Постановление Правительства Ярославской области от 15.01.2015 № 23-п

ПС напряжением 110 кВ и выше, строительство которых планируется в 2015 - 2019 годах - ПС 110 кВ «Некрасово» с трансформаторами  2х25 МВА.

ПС напряжением 110 кВ и выше, реконструкция которых планируется в 2015 - 2019 годах:

- ПС 220 кВ «Ярославская» (замена оборудования, в том числе замена БСК);

- ПС 220 кВ «Вега» (реконструкция с заменой оборудования, в том числе отделителей и КЗ);

- ПС 110 кВ «Тормозная» (замена трансформатора 1х16 МВА на  1х25 МВА);

- ПС 110 кВ «Глебово» (установка второго трансформатора 10 МВА);

- ПС 110 кВ «Устье» (замена трансформаторов 2х10 МВА на       2х16 МВА);

- ПС 110 кВ «Полиграфмаш» (замена силового трансформатора Т1   16 МВт на 25 МВА, установка трех ячеек, элегазового выключателя, разъединителей, ТТ и ТН, РЗА с заменой вводных выключателей 6 кВ);

- ПС 110 кВ «Техникум», «Пищалкино», «Кинопленка», «Аббакумцево» (увеличение трансформаторной мощности на 71,4 МВА);

- ПС 110 «Ростов» (замена трансформатора Т-1 20 МВА на 25 МВА).

3. Существующие и планируемые к строительству и выводу

из эксплуатации электрические станции, установленная мощность

которых превышает 5 МВт

3.1. Структура установленной мощности генерирующих объектов.

По состоянию на 01.04.2014 в Ярославской энергосистеме действуют 5 электростанций установленной мощностью 1117,06 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, %
Теплоэлектроцентрали - всего	586	52,5
Ярославская ТЭЦ-1	81	7,3
Ярославская ТЭЦ-2	245	21,9
Ярославская ТЭЦ-3	260	23,3
Гидроэлектростанции - всего	476,56	42,7
Угличская ГЭС	120	10,7
Рыбинская ГЭС	356,4	31,9
Хоробровская ГЭС	0,16	0,0
Блок-станции - всего	54,5	4,9
ОАО «Ярославский технический углерод»	24	2,1
ОАО «НПО «Сатурн»	30,5	2,7
Всего	1117,06	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 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 81 МВт.  На ТЭЦ-1 эксплуатируется 4 турбоагрегата. 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 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 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 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-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».

3.3. Ярославская ТЭЦ-2.

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 275 МВт. В составе основного оборудования ТЭЦ-2 пять 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, 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 г. В 1967 г. закончен монтаж последнего шестого котла, в 1970 г. - турбины N 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 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.

Установленная мощность Угличской ГЭС составляет 120 МВт.

На Рыбинской ГЭС в настоящее время  установлено 4 гидрогенератора мощностью по 55 МВт (годы ввода - 1941 - 1950) и два по 63,2 МВт.

Основное гидроэнергетическое и электротехническое оборудование ГЭС находится в удовлетворительном состоянии, однако с момента установки первых блоков (в 1940, 1941 годах) 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

Генерирующий источник		2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	Всего, МВт
Всего, в том числе	ввод				10		10	20
	демонтаж
	прирост				10		10	20
Рыбинская ГЭС	ввод				10		10	20
	демонтаж
	прирост				10		10	20

3.6. Угличская ГЭС.

В 2011 году на Угличской ГЭС выполнена реконструкция гидроагрегата Г2Г с увеличением мощности на 10 МВт (до 65 МВт).

3.7. Рыбинская ГЭС.

Согласно проекту реконструкция Рыбинской ГЭС выполняется в 8 этапов и предусматривает:

- установку двух АТ 220/110 кВ мощностью 2х63 МВА (введены    в 2013 году);

- замену существующих групп 1Т (выполнено в 2014 г.) и 2Т однофазных трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью 3х46 МВА трансформаторами мощностью 80 МВА  с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС и присоединением к ним блоков гидроагрегатов Г1, Г2, Г3, Г4;

- замену существующих групп 3Т и 4Т однофазных трансформаторов 220/110/13,8 кВ мощностью 3х23 МВА трансформаторами мощностью 80 МВА с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС и присоединением к ним блоков гидроагрегатов Г5, Г6;

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

2Г - окончание реконструкции в 2014 году;

3Г - окончание реконструкции в 2017 году;

1Г - окончание реконструкции в 2019 году .

3.8. Увеличение генерирующей мощности на ГЭС.

Увеличение генерирующей мощности на ГЭС к 2019 году по отношению к 2014 году составит 20 МВт.

В таблице 5 приведен перечень мероприятий по вводу новых объектов генерации в Ярославской области в 2014 - 2019 годах.

