ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТАМБОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2021-2025 ГОДЫ



ГЛАВА АДМИНИСТРАЦИИ ТАМБОВСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 09 июля 2020 года № 135

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТАМБОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2021-2025 ГОДЫ

Во исполнение пункта 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», ПОСТАНОВЛЯЮ:

1.              Утвердить Схему и программу развития электроэнергетики
Тамбовской области на 2021-2025 годы согласно приложению.

2.              Признать утратившими силу постановления главы администрации
области:

от 30.04.2019 № 62 «Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Тамбовской области на 2020-2024 годы»;

от 23.07.2019 № 93 «О внесении изменений в Схему и программу развития электроэнергетики Тамбовской области на 2020-2024 годы».

3.              Опубликовать настоящее постановление на сайте сетевого издания
«Тамбовская жизнь» (www.tamlife.ru).

Глава администрации области

А.В.Никитин

ПРИЛОЖЕНИЕ

УТВЕРЖДЕНЫ

постановлением главы администрации области

Схема и программа развития электроэнергетики Тамбовской области

на 2021-2025 годы

1 .Анализ существующего состояния электроэнергетики Тамбовской области за 2015-2019 годы

1.1 .Общая характеристика региона

Тамбовская область образована 27 сентября 1937г. располагается в южной части Восточно-Европейской равнины, в центральной части Окско-Донской равнины и как субъект Российской Федерации является частью Центрального федерального округа.

Территория области занимает 34,462 тыс. км2, или около 0,2 % площади Российской Федерации. Наибольшая протяженность с севера на юг - 245 км, с запада на восток - 220 км. Граничит на севере с Рязанской, на северо-востоке и юго-востоке - соответственно с Пензенской и Саратовской областями, на юге и западе - с Воронежской и Липецкой областями.

По территории области протекает 1398 малых и средних рек, из которых 1390 имеют длину менее 100 км. Наиболее значительные реки - Цна, Ворона и Воронеж.

Основное богатство региона - черноземные почвы. Вследствие этого, а также благоприятных климатических условий большая часть (около 80%) территории области занята сельскохозяйственными угодьями, из которых на долю чернозёмов приходится 87 % и только 10,5 % покрыто лесами.

Область относительно бедна полезными ископаемыми, исключением является крупное месторождение ильменит-рутил-циркониевых песков (сырье для производства титана и циркония), а также фосфоритов, известняков и торфа.

На начало 2020 года на территории Тамбовской области располагалось 274 муниципальных образований: 7 городских округов, 23 муниципальных района, в состав которых входят 13 городских и 231 сельских поселения.

По оценке Росстата общая численность постоянного населения Тамбовской области на 01.01.2020 года составила 1006,962 тыс. чел., удельный вес городского населения - 61,39 % (618,169 тыс. чел.), плотность населения - 29,22 чел./км2. Наблюдается отрицательная динамика численности населения области.  В  рассматриваемой  перспективе,  согласно  имеющимся  прогнозам

Росстата и Тамбовстата, тенденция снижения численности населения области сохранится.

Наиболее крупными населенными пунктами Тамбовской области являются города: Тамбов - 292,2 тыс. чел., Мичуринск - 90,7тыс. чел., Рассказово - 42,6 тыс. чел., Моршанск - 37,9 тыс. чел., Котовск - 28,9 тыс. чел. и Тамбовский район - 101,5 тыс. чел.

Особенности природных условий и экономико-географическое положение предопределили основные характеристики экономики области, развитие её социальной системы и системы расселения.

В 2019 году при примерно 0,69 %-ной доле в населении страны на Тамбовскую область пришлось 0,4 % ВРП России.

Область характеризуется высоким темпом роста экономики на протяжении более чем десятилетнего периода. Общая трендовая характеристика данного показателя в Тамбовской области имеет положительные значения.

В 2018 году с учётом, ситуации по основным видам экономической деятельности ВРП региона составил - 331,3 млрд. рублей, индекс физического объёма ВРП - 109,0% . ВРП на душу населения области составил - 315,9 тыс. рублей.

Учитывая высокую базу 2018 года, объём валового регионального продукта в 2019 году оценивается на уровне - 347,2 млрд. руб., индекс физического объёма - 108,8%. На душу населения - 343,7 тыс. рублей.

Ведущими видами экономической деятельности, обеспечивающими основной объём валового регионального продукта Тамбовской области, будут обрабатывающие производства, сельское и лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство, строительство, транспортировка и хранение, на долю которых приходится порядка 80% производимого ВРП.

По прогнозу среднегодовой темп роста промышленного производства области на 2020-2025 годы составит 102,3 % и 103,7 % по консервативному и базовому вариантам соответственно.

Как было отмечено ранее, сельское хозяйство является ведущим сектором экономики региона. Продукция, произведенная в Тамбовской области, занимает более 2,0 % от общей продукции сельского хозяйства в целом по России и около 9,0% по ЦФО (предварительные данные за 2018 год).

Экономико-географическое положение области предопределяет её важные транзитные функции и соответственно существенную роль транспорта в экономике.

По территории области проходят железнодорожные магистрали республиканского и регионального значения протяжённостью 738 км.

На территории Тамбовской области сформировалась развитая трубопроводная сеть где проходят:

магистральный нефтепровод «Дружба» и нефтепродуктопроводы Самара-Сумы и Самара-Ужгород с двумя объектами с высокой электрической

нагрузкой (НПС «Никольское» и ЛПДС «Малиновка» с диспетчерскими и наливными мощностями трубопроводной системы);

газопроводы Уренгой-Ужгород, Средняя Азия-Центр, Саратов-Москва с тремя газокомпрессорными станциями КС-27 «Давыдовская», КС-28 «Первомайская» и КС-17 «Алгасовская».

Вблизи Тамбова в селе Донское находится действующий аэропорт с относительно небольшим пассажиропотоком. В настоящее время из аэропорта выполняются регулярные авиарейсы по маршрутам «Тамбов-Санкт-Петербург-Тамбов», «Тамбов-Екатеринбург-Тамбов», «Тамбов-Краснодар-Тамбов».

За 2019 год объём инвестиций в основной капитал за счет всех источников финансирования составил - 106,23 млрд. руб. или 89,6 % к предыдущему году в сопоставимых ценах. Прогноз 2019 года - 105,56 млрд. руб. и рост - 104,6 %.

Область имеет весьма развитое жилищно-коммунальное хозяйство. На конец 2019 года жилищный фонд Тамбовской области составлял 31,2 млн.м2. Примерно 57,5 % общей площади жилья сосредоточено в городах.

Среднегодовой темп роста общей площади жилищного фонда области составил в период 2015-2019 годов около 102,0 %.

Основные показатели социально-экономического развития Тамбовской области в период 2015-2019 годов приведены в таблице 1.

Основные показатели социально-экономического развития Тамбовской оласти в п

Показатели

Ед. изм.

2015 год

2016 год

1

2

3

4

Численность населения (на конец соответствующего года)

тыс. чел.

1 050,295

1 040,327

1

Валовой региональный продукт (далее - ВРП) в текущих основных ценах

млн. руб.

317213,7

311433,4

3

ВРП на душу населения в текущих основных ценах

тыс. руб.

300,289

284,834

Индекс физического объема ВРП

% к пред. году

105,1

94,8

Индекс промышленного производства

% к пред. году

105,2

104,1

Индекс промышленного производства по ВЭД «Обрабатывающие производства»

% к пред. году

106,2

104,4

Индекс промышленного производства по ВЭД «Пр-во и распределение электроэнергии, газа и воды»

% к пред. году

96,4

103,3

Продукция сельского хозяйства в фактически действовавших ценах (хозяйства всех категорий)

млн. руб.

118711,5

108896,2

Индексы производства продукции сельского хозяйства (хозяйства всех категорий)

% к пред. году

109,7

94,0

Инвестиции в основной капитал в фактически действовавших ценах

млн. руб.

117 641,3

105 033,4

1

Индекс инвестиций в основной капитал

% к пред. году

96,1

84,0

Объем работ, выполненных по ВЭД "Строительство"

млн. руб.

33188,8

32733,2

Индекс физического объема работ, выполненных по ВЭД "Строительство"

% к пред. году

102,5

95,2

Ввод общей площади жилых домов

тыс. кв. м

825,8

832,7

Общая площадь жилищного фонда на конец года

тыс. кв. м

28 295,7

28 802,0

Индекс прироста общей площади жилищного фонда

% к пред. году

102,2

101,8

Оборот оптовой торговли (полный круг организаций с дорасчетом на объемы деятельности, не наблюдаемой прямыми статистическими методами)

млн. руб.

212937,1

214957,2

2

Индекс объема оборота оптовой торговли

% к пред. году

117,2

95,3

Оборот розничной торговли

млн. руб.

182 429,3

189 897,1

1

2

3

4

Индекс объема оборота розничной торговли

% к пред. году

92,5

96,4

Оборот предприятий общественного питания

млн. руб.

4 618,1

4 824,0

Индекс объема оборота общественного питания

% к пред. году

97,3

100,3

Объем платных услуг населению

млн. руб.

44 633,8

46 763,6

Индекс физического объема платных услуг населению

% к пред. году

96,9

99,8

Примечания:* - предварительная оценка управления экономической политики администрации Тамбо экономического развития области на 2019 год и плановый период 2020 и 2021 годов.

Показатели

Ед. изм.

2015 год

2016 год

1

2

3

4

Численность населения (на конец соответствующего года)

тыс. чел.

1 050,295

1 040,327

1

Валовой региональный продукт (далее - ВРП) в текущих основных ценах

млн. руб.

317213,7

311433,4

3

ВРП на душу населения в текущих основных ценах

тыс. руб.

300,289

284,834

Индекс физического объема ВРП

% к пред. году

105,1

94,8

Индекс промышленного производства

% к пред. году

105,2

104,1

Индекс промышленного производства по ВЭД «Обрабатывающие производства»

% к пред. году

106,2

104,4

Индекс промышленного производства по ВЭД «Пр-во и распределение электроэнергии, газа и воды»

% к пред. году

96,4

103,3

Продукция сельского хозяйства в фактически действовавших ценах (хозяйства всех категорий)

млн. руб.

118711,5

108896,2

Индексы производства продукции сельского хозяйства (хозяйства всех категорий)

% к пред. году

109,7

94,0

Инвестиции в основной капитал в фактически действовавших ценах

млн. руб.

117 641,3

105 033,4

1

Индекс инвестиций в основной капитал

% к пред. году

96,1

84,0

Объем работ, выполненных по ВЭД "Строительство"

млн. руб.

33188,8

32733,2

Индекс физического объема работ, выполненных по ВЭД "Строительство"

% к пред. году

102,5

95,2

Ввод общей площади жилых домов

тыс. кв. м

825,8

832,7

Общая площадь жилищного фонда на конец года

тыс. кв. м

28 295,7

28 802,0

Индекс прироста общей площади жилищного фонда

% к пред. году

102,2

101,8

Оборот оптовой торговли (полный круг организаций с дорасчетом на объемы деятельности, не наблюдаемой прямыми статистическими методами)

млн. руб.

212937,1

214957,2

2

Индекс объема оборота оптовой торговли

% к пред. году

117,2

95,3

Оборот розничной торговли

млн. руб.

182 429,3

189 897,1

1

2

3

4

Индекс объема оборота розничной торговли

% к пред. году

92,5

96,4

Оборот предприятий общественного питания

млн. руб.

4 618,1

4 824,0

Индекс объема оборота общественного питания

% к пред. году

97,3

100,3

Объем платных услуг населению

млн. руб.

44 633,8

46 763,6

Индекс физического объема платных услуг населению

% к пред. году

96,9

99,8

Примечания:* - предварительная оценка управления экономической политики администрации Тамбо экономического развития области на 2019 год и плановый период 2020 и 2021 годов.

1.2.Характеристика энергосистемы Тамбовской области

Энергосистема Тамбовской области является составной частью Объединенной энергетической системы Центра (далее - ОЭС Центра) и имеет электрические связи напряжением 110-500 кВ с энергосистемами Воронежской, Липецкой, Пензенской и Рязанской областей.

Функции              оперативно-диспетчерского              управления        объектами

электроэнергетики Тамбовской области выполняют филиалы Акционерного общества «Системный оператор Единой энергетической системы» (далее - АО «СО ЕЭС»), Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистем Липецкой и Тамбовской областей» (далее -Липецкое РДУ) и Филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Центра» (далее - ОДУ Центра).

Энергосистема Тамбовской области в 2015-2019 годах являлась дефицитной по мощности и электроэнергии. Собственный максимум нагрузки энергосистемы за данный период превышал установленную мощность электростанций, и относительное значение сальдо-перетока мощности от соседних энергосистем составляло в среднем - 55,5% от максимума нагрузки, а электроэнергии - 73,95% от объёма электропотребления.

Суммарная установленная мощность электростанций, функционирующих на территории Тамбовской области, на конец 2019 года составила 340,15 МВт \ из которых 253 МВт - мощность ТЭС общего пользования, 48 МВт - мощность блок-станций промышленных предприятий, а также 39,15 МВт функционирующих на территории Тамбовской области блок-станции промышленных предприятий, работающих изолированно от ЕЭС России, технологическое присоединение которых к электрических сетям не осуществлено (далее - электростанции промышленных предприятий, работающие в децентрализованной зоне).

Все электростанции области являются тепловыми. Среди наиболее крупных электростанций следует выделить Тамбовскую ТЭЦ (235,0 МВт).

К генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Тамбовской области, относятся:

филиал Публичного акционерного общества (далее - ПАО) «Квадра» -«Тамбовская генерация» (Тамбовская ТЭЦ - 235,0 МВт);

АО «Газотурбинные технологии Энерго» (Тамбовская ГТ ТЭЦ -18,0 МВт).

Промышленные предприятия, владеющие на праве собственности объектами по производству электрической энергии (мощности), работающими параллельно с ЕЭС России:1 В том числе блок-станции промышленных предприятий, которые не находятся в оперативно-диспетчерском управлении или диспетчерском ведении Филиала АО «СО ЕЭС» Липецкое РДУ и не учитываются при составлении балансов мощности и электроэнергии по энергосистеме Тамбовской области по причине их работы в децентрализованной зоне. Без их учета установленная мощность электростанций в 2019 году составила 301 МВт.

Общество с ограниченной ответственностью (далее - ООО) «Русагро-Тамбов»:

ТЭЦ Знаменского сахарного завода - 12,0 МВт; ТЭЦ Никифоровского сахарного завода - 12,0 МВт;

Федеральное казенное предприятие (далее - ФКП) «Тамбовский пороховой завод» (далее - Котовская ТЭЦ-1) - 24,0 МВт.

Промышленные предприятия, владеющие на праве собственности объектами по производству электрической энергии (мощности), работающими в децентрализованной зоне:

ООО «Русагро-Тамбов» (ТЭЦ Жердевского сахарного завода) - 6 МВт;

Закрытое акционерное общество (далее - ЗАО) «Уваровский сахарный завод» - 12 МВт;

000              «Кристалл» (ТЭЦ Кирсановского сахарного завода) - 15,15 МВт;
ПАО «Пигмент» - 6 МВт;

ЗАО «Тандер» - 2.4 МВт;

АО «ЗАВКОМ» - 0,6 МВт.

В составе энергосистемы Тамбовской области в настоящее время функционируют электросетевые объекты номинальным напряжением 0,38-500 кВ, находящиеся в эксплуатации следующих компаний:

филиал ПАО «ФСК ЕЭС «Верхне-Донское предприятие магистральных электрических сетей» (далее - «Верхне-Донское ПМЭС»);

филиал ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго»;

АО «ОРЭС Тамбов»;

АО «Тамбовская сетевая компания»;

филиал «Юго-Западный» АО «Оборонэнерго»;

филиал ОАО «РЖД» «Трансэнерго» - Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению.

Электросетевые объекты классов напряжения 220 и 500 кВ энергосистемы Тамбовской области находятся в эксплуатации филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - «Верхне-Донское ПМЭС». В зоне эксплуатационной ответственности компании находятся:

1              ПС 500 кВ савокупной трансформаторной мощностью 1002 MB А;

6 ПС 220 кВ савокупной трансформаторной мощностью 1655 MB А;

7 ВЛ 500 кВ протяженностью 642,7 км2;по трассам; 14 В Л 220 кВ протяженностью 701,38 км по трассам.

Эксплуатация основной части электросетевых объектов питающих сетей ПО кВ осуществляется филиалом ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго». На его балансе состоят:

57 ПС 110 кВ совокупной трансформаторной мощностью 1759,9 MB А;

61 ВЛ 110 кВ общей протяженностью 1878,58 км по цепям.

2 Включая проходящие по территории Тамбовской области участки ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Восточная, ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС, ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Восточная, ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Липецкая Западная На территории Тамбовской области также функционируют 3 абонентских ПС 110 кВ савокупной трансформаторной мощностью 203,5 MB А.

Электросетевые объекты напряжением 0,38-35 кВ на территории Тамбовской области эксплуатируются всеми перечисленными выше сетевыми организациями, за исключением филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - «Верхне-Донское ПМЭС».

Сводные данные по объектам напряжением:

35 кВ приведены в таблице 2;

0,38-20 кВ приведены в таблице 3.

Сводные данные по электросетевым объектам классов напряжения 35 кВ,

эксплуатируемым на территории Тамбовской области

Таблица 2

Эксплуатирующая организация

Протяженность ЛЭП, км

Количество ПС

Мощность ПС, МВА

по трассам

по цепям

ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго»

3012,47

3351,92

164

784,5

АО «Тамбовская сетевая компания»

18,15

18,82

5

93,7

АО «ОРЭС Тамбов»

0,035

0,04

1

42

Абоненты

н/д

н/д

6

55,5

ВСЕГО:

3030,655

3370,782

176

975,7

Источник данных: электросетевые компании Тамбовской области.

Сводные данные по электросетевым объектам классов напряжения 0,38-20 кВ,

эксплуатируемым на территории Тамбовской области
                            Таблица 3

Эксплуатирующая организация

Uhom, кВ

Протяженность ЛЭП, км

Мощность ТП, МВА

Коли­чество РП, шт.

ВЛ

КЛ

ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго»

6-20

11957,71

238,35

1165,3

5

0,38

10742,53

82,99

-

-

АО «Тамбовская сетевая компания»

6-20

562,27

363,104

461,85

0

0,38

2011,308

295,749

-

-

АО «Оборонэнерго» (филиал «Юго-Западный»)

6-20

38,49

72,52

35,11

2

0,38

20,19

162,67

-

-

АО «ОРЭС Тамбов»

6-20

73,09

766,22

375,48

28

0,38

510,51

430,12

-

-

ВСЕГО:

6-20

12613,576

1396,919

2037,74

35

0,38

13284,538

971,529

Источник данных: электросетевые компании Тамбовской области.

На территории Тамбовской области действуют два гарантирующих поставщика:

ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания»

АО «Тамбовская областная сбытовая компания», а также десять энергосбытовых компаний:

АО «Межрегионэнергосбыт»;

ООО «ГРИНН энергосбыт»;

ООО «Каскад-Энергосбыт»;

ООО «МагнитЭнерго»;

ООО «РН-Энерго»;

ООО «Русэнергоресурс»;

ООО «Русэнергосбыт»;

ООО «Транснефтьэнерго»;

ООО «АЭС (Черкизово-свиноводство)»;

АО «АтомЭнергоСбыт».

1.3.Отчетная динамика потребления электроэнергии в области и структура электропотребления по основным группам потребителей

за 2015-2019 годы

Энергосистема области по объемам потребления электроэнергии занимает предпоследнее место в ОЭС Центра. По данным АО «СО ЕЭС» (Системный оператор) в 2019 году оно составило 3622,5 млн. кВт.ч (Таблица 4).

Динамика централизованного потребления электроэнергии на территории

Тамбовской области в 2015-2019 годах

              Таблица 4

2015

2016

2017

2018

2019

Электропотребление, млн. кВт-ч

3413,2

3519,9

3561,0

3537,6

3622,5

Изменение к предыдущему году

млн. кВт-ч

-

106,7

41,1

-23,4

84,9

%

-

3,1%

1,2%

-0,7%

2,4%

источник данных: АО «СО ЕЭС»

В целом за период 2015-2019 годов потребление электроэнергии выросло на 209,3 млн. кВт.ч, Как следует из таблицы 4, в рассматриваемый период динамика электропотребления в энергосистеме демонстрирует неустойчивые темпы изменения.

По итогам 2019 года электропотребление только достигло докризисного уровня 2007 года - 3609 млн. кВт.ч.

Подобная динамика является отражением особенностей развития и структуры экономики области и изменения демографической ситуации, описанных ранее, что в свою очередь находит отражение в структуре электропотребления, анализ которой представлен ниже.

Необходимо отметить, что Системный оператор официально не публикует структуру потребления электроэнергии по энергосистемам, опирающуюся на официальные общеэкономические классификаторы.

В свою очередь, Росстат и его территориальные органы на протяжении десятилетий формируют и публикуют объемы и структуру потребления электроэнергии   по   каждому   субъекту   Российской   Федерации   на  основе электробалансов, опирающихся на экономические классификаторы. До 2004 г. это был ОКОНХ, с 2005 г. - ОКВЭД, а с 2017г. - ОКВЭД-2. Таким образом, данные Росстата являются единственным официальным источником долгосрочной структурированной информации по электропотреблению, связанной с социально-экономическими показателями в формате ОКВЭДЗ. Это определяет необходимость обращения к ним при анализе структуры потребления электроэнергии в регионах. Отметим, что данные Росстата по электропотреблению Тамбовской области крайне незначительно отличаются от данных Системного оператора (±40-50 млн. кВт.ч по годам на протяжении последнего десятилетия).

Динамика структуры электропотребления в Тамбовской области в формате ОКВЭД в период с 2015 по 2019 год (данные Росстата за 2019 год отсутствуют) приведена ниже в таблице 5.

Основное место в этой структуре (36-41% в разные годы) занимает непроизводственная сфера в составе бытового сектора (23-25%) и «Прочих видов деятельности, включая сферу услуг» (15-17,7%)). Бытовой сектор снизил расход электроэнергии не существенно^ именно за рассматриваемый период практически не изменился в 2015 - 861,4 млн. кВт*ч. в 2019 - 867,8 млн. кВт*ч.

Доля потерь в сетях разных уровней напряжения в общей структуре потребления постепенно снижается, в 2019 году она составила 10,61% по сравнению с 12,65 % в 2015 году.

Нельзя не отметить растущее потребление электроэнергии в сельском хозяйстве. Этому способствовала целенаправленная политика развития сельского хозяйства в области. За рассматриваемый период увеличение составило 66,2 млн. кВт*ч. Основной прирост потребления электроэнергии связан с развитием животноводства.

1.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии

На территории Тамбовской области функционирует ряд крупных потребителей электроэнергии, общий расход электроэнергии которыми в период 2015-2019 гг. существенно влиял на объём электропотребления в регионе.

Их перечень, составленный на основании отчетных данных предприятий, а также информации, предоставленной энергосбытовыми компаниями области, приведен в таблице 6.

Кроме того, в таблице 7 представлен перечень основных перспективных потребителей (мощностью не менее 670 кВт) на период до 2025 года.

Большую долю в структуре расхода электроэнергии крупными потребителями также занимают ВЭД промышленность (20,6%), производственные нужды сельского и лесного хозяйства (7,8%).

Динамика структуры электропотребления в Тамбовской области в формате ОКВЭ

по видам экономической деятельности

             

Наименование

2015 год

2016 год

2017 год

млн. кВт-ч

% к полному потреблению

млн. кВт-ч

% к полному потреблению

млн. кВт-ч

% к полному потреблению

млн. кВтч

Полное потребление, всего,

3413,0

100,0

3520,0

100,0

3561,0

100,0

3537,6

в том числе:

потреблено на собственные нужды электростанций

163,0

4,7

155,0

4,3

156,0

4,4

157,0

потери в электросетях

434,59

12,65

455,95

12,76

401,41

11,28

417,47

Конечное потребление,

2529,2

74,1

2575,9

73,2

2639,9

74,1

2647,0

из него:

производственные нужды сельского и лесного хозяйства

214,9

6,3

236,5

6,7

280

7,9

279,0

промышленность

785,4

23,0

780,8

22,2

791,6

22,2

778,4

в том числе:

обрабатывающие производства

363,0

10,6

379,7

10,8

402,7

11,3

419,8

производство и распределение электроэнергии, газа и воды (без с.н. электростанций)

422,3

12,4

401,1

11,4

388,8

10,9

358,5

строительство

40,4

1,2

30,8

0,9

26,6

0,7

19,4

транспорт и связь

68,7

2,0

65,8

1,9

64,8

1,8

65,3

прочие виды деятельности (вкл. сферу услуг)

514,1

15,1

530,4

15,1

539,5

15,2

560,7

бытовой сектор (население)

861,4

25,2

891,4

25,3

880,5

24,7

890,6

Источник данных: энергосбытовые компании12

Перечень крупных потребителей электроэнергии Тамбовской обл

             

Наименование потребителя

Вид деятельности*)

Электропотребление, млн. кВт.ч

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2 г

1

2

3

4

5

6

7

ОАО "Токаревская птицефабрика"

Сельское хозяйство

2,13

5,00

43,23

57,46

55,25

0

АО "Инжавинская птицефабрика"

Сельское хозяйство

61,32

59,20

51,18

47,42

52,31

6

ООО "Тамбовский бекон"

Сельское хозяйство

60,77

71,69

42,83

49,22

61,51

3

000 "Тамбовская индейка"

Сельское хозяйство

0,00

6,55

17,62

20,23

28,85

0

АО "Тепличное"

Сельское хозяйство

4,89

5,02

4,64

4,82

4,93

0

000 "Спектр Плюс"

Машиностроение

0,00

0,00

0,16

7,74

3,15

0

АО "Тамбовский завод "Ревтруд"

Машиностроение

7,96

7,53

7,15

7,20

6,33

1

000 "Филье Проперти"

Сфера услуг

0,00

0,00

3,36

7,87

7,47

0

АО "Деметра"

Пищевая промышленность

6,22

6,41

7,33

6,88

7,34

0

АО "Экоойл"

Пищевая промышленность

0,54

4,22

5,68

5,13

6,69

0

ФКУ"ИК№4УФСИН

Обеспечение военной безопасности

3,56

3,39

3,02

2,85

3,12

0

АО Маслобойный завод "Инжавинский"

Пищевая промышленность

2,18

2,66

2,24

2,62

2,99

0

000 "Аэлита"

Торговля розничная

0,93

1,47

1,79

2,90

4,18

0

000 Завод пивоваренный "Моршанский"

Пищевая промышленность

0,00

0,00

0,81

3,50

3,58

0

ЗАО "Коршуновский литейно-механический завод"

Машиностроение

3,23

3,45

3,25

3,24

3,12

0,

АО "Агентство по ипотечному жилищно­му кредитованию Тамбовской области"

Сфера услуг

1,08

1,18

1,08

2,02

1,12

0

Г--

г--

со

1/0

чо

оо

(N

Tf

о

Tt-

о

о

с~-

-3-

со

On

о

г-

•*tr

On

т)-

t>

CN

00

CN

00

ЧО

°i

os

О

оо

°i

V©

00

■^

'Ч

чол

t--

оо

On

ГТ

СО^

tJ;

ЧО

СО^

О

CN

1—1

о

О

о

о"

о

о

о"

of

о"

о

О

О

о"

о"

о"

О

о"

о

Г-

CN

Т-Н

•si-

Tt-

СО

тг

чо

Т-Н

о\

о

              !

г-

t>

СО

Т

со

оо

CN

i             

CN

1—'

0\

00

оо

о

45

00

CN

Tt;

CN

-=*•

СО

со

CN

00

о

ЧО

00

со

со

оо

чо

СО

О

о

О

Т-Н

О

о

О

о

О

О

о

о

О

о

о

О

о

о

о

О

о

о

тг

СО

00

оо

1              (

,

CN

г-Н

CN

СО

(--

оо

СО

о

00

оо

СО

г-

оо

со

On

CN

О

Tf

СО

°i

т-Н

CN

Т-Н

1—i

°i

1—(

°i

1—1

t—1

Г--

CN

о,

г-

оо

со^

СО^

оо

оо

СО

О

о

о"

о

о"

о

О

о4

О

о"

о

о

о

о"

о"

о

о

о"

о"

о

О

о

CN

чо

о

г-

ON

о

1—1

CN

т-н

со

чо

ON

СО

On

СО

Tt-

ЧО

о

г--

00

т|-

Tf

On

Tf

CN

CN

1—1

т-Н

о

т-Н

CN

т-Н

ч              1

1—<

*—i

On

г-Н

CN

ЧО

00

со

со

Tt;

чо

со

о

О

О

о

О

о

О     '

О

О

о

о

О

О

О

о

о

о

о

о

о"

О

о

т—(

00

Tf

00

00

о

^              !

чо

CN

СО

оо

^О

ЧО

чо

(--

00

■*

On

00

^О

со

со

00

тг

CN

CN

о

СП

о

ЧО

т-Н

CN

чо

ON

CN

со

тг

г-

со

о

О

О

о

о

о

О

о

О

о

о

о

О

о

О

о

о

О

о

о

о

о

CN

сч

1—(

Tt-

о

чо

оо

Т-Н

СО

00

СО

оо

-*

CN

о

оо

о->

-ч|"

Tt-

On

t>

00

г-~

Г--

о

CN

Tt;

t>-

TJ-

On

ЧО

Tt;

о\

оо

ЧО

г~-

СО^

о

t~-

оо

чо

CN

t>

00

1—1

(N

1—1

of

1—1

CN

cn"

1—i

1—1

о"

1—1

т-Н

о

1-4

о"

о"

оо

п-

CN

cn"

со

СО

CN

оо

оо

г-

О")

г-~

о

CN

со

С--

чо

CN

t>

о

о

оо

о

О

ON

тг

00

со

чо

оо

СО

о

г—<

Tf-

,—(

О

оо

о

On

т—(

Г--

CN

f—1

CN

Tf

On

со

т};

чо

CN

CN

CN

CN

1—1

1—1

cn"

CN

1—1

г_|

1—1

*—i

1—(

о

i—(

t-H

О

Tf

оо

CN

cn"

со

т|-

CN

о\

ч©

г»

Os

On

Г-~

<3\

СО

■              1

CN

00

-*

О

CN

со

ЧО

о

CN

OO

00

00

Tf

о~>

00

00

00

т-Н

Tt;

оо

00

г--

о

ЧО

т-Н

о

о

rt;

ЧО

Tt-

00

ЧО

Tl-

"~о

т-Н

CN

CN

т-Н

Т-Н

1—1

"~'

О

о

1—1

т-н

1—1

т—Н

о

ЧО

r-H

о

оо

00

CN

CN

СО

Tf

CN

i              с

CN

00

1—1

CN

о

со

тг

т-Н

CN

^              J

оо

On

00

CN

г-

о

00

ON

о

о

ЧО

tj-

00

О

°i

о->

°1

о

о>

ON

CN

On

in

On

ОО

со

Tf

тГ

о

о

О")

т}-

Tf

СО

CN

Т—,

т-Н

1—1

т—1

о

о

г~*

1—i

О

r-H

О

г~-

t-H

CN

Tf

чо

CN

CN

со

Tf

CN

оо

Г--

оо

о

О

о

т|-

о

00

00

о->

CN

оо

ON

О

Г--

,

CN

CO

1—I

со

т—(

СО

о

оо

Tt;

чо

<Ч

о^

г-

Tt;

<Ч

On

"^

00

со

ON.

