|
Расширенный поиск
Постановление Правительства Ярославской области от 24.01.2013 № 22-п
Документ имеет не последнюю редакцию.
При разработке баланса учитывалось снижение потребления электроэнергии в результате проведения электросетевыми организациями и потребителями мероприятий по повышению эффективного использования электроэнергии. Данный прогноз не учитывает потребность в электроэнергии и мощности потребителей, которых планируется разместить на перспективных инвестиционных площадках. 3. Детализация электропотребления по отдельным частям энергосистемы Ярославской области Прогноз потребления мощности с разбивкой по основным энергорайонам Ярославской области представлен в таблице 24. Таблица 24 --------------------------------------------------------------------------------- |Название |Единица |2011 г.|2012 г.|2013 г.|2014 г.|2015 г.|2016 г.|2017 г.| |энергорайона |измерения| | | | | | | | |-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Ярославский |МВт |873 |885 |894 |913 |922 |939 |952 | |энергорайон | | | | | | | | | |-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| | |процентов|62,5 |62,0 |62,2 |63,0 |62,7 |63,0 |63,0 | |-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Рыбинский |МВт |291 |300 |299 |290 |293 |292 |292 | |энергорайон | | | | | | | | | |-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| | |процентов|20,8 |21,0 |20,8 |20,0 |19,9 |19,6 |19,3 | |-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Ростовский |МВт |233 |242 |244 |247 |255 |259 |267 | |энергорайон | | | | | | | | | |-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| | |процентов|16,7 |17,0 |17,0 |17,0 |17,4 |17,4 |17,7 | |-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Всего по |МВт |1 397 |1 427 |1 437 |1 450 |1 470 |1 490 |1 511 | |энергосистеме| | | | | | | | | --------------------------------------------------------------------------------- 4. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период с выделением крупных потребителей В соответствии со Стратегией и Схемой территориального планирования разработан прогноз потребности в тепловых ресурсах для теплоснабжения промышленной, жилищной, социально-культурной и коммунально-бытовой инфраструктур до 2017 года. Таблица 25 --------------------------------------------------------------------------- |Сфера энергопотребления|Существующая |Дополнительная|Всего, Гкал/час| | |тепловая мощность,|потребность, | | | |Гкал/час |Гкал/час | | |-----------------------+------------------+--------------+---------------| |Всего по области |12 846,8 |483,73 |13 330,53 | |-----------------------+------------------+--------------+---------------| |в том числе: | | | | | | | | | |-----------------------+------------------+--------------+---------------| |- жилищный, социально- |11 535,02 |358,32 |11 893,34 | |культурный и | | | | |коммунально-бытовой | | | | |сектора | | | | |-----------------------+------------------+--------------+---------------| |- промышленность |1 121,03 |120,59 |1 241,62 | |-----------------------+------------------+--------------+---------------| |- прочие |190,75 |4,82 |195,57 | --------------------------------------------------------------------------- Прогноз прироста потребности в тепловой мощности к уровню 2011 года составит 483,73 Гкал/ч, то есть ожидается рост в размере 3,77 процента. При этом относительный рост теплопотребления за счет жилищного строительства (3,1 процента) ожидается значительно меньше по сравнению с промышленным сектором (10,76 процента). Прогноз дополнительной потребности в тепловых мощностях существующих и перспективных потребителей (новое строительство) Ярославской области на 2012-2017 годы по административно- территориальным образованиям приведен в таблице 26. Таблица 26 ----------------------------------------------------------------------------------- |N |Наименование |Мощность |Прогноз прироста тепловой мощности**, Гкал/ч | |п/п|муниципального |на | | | |образования |01.01.2012,| | | | |Гкал/ч* | | |---+-----------------+-----------+-----------------------------------------------| | | | |всего |2013 г.|2014 г.|2015 г.|2016 г.|2017 г. | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |1. |Большесельский МР|36,98 |0,72 |37,12 |37,27 |37,41 |37,56 |37,70 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |2. |Борисоглебский МР|5,95 |0,00 |5,95 |5,95 |5,95 |5,95 |5,95 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |3. |Брейтовский МР |14,92 |3,00 |15,52 |16,12 |16,72 |17,32 |17,92 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |4. |Гаврилов-Ямский |144,58 |10,14 |146,61 |148,64 |150,66 |152,69 |154,72 | | |МР | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |5. |Даниловский МР |123,80 |9,42 |125,68 |127,57 |129,45 |131,34 |133,22 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |6. |Любимский МР |14,71 |2,88 |15,29 |15,86 |16,44 |17,01 |17,59 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |7. |Мышкинский МР |25,12 |2,35 |25,59 |26,06 |26,53 |27,00 |27,47 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |8. |Некоузский МР |53,74 |5,02 |54,74 |55,75 |56,75 |57,76 |58,76 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |9. |Некрасовский МР |108,38 |0,00 |108,38 |108,38 |108,38 |108,38 |108,38 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |10.|Первомайский МР |38,90 |2,57 |39,41 |39,93 |40,44 |40,96 |41,47 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |11.|Переславский МР |67,91 |1,50 |68,21 |68,51 |68,81 |69,11 |69,41 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |12.|Пошехонский МР |15,11 |0,40 |15,19 |15,27 |15,35 |15,43 |15,51 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |13.|Ростовский МР |513,60 |11,85 |515,97 |518,34 |520,71 |523,08 |525,45 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |14.|Рыбинский МР |1017,97 |15,83 |1021,14|1024,30|1027,47|1030,63|1033,80 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |15.|Тутаевский МР |292,06 |56,50 |303,36 |314,66 |325,96 |337,26 |348,56 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |16.|Угличский МР |281,20 |0,00 |281,20 |281,20 |281,20 |281,20 |281,20 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |17.|Ярославский МР |398,20 |4,51 |399,10 |400,00 |400,90 |401,80 |402,71 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |18.|ГО г. Ярославль |6022,00 |452,00|6112,40|6202,80|6293,20|6383,60|6474,00 | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| |19.|ГО г. Переславль-|310,77 |2,76 |311,32 |311,87 |312,43 |312,98 |313,53 | | |Залесский | | | | | | | | |---+-----------------+-----------+------+-------+-------+-------+-------+--------| | |Всего |9485,89 |581,45|9602,18|9718,47|9834,76|9951,05|10067,34| ----------------------------------------------------------------------------------- Примечания: * Приведена мощность источников, оказывающих услуги централизованного теплоснабжения. ** Информация представлена на основе данных администраций муниципальных районов области. Список сокращений, использованных в таблице МР - муниципальный район ГО - городской округ. В соответствии со Стратегией и Схемой территориального планирования разработан баланс потребления тепловой энергии на перспективу до 2017 года. При разработке баланса учитывалось снижение энергопотребления от проведения теплоснабжающими организациями и потребителями мероприятий по повышению эффективного использования тепловой энергии. Данный прогноз не учитывает потребность в тепловой энергии потребителей, которых планируется разместить на перспективных инвестиционных площадках. Таблица 27 Баланс производства тепловой энергии в Ярославской области на перспективу до 2017 года ------------------------------------------------------------------------------------ |Наименование |Единица |Факт |2012 г.|2013 г.|2014 г.|2015 г.|2016 г.|2017 г.| |показателя |измерения|2011 г.| | | | | | | | | | | | | | | | | |----------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Производство |тыс. Гкал|15 668 |15 746 |15 825 |15 904 |15 984 |16 064 |16 144 | |тепловой энергии| | | | | | | | | |в том числе: | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |----------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |электростанции |тыс. Гкал|5 516 |5 544 |5 751 |6 230 |6 261 |6 293 |6 324 | |----------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |котельные |тыс. Гкал|9 818 |9 867 |9 736 |9 335 |9 382 |9 429 |9 476 | |----------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |прочие |тыс. Гкал|334 |336 |337 |339 |341 |342 |344 | ------------------------------------------------------------------------------------ Рост теплопотребления за пятилетний период предусмотрен на 3,04 процента, при этом покрытие потребности в тепловой энергии за счет электростанций вырастет до 48 процентов (по сравнению с 35,7 процента, ожидаемыми в 2012 году). Рост доли покрытия потребности в тепловой энергии за счет электростанций произойдет за счет реализации мероприятий Подпрограммы развития когенерационной энергетики, реализации инвестиционных проектов ОАО "ТГК-2" по строительству ПГУ мощностью 450 МВт на базе Тенинской водогрейной котельной, строительству в Заволжском районе нового теплоисточника взамен физически и морально устаревшей Ляпинской паровой котельной, а также за счет перевода нагрузок с экономически неэффективных районных котельных на централизованное теплоснабжение от ТЭЦ. Увеличение производства тепловой энергии котельными планируется осуществлять за счет реконструкции котельных с увеличением установленной мощности, внедрения более эффективного оборудования, снижения собственных нужд котельных. 5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Ярославской области Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на действующих электростанциях Ярославской области мощностью не менее 5 МВт приведен в таблице 28. Таблица 28 ----------------------------------------------------------------------------- |Генерирующие |2012 г.|2013 г.|2014 г.|2015 г.|2016 г.|2017 г.|Всего,| |источники | | | | | | |МВт | |--------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |Всего МВт, |ввод | | | | | | |30 | |в том числе| | | | | | | | | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| | |демонтаж| | | | | | |50 | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| | |прирост | | | | | | |-20 | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |Угличская |ввод | | | | | |10 |10 | |ГЭС | | | | | | | | | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| | |демонтаж| | | | | | | | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| | |прирост | | | | | |10 |10 | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |Рыбинская |ввод | | |10 | |10 | |20 | |ГЭС | | | | | | | | | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| | |демонтаж| | | | | | | | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| | |прирост | | |10 | |10 | |20 | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |ТЭЦ-2 |ввод | | | | | | | | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| | |демонтаж| | | |50 | | |50 | |-----------+--------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| | |прирост | | | | | | | | ----------------------------------------------------------------------------- Угличская ГЭС. В 2011 году на Угличской ГЭС выполнена реконструкция Г2Г с увеличением мощности на 10 МВт (до 65 МВт). В 2017 году планируется завершение реконструкции Г1Г с увеличением установленной мощности на 10 МВт до 65 МВт. Рыбинская ГЭС. Согласно проекту реконструкция Рыбинской ГЭС будет выполняться в 8 этапов и предусматривает: - установку двух АТ 220/110 кВ мощностью 2х63 МВА (окончание работ запланировано в 2012 году); - установку двух трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью по 80 МВА с подключением их под один выключатель к ОРУ 220 кВ с присоединением к ним блоков Г-5, Г-6; - замену существующих трансформаторов 220/13,8 кВ мощностью (3х46) МВА трансформаторами мощностью 80 МВА с установкой вторых трансформаторов той же мощности с подключением их под один выключатель к шинам 220 кВ ОРУ Рыбинской ГЭС; - реконструкцию гидроагрегатов мощностью 55 МВт с увеличением мощности до 65 МВт, в том числе: 2Г - окончание реконструкции в 2014 году; 3Г - окончание реконструкции в 2016 году; 1Г - окончание реконструкции в 2018 году; 5Г - окончание реконструкции в 2020 году. Увеличение генерирующей мощности на ГЭС к 2017 году по отношению к 2011 году составит 30 МВт. ТЭЦ-2. В 2015 году планируется демонтаж турбоагрегата (ст. N 3 Р- 50-130/13). В таблице 29 приведены данные по намечаемому вводу генерирующих мощностей (в том числе объектов средней и малой когенерации) по Ярославской области на период до 2017 года. Таблица 29 Перечень мероприятий Программы по вводу новых объектов генерации в Ярославской области в 2012-2017 годах ------------------------------------------------------------------------------------------ |N п/|Генерирующий |Тип |2012 г.