Таблица 5

Генерирующий источник	Тип установки	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.		2019 г.	Всего, МВт
ПГУ 450 МВт в районе Тенинской котельной	ПГУ-450	450							502
ПГУ-ТЭС-52 МВт в                   г. Тутаеве	ПГУ-52	52

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

Таблица 6

N п/п	Наименование мероприятия	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	Всего по области, МВт
1.	Ввод и модерни-зация генериру-ющего оборудо-вания	502			10		10	522
2.	Демонтаж генерирующего оборудования
3.	Прирост генерирующего оборудования	502			10		10	522

Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период   2014 - 2019 годов составит 522 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 2014 - 2019 годах с учётом объектов средней и малой когенерации, приведенному в таблице 7.

Таблица 7

N п/п	Генерирующий источник	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	Всего, МВт
1.	ПГУ 450 МВт в районе Тенинской котельной	450
2.	ПГУ-ТЭС-52 МВт в г. Тутаеве	52
3.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Ростове			24
4.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Переславле- Залесском					24
5.	ПГУ-ТЭС 24 МВт в г. Ярославле  (р-н завода «СК»)						24
6.	ПГУ-ТЭЦ 230  МВт в г. Рыбинске			230
	Всего	502	0	254	0	24	24	804

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

Таблица 8

Наименование мероприятия	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	Всего по области, МВт
Ввод и модернизация генерирующего оборудования	502		254	10	24	34	824
Демонтаж генерирующего оборудования
Прирост генерирующего оборудования	502		254	10	24	34	824

Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период  2014 - 2019 годов составит 824 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 ОАО «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 исходя из электрических нагрузок, установленных для оптимистического и пессимистического вариантов развития.

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 программой ликвидации «узких мест» филиала ОАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» с учётом технического износа и морального старения оборудования ПС, а также необходимости повышения надёжности электроснабжения потребителей.

Основными факторами, определяющими необходимость реконструкции и технического перевооружения ПС 35 кВ   филиала ОАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго» и выбор приоритетов при выполнении объёмов работ в сетях 35 кВ, явились:

- 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 РУ-6,10 кВ ПС 35 кВ, за рассматриваемый период.

ВЛ 35 кВ и ниже и ПС 35 кВ, которые планируется построить в 2015 - 2019 годах:

- перевод ПС 35 кВ «Некрасово» на 110 кВ с установкой трансформаторов 2х25 МВА вместо 2х16 МВА;

- строительство ПС 35/10 кВ «Фабричная» с установкой трансформаторов 2х10 МВА и строительством заходов ВЛ 35 кВ (3,6 км);

- ВЛ 6-10 кВ для обеспечения выдачи мощности по объектам когенерационной энергетики.

ВЛ 35 кВ и ниже и ПС 35 кВ, которые планируется реконструировать в 2015 - 2019 годах:

- реконструкция ПС-35 кВ «Гузицыно» с заменой трансформаторов   Т-1 и Т-2 с 2х4 МВА на 2х6,3 МВА;

- реконструкция ПС 35 кВ «Урожай» с заменой трансформаторов   2х4 МВА на 2х6,3 МВА и установкой ячейки 35кВ;

- реконструкция по программе реновации ПС 35 кВ «Сараево», «Ватолино», «Дорожаево», «Моделово», «Соломидино», «Глебово», «Прибрежная» (увеличение мощности 20,8 МВА);

- реконструкция ПС 35 кВ Варегово с заменой трансформаторов      (10 кВ) 2,5 МВА и 1,6 МВА на 2х1,6 МВА + демонтаж трансформатора    (6 кВ) 1,6 МВА);

- расширение ПС 35 кВ «Заволжская» с заменой трансформаторов  2х10 МВА на 2х16 МВА;

- техперевооружение ВЛ 35 кВ «Урусово - Семибратово»;

- техперевооружение ВЛ 35 кВ «Заполье - Никола-Корма» с заменой провода;

- техперевооружение ВЛ 35 кВ «Тихменево - Никола-Корма» с заменой провода;

- реконструкция 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).

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 КЗ в цепях трансформаторов на элегазовые выключатели.

Список используемых сокращений

 АБ - аккумуляторная батарея

АТ - автотрансформатор

ВЛ - воздушная линия

ГРЭС - государственная районная электростанция

ГТУ - газотурбинная установка

ГЭС - гидроэлектростанция

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

КЗ - короткозамыкатель

КЛ - кабельная линия

«МРСК Центра» - открытое акционерное общество «Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра»

МУП - муниципальное унитарное предприятие

НПО - научно-производственное объединение

ОАО - открытое акционерное общество

ОАО «ТГК-2» - открытое акционерное общество «Территориальная генерирующая компания N 2»

ОРУ - открытое распределительное устройство

ПГУ - парогазовая установка

ПС - подстанция

РЗА - релейная защита и автоматика

РУ - распределительное устройство

CBM - схемы выдачи мощности

СТО - стандарт организации

ТН - унифицированные накальные трансформаторы

ТП - трансформаторная подстанция

ТТ - трансформатор тока

ТЭС - тепловая электростанция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль