», ВЛ 220 кВ «Мотордеталь – Тверицкая»;

110 кВ: ВЛ 110 кВ «Лютово – Нерехта-1», ВЛ 110 кВ «Ярцево – Нерехта-1», ВЛ 110 кВ «Халдеево – Буй»;

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

- с энергосистемой Владимирской области:

220 кВ: ВЛ 220 кВ «Александров – Трубеж»;

110 кВ: ВЛ 110 кВ «ВЛ 110 кВ Балакирево – Переславль», ВЛ 110 кВ «Балакирево – Трубеж»;

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

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

- с энергосистемой Вологодской области:

220 кВ: ВЛ 220 кВ «Белозёрская – Пошехонье с отпайкой на ПС  Зашекснинская», ВЛ 220 кВ «Пошехонье – Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская», ВЛ 220 кВ «Пошехонье – Ростилово», ВЛ 220 кВ «Пошехонье – Вологда»;

110 кВ: ВЛ 110 кВ «Ростилово – Скалино (Тяговая) с отпайкой на ПС Плоское».

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

1.     Основные проблемы энергосистемы Ярославской области в настоящее время:

-         физическое и моральное старение оборудования ПС и ЛЭП;

-         физическое и моральное старение оборудования электростанций;

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

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

2.     Характеристика состояния энергосистем региона.

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

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

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

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

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

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

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

В 2016 году филиалом ПАО «МРСК Центра» – «Ярэнерго» планируется замена силовых трансформаторов:

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

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

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

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

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

Таблица 23

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

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

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

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

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

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

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

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

-    замена существующих трансформаторов на более мощные;

-    строительство новых ПС в центрах роста нагрузок;

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

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

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

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

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

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

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

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

- интеграция муниципальных и ведомственных электросетевых активов;

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

- повышение надежности электроснабжения социально значимых потребителей.

IV. Основные направления развития энергетики Ярославской области

1. Цели и задачи развития энергетики Ярославской области

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

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

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

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

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

Кроме того, строительство новых генерирующих мощностей позволит обеспечить развитие региона в соответствии со Стратегией социально-экономического развития Ярославской области до 2025 года и Схемой территориального планирования Ярославской области, утвержденной постановлением Правительства области от 31.12.2014 N 1435-п «Об утверждении Схемы территориального планирования Ярославской области и о признании утратившим силу постановления Правительства области от 23.07.2008
N 385-п», в том числе развитие перспективных инвестиционных площадок.

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

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

- строительство новых ВЛ 220 кВ протяженностью 81 километр;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 24

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

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

3.   3.   3.   3.   3.   3.   3.   Детализация электропотребления по отдельным частям энергосистемы Ярославской области

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

Таблица 25

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

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

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

Таблица 26

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

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

В настоящее время выполняется реконструкция Рыбинской ГЭС, предусматривающая:

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

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

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

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

2Г – реконструирован в 2014 году;

1Г – окончание реконструкции в 2018 году;

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

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

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

Таблица 27

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

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

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

Таблица 28

Перечень мероприятий по вводу в эксплуатацию новых объектов генерации

в Ярославской области в период 2016 – 2021 годов с учётом объектов
средней когенерации, ПГУ-230 МВт и дополнительных вводов
и модернизации согласно СиПР ЕЭС России

N п/п	Генерирующий источник	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	Всего, МВт
1.	ПГУ 450 МВт в районе Тенинской котельной		450
2.	ПГУ-ТЭС-52 МВт в г. Тутаеве		52
3.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Ростове1					24
4.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Переславле-Залесском2						24
5.	ПГУ-ТЭЦ 230  МВт в г. Рыбинске3					230
	Всего		502			254	24	780