г»

г»

\о

О

\o

CN

т-Н

СО

CN

»—<

1—(

о

cn"

сГ

о

1   '

1—1

О

'  '

о

о->

о

CN

тГ

ЧО

CN

CN

СО

00

CN

о

о

зерна

о

О

К

л

Л

U3

н

е

Э

н

л

л

м н

<о

(D

и

(U

1)

Я

я

н

н

н

о

о

га

о

н

н

о

я

Я

я

я

Я

я

и

о

о

о

>я

>я

Ч

>я

о

о

5Я

я

я

я

я

Я

я

о

о

о

о

«

«

м

«

о

о

W

(D

4)

(D

1)

(D

СЧ

ля роз

ля опт

услуг

льное одствс

ннэшг

KB

я я

S в

я я <а

ое хоз

ое хоз

услуг

:ение и с

ое хоз

ННЭ1Ш] KB

я я

0)

S5     Ч

а в

ое хоз

иностро^

иностро'

иностро^

услуг

услуг

иностро

иностро-

о

PQ

о

га

s   SS

!-<      СО

5 й

S S

м   я S й

о

о

га

о

8 §

CQ    Я

S й

о

га

га

Торг

Торг

Сфер

Текс прои

1 о

Ё &

я ° С я

Сель

Сель

Сфер

Хран

Сель

С я

В  о С  я

Сель

Маш

Маш

Маш

Сфер

Сфер

Маш

Маш

олимермаш"

мануфактура"

:Й сахарный

"Глоубэл Концентрат Групп"

ная агрогруппа"

•леватор"

"та Я

ласт"

рс"

«БравоСити»

осхимзащита"

"Альфа-М"

Завод Тамбовп

"Квант"

"Моршанская

"АгроСоюз"

"Жупиков"

"Грибановски

"Агрофермент

"Суворово"

" Юго-Восточ)

Мордовский з

"Кристалл"

Биотехнологии

"Зелёная доли:

АРТИ-Завод"

АРТИ-Резиноп

Завком"

ГК "Промресу

овый комплекс

Тамбовмаш"

' Корпорация "Р

О

=

О

О

О

о

о §

О

О

О

О

~

О

—

О

~

г

=

О

(н

£

О

О

О

О

О

о

О  9

О

О

О

О

О

О

О

О

О

О

О

О

ft

о

О

О

о

<

О

О

О

О

о й

о

о

о

о

<

О

<

О

<

<

<

о

Н

<

<

1

2

3

4

5

6

7

АО "Тамбовгальванотехника"

Машиностроение

1,86

1,93

1,83

2,13

1,78

0

ПАО "Тамбовский завод электроприбор"

Приборостроение

17,15

18,28

18,13

18,95

17,72

2

Филиал АО "ТКС" " Тамбовводоканал"

Водоснабжение

50,00

47,24

45,90

43,97

38,58

7

ПАО "Пигмент"

Хим. промышленность

9,49

9,80

8,14

9,94

7,84

1

ООО «Агротехнологии»

Пищевая промышленность

1,13

1,36

1,05

0,88

1,16

0

000 «Гелиос»

Пищевая промышленность

1,41

2,24

2,31

2,27

2,46

0

АО "Знаменский сахарный завод"

Пищевая промышленность

4,38

4,35

0,00

0,00

0,48

0

Уваровский маслозавод-элеватор

Пищевая промышленность

3,92

3,77

3,48

0,22

0,06

0

ОАО "Алмаз"

Приборостроение

7,00

6,43

6,21

6,55

6,68

1

ЗАО "Котовский завод нетканых материалов"

Текстильное производство

10,75

10,21

10,85

13,01

13,18

1

ФКП «Тамбовский пороховой завод»

Хим. промышленность

10,07

18,26

22,12

20,77

18,21

1

АО Рематтра

Машиностроение

1,16

1,02

0,98

0,89

0,61

0

АО Биохим

Пищевая промышленность

2,35

2,13

2,26

2,23

2,38

0

АО "Милорем"

Машиностроение

17,65

16,72

16,90

17,34

17,98

2

АО "Мичуринский завод "Прогресс"

Приборостроение

15,32

15,07

15,56

15,15

13,97

2

ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"

Транспорт

6,95

7,06

6,08

6,93

3,04

0

Перечень основных перспективных потребителей (мощностью не менее 670 кВт)

Наименование потребителя

Вид деятельности *)

Наименование центра питания (ПС)

Месторасположение (город, район области)

1

2

3

4

ООО «Тамбовская сахарная компания»

Обрабатывающее производство

ПС 110/35/10 Мордовская; ПС 35/10 Черняевская

Тамбовская область, Мордовский рай в границах ОГУП «Мордовское», отделение 1

ООО «Компания Козерог».

Строительство

ПС 110/6 Тамбовская №8

Тамбовская область, г.Тамбов, в границах ул.Селезневской, ул.Пахотн ул.Сабуровской

АО «Маслобойный завод «Инжавинский»

Обрабатывающее производство

ПС 110/35/10 Инжавинская

Тамбовская область, Инжавинский район, р.п.Инжавино, ул.Распопова, д

ООО «Строительная компания БРУ-Элитстрой»

Коммунально-бытовая

ПС 110/6 Тамбовская №8

Тамбовская область, г.Тамбов, в границах ул.Запрудная, Рылеева, Агапкина, 1-й Школьный проезд

ООО «Кристалл»

Промышленность

ПС 110/35/10 Кирсановская

Тамбовская область, г.Кирсанов, ул.Заводская, Д.2Д/2

ООО «Тамбовский бекон»

Промышленность

ПС 220/110/6 Тамбовская

№4

Тамбовская область, Тамбовский рай в границах плана СХПК «Борщевски полевой севооборот №1, поле VI, рабочий участок №1

ОАО «Российские железные дороги»

Промышленность

ПС 35/10 Платоновская; ПС 110/35/10 Арженская

Тамбовская область, Рассказовский район, ст.Платоновка, на земельном участке с КН: 68:00:0000000:0013

ОАО «Российские железные дороги»

Промышленность

ПС 110/35/10 Промышленная

Тамбовская область, Тамбовский рай ст.Тамбов, на земельном участке с КН 68:00:0000000:0013

АО «Экоойл»

