Постановление Правительства Ярославской области от 15.01.2015 № 23-п

9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций

и видам собственности

Таблица 11

N п/п	Наименование объекта	Единица измерения	Выработка электроэнергии, млн. кВтхч
			2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
	Всего по энергосистеме в том числе:	млн. кВтхч	4422	4248	4123	4177	4210
1.	ТЭЦ ОАО «ТГК-2» - всего в том числе:	млн. кВтхч	2446	2531	2519	2439	2356
1.1.	Ярославская ТЭЦ-1	млн. кВтхч	394	385	384	329	297
1.2.	Ярославская ТЭЦ-2	млн. кВтхч	977	995	981	992	972
1.3.	Ярославская ТЭЦ-3	млн. кВтхч	1075	1151	1154	1118	1087
2.	Филиал ОАО «РусГидро» - «КВВГЭС» - всего в том числе:	млн. кВтхч	1777	1508	1394	1530	1642
2.1.	Рыбинская ГЭС	млн. кВтхч	1449	1286	1123	1170	1336
2.2.	Угличская ГЭС	млн. кВтхч	328	222	271	360	306
3.	Блок-станции - всего в том числе:	млн. кВтхч	199	209	210	208	212
3.1.	ОАО «НПО «Сатурн»	млн. кВтхч	199	209	210	208	212
3.2.	ОАО «Ярославский технический углерод»	млн. кВтхч

Диаграмма 4

Структура выработки электроэнергии за отчетный период 2009 - 2013 годов, млн. кВтхч

(рисунок не приводится)

10. Балансы электроэнергии (мощности) за последние 5 лет

Баланс электроэнергии (мощности) в Ярославской области обеспечивается 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 12

Баланс мощности энергосистемы Ярославской области за 2009 - 2013 годы

Наименование показателя	Единица измерения	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
Максимум нагрузки	МВт	1373	1416	1365	1479	1373
Генерация ТЭС	МВт	461	463	430	511	497
Генерация ГЭС	МВт	288	232	225	253	256
Сальдопереток	МВт	624	720	710	715	620

Диаграмма 5

Динамика изменения максимума нагрузки и генерации
за отчетный период 2009 - 2013 годов, МВт

(рисунок не приводится)

Таблица 13

Баланс электроэнергии  энергосистемы Ярославской области

за 2009 - 2013 годы

N п/п	Наименование показателя	Единица измерения	Фактическое значение
			2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
1.	Потребление электроэнергии	млн. кВтхч	7771	8133	8185	8279	8173
2.	Выработка электроэнергии -всего в том числе:	млн. кВтхч	4422	4248	4123	4177	4210
2.1.	ТЭЦ (вместе с блоками)	млн. кВтхч	2645	2740	2729	2647	2568
2.2.	ГЭС	млн. кВтхч	1777	1508	1394	1530	1642
3.	Сальдо-переток	млн. кВтхч	3349	3885	4062	4102	3963

Энергосистема Ярославской области является дефицитной как по мощности, так и по объему (количеству) вырабатываемой электроэнергии.

11. Основные характеристики системообразующей сети

Перечень существующих линий электропередачи и ПС 110 кВ и выше приведен в Схеме развития электрических сетей.

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 - 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 ВЛЭП 220 кВ - 1243,3 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 Ярославской области находится в эксплуатации 87 ПС 110 кВ установленной мощностью 3844,9 МВА и 137 ПС 35 кВ установленной мощностью 1019,5 МВА.

Протяженность линий электропередачи: 110 кВ - 1924,5 км, 35 кВ - 2410,1 км.

12. Основные внешние электрические связи Ярославской энергосистемы

Рисунок 1

Схема внешних электрических связей Ярославской 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 «Ивановские ПГУ - Неро-1», КВЛ 220 кВ «Ивановские ПГУ - 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 Западная», ВЛ 220 кВ «Угличская ГЭС - Заря Восточная»;

- с Тверьэнерго 110 кВ: ВЛ 110 кВ «Пищалкино - Бежецк»;

- с Вологдаэнерго:

220 кВ: ВЛ 220 кВ «Белозёрская - 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:

-       физическое и моральное старение оборудования ПС и линий электропередачи;

-       дефицит собственных генерирующих мощностей, физическое и моральное старение оборудования электростанций;

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

-       растущий дефицит мощности и электроэнергии.

Ярославская энергосистема является дефицитной как по мощности, так и по объему (количеству) 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  ВЛ 220 кВ «Костромская ГРЭС - Ярославская» и «Мотордеталь - Тверицкая».

Наиболее загруженные ВЛ 110 кВ: «Рыбинская ГЭС - Восточная» (Щербаковская-1, 2), «Нерехта - Ярцево» («Нерехта-1, 2» и «Ярцево - Лютово»), «Венера - Шестихино» («Шестихинская-1, 2»). Загрузка ВЛ   110 кВ в настоящее время не превышает допустимых значений в нормальной схеме. В ремонтных и послеаварийных режимах на данные ВЛ ложится нагрузка выше допустимых значений. Доля ВЛ 110 кВ 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, 63 процента АТ 220 кВ и 60 процентов АТ 110 кВ имеют срок эксплуатации более 25 лет.

Анализ результатов замера максимума нагрузки в декабре 2013 года показал, что отдельные ПС являются «закрытыми» для технологического присоединения или имеют ограниченную возможность технологического присоединения в связи с перегрузкой свыше 105 процентов, которая возникает у одного из АТ при отключении второго.

Перечень центров питания с ограничениями технологического присоединения дополнительной мощности приведен в таблице 14.

Таблица 14

N п/п	Напряжение, кВ	Наименование ПС	Установленная мощность трансформаторов, МВА
1	2	3	4
1.	ПС 110/35/10	«Аббакумцево»	10+10
2.	ПС 110/35/10	«Борисоглеб»	16+10
3.	ПС 110/35/10	«Глебово»	10
4.	ПС 110/10	«Депо»	16
5.	ПС 110/6	«Кинопленка»	6,3+10
6.	ПС 110/35/10	«Нила»	16+16
7.	ПС 110/10	«Перевал»	16+16
8.	ПС 110/35/6	«Переславль»	25+25
9.	ПС 110/35/10	«Ростов»	20+25
10.	ПС 110/35/10	«Техникум»	6,3+6,3
11.	ПС 110/35/10	«Углич»	25+25
12.	ПС 110/10	«Устье»	10+10
13.	ПС 35/10	«Ананьино»	2,5+2,5
14.	ПС 35/6	«Варегово»	1,6
15.	ПС 35/10	«Ватолино»	4,0+4,0
16.	ПС 35/10	«Волна»	4,0+2,5
17.	ПС 35/10	«Глебово»	2,5+2,5
18.	ПС 35/10	«Горелово»	1,6
19.	ПС 35/10	«Гузицино»	4,0+4,0
20.	ПС 35/10	«Дорожаево»	1,6+1,6
21.	ПС 35/10	«Красное»	4,0+4,0
22.	ПС 35/6	«Келноть»	4
23.	ПС 35/6	«Купань»	2,5+2,5
24.	ПС 35/10	«Курба»	2,5+2,5
25.	ПС 35/10	«Левобережная»	4
26.	ПС 35/10	«Лесные Поляны»	10+10
27.	ПС 35/6	«Макеиха»	1,6
28.	ПС 35/10	«Милюшино»	1,6
29.	ПС 35/10	«Михайловское»	6,3
30.	ПС 35/10	«Моделово-2»	6,3+6,3
31.	ПС 35/10	«Нагорье»	4,0+4,0
32.	ПС 35/10	«Николо-Корма»	4,0+4,0
33.	ПС 35/6	«Пищалкино»	1,6
34.	ПС 35/6	«Прибрежная»	10+10
35.	ПС 35/10	«Профилакторий»	2,5+2,5
36.	ПС 35/10	«Сараево»	2,5+1,6
37.	ПС 35/10	«Скоморохово»	1,6+1,6
38.	ПС 35/10	«Соломидино»	2,5
39.	ПС 35/10	«Сутка»	2,5
40.	ПС 35/10	«Филимоново»	2,5+2,5
41.	ПС 35/10	«Ширинье»	4,0

Как отмечалось в подразделе 10 раздела II Программы, регион является дефицитным как по мощности, так и по электроэнергии.

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 включенной в план строительства ПГУ мощностью 450 МВт на Тенинской водогрейной котельной ОАО «ТГК-2».

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 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 ОАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго», входят  45 территориальных сетевых организаций различной формы собственности.

Также в регионе имеется 99 транзитных ведомственных электросетевых объектов 6 - 10 кВ, через которые осуществляется транспортировка электроэнергии к социально значимым объектам и населению.

Кроме того, в регионе около 0,4 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 680 социально значимых объектов, 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 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