|2013 г.|2014 г.|2015 г.|2016 г.|2017 г.|Всего| |п |источник |установки| | | | | | |МВт | |----+-------------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-----| | |ПГУ 450 МВт на базе|ПГУ-450 | |450,0 | | | | |450,0| | |Тенинской котельной| | | | | | | | | ------------------------------------------------------------------------------------------ В таблице 30 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования. Таблица 30 ---------------------------------------------------------------------------------- |Наименование мероприятия|2012 г.|2013 г.|2014 г.|2015 г.|2016 г.|2017 г.|Всего | | | | | | | | |по | | | | | | | | |области| | | | | | | | |МВт | |------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Ввод генерирующего | |450,0 |10,0 | |10,0 |10,0 |480,0 | |оборудования | | | | | | | | |------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Демонтаж генерирующего | | | |50,0 | | |50,0 | |оборудования | | | | | | | | |------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Прирост генерирующего | |450,0 |10,0 | |10,0 |10,0 |430,0 | |оборудования | | | | | | | | ---------------------------------------------------------------------------------- Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период 2012-2017 годов составит 480 МВт, в том числе на Тенинской котельной - 450 МВт, ГЭС - 30 МВт (прирост). Ввод в работу ПГУ-450 МВт согласно ДПМ запланирован на 2013 год. Однако велика вероятность переноса срока на конец 2014 года. Абсолютный прирост генерирующей мощности с учетом демонтажа физически и морально устаревшего оборудования электростанций в период 2012-2017 годов составит 430 МВт. В случае успешной реализации Подпрограммы развития когенерационной энергетики (средней и малой когенерации) ввод новых объектов генерации будет выглядеть следующим образом. Таблица 31 Перечень мероприятий Программы по вводу новых объектов генерации в Ярославской области в 2012-2017 годов с учетом объектов средней и малой когенерации ------------------------------------------------------------------------------------------ |N п/|Генерирующие |Тип |2012 г.|2013 г.|2014 г.|2015 г.|2016 г.|2017 г.|Всего,| |п |источники |установки| | | | | | |МВт | |----+------------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |1. |ПГУ 450 МВт на |ПГУ-450 | |450,00 | | | | |450,00| | |базе Тенинской | | | | | | | | | | |котельной | | | | | | | | | |----------------------------------------------------------------------------------------| |Объекты Подпрограммы развития когенерационной энергетики (средняя когенерация) | |----------------------------------------------------------------------------------------| |1. |г. Тутаев (МУП |ПГУ-ТЭС |52,00 | | | | | |52,00 | | |"Теплоэнергосеть")|52* | | | | | | | | |----+------------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |2. |г. Ростов |ПГУ-ТЭС | |26,00 | | | | |26,00 | | | |26** | | | | | | | | |----+------------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |3. |г. Гаврилов-Ям |ПТ-12 | | | |12,00 | | |12,00 | | |(котельная | | | | | | | | | | |льнокомбината) | | | | | | | | | |----+------------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |4. |г. Рыбинск |ПГУ-ТЭС | | | | |26,00 | |26,00 | | |(микрорайон |26*** | | | | | | | | | |Веретье) | | | | | | | | | |----+------------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |5. |г. Переславль- |ПГУ-ТЭС | | |26,00 | | | |26,00 | | |Залесский |26 | | | | | | | | |----+------------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |6. |г. Рыбинск (пос. |ПГУ-26 | | | |26,00 | | |26,00 | | |Волжский) | | | | | | | | | |----+------------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| |7. |г. Ярославль (ОАО |ПГУ-ТЭС | | | | | |26,00 |26,00 | | |"ЯШЗ") |26 МВт | | | | | | | | |----+------------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| | |Всего | |52,00 |26,00 |26,00 |38,00 |26,00 |26,00 |194,00| |----------------------------------------------------------------------------------------| |Объекты Подпрограммы развития когенерационной энергетики (малая когенерация) | |----------------------------------------------------------------------------------------| |8. |Муниципальные |ГПУ |0,0 |3,33 |3,38 |0,39 |1,17 |0,0 |8,27 | | |котельные | | | | | | | | | |----+------------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+------| | |Всего | |52,00 |479,33 |29,39 |38,40 |27,18 |26,00 |652,30| ------------------------------------------------------------------------------------------ Примечания: * Для выдачи мощности ведется строительство ПС 110/10 кВ "Тутаевская ПГУ" с трансформаторами 2х40 МВА и с заходами КЛ 110 кВ с завершением в I квартале 2013 года. Выдача мощности будет осуществляться на СШ 110 кВ ПС 220 кВ "Тутаев". ** Предварительно для выдачи мощности потребуется сооружение ПС 110/10 кВ с трансформаторами 2х25 МВА и 2 ВЛ 110 кВ. Выдача мощности будет осуществляться на СШ 110 кВ ПС 220 кВ "Неро". *** В рамках заключенного Соглашения о сотрудничестве между ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС" и Правительством Ярославской области планируется строительство ПГУ-230 МВт в г. Рыбинске (микрорайон Веретье) взамен указанных мощностей в г. Рыбинске (микрорайон Веретье и пос. Волжский). После определения источников финансирования и включения проекта строительства ПГУ-230 МВт в схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2011-2017 годы, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 августа 2011 г. N 380 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2011-2017 годы", данный объект будет учтен при внесении изменений в Программу с учетом необходимости реконструкции сети 110-220 кВ. В таблице 32 приведены сводные данные по вводу и демонтажу генерирующего оборудования с учетом объектов средней и малой когенерации. Таблица 32 ----------------------------------------------------------------------------- |Наименование мероприятия|2012 г|2013 г|2014 г|2015 г|2016 г|2017 г|Всего по| | |. |. |. |. |. |. |области,| | | | | | | | |МВт | |------------------------+------+------+------+------+------+------+--------| |Ввод генерирующего |52,00 |479,33|39,38 |38,39 |37,17 |36,00 |682,27 | |оборудования | | | | | | | | |------------------------+------+------+------+------+------+------+--------| |Демонтаж генерирующего | | | |50,00 | | |50,00 | |оборудования | | | | | | | | |------------------------+------+------+------+------+------+------+--------| |Прирост генерирующего |52,00 |479,33|39,38 |-11,61|37,17 |36,00 |632,27 | |оборудования | | | | | | | | ----------------------------------------------------------------------------- Всего ввод новых мощностей энергосистемы в период 2012-2017 годов составит 683,2 МВт, в том числе на Тенинской котельной - 450 МВт, ГЭС - 30 МВт (прирост), на существующих котельных путем ввода объектов генерации на суммарную установленную электрическую мощность 202,3 МВт. Абсолютный прирост генерирующей мощности с учетом демонтажа физически и морально устаревшего оборудования электростанций в период 2012-2017 годов составит 632,3 МВт. 6. Перспективный баланс производства и потребления электрической энергии и мощности энергосистемы Ярославской области В таблице 33 приведен прогнозный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Ярославской области на период 2012-2017 годов, разработанный по прогнозным данным системного оператора (без учета электропотребления потенциальных потребителей, которых планируется разместить на перспективных инвестиционных площадках). Таблица 33 --------------------------------------------------------------------------------- |Ярославская энергосистема|2012 г. |2013 г. |2014 г. |2015 г. |2016 г. |2017 г. | | | | | | | | | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |Потребность (электро- |8 285,00|8 364,00|8 435,00|8 553,00|8 673,00|8 795,00| |потребление), млн. кВт. ч| | | | | | | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |Покрытие (производство |4 108,00|4 033,00|7 037,00|7 037,00|7037,00 |7037,00 | |электроэнергии) | | | | | | | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |в том числе: | | | | | | | | | | | | | | | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |АЭС |- |- |- |- |- |- | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |ГЭС |1 305,00|1 185,00|1 185,00|1 185,00|1 185,00|1 185,00| |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |ТЭС |2 803,00|2 848,00|5 852,00|5 852,00|5 852,00|5 852,00| |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |Потребность (собственный |1 397,00|1 427,00|1 437,00|1 450,00|1 470,00|1 490,00| |максимум), МВт | | | | | | | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |Покрытие (установленная |1287,06 |1737,06 |1747,06 |1697,06 |1707,06 |1717,06 | |мощность) | | | | | | | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |в том числе: | | | | | | | | | | | | | | | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |АЭС |- |- |- |- |- |- | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |ГЭС |466,56 |466,56 |476,56 |476,56 |486,56 |496,56 | |-------------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------| |ТЭС |820,50 |1270,50 |1270,50 |1220,50 |1220,50 |1220,50 | --------------------------------------------------------------------------------- С учетом прироста электрической мощности за счет ввода новых объектов средней и малой когенерации прогнозный баланс электроэнергии и мощности будет выглядеть следующим образом. Таблица 34 ----------------------------------------------------------------------------- |Ярославская энергосистема|2012 г.|2013 г.|2014 г.|2015 г. |2016 г. |2017 г.