Обрабатывающее производство

ПС 35/10 Викторская

Тамбовская область, Тамбовский рай с.Б.Липовица, ул.Советская, Д.77А, земельный участок с КН: 68:20:6102020:38

1

2

3

4

АО «Тамбовская сетевая компания»

Коммунально-бытовая

ПС 35/10 Поселок

Тамбовская область, Рассказовский район, с.Платоновка

АО «Тамбовская сетевая компания»

Коммунально-бытовая

ПС 35/10 Поселок

Тамбовская область, Рассказовский район, п.Зеленый

ОАО «Российские железные дороги»

Промышленность

ПС 35/10 Заводская ПС

110/35/10

Кирсановская

Тамбовская область, Кирсановский район, ст.Кирсанов, на земельном участке с КН 68:00:0000000:0013

ОАО «Российские железные дороги»

Промышленность

ПС 110/35/10 Кирсановская

Тамбовская область, Кирсановский район, ст.Иноковка, на земельном участке с КНН: 68:00:0000000:0013

ОАО «Российские железные дороги»

Промышленность

ПС 220 кВ Варваринский-тяговая

Тамбовская область, Мичуринский район

ОАО «Российские железные дороги»

Промышленность

ПС 220 кВ Пушкари-тяговая

Тамбовская область, Тамбовский рай

1.5. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за период 2015-2019 годов

Энергосистема Тамбовской области составляет около 1,6% по мощности от общего объема потребления ОЭС Центра. В 2019 году собственная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы Тамбовской области на 10:00   27.11.2019 составила 612 МВт.

В таблице 8 приведены годовые максимумы электрической нагрузки энергосистемы Тамбовской области, дата и время их прохождения, температура наружного воздуха на час прохождения годового максимума энергосистемы.

Максимальные электрические нагрузки энергосистемы Тамбовской области,

дата и время, температура наружного воздуха на час его прохождения
              Таблица 8

Годы

Электрическая

нагрузка,

МВт

Температура

наружного

воздуха,

град. С

Дата и время, дд.мм; чч.мм

Абсолютный

прирост

максимума

нагрузки,

МВт

Среднегодовые

темпы

прироста,

%

2015

577

-3,9

13.02; 11:00

-59

-9,3

2016

616

-18,2

16.12; 17:00

39

6,8

2017

607

-17,7

31.01; 10:00

-9

-0,15

2018

587

-15,2

26.01.; 09:00

-20

-3,3

2019

612

-5,3

27.11.; 10:00

25

4,08

Среднегодовое увеличение максимальной нагрузки за рассматриваемый период 2015-2019 годов составляет 5,7%.

Собственный максимум нагрузки энергосистемы за период 2015-2019 годы является в значительной степени волатильным. Подобное явление может объясняться, как кризисными изменениями в экономике страны в целом, так и преобладанием в структуре электропотребления региона непроизводственной сферы в составе бытового сектора и «Прочих видов деятельности, включая сферу услуг», характеризующихся неравномерностью электропотребления. Кроме того, из представленных в таблице данных прослеживается связь величины максимума нагрузки с температурой наружного воздуха.

Оценка резерва мощности ПС системообразующей сети 220-500 кВ энергосистемы Тамбовской области

В составе энергосистемы Тамбовской области функционируют электросетевые объекты номинальным напряжением 500, 220, ПО, 35 кВ и ниже.

Опорная сеть 500 кВ энергосистемы Тамбовской области сформирована тремя В Л 500 кВ (Рязанская ГРЭС - Тамбовская, Липецкая - Тамбовская, Тамбовская - Пенза-2), а также узловой ПС 500/220 кВ Тамбовская, тем самым

обеспечивает выдачу мощности Рязанской ГРЭС в сторону ПС 500 кВ Тамбовская, а также необходимый переток мощности между ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги по транзиту 500 кВ Пенза-2 - Тамбовская - Липецкая. Следует отметить, что ввиду особенностей функционирования указанных ОЭС переток мощности по транзиту имеет реверсивный характер.

Электрическая сеть 220 кВ энергосистемы Тамбовской области обеспечивает передачу мощности в крупные нагрузочные узлы. Сеть топологически представляет собой одноцепное кольцо (ПС Котовская -РУ 220 кВ ПС 500 кВ Тамбовская - ИловайскаяЗ - Мичуринская - РУ 220 кВ ПС 500 кВ Липецкая 4), имеющее связь с энергосистемой Рязанской области по транзиту 220 кВ ПС Тамбовская-500 - Давыдовская - Глебово5. От РУ 220 кВ ПС 500 кВ Тамбовская также отходит В Л 220 кВ Тамбовская - Тамбовская № 4 (I, II цепи); ПС 220 кВ Тамбовская № 4 предназначена для передачи мощности в питающую сеть 110 кВ г. Тамбова и близлежащих районов.

Эксплуатация объектов сети 220-500 кВ энергосистемы Тамбовской области осуществляется филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» - «Верхне-Донское ПМЭС».

В     таблице     9     представлены              сводные     данные     по    загрузке

трансформаторного оборудования (средние значения) ПС 220-500 кВ энергосистемы Тамбовской области на час собственных максимумов нагрузки ПС в период 2015-2019 годов.

Наиболее загруженными в системообразующей сети энергосистемы Тамбовской области за период 2015-2019 годов являлись автотрансформаторы, установленные на ПС 220 кВ Мичуринская и Тамбовская № 4.

Отмечается в 2019 году снижение загрузки автотрансформаторов 220 кВ на ПС Котовская и Тамбовская № 4. В то же время произошел рост загрузки за рассматриваемый период автотрансформаторов ПС 500 кВ Тамбовская и на ПС 220 кВ Мичуринская.19

Сводные данные по загрузке трансформаторного оборудования ПС 220-500 кВ энер

на час собственных максимумов нагрузки ПС в период 2015-2

             

Диспетчерское

наименование центра

питания 110 кВ и выше

Трансформаторная мощность центра питания, шт х МВА

Фактический обору

2015год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2015 год

201

ПС 500 кВ Тамбовская

2x3x167

2x3x167

2x3x167

2x3x167

2x3x167

318,82

27

ПС 220 кВ Давыдовская

8x63

8x63

8x63

8x63

8x63

1,30

1

ПС 220 кВ Компрессорная

8x63

8x63

8x63

8x63

4x63

0,80

0

ПС 220 кВ Котовская

2x125

2x125

2x125

2x125

2x125

80,16

78

ПС 220 кВ Мичуринская

2x200+2x63

2x200+2x63

2x200+2x63

2x200+2x63

2x200+2x63

145,13

12

ПС 220 кВ Тамбовская №4

3x125

3x125

3x125

3x125

3x125

181,11

18

1.6. Структура установленной электрической мощности на территории

Тамбовской области

По состоянию на 01.01.2020 установленная мощность электростанций Тамбовской области по данным АО «СО ЕЭС» составила 301,0 МВт.