| | | | | | | | | |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |Потребность (электро- |8 285,0|8 364,0|8 435,0|8 553,0 |8 673,0 |8 795,0| |потребление), млн. кВт. ч| | | | | | | |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |Покрытие (производство |4 108,0|4 365,0|7 478,0|7 707,0 |7 941,0 |8 097,0| |электроэнергии) | | | | | | | |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |в том числе: | | | | | | | | | | | | | | | |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |АЭС |- |- |- |- |- |- | |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |ГЭС |1 305,0|1 185,0|1 185,0|1 185,0 |1 185,0 |1 185,0| |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |ТЭС |2 803,0|3 180,0|6 293,0|6 522,0 |6 756,0 |6 912,0| |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |Потребность (собственный |1 397,0|1 427,0|1 437,0|1 450,0 |1 470,0 |1 490,0| |максимум), МВт | | | | | | | |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |Покрытие (установленная |1 342,2|1 821,6|1 858,0|1 847,20|1 883,20|1 919,2| |мощность) | | | | | | | |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |в том числе: | | | | | | | | | | | | | | | |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |АЭС |- |- |- |- |- |- | |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |ГЭС |466,4 |466,4 |476,4 |476,4 |486,4 |496,4 | |-------------------------+-------+-------+-------+--------+--------+-------| |ТЭС |875,8 |1 355,2|1 381,6|1 370,8 |1 396,8 |1 422,8| ----------------------------------------------------------------------------- 7. Развитие электросетевого комплекса Ярославской области Необходимость строительства новых электросетевых объектов, а также объемы реконструкции и технического перевооружения действующих электрических сетей определены исходя из уровней потребления электроэнергии и мощности, принятых в Схеме развития электрических сетей, с учетом строительства новых генерирующих мощностей, в том числе объектов когенерации. Формирование перспективной схемы электрических сетей энергосистемы Ярославской области и выбор основных параметров ее элементов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей нацелено на: - повышение пропускной способности сетей; - повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей; - обеспечение выдачи электроэнергии и мощности новых объектов генерации в Ярославскую энергосистему, в том числе объектов когенерации; - создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы; - проработку схемы обеспечения перспективных инвестиционных площадок Ярославской области электрической и тепловой энергией; - ликвидацию "узких" мест электрических сетей. Перечень "узких" мест в сетях 110 кВ и мероприятия по их устранению Таблица 35 -------------------------------------------------------------------------------------- |N п/|Ограничивающий |Режимная ситуация, при которой |Наименование | |п |элемент |наблюдается перегрузка оборудования |мероприятия | |----+-----------------+------------------------------------------+------------------| |1. |ВЛ 110 кВ, ВЛ 110|- аварийное отключение ВЛ 220 кВ |замена провода ВЛ | | |кВ Нерехта-1, 2, |Костромская ГРЭС - Ярославская (ВЛ 220 |110 кВ Нерехта-1, | | |Ярцево - Лютово |кВ Мотордеталь - Тверицкая) при |ВЛ 110 кВ Нерехта-| | | |выведенной в ремонт одной из ВЛ 110 кВ |2, ВЛ 110 кВ | | | |(летний максимум); - погашение I, II СШ |Ярцево - Лютово | | | |220 кВ ПС 220 кВ "Ярославская" (летний | | | | |максимум) | | |----+-----------------+------------------------------------------+------------------| |2. |Ошиновка ЗРУ |- аварийное отключение ВЛ 220 кВ ПГУ- |замена ошиновки | | |110 кВ ТЭЦ-3 |450-Тутаев (ВЛ 110 кВ Тверицкая-1 (2)) при|ЗРУ 110 кВ ТЭЦ-3 | | | |выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ | | | | |Ярославская-2 (ВЛ 110 кВ Ярославская-3) | | | | |(летний максимум); - аварийное отключение | | | | |ВЛ 110 кВ Нерехта-1 (ВЛ 110 кВ Нерехта-2, | | | | |Ярцево - Лютово) при выведенной в ремонт | | | | |ВЛ 110 кВ Комсомольская (зимний | | | | |максимум) | | |----+-----------------+------------------------------------------+------------------| |3. |АТ-1, АТ-2 ПС |- аварийное отключение ВЛ 110 кВ |установка АТ с | | |220 кВ "Вега" |Шестихинская-1 (2) при выведенном в |большей | | | |ремонт АТ-1 (2) ПС 220 кВ "Вега"; - |мощностью на ПС | | | |аварийное отключение ВЛ 110 кВ |220 кВ "Вега" | | | |Шестихинская-1, 2 | | -------------------------------------------------------------------------------------- Расчеты режимов к таблице 35 приведены на рисунках 1-6. Рисунок 1. Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Костромская ГРЭС - Ярославская (ВЛ 220 кВ Мотордеталь - Тверицкая) при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Нерехта-1 (летний максимум 2013 г.). Загрузка ВЛ 110 кВ Нерехта-2 на 108 процентов (422 А при допустимых 390 А). (рисунок не приводится) Рисунок 2. Погашение I, II СШ 220 кВ ПС 220 кВ "Ярославская" (летний максимум 2013 г.). Загрузка ВЛ 110 кВ Нерехта-2 на 108 процентов (420 А при допустимых 390 А). (рисунок не приводится) Рисунок 3. Аварийное отключение ВЛ 220 кВ ПГУ-450-Тутаев при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Ярославская-3 (летний максимум 2014 г.). Загрузка ВЛ 110 кВ Ярославская-1 на 117 процентов (495 А при допустимых 425 А по ошиновке ЗРУ 110 кВ ТЭЦ-3). (рисунок не приводится) Рисунок 4. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Нерехта-2 при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Комсомольская (зимний максимум 2014 г.). Загрузка ВЛ 110 кВ Пионерская на 105 процентов (445 А при допустимых 425 А по ошиновке ЗРУ 110 кВ ТЭЦ-3). (рисунок не приводится) Рисунок 5. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Шестихинская-1,2 (зимний максимум 2014 г.). Загрузка АТ-1,2 ПС 220 кВ "Вега" на 118 процентов (185 А при допустимых 157 А). (рисунок не приводится) Рисунок 6. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Шестихинская-2 при выведенном в ремонт АТ-1 ПС 220 кВ "Вега" (зимний максимум 2014 г.). Загрузка АТ-2 ПС 220 кВ "Вега" на 111 процентов (175 А при допустимых 157 А). (рисунок не приводится) Перечень основных мероприятий по строительству новых, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов в 2013-2017 годах, в том числе для устранения "узких" мест в электрической сети Таблица 36 ------------------------------------------------------------------------------------------ |N п|Наименование мероприятия |Проектная |Сроки |Сметная |Обоснование | |/п | |мощность |строительства |стоимость| | | | | | |, млн. | | | | | | |руб. | | | | | | | | | |---+----------------------------+-----------+--------------+---------+------------------| | | |МВА |км |год |год | | | | | | | |начала|оконча-| | | | | | | | |ния | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 | |---+------------------------------------------------------------------------------------| | |I. Новое строительство | |---+------------------------------------------------------------------------------------| | |Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС | |---+------------------------------------------------------------------------------------| |1. |Двухцепные заходы ВЛ 220 | |2х12 |2013 |2013 |187,00 |выдача мощности | | |кВ Ярославская - Тутаев в | | | | | |ПГУ-ТЭС - 450 | | |РУ 220 кВ Тенинской | | | | | |МВт | | |котельной | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |2. |Заходы ВЛ 220 кВ Тверицкая | |2х23 |2013 |2013 |340,00 |выдача мощности | | |- Ярославская в РУ 220 кВ | | | | | |ПГУ-ТЭС - 450 | | |Тенинской котельной | | | | | |МВт | |----------------------------------------------------------------------------------------| |Ярэнерго | |----------------------------------------------------------------------------------------| |1. |Строительство ПС-110 кВ |2х40 | |2012 |2013 |320,17 |развитие | | |"Новоселки" | | | | | |Фрунзенского | | | | | | | | |района г. | | | | | | | | |Ярославля, | | | | | | | | |обеспечение | | | | | | | | |электроэнергией | | | | | | | | |индустриального | | | | | | | | |парка "Новоселки" | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |2. |Строительство ПС-110/35/10 |2х40 | |2017 |2018 |359,21 |развитие | | |кВ "Академическая" с | | | | | |Заволжского района| | |трансформаторами 2х40 | | | | | |г. Ярославля | | |МВА | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |3. |Строительство ПС 110/10 кВ |2х40 | |2012 |2013 |198,74 |выдача мощности | | |ПГУ-ТЭС со строительством | | | | | |ПГУ-52 МВт г. | | |ответвлений 110 кВ от РУ- | | | | | |Тутаева | | |110 кВ ПС 220/110/10 кВ | | | | | | | | |"Тутаев" | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |4. |Расширение ПС-35/10 кВ |2х25 | |2014 |2015 |124,79 |ликвидация | | |"Некрасово" с переводом на | | | | | |ограничения по | | |110 кВ и установкой | | | | | |развитию | | |трансформаторов 2х25 МВА | | | | | |Некрасовского | | |вместо 2х16 МВА | | | | | |муниципального | | | | | | | | |района | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |5. |Строительство ПС-35/10 кВ |2х6,3| |2015 |2017 |178,80 |развитие | | |"Фабричная" с установкой | | | | | |Ярославского | | |трансформаторов 2х6,3 МВА | | | | | |муниципального | | |и строительством 4 КЛ-10 кВ | | | | | |района | | |(1км) | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |6. |Строительство ВЛ 110 кВ от | |18,0 |2014 |2015 |153,46 |ликвидация | | |ПС 110 кВ "Аббакумцево" до | | | | | |ограничения по | | |ПС-35/10 кВ "Некрасово" с | | | | | |развитию | | |переходом через р. Волгу | | | | | |Некрасовского | | | | | | | | |муниципального | | | | | | | | |района | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |7. |Строительство ВЛ 110 кВ на | |6,0 |2017 |2018 |41,40 |развитие | | |ПС 110/35/10 кВ | | | | | |Заволжского района| | |"Академическая" | | | | | |г. Ярославля | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |8. |Строительство ВЛ 35 кВ | |2,5 |2014 |2015 |21,40 |ликвидация | | |Михайловское - Лесные | | | | | |ограничения ПС по | | |Поляны | | | | | |мощности | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |9. |Строительство ВЛ-6-10 кВ | |112,6|2012 |2017 |152,86 |подключение новых | | |по Ярославской области | | | | | |потребителей, | | | | | | | | |развитие | | | | | | | | |электросетевого | | | | | | | | |комплекса | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |10.|Строительство ВЛ-6-10 кВ по | |135,5|2012 |2017 |214,92 |мероприятия по | | |Ярославской области | | | | | |повышению | | | | | | | | |надежности | | | | | | | | |социально | | | | | | | | |значимых объектов | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |11.|Обеспечение выдачи | | |2014 |2017 |510,46 |развитие | | |мощности по объектам | | | | | |когенерационной | | |когенерации | | | | | |энергетики | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |12.|Строительство ВЛ-0,4 кВ по | |131,6|2012 |2017 |175,52 |подключение новых | | |Ярославской области | | | | | |потребителей, | | | | | | | | |развитие | | | | | | | | |электросетевого | | | | | | | | |комплекса | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| | |Итого по новому | | | | |2978,73 | | | |строительству | | | | | | | |----------------------------------------------------------------------------------------| |II. Техническое перевооружение и реконструкция | |----------------------------------------------------------------------------------------| |Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС | |----------------------------------------------------------------------------------------| |1. |Реконструкция ВЛ 220 кВ | |130,7|2012 |2017 |1748,50 |повышение | | |Углич - Заря западной и | | | | | |надежности | | |восточной | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |2. |ПС 220 кВ "Сатурн" (замена | | |2015 |2017 |135,20 |повышение | | |выключателей 10, 35, 220 кВ,| | | | | |надежности | | |ОПН 6-220 кВ) | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |3. |ПС 220 "Вега" | | |2014 |2015 |12,85 |повышение | | |(реконструкция с заменой | | | | | |надежности | | |оборудования, в том числе | | | | | | | | |ОД и КЗ) | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |4. |ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС- | | |2015 |2017 | |повышение | | |Сатурн, Сатурн-Венера, | | | | | |надежности | | |Рыбинская ГЭС-Венера, | | | | | | | | |Венера-Вега, Вега-Угличская | | | | | | | | |ГЭС, Венера-Угличская ГЭС | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |5. |Реконструкция ПА | | |2013 |2015 | |повышение | | |Ярославского энергоузла по | | | | | |надежности | | |результатам выполненного | | | | | | | | |проекта техперевооружения, | | | | | | | | |реконструкции комплексной | | | | | | | | |системы противоаварийной | | | | | | | | |автоматики в операционной | | | | | | | | |зоне Ярославского РДУ | | | | | | | |----------------------------------------------------------------------------------------| |Ярэнерго | |----------------------------------------------------------------------------------------| |1. |Реконструкция ВЛ-110 кВ | |3,4 |2012 |2013 |46,85 |повышение | | |Моторная-Инженерная | | | | | |надежности | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |2. |Реконструкция ВЛ-110 кВ | |12,0 |2013 |2014 |26,98 |повышение | | |Восточная (замена опор | | | | | |надежности | | |N 43, N 44, N 53 и замена | | | | | | | | |провода) | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |3. |Реконструкция ВЛ-110 кВ | |52,0 |2013 |2015 |229,75 |повышение | | |Ярцево-Лютово, Нерехта 1, 2 | | | | | |надежности | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |4. |Реконструкция ВЛ-110кВ | |14,0 |2014 |2015 |83,89 |повышение | | |Фрунзенская-2, Тяговая, | | | | | |надежности | | |Перекопская | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |5. |Реконструкция ВЛ-35 кВ | | |2012 |2012 |63,06 |повышение | | |Шашково-Левобережная с | | | | | |надежности | | |заходами на ПС "Демино" | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |6. |Техперевооружение ВЛ 35 кВ | |15,0 |2013 |2013 |10,88 |повышение | | |Заполье - Николо-Корма с | | | | | |надежности | | |заменой провода | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |7. |Техперевооружение ВЛ 35 кВ | | |2017 |2017 |43,27 |повышение | | |Урусово-Семибратово | | | | | |надежности | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |8. |Техперевооружение ВЛ 35 кВ | |6,4 |2013 |2013 |7,15 |повышение | | |Тихменево - Николо-Корма с | | | | | |надежности | | |заменой провода | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |9. |Реконструкция ВЛ 35 кВ | |10,7 |2015 |2016 |32,31 |повышение | | |Тихменево-Глебово | | | | | |надежности | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |10.|Реконструкция ВЛЭП 6-10 | |153,9|2012 |2017 |277,10 |внедрение | | |кВ | | | | | |мероприятий по | | | | | | | | |качеству | | | | | | | | |электроэнергии | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |11.|Реконструкция ВЛЭП |0,25 |20,0 |2012 |2012 |37,06 |повышение | | |(мероприятия по | | | | | |надежности | | |восстановлению принятых на | | | | | | | | |баланс бесхозных | | | | | | | | |электрических сетей) | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |12.|Расширение ВЛЭП 6-10 кВ | | |2012 |2017 |1020,90 |повышение | | | | | | | | |надежности, | | | | | | | | |подключение новых | | | | | | | | |потребителей, | | | | | | | | |развитие | | | | | | | | |электросетевого | | | | | | | | |комплекса | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |13.|Реконструкция ВЛЭП 0,4 кВ | |124,4|2012 |2017 |110,79 |система освещения | | |N 26 | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |14.|Реконструкция ВЛЭП 0,4 кВ | |121,5|2012 |2017 |860,33 |повышение | | | | | | | | |надежности, | | | | | | | | |подключение новых | | | | | | | | |потребителей, | | | | | | | | |развитие | | | | | | | | |электросетевого | | | | | | | | |комплекса | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |15.|Реконструкция ПС 110 кВ | | |2010 |2012 |137,09 |повышение | | |"Брагино": реконструкция | | | | | |надежности | | |ЗРУ-10 кВ с заменой ОД, КЗ, | | | | | | | | |РЗА, трансформаторов, | | | | | | | | |расширение ОРУ-110 кВ | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |16.|Реконструкция ОРУ 110кВ | | |2016 |2016 |88,44 |повышение | | |ПС 110 кВ "Северная" с | | | | | |надежности | | |установкой | | | | | | | | |токоограничительных | | | | | | | | |реакторов и реконструкцией | | | | | | | | |трансформатора | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |17.|Реконструкция ПС 110кВ | | |2012 |2013 |70,73 |повышение | | |"Институтская", "Южная" с | | | | | |надежности | | |заменой ОД и КЗ; масляных | | | | | | | | |выключателей | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |18.|Реконструкция ПС 110 кВ |126,0| |2014 |2015 |115,80 |ликвидация | | |"Институтская" с заменой | | | | | |ограничения ПС по | | |трансформаторов 2х40 на | | | | | |мощности | | |2х63 МВА | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |19.|Реконструкция ПС 110 кВ |25,0 | |2014 |2016 |202,02 |повышение | | |"Павловская" с заменой | | | | | |надежности | | |трансформатора Т1 20 МВА | | | | | | | | |на 25 МВА | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |20.|Реконструкция ПС 110 кВ | | |2012 |2012 |25,17 |повышение | | |"Павловская" с заменой | | | | | |надежности | | |выключателей 110кВ, 35 кВ | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |21.|Техперевооружение ПС 110 | | |2015 |2016 |63,27 |подключение | | |кВ "Переславль" КРУН 6кВ | | | | | |нового потребителя| |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |22.|Реконструкция ПС-110 кВ |32,0 | |2012 |2013 |68,04 |повышение | | |"Нила" с заменой | | | | | |надежности | | |трансформаторов 2х6,3 на | | | | | | | | |2х16 МВА | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |23.|Расширение ПС 110 кВ |25,0 | |2013 |2014 |25,00 |ликвидация | | |"Ростов" с заменой | | | | | |ограничения на | | |трансформатора Т-1 20 МВА | | | | | |присоединяемую | | |на 25 МВА | | | | | |мощность, | | | | | | | | |подключение | | | | | | | | |нового потребителя| |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |24.|Реконструкция ПС 110 кВ | | |2011 |2012 |9,04 |повышение | | |"Ростов" с установкой | | | | | |надежности | | |вакуумных выключателей 10 | | | | | | | | |кВ и реконструкцией | | | | | | | | |устройств РЗА (ЦП | | | | | | | | |надежности) | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |25.|Реконструкция ПС 110 кВ |10,0 | |2013 |2014 |25,00 |повышение | | |"Глебово" с установкой | | | | | |надежности | | |второго трансформатора 10 | | | | | | | | |МВА | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |26.|Реконструкция ПС 110 кВ | | |2012 |2015 | |повышение | | |"Халдеево", "Борисоглеб", | | | | | |надежности | | |"Юрьевская Слобода", | | | | | | | | |"Тишино", "Дружба" с | | | | | | | | |заменой ОД, КЗ на | | | | | | | | |элегазовые выключатели | | | | | | | | |110кВ | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |27.|ПС 110 кВ "Кинопленка" - |16,0 | |2016 |2017 |21,06 |ликвидация | | |замена трансформатора Т-2 с | | | | | |ограничения на | | |10 МВА на 16 МВА | | | | | |присоединяемую | | | | | | | | |мощность | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |28.|ПС 110 кВ "Техникум" - |20,0 | |2014 |2015 |7,36 |ликвидация | | |перемещение существующих | | | | | |ограничения на | | |трансформаторов 2х6,3 на | | | | | |присоединяемую | | |2х10 МВА | | | | | |мощность | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |29.|ПС 110 кВ "Пищалкино" - | | |2014 |2015 |5,00 |ликвидация | | |перевод нагрузки с Т-3 на Т-| | | | | |ограничения на | | |1 и Т-2 110/35/10кВ | | | | | |присоединяемую | | | | | | | | |мощность | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |30.|ПС 110 кВ "Аббакумцево" - |32,0 | |2014 |2015 |33,50 |ликвидация | | |замена трансформаторов | | | | | |ограничения на | | |2х10 на 2х16 МВА | | | | | |присоединяемую | | | | | | | | |мощность | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |31.|Реконструкция ПС 35 кВ | | |2010 |2012 |42,60 |повышение | | |"Прибрежная" с установкой | | | | | |надежности | | |КРУ 6 кВ | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |32.|Расширение ПС 35 кВ |32,0 | |2012 |2013 |33,16 |ликвидация | | |"Заволжская" с заменой | | | | | |ограничения на | | |трансформаторов 2х10 МВА | | | | | |присоединяемую | | |на 2х16 МВА | | | | | |мощность | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |33.|ПС 35 кВ "Сараево" - замена |2,5 | |2014 |2015 |3,56 |ликвидация | | |трансформатора Т-1 1МВА | | | | | |ограничения на | | |на 2,5МВА | | | | | |присоединяемую | | | | | | | | |мощность | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |34.|ПС 35 кВ "Соломидино" - |2,5 | |2014 |2015 |72,40 |ликвидация | | |замена существующего | | | | | |ограничения на | | |трансформатора на 2,5 МВА, | | | | | |присоединяемую | | |установка второго | | | | | |мощность | | |трансформатора Т-2 2,5 МВА | | | | | | | | |с установкой | | | | | | | | |трансформаторного | | | | | | | | |выключателя 35кВ и заменой | | | | | | | | |предохранителя на | | | | | | | | |трансформаторный | | | | | | | | |выключатель Т-1 (при | | | | | | | | |установке второго | | | | | | | | |трансформатора замена | | | | | | | | |провода на ВЛ "Соломидино | | | | | | | | |Купань", "Кибернетик- | | | | | | | | |Соломидино") | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |35.|Реконструкция ПС 35 кВ | | |2013 |2014 |50,0 | | | |"Песочное" с заменой КРУН- | | | | | | | | |10кВ | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |36.|ПС 35 кВ "Варегово" - | | |2016 |2016 |5,00 |ликвидация | | |перевод нагрузки с Т-1 | | | | | |ограничения на | | |35/6кВ на Т-2 и Т-3 35/10кВ | | | | | |присоединяемую | | | | | | | | |мощность | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |37.|ПС 35 кВ "Ватолино" - |12,6 | |2014 |2015 |3,00 |ликвидация | | |замена трансформаторов 2х4 | | | | | |ограничения на | | |на 2х6,3 | | | | | |присоединяемую | | | | | | | | |мощность | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |38.|ПС 35 кВ "Дорожаево" - |5,0 | |2014 |2015 |85,29 |ликвидация | | |замена трансформаторов | | | | | |ограничения на | | |2х1,6 на 2х2,5 | | | | | |присоединяемую | | |(трансформаторы | | | | | |мощность | | |существующие) и | | | | | | | | |строительство | | | | | | | | |(реконструкция) ВЛ 35кВ до | | | | | | | | |ПС 110 кВ Тенино, 35 кВ | | | | | | | | |Чебаково, 110 кВ | | | | | | | | |Константиново | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |39.|ПС 35 кВ "Моделово" - |20,0 | |2014 |2015 |3,00 |ликвидация | | |замена трансформаторов | | | | | |ограничения на | | |2х6,3 на 2х10 МВА | | | | | |присоединяемую | | | | | | | | |мощность | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |40.|ПС 35 кВ "Глебово" - замена |8,0 | |2014 |2016 |83,32 |ликвидация | | |трансформаторов 2х2,5 на | | | | | |ограничения на | | |2х4 (существующие) и | | | | | |присоединяемую | | |строительство БСК на ПС 35 | | | | | |мощность | | |кВ "Нагорье", строительство | | | | | |повышение | | |второй цепи до ПС | | | | | |надежности | | |"Глебово" от отпайки на ПС | | | | | | | | |35 кВ "Красное" (БСК, ПС | | | | | | | | |"Нагорье" и второй цепи ПС | | | | | | | | |"Глебово") | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |41.|ПИР установки на ПС | | |2016 |2018 |20,00 |ликвидация | | |"Прибрежная" (ОРУ 35кВ) | | | | | |ограничения на | | |трансформаторов 220/35/6кВ | | | | | |присоединяемую | | |с питанием от ГЭС (от | | | | | |мощность | | |резервной ячейки) | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |42.|Техперевооружение ПС 35 кВ | | |2012 |2012 |1,51 | | | |"Кибернетик" с установкой | | | | | | | | |ячейки10 кВ | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |43.|Телемеханизация ПС 35- | | |2012 |2017 |144,65 |повышение | | |110кВ | | | | | |оперативности и | | | | | | | | |надежности | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |44.|АИИС КУЭ розничного | | |2012 |2017 |706,17 |снижение потерь, | | |рынка Ярэнерго | | | | | |ведение расчетов | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |45.|Строительство каналов связи | | |2012 |2013 |42,70 |повышение | | | | | | | | |надежности | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |46.|Реконструкция ПА | | |2013 |2015 | |повышение | | |Ярославского энергоузла по | | | | | |надежности | | |результатам выполненного | | | | | | | | |проекта техперевооружения | | | | | | | | |и реконструкции | | | | | | | | |комплексной системы | | | | | | | | |противоаварийной | | | | | | | | |автоматики в операционной | | | | | | | | |зоне Ярославского РДУ | | | | | | | |----------------------------------------------------------------------------------------| |ГУ ОАО "ТГК-2" по Ярославской области | |----------------------------------------------------------------------------------------| |1. |Реконструкция ошиновки | | |2014 |2014 | |ликвидация | | |ЗРУ 110 кВ ТЭЦ-3 | | | | | |ограничения на | | | | | | | | |передаваемую | | | | | | | | |мощность по | | | | | | | | |отходящим ВЛ 110 | | | | | | | | |кВ | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |2. |Установка ШОН на ВЛ 110 | | |2013 |2013 | |повышение | | |кВ Перекопская со стороны | | | | | |надежности | | |ТЭЦ-3 | | | | | |(выполнение АПВ | | | | | | | | |линии с контролем | | | | | | | | |отсутствия | | | | | | | | |напряжения на | | | | | | | | |линии и контролем | | | | | | | | |синхронизма) | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| |3. |Реконструкция ПА по | | |2013 |2015 | |повышение | | |результатам выполненного | | | | | |надежности | | |проекта техперевооружения | | | | | | | | |и реконструкции | | | | | | | | |комплексной системы | | | | | | | | |противоаварийной | | | | | | | | |автоматики в операционной | | | | | | | | |зоне Ярославского РДУ | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| | |Итого по техническому | | | | |6939,75 | | | |перевооружению и | | | | | | | | |реконструкции | | | | | | | |---+----------------------------+-----+-----+------+-------+---------+------------------| | |Всего по основным | | | | |9918,48 | | | |мероприятиям | | | | | | | ------------------------------------------------------------------------------------------ Как видно из приведенных данных, значительный объем предусмотренного Схемой развития электрических сетей электросетевого строительства 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. Эти задачи решаются в рамках реализации мероприятий ведомственной программы повышения надежности Ярэнерго (далее - ППН) по четырем направлениям. Первое направление - замена ОД, КЗ (ПСН) 35 кВ на ВВ 35 кВ и ОД, КЗ 110 кВ на ЭВ 110 кВ. В соответствии с ППН требуется выполнить замену 107 ОД, КЗ и ПСН на 56 ПС 35-110 кВ. С 2007 года по декабрь 2011 года выполнена замена 72 ОД, КЗ и ПСН на 37 ПС 35-110 кВ. По скорректированной программе замены ОД, КЗ и ПСН до 2015 года требуется выполнить замену 35 ОД, КЗ и ПСН на 19 ПС 35-110 кВ. Второе направление - замена МВ 6-10 кВ на ВВ 6-10 кВ. В соответствии с ППН с 2008 года по декабрь 2011 года выполнена замена 245 МВ на ВВ 6-10 кВ на 9 ПС 35-110 кВ. До конца 2015 года планируется выполнить замену 76 МВ на ВВ 6-10 кВ на 4 ПС 110 кВ. Третье направление - установка ЗДЗ на ПС 35-110 кВ. В соответствии с ППН запланирована на 49 ПС 35-110 кВ установка ЗДЗ в ячейках КРУ. В 2010 и 2011 годах установка ЗДЗ выполнена на 32 ПС 35-110 кВ. До конца 2013 года планируется установить ЗДЗ на 17 ПС 35-110 кВ. Четвертое направление - замена электромеханических устройств РЗА на микропроцессорные. В соответствии с ППН выполнена замена 354 электромеханических устройств РЗА на микропроцессорные. Планируемые сводные показатели объемов электросетевого строительства, технического перевооружения и реконструкции объектов напряжением 35-220 кВ на период 2013-2017 годов приведены в таблице 37. Таблица 37 ----------------------------------------------- |Класс напряжения, |2013-2017 годы | |наименование показателя | | |--------------------------+------------------| | |ВЛ, км|ПС, ед./МВА| |--------------------------+------+-----------| |1 |2 |3 | |--------------------------+------+-----------| |220 кВ в том числе: |477,25|0,0 | | | | | |--------------------------+------+-----------| |новое строительство |70,00 |0,0 | |--------------------------+------+-----------| |техническое перевооружение|407,25|0,0 | |и реконструкция | | | |--------------------------+------+-----------| |110 кВ в том числе: |113,50|12/400,8 | | | | | |--------------------------+------+-----------| |новое строительство |24,00 |4/290 | |--------------------------+------+-----------| |техническое перевооружение|81,40 |8/110,8 | |и реконструкция | | | |--------------------------+------+-----------| |35 кВ в том числе: |34,60 |8/40,6 | | | | | |--------------------------+------+-----------| |новое строительство |2,50 |1/12,6 | |--------------------------+------+-----------| |техническое перевооружение|32,10 |7/28 | |и реконструкция | | | |--------------------------+------+-----------| |Итого |625,35|20/441,4 | ----------------------------------------------- В распределительном электросетевом комплексе 0,4-10 кВ в рамках заключенного Соглашения между Правительством Ярославской области, ОАО "Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра" о реализации мероприятий по обеспечению надежного электроснабжения и созданию условий для технологического присоединения к электрическим сетям потребителей на территории Ярославской области с 2008 года реализуются три программы: - "Повышение надежности электроснабжения социально значимых объектов, присоединенных к электрическим сетям Ярэнерго"; - "Развитие и восстановление уличного освещения"; - "Интеграция и восстановление электрических сетей, принятых на баланс Ярэнерго". В рамках реализации ППН с 2008 года по 2011 год были выполнены работы по обеспечению второго источника электроснабжения для 51 объекта (в основном котельные), в том числе в 2011 году 11 объектов. В 2012 году планируется обеспечить второй источник электроснабжения для 20 объектов. В рамках реализации мероприятий ведомственной программы развития и восстановления наружного уличного освещения с 2008 года по 2011 год было восстановлено 6068 светильников в муниципальных районах области, в том числе в 2011 году 1038 светильников, в 2012 году планируется восстановить 1300 светильников. В рамках реализации мероприятий ведомственной программы интеграции и восстановления электрических сетей Ярославской области Ярэнерго с 2007 по 2011 год приобретено и поставлено на баланс: - 728 километров ЛЭП 0,4-10 кВ; - 432 трансформаторных ПС 6-10/0,4 кВ общей мощностью 58 МВА; - 4 ПС 35/10кВ и 1 силовой трансформатор 35/10кВ общей мощностью 9,8 МВА. Общее количество условных единиц данных электросетевых активов составило 2760 у. е. Также ОАО "МРСК Центра" приобрело в 2010-2011 годах ОАО "Ярославская городская электросеть". Общий объем условных единиц электросетевых активов составляет 33005 у. е. С 2010 года на основании договора долгосрочной аренды Ярэнерго эксплуатируются муниципальные электрические сети г. Углича, общий объем условных единиц которых составляет 2250 у. е. Совместное предприятие, созданное Правительством области и Ярэнерго, - ОАО "ЯрЭСК" - в ходе реализации ведомственной программы интеграции муниципальных электросетевых комплексов на основании проведенных конкурсов на право заключения договоров аренды с 01 октября 2008 года обслуживает сети ГУП ЖКХ "Яркоммунсервис", с 01 апреля 2009 года обслуживает сети города Переславля-Залесского и города Любима, с 01 августа 2009 года - сети Некоузского муниципального района, а с 01 марта 2010 года - сети города Мышкина, общий объем условных единиц - 5376,279 у. е. В результате с 2007 года по 2011 год объем муниципальных и ведомственных сетей в структуре электросетевого комплекса Ярославской области сократился с 29 процентов до 7 процентов. В 2012 году ОАО "ЯрЭСК" на основе решения штаба по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве области реализует Программу интеграции (покупки и реконструкции) ведомственных транзитных электросетевых активов на 2012 год для повышения надежности присоединенных к ним социально значимых потребителей и населения. В 2012 году планируется приобрести и восстановить не менее 500 у. е. данных электросетевых активов, что существенно повысит надежность электроснабжения социально значимых объектов и населения. 8. Модернизация противоаварийной автоматики энергосистемы Ярославской области В 2011 году по заказу ОАО "СО ЕЭС" было выполнено предварительное технико-экономическое обоснование реконструкции системы противоаварийной автоматики в операционной зоне Ярославского РДУ, в котором были определены предварительные варианты реконструкции противоаварийной автоматики Ярославского энергоузла, реконструкции частотной делительной автоматики ТЭЦ-1,2,3, а также варианты установки АЛАР на ТЭЦ-1,2,3, Рыбинской и Угличской ГЭС. На основании предварительного технико-экономического обоснования в 2012 году будет выполнен проект технического перевооружения и реконструкции комплексной системы противоаварийной автоматики в энергосистеме Ярославской области. По результатам проектирования будет принято решение о реализации проектных решений. План реализации решений по модернизации противоаварийной автоматики будет разработан при корректировке Программы на 2014-2018 годы. 9. Обеспечение перспективных инвестиционных площадок Ярославской области электрической и тепловой энергией Постановлением Правительства области от 30.06.2011 N 505-п "О программе развития инвестиционных площадок в Ярославской области на 2011-2015 годы" утверждена программа развития инвестиционных площадок в Ярославской области на 2011-2015 годы. Указанной программой определен перечень 7 приоритетных инвестиционных площадок, которыми являются: - индустриальный парк "Новоселки" (местоположение - Ярославский район); - индустриальный парк "Ростов" (местоположение - г. Ростов); - Рыбинская восточная промышленная зона (Рыбинский район); - Ярославская юго-западная промышленная зона (Ярославский район); - курорт "Золотое кольцо" (местоположение - г. Переславль- Залесский); - индустриальный парк "Тутаевский" (местоположение - в черте г. Тутаева на территории ОАО "Тутаевский моторный завод", площадь - 34,5 гектара); - индустриальный парк "Гаврилов-Ямский" (местоположение - в черте г. Гаврилов-Яма на территории ЗАО "Гаврилов-Ямский льнокомбинат", площадь - 12 гектаров). Выполнена предварительная проработка обеспечения данных инвестиционных площадок электроэнергией от существующих центров питания. Для обеспечения электроэнергией инвестиционной площадки "Новоселки" Ярэнерго ведет строительство ПС 110/10 кВ "Новоселки" с вводом в эксплуатацию в I квартале 2013 года. Обеспечение перспективных инвестиционных площадок тепловой энергией планируется в том числе за счет строительства собственных источников тепловой энергии на базе когенерационных установок в рамках реализации Подпрограммы развития когенерационной энергетики. В Схеме развития электрических сетей с учетом развития когенерационной энергетики разработаны технические решения по обеспечению электроэнергией и мощностью инвестиционных площадок от существующих электрических сетей 110-220 кВ с возможностью в случае строительства собственных генерирующих мощностей выдачи излишков электроэнергии и мощности в энергосистему или потребления электроэнергии и мощности из сети. 10. Расчеты электрических режимов на период 2013-2017 годов Расчеты электрических режимов Ярославской энергосистемы на период 2013-2017 годов приведены в Схеме развития электрических сетей, выполненной ОАО "Инженерный центр энергетики Поволжья" - филиалом "Нижегородскэнергосетьпроект" в 2010 году, и актуализированы в 2011 году в связи со строительством ПГУ-ТЭС-450 МВт и принятием Подпрограммы развития когенерационной энергетики (средняя и малая когенерация). 11. Потребность в топливе электростанций и котельных Ярославской области на пятилетний период Перспективный баланс топлива в 2012-2017 годах определен исходя из балансов электрической и тепловой энергии на 2012-2017 годы и удельного расхода топлива на производство электроэнергии и тепловой энергии и приведен в таблице 38. Таблица 38 ------------------------------------------------------------------------------- |Показатель, тыс. т у.|Факт |2012 г.|2013 г.|2014 г.|2015 г.|2016 г.|2017 г.| |т. |2011 г.| | | | | | | | | | | | | | | | |---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Расход топлива |3229,30|3301,97|3489,47|4347,71|5635,52|5769,12|5906,25| |электростанциями и | | | | | | | | |котельными | | | | | | | | |---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |в том числе: | | | | | | | | | | | | | | | | | |---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |- природный газ |2712,00|2779,80|2962,10|3814,82|5096,77|5224,19|5354,80| |---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |- мазут |117,40 |114,47 |111,60 |108,81 |106,09 |103,44 |100,85 | |---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |- уголь |43,80 |42,71 |41,64 |40,60 |39,58 |38,59 |37,63 | |---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |- прочие (дрова, |8,10 |8,30 |8,51 |8,72 |8,94 |9,16 |9,39 | |торф, дизельное | | | | | | | | |топливо, печное | | | | | | | | |топливо) | | | | | | | | |---------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |- вторичные ресурсы |348,00 |356,70 |365,62 |374,76 |384,13 |393,73 |403,57 | |(технологические | | | | | | | | |газы) | | | | | | | | ------------------------------------------------------------------------------- 12. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Ярославской области на пятилетний период В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. N 1715-р, Стратегией, Комплексной программой модернизации и реформирования ЖКХ ЯО на 2011-2014 годы, для развития теплоэнергетики необходимо решить следующие задачи: - разработать программы теплоснабжения в муниципальных образованиях области с учетом оптимизации существующих систем теплоснабжения и организовать их реализацию; - повысить эффективность использования топливных ресурсов; - повысить надежность и качество теплоснабжения; - произвести строительство и модернизацию систем коммунальной инфраструктуры региона, в том числе на базе когенерационной энергетики; - обеспечить подключение дополнительных нагрузок при строительстве нового жилья, объектов соцкультбыта, промышленных объектов; - улучшить экологическую обстановку в регионе (снизить объем вредных выбросов, тепловых потерь и т.п.); - снизить эксплуатационные затраты; - модернизировать и обновить источники тепловой энергии и тепловые сети; - устранить причины возникновения аварийных ситуаций, в том числе угрожающих жизнедеятельности граждан; - реализовать инвестиционные проекты на источниках теплоснабжения по переходу на использование альтернативных видов топлива. Для решения этих задач запланированы следующие мероприятия: - в городе Ярославле: развитие тепловых сетей ОАО "ТГК-2" от своих теплоисточников путем перевода потребителей от ряда низкоэффективных районных котельных на тепловые сети централизованного теплоснабжения в различных административных районах города; модернизация, реконструкция котельных ОАО "Яргортеплоэнерго", ОАО "Ярославский завод дизельной аппаратуры", ОАО "АДС", ОАО "Тепловая энергетическая социальная система", включая установку современного оборудования и максимальное внедрение средств автоматизации и диспетчеризации; повышение установленной мощности котельных путем установки дополнительного теплогенерационного оборудования; строительство ПГУ мощностью 450 МВт на базе Тенинской котельной; строительство в Заволжском районе нового теплоисточника взамен физически и морально устаревшей Ляпинской паровой котельной ОАО "ТГК- 2"; перераспределение тепловой нагрузки от ТЭЦ-3 к ТЭЦ-2 ОАО "ТГК-2"; объединение котельных в группы с переводом части из них в режим центральных тепловых пунктов; строительство новых локальных энергоисточников для покрытия дефицита тепловой мощности в местах отсутствия сетей централизованного теплоснабжения; модернизация деаэрационно-подпиточных установок на теплоисточниках; капитальный ремонт магистральных и внутриквартальных тепловых сетей с применением новых энергоэффективных материалов; сокращение тепловых потерь зданий за счет энергосберегающих проектных решений; строительство новых участков магистральных тепловых сетей для теплоснабжения существующих и вновь подключаемых объектов; модернизация магистральных и внутриквартальных тепловых сетей с увеличением диаметров трубопроводов в целях увеличения их пропускной способности; модернизация подкачивающих насосных станций с установкой дополнительных сетевых насосов, совершенствованием распределительных устройств и систем автоматики; реконструкция насосных станций с установкой на обратных трубопроводах более мощных сетевых насосов; выполнение мероприятий в сфере энергосбережения и снижения теплопотребления; разработка схемы теплоснабжения в соответствии с Федеральным законом от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении"; - в городском округе городе Рыбинске: объединение котельных в группы с переводом части из них в режим центральных тепловых пунктов; повышение установленной мощности котельных путем установки дополнительного или замены низкопроизводительного теплогенерационного оборудования; оптимизация гидравлических режимов тепловых сетей (снижение энергопотребления и потерь энергии в тепловой сети в процессе эксплуатации); установка в базовых котельных групп газопоршневых мини-ТЭС (когенерационных установок); капитальный ремонт и реконструкция магистральных и внутриквартальных тепловых сетей с применением современных энергоэффективных материалов; сокращение тепловых потерь зданий за счет энергосберегающих проектных решений; модернизация, реконструкция котельных, включая установку современного оборудования и максимальное внедрение средств автоматизации; диспетчеризация котельных, центральных тепловых пунктов и перекачивающих насосных станций и вывод сигналов в единый диспетчерский центр; модернизация подкачивающих насосных станций с совершенствованием распределительных устройств и систем автоматики; выполнение мероприятий в сфере энергосбережения и снижения теплопотребления; реализация мероприятий по переводу мазутных и угольных котельных на альтернативные виды топлива (щепа, дрова); разработка схемы теплоснабжения в соответствии с Федеральным законом от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении"; - в муниципальных районах Ярославской области: разработка схем теплоснабжения муниципальных районов в соответствии с Федеральным законом от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении"; модернизация и реконструкция локальных котельных с установкой современного оборудования и максимальным внедрением средств автоматизации и диспетчеризации; объединение котельных с переводом части из них в режим центральных тепловых пунктов; установка в котельных газопоршневых ТЭС (когенерационных установок); капитальный ремонт распределительных тепловых сетей с применением новых энергоэффективных материалов; децентрализация системы теплоснабжения с переводом части объектов (в основном индивидуальная одноэтажная жилая застройка) на индивидуальное газовое отопление в соответствии с Генеральной схемой газоснабжения и газификации Ярославской области, разработанной в 2008 году ОАО "Газпром Промгаз"; диспетчеризация котельных; выполнение мероприятий Комплексной программы модернизации и реформирования ЖКХ ЯО на 2011-2014 годы: модернизация 27 котельных с переводом на природный газ, реконструкция 11 котельных, перевооружение 2 котельных, строительство 8 котельных, реконструкция 26,694 километра тепловых сетей; перевод угольных, мазутных, дизельных и электрокотельных на более дешевые виды топлива (дрова, щепа); выполнение мероприятий в сфере энергосбережения и снижения теплопотребления. В 2011 году в г. Рыбинске проведена модернизация двух котельных, находящихся на балансе муниципалитета, отапливающих школы, с переводом их на альтернативное топливо - древесную щепу. Планируемый срок окупаемости - до 4 лет. На основе Соглашения между Правительством Ярославской области, ОАО "МРСК Центра" о реализации мероприятий по обеспечению надежного электроснабжения и созданию условий для технологического присоединения к электрическим сетям потребителей на территории Ярославской области от 28.06.2011 совместное предприятие - ОАО "Ярославская электросетевая компания" - ведет подготовку бизнес-плана и Программы модернизации муниципальных котельных и котельных социально значимых объектов областной и местной бюджетной сферы с тепловыми сетями Первомайского муниципального района с применением блочно-модульных котельных, работающих на альтернативных видах топлива (щепа, дрова, тепловые насосы). В 2012 году планируется модернизировать 5 объектов, остальные 12 объектов - в 2013 году. Планируемый срок окупаемости - до 5 лет. Данные проекты планируется реализовать на основе энергосервисных контрактов с привлечением средств инвесторов на возвратной основе. 13. Роль развития энергетики в Ярославской области Таким образом, развитие энергетики Ярославской области может рассматриваться не только как инфраструктурное обеспечение функционирования других отраслей экономики, но и как самостоятельное стратегическое направление социально-экономического развития региона. Возрастание роли развития энергетической инфраструктуры в регионе обусловлено следующими причинами: - необходимостью преодоления существующего в регионе дефицита электроэнергии; - развитием ведущих секторов промышленности, транспортного комплекса и других отраслей экономики, строительством новых объектов, приводящим к постоянному увеличению спроса на электроэнергию; - снижением трудоемкости промышленного производства, как правило, связанным с ростом электровооруженности труда и энергооснащенности основных производственных фондов; - ростом потребления электро- и теплоэнергии в коммунально- бытовом секторе. Приоритетными направлениями развития энергетики Ярославской области являются: - повышение надежности энергообеспечения промышленности, транспорта, жилищно-коммунального хозяйства и других секторов экономики и обеспечение энергобезопасности Ярославской области; - наращивание объемов генерации на основе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, развитие сетевого хозяйства и обеспечение потребителей электроэнергией в достаточном объеме при одновременном стимулировании энергосбережения во всех отраслях экономики; - обеспечение баланса интересов поставщиков и потребителей энергии при формировании тарифов на энергоресурсы; - развитие конкуренции на розничных рынках электрической, тепловой энергии и энергоресурсов и обеспечение возможности выбора потребителем поставщика из ряда альтернативных вариантов; - сокращение потерь энергоресурсов при их производстве и реализации; - использование альтернативных, возобновляемых и местных видов энергоресурсов, в том числе промышленных отходов; - использование инновационного потенциала сектора авиационного двигателестроения и энергетики, создание газопоршневых установок на основе двигателей машиностроительных предприятий региона для надстройки паросилового оборудования газотурбинными и газопоршневыми установками, что обеспечивает снижение удельного расхода топлива на генерацию электрической и тепловой энергии, позволяет повысить отпуск тепловой энергии и выработку электроэнергии на теплофикационной составляющей. V. Финансирование мероприятий Программы на период 2012-2017 годов Финансирование мероприятий Программы будет осуществляться из внебюджетных источников за счет средств на реализацию инвестиционных программ субъектов энергетики - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайского ПМЭС, Ярэнерго, ОАО "ТГК-2", филиала ОАО "РусГидро" - "КВВГЭС", территориальных сетевых организаций, теплоснабжающих организаций в суммарном объеме более 48 млрд. рублей. Бюджетное финансирование будет осуществляться в рамках: - Подпрограммы развития когенерационной энергетики; - Комплексной программы модернизации и реформирования ЖКХ ЯО на 2011-2014 годы. Финансирование мероприятий программы приведено в таблице 39. Таблица 39 -------------------------------------------------------------------------------------------- |2012 год |2013 год |2014 год |2015 год |2016 год |2017 год |Всего | |------------+------------+------------+------------+------------+------------+------------| |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Инвестиционные программы субъектов энергетики: | | | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Валдайское ПМЭС | |------------------------------------------------------------------------------------------| |353,1 |439,8 |940,4 |805,3 |780,2 |798,3 |4117,1 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Ярэнерго | |------------------------------------------------------------------------------------------| |1522,0 |1465,6 |1485,5 |1726,7 |1775,4 |1969,5 |9944,7 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Территориальные сетевые организации | |------------------------------------------------------------------------------------------| |128,5 |134,9 |141,7 |148,8 |152,4 |155,0 |861,3 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Филиал ОАО "РусГидро" - "КВВГЭС" | |------------------------------------------------------------------------------------------| |1125,0 |1357,9 |1790,0 |2083,0 |1800,0 |2174,0 |10329,9 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |ОАО "ТГК-2"* | |------------------------------------------------------------------------------------------| |8529,1 |6140,7 |7389,3 |3441,9 |- |- |25501,0 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Теплоснабжающие организации | |------------------------------------------------------------------------------------------| |457,5 |480,3 |504,3 |529,6 |548,2 |562,3 |3082,2 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Всего по инвестиционным программам субъектов энергетики | |------------------------------------------------------------------------------------------| | |10019,2 |12251,2 |8753,3 |5056,2 |3481,1 |53836,2 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Внебюджетные источники программы "Повышение энергоэффективности топливно- | |энергетического комплекса Ярославской области на базе развития когенерационной энергетики"| |------------------------------------------------------------------------------------------| |1485,2 |908,0 |1771,7 |3493,3 |1390,0 |900,0 |9948,2 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Областная целевая программа "Комплексная программа модернизации и реформирования ЖКХ | |ЯО на 2011-2014 годы" (мероприятия по объектам теплоснабжения): | | | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Областной бюджет | |------------------------------------------------------------------------------------------| |120,9 |78,4 |66,8 |- |- |- |266,1 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Внебюджетные источники | |------------------------------------------------------------------------------------------| |20,3 |18,1 |12,4 |- |- |- |50,8 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |Итого по областной целевой программе | |------------------------------------------------------------------------------------------| |141,2 |96,5 |79,2 |- |- |- |316,9 | |------------------------------------------------------------------------------------------| |ВСЕГО | |------------------------------------------------------------------------------------------| |13739,6 |11019,7 |14098,1 |12224,6 |6442,2 |4377,1 |61901,3 | -------------------------------------------------------------------------------------------- * Включая проект строительства Хуадянь-Тенинской ПГУ-ТЭЦ 450 МВт. VI. Механизм реализации Программы 1. Основными исполнителями Программы являются субъекты энергетики, осуществляющие хозяйственную деятельность на территории Ярославской области. Субъектами энергетики являются лица, осуществляющие деятельность в сфере электроэнергетики, в том числе производство электрической, тепловой энергии и мощности, приобретение и продажу электроэнергии и мощности, энергоснабжение потребителей, оказание услуг по передаче электроэнергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электроэнергии (мощности), организацию купли- продажи электроэнергии и мощности. 2. Штаб по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве области осуществляет: - организацию контроля за исполнением Программы; - координацию деятельности субъектов энергетики в рамках исполнения Программы. 3. Органы местного самоуправления муниципальных образований области отвечают за: - обеспечение разработки схем теплоснабжения на территории муниципальных образований области; - обеспечение совместно с электросетевыми организациями и департаментом энергетики и регулирования тарифов Ярославской области разработки схем электроснабжения распределительных сетей 6-10 кВ на территории муниципальных образований области; - согласование инвестиционных программ субъектов энергетики. 4. Департамент энергетики и регулирования тарифов Ярославской области: 4.1. Обеспечивает осуществление ежегодной корректировки Программы с привлечением специализированных организаций с учетом расходов на финансирование за счет средств бюджета Ярославской области. 4.2. Утверждает инвестиционные программы субъектов энергетики. 4.3. Осуществляет контроль за реализацией: - инвестиционных программ субъектов энергетики; - Подпрограммы развития когенерационной энергетики; - мероприятий программ в соответствии с Соглашением между Правительством Ярославской области и ОАО "МРСК Центра" о реализации мероприятий по обеспечению надежного электроснабжения и созданию условий для технологического присоединения к электрическим сетям потребителей на территории Ярославской области, в том числе: повышение надежности электроснабжения и развития электросетевого комплекса; интеграцию муниципальных и бесхозяйных электрических сетей; ликвидацию бесхозяйных электрических сетей; повышение надежности энергоснабжения социально значимых объектов; реконструкцию и развитие наружного освещения. 4.4. Организует взаимодействие с департаментом экономического развития Ярославской области и другими профильными департаментами при обеспечении энергоресурсами приоритетных инвестиционных площадок и развитии отраслевых предприятий. Правила осуществления контроля за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики" (далее - Правила). В соответствии с пунктом 6 Правил контроль за реализацией инвестиционных программ включает: - осуществление контроля за сроками и этапами реализации инвестиционных программ, за финансированием проектов, предусмотренных инвестиционными программами; - проведение проверок хода реализации инвестиционных программ, в том числе хода строительства (реконструкции, модернизации) объектов электроэнергетики. В соответствии с пунктом 7 Правил контроль за реализацией инвестиционных программ осуществляется в форме: - проверки исполнения графиков строительства объектов электроэнергетики; - анализа отчетов об исполнении инвестиционных программ, в том числе об использовании средств, предусмотренных в качестве источника финансирования инвестиционных программ, утвержденных в установленном порядке; - проведения плановых и внеплановых проверок. Кроме того, контроль за выполнением инвестиционных программ в части целевого использования средств, включенных в состав цен и тарифов субъектов электроэнергетики, определен постановлением Правительства области от 11.09.2009 N 902-п "Об утверждении Порядка проверки инвестиционных программ субъектов электроэнергетики" и включает: - квартальные и годовые отчеты о выполнении инвестиционных программ с разбивкой по объектам, с указанием данных о поступлении и расходовании средств на реализацию инвестиционных программ, представляемые регулируемыми организациями в срок до 30 числа месяца, следующего за отчетным периодом, в порядке, определенном Федеральной службой по тарифам, в том числе в формате шаблонов Единой информационной аналитической системы Федеральной службы по тарифам, размещенных на официальном сайте Единой информационной аналитической системы; - проведение регулирующими органами комплексных проверок с привлечением уполномоченных органов исполнительной власти Российской Федерации и Ярославской области для осуществления контроля за целевым использованием инвестиционных ресурсов; - принятие регулирующими органами решения об исключении из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный, в том числе долгосрочный, период регулирования, необоснованных расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность за счет поступлений от регулируемой деятельности, на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов или в случае невыполнения инвестиционной программы в объемах, предусмотренных в тарифах на реализацию инвестиционной программы за отчетный период. Департамент жилищно-коммунального комплекса Ярославской области производит контроль за выполнением мероприятий по модернизации и реконструкции объектов систем теплоснабжения муниципальных районов области в рамках реализации Комплексной программы модернизации и реформирования ЖКХ ЯО на 2011-2014 годы. VII. Показатели уровня надежности и качества поставляемых услуг субъектов энергетики 1. Показатель уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для электросетевых организаций, осуществляющих передачу электроэнергии Показатель уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для электросетевых организаций устанавливается в соответствии с Положением об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 г. N 1220 "Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг" (далее - Положение), Методическими указаниями по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организаций по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 июня 2010 года N 296 "Об утверждении Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций" (далее - Методические указания). Показатели надежности и качества услуг состоят из показателя уровня надежности и показателей уровня качества оказываемых услуг. Уровень надежности оказываемых потребителям услуг определяется продолжительностью прекращений передачи электроэнергии потребителям услуг электросетевой организации в течение расчетного периода регулирования. Для расчета значений показателя уровня надежности оказываемых услуг рассматриваются все прекращения передачи электроэнергии потребителю услуг в результате технологических нарушений на объектах электросетевой организации, имеющие продолжительность свыше времени автоматического восстановления питания (автоматическое повторное включение, автоматический ввод резерва), за исключением случаев, произошедших в результате технологических нарушений, отключений, переключений в сетях смежных электросетевых организаций, в сетях организаций, осуществляющих деятельность по производству и (или) передаче электроэнергии (мощности), в сетях потребителей услуг, а также по инициативе системного оператора и (или) при осуществлении в пределах охранных зон объектов электросетевого хозяйства согласованных электросетевой организацией действий в установленном порядке. Показатель уровня качества оказываемых услуг для электросетевых организаций (территориальных сетевых организаций) определяется на основе индикаторов качества, характеризующих: - полноту, актуальность, достоверность и доступность для потребителей услуг информации об объеме, порядке предоставления и стоимости услуг, оказываемых территориальной сетевой организацией; - степень исполнения территориальной сетевой организацией в установленные сроки всех обязательств по отношению к потребителям услуг в соответствии с нормативными правовыми актами и договорами; - наличие эффективной обратной связи с потребителями услуг, позволяющей в установленные нормативными правовыми актами и договорами сроки рассматривать и принимать решения по обращениям потребителей услуг. Для обеспечения соответствия уровня тарифов, установленных для организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, уровню надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг планируется применять понижающие (повышающие) коэффициенты, корректирующие необходимую валовую выручку сетевой организации, которые будут утверждаться Федеральной службой по тарифам. Понижающий (повышающий) коэффициент, корректирующий необходимую валовую выручку сетевой организации, будет равен произведению обобщенного показателя надежности и качества оказываемых услуг, который определяется в соответствии с Методическими указаниями, и максимального процента корректировки, утвержденного Федеральной службой по тарифам. 2. Показатели уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг по горячему водоснабжению и отоплению теплоэнергетических организаций 2.1. Для категории потребителей группы "Население". Условия изменения размера платы за коммунальные услуги при предоставлении коммунальных услуг ненадлежащего качества и (или) с перерывами, превышающими установленную продолжительность, определяются в соответствии с приложением 1 к Правилам предоставления коммунальных услуг гражданам, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 23 мая 2006 г. N 307 "О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам". К условиям изменения размера платы за коммунальные услуги относятся: - требования к качеству коммунальных услуг; - допустимая продолжительность перерывов или предоставления коммунальных услуг ненадлежащего качества; - порядок изменения размера платы за коммунальные услуги ненадлежащего качества. Требования к качеству коммунальных услуг по горячему водоснабжению: - бесперебойное круглосуточное горячее водоснабжение в течение года; - обеспечение температуры горячей воды в точке разбора: не менее 60°С - для открытых систем централизованного теплоснабжения, не менее 50°С - для закрытых систем централизованного теплоснабжения, не более 75°С - для любых систем теплоснабжения; - постоянное соответствие санитарным нормам и правилам состава и свойств горячей воды; - давление в системе горячего водоснабжения в точке разбора от 0,03 МПа (0,3 кгс/кв. см) до 0,45 МПа (4,5 кгс/кв. см). Требования к качеству коммунальных услуг по отоплению: - бесперебойное круглосуточное отопление в течение отопительного периода; - обеспечение температуры воздуха: в жилых помещениях - не ниже +18°С (в угловых комнатах +20°С), а в районах с температурой наиболее холодной пятидневки (обеспеченностью 0,92) - 31°С и ниже - +20 (+22)°С, в других помещениях, в соответствии с ГОСТ Р 51617-2000, допустимое снижение нормативной температуры в ночное время суток (от 0.00 до 5.00 часов) - не более 3°C, допустимое превышение нормативной температуры - не более 4°C; - давление во внутридомовой системе отопления: с чугунными радиаторами - не более 0,6 МПа (6 кгс/кв. см), с системами конверторного и панельного отопления, калориферами, а также прочими отопительными приборами - не более 1 МПа (10 кгс/кв. см), с любыми отопительными приборами - не менее чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/кв. см), превышающее статическое давление, требуемое для постоянного заполнения системы отопления теплоносителем. 2.2. Для категории потребителей группы "Прочие потребители" качество услуг теплоснабжения, предоставляемых с коллекторов ТЭЦ и котельных, определяется на основании температурного графика, утвержденного в установленном порядке органом местного самоуправления соответствующего муниципального образования области. В соответствии с подпунктом 9.2.1 пункта 9.2 раздела 9 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 24 марта 2003 года N 115 "Об утверждении Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок", отклонение среднесуточной температуры воды, поступившей в системы отопления, вентиляции, кондиционирования и горячего водоснабжения, должно быть в пределах +3 процента от установленного температурного графика. Среднесуточная температура обратной сетевой воды не должна превышать заданную температурным графиком температуру более чем на 5 процентов. VIII. Основные показатели эффективности реализации Программы Основные направления энергосбережения и повышения энергетической эффективности региона определены региональной программой "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области" на 2008-2012 годы и перспективу до 2020 года, утвержденной постановлением Администрации области от 12.09.2007 N 395-а "О региональной программе "Энергосбережение и повышение энергоэффективности в Ярославской области" на 2008-2012 годы и перспективу до 2020 года". Развитие регионального энергетического комплекса связано с решением поставленных задач повышения эффективности при выработке и распределении тепловой и электрической энергии. Принятое направление модернизации действующих тепловых мощностей на основе применения энергоэффективных когенерационных энергетических станций, приведение систем коммунальной энергетики в соответствие с действующими нормативными документами по эксплуатации энергетических установок, применение новых технологий позволит повысить эффективность использования топливно-энергетических ресурсов в Ярославской области и выполнить поставленные задачи по снижению энергоемкости региона. 1. Основные показатели эффективности реализации Программы в сфере электроэнергетики Основным показателем эффективности реализации Программы в сфере электроэнергетики является снижение удельного технологического расхода электроэнергии - потерь в сетях электросетевых организаций. Плановый технологический расход электроэнергии - потери в сетях электросетевых организаций на период 2013-2017 годов указаны в таблице 40 и рассчитаны с учетом ввода новых мощностей в энергосистему в период 2013-2017 годов в объеме 430 МВт, а также реализации мероприятий по интеграции электросетевого комплекса Ярославской области. Таблица 40 --------------------------------------------------------------------------------------------- |Наименование |Ед. изм. |Технологический расход электроэнергии - потери в сетях | |организации | |электросетевых организаций | |---------------+-----------+---------------------------------------------------------------| | | |факт |факт |2012 г.|2013 г.|2014 г.|2015 г.|2016 г.|2017 г.| | | |2010 г.|2011 г.| | | | | | | | | | | | | | | | | | |---------------+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |10 | |---------------+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Ярэнерго |млн. кВт. ч|551,80 |570,50 |575,00 |578,00 |579,50 |583,30 |587,20 |591,00 | |---------------+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| | |процентов |6,78 |6,97 |6,94 |6,91 |6,87 |6,82 |6,77 |6,72 | |---------------+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Территориальные|млн. кВт. ч|486,30 |421,30 |420,00 |417,40 |414,20 |413,10 |412,00 |410,70 | |сетевые | | | | | | | | | | |организации | | | | | | | | | | |---------------+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| | |процентов |17,96 |16,00 |15,94 |15,85 |15,73 |15,69 |15,64 |15,59 | |---------------+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| |Всего Ярэнерго,|млн. кВт. ч|1038,10|991,80 |995,00 |995,30 |993,60 |996,40 |999,10 |1001,80| |ТСО | | | | | | | | | | |---------------+-----------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------+-------| | |процентов |12,76 |12,12 |12,01 |11,90 |11,78 |11,65 |11,52 |11,39 | --------------------------------------------------------------------------------------------- 2. Основные показатели эффективности реализации Программы в сфере теплоэнергетики Основными показателями эффективности реализации Программы в сфере тепловой энергетики являются снижение удельных расходов топлива, электроэнергии и воды на единицу тепловой энергии. Удельные расходы топлива, электроэнергии и воды при производстве тепловой энергии снижаются в основном за счет реализации мероприятий по приведению работы оборудования в соответствие с нормативными документами и внедрению нового оборудования. Данные об удельных расходах представлены в таблице 41. Таблица 41 Удельный расход топлива ------------------------------------------------------------------------------- |N п|Наименование |Факт |Факт |2012 |2013 |2014 |2015 |2016 |2017 | |/п |показателя |2010 |2011 |год |год |год |год |год |год | | | |год |год | | | | | | | |---+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------| |1. |Удельный расход |156,20|155,80|155,10|154,60|153,70|153,00|152,40|152,00| | |условного топлива| | | | | | | | | | |на производство | | | | | | | | | | |тепловой энергии,| | | | | | | | | | |кг у. т./Гкал | | | | | | | | | |---+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------| |2. |Удельный расход |26,80 |26,30 |25,30 |24,50 |23,80 |23,10 |22,50 |21,50 | | |электроэнергии на| | | | | | | | | | |производство | | | | | | | | | | |тепловой энергии,| | | | | | | | | | |кВт. ч/Гкал | | | | | | | | | |---+-----------------+------+------+------+------+------+------+------+------| |3. |Удельный расход |0,51 |0,50 |0,45 |0,45 |0,45 |0,45 |0,44 |0,43 | | |воды на | | | | | | | | | | |технологические | | | | | | | | | | |цели при | | | | | | | | | | |производстве | | | | | | | | | | |тепловой энергии,| | | | | | | | | | |м3/Гкал | | | | | | | | | ------------------------------------------------------------------------------- Отмечена динамика снижения средних по региону удельных расходов топлива, электроэнергии и воды на производство тепловой энергии. Снижение удельного расхода топлива составляет 0,4 кг у. т./Гкал в 2011 году по сравнению с 2010 годом. Снижение удельного расхода электроэнергии и воды на технологические нужды составляет 0,5 кВт. ч/Гкал и 0,01 м3/Гкал соответственно. Диаграмма 8 (диаграмма не приводится) Диаграмма 9 (диаграмма не приводится) Диаграмма 10 (диаграмма не приводится) С 2012 года снижение удельных расходов топлива на производство тепловой энергии планируется осуществлять также за счет ввода в эксплуатацию новых когенерационных установок. Таблица 42 Потенциал энергосбережения топливно-энергетических ресурсов в муниципальных образованиях области относительно 2009 года* --------------------------------------------------------------------------------- |N |Наименование |Количество топлива,|Электроэнергия,|Вода, м3 | |п/п|муниципального |т у. т. |кВт. ч | | | |образования области | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |1 |2 |3 |4 |5 | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |1. |ГО г. Ярославль |7 699,03 |5 691 640,27 |899 026,00 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |2. |ГО г. Переславль-Залесский|907,27 |1 041 154,25 |139 570,20 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |3. |ГО г. Рыбинск |4 745,13 |5 144 380,72 |5 090 364,84| | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |4. |Большесельский МР |970,19 |1 025 510,14 |12 036,04 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |5. |Борисоглебский МР |149,10 |103 250,18 |1 188,46 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |6. |Брейтовский МР |773,12 |18 543,23 |0,00 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |7. |Гаврилов-Ямский МР |233,77 |1 387 906,13 |125 689,31 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |8. |Даниловский МР |483,71 |172 492,60 |256,18 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |9. |Любимский МР |23,59 |286 126,92 |34 105,42 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |10.|Мышкинский МР |53,50 |289 901,22 |19 456,73 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |11.|Некоузский МР |271,60 |577 754,20 |0,00 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |12.|Некрасовский МР |589,40 |365 153,50 |3 381,02 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |13.|Первомайский МР |146,80 |393 423,30 |1 716,04 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |14.|Переславский МР |1 375,22 |1 676 469,31 |15 879,14 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |15.|Пошехонский МР |423,39 |82 708,02 |5 226,06 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |16.|Ростовский МР |250,02 |3 332 197,74 |121 713,80 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |17.|Рыбинский МР |1 442,02 |2 273 348,19 |41 833,31 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |18.|Тутаевский МР |177,84 |288 738,91 |1 118 740,20| | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |19.|Угличский МР |647,11 |367 667,18 |77 687,36 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| |20.|Ярославский МР |4 506,70 |2 967 138,19 |71 691,43 | | | | | | | |---+--------------------------+-------------------+---------------+------------| | |Всего |25 868,51 |27 485 504,20 |7 779 561,54| --------------------------------------------------------------------------------- * Без учета комбинированной выработки. Список сокращений, использованных в таблице ГО - городской округ МР - муниципальный район. IX. Заключительные положения Программа будет использована в качестве основы для: - разработки схем выдачи мощности от генерирующих мощностей, находящихся в регионе; - формирования предложений по определению зон свободного перетока электроэнергии (мощности) для Ярославской области с использованием перспективной расчетной модели; - разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний, осуществляющих свою деятельность на территории Ярославской области. Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2026 Июнь
|