Структура установленной электрической мощности электростанций Тамбовской области на 01.01.2020 г.

Диаграмма 1

Тепловыеэлекфосганции: я -253/) МВт

Электростанции промышленных пред­приятий: -48/ЗМВт

I

Электростанции промышленных пред­приятий, работасшиев децентрализован­ной зоне-39,15 МВт

Энергоисгочники промышленных пред­приятий менее5 МВт, работаюшиевдеиен-тралиэованнойзоне -ЗМВг

По данным субъектов электроэнергетики и промышленных предприятий на 01.01.2020 года общая установленная электрическая мощностью источников электрической энергии на территории Тамбовской области (включая работающие в децентрализованной зоне) - 340,15 МВт3.

На диаграмме 1 приведены данные по всем источникам генерации электрической энергии, расположенным на территории Тамбовской области.

На долю тепловых электростанций (ТЭС) пришлось 74,37 %, доля электростанций промышленных предприятий - 14,11%, доля электростанций промышленных предприятий, работающих в децентрализованной зоне - 11,5%, энергоисточники промышленных предприятий менее 5 МВт, работающих в децентрализованной зоне - 0,88%.

Липецкое РДУ при составлении балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Тамбовской области учитывает электростанции, установленная электрическая мощность которых составляет 5 МВт и более, но в тоже время не учитывает следующие электростанции промышленных предприятий установленной электрической мощностью более 5 МВт по причине их работы в децентрализованной зоне:

3 В суммарной установленной мощности объектов генерации электрической энергии, расположенных на территории Тамбовской области, в своих формах статистического наблюдения Росстат не учитывает установленную мощность энергоисточника АО «ЗАВКОМ» (0,6 МВт и ЗАО «Тандер» (2.4 МВт).

Жердевская ТЭЦ ООО «Русагро-Тамбов» филиал «Жердевский»;

Кирсановская ТЭЦ ООО «Кристалл» (Кирсановский сахарный завод);

ТЭЦ ЗАО «Уваровский сахарный завод» ;

энергоисточник ПАО «Пигмент».

Таким образом, к объектам генерации, лежащим за рамками рассмотрения настоящей Схемы, относятся следующие энергоисточники промышленных предприятий области:

ЗАО «Тандер» - 2,4 МВт;

АО «ЗАВКОМ» - 0,6 МВт.

В настоящей Схеме далее рассмотрены только электростанции, установленная мощность которых превышает 5 МВт (функционирующие в том числе и в децентрализованной зоне).

Вторая по величине ТЭС установленной электрической мощности Котовская ТЭЦ-2 ООО «Котовская ТЭЦ» - 80,0 МВт с 15.07.2018г. выведена из эксплуатации.

Перечень вводимых в эксплуатацию энергоблоков (агрегатов) на электростанциях за отчетный 2019 год

В свою очередь 04.10.2019 на ООО «Кристалл» (Кирсановский сахарный завод) введены две когенерационные модульные установки типа ETW ИЗО EG СО-КА мощностью 1,125 МВт каждая (таблица 10). Суммарная установленная электрическая мощность достигла - 15,15 МВт.

Таблица 10

Наименование электростанции

Номер блока

Тип оборудования

Вид

топлива

Установленная мощность

МВт

Гкал/ч

ООО «Кристалл»

(Кирсановский

сахарный завод)

ТГ-4

ETW1130 EG СО-КА

Природный газ

1,125

-

ТГ-5

ETW1130 EG СО-КА

Природный газ

1,125

-

В таблице 10 приведены данные о структуре установленной электрической мощности электростанций Тамбовской области на 31.12.2019 года.

Структура установленной электрической мощности электростанций Тамбовской области в разрезе энергетических компаний за период 2015-2019 годов приведена в таблице 11. Из таблицы 11 видно, что основная доля установленной электрической мощности энергосистемы приходится на Тамбовскую ТЭЦ филиала ПАО «Квадра» «Тамбовская генерация» - 235,0 МВт (69,09%).22

Структура установленной электрической мощности электростанций Тамб в разрезе энергетических компаний за период 2015-2019 гг

             

Наименование электростанции

Генерирующая компания

Установленная мощность электростанц

МВт

2015 год

2016 год

2017 год

20

тэс

Тамбовская ТЭЦ

Филиал ПАО «Квадра» «Тамбовская генерация»

235,0

235,0

235,0

2

Котовская ТЭЦ-2

ООО «Котовская ТЭЦ»

80,0

80,0

80,0

Тамбовская ГТ-ТЭЦ

АО «ГТ Энерго»

18,0

18,0

18,0

Всего ТЭС:

333,0

333,0

333,0

2

Электростанции промышленных предприятий (ЭПП)

Котовская ТЭЦ-1

ФКП «Тамбовский пороховой завод»

24,0

24,0

24,0

2

Никифоровская ТЭЦ

ООО «Русагро-Тамбов» филиал «Никифоровский»

12,0

12,0

12,0

Знаменская ТЭЦ

ООО «Русагро-Тамбов» ПП «Знаменка»

12,0

12,0

12,0

Всего электростанции промышленных предприятий

48,0

48,0

48,0

4

Всего ТЭС и ЭПП:

381,0

381,0

381,0

3

Электростанции промышленных предприятий, работающие в децентрализова

Жердевская ТЭЦ

ООО «Русагро-Тамбов» филиал «Жердевский»

6,0

6,0

6,0

Кирсановская ТЭЦ

ООО «Кристалл» (Кирсановский сахарный завод)

12,9

12,9

12,9

Уваровская ТЭЦ

ЗАО «Уваровский сахарный завод»

12,0

12,0

12,0

Энергоисточник

ПАО «Пигмент»

0,0

6,0

6,0

Всего электростанции промышленных предприятий, работающие в децентрализованной зоне

36,9

36,9

36,9

Всего с учетом электростанций промышленных предприятий, работающих в децентрализованной зоне

417,9

417,9

417,9

3

Источник данных: данные энергокомпаний

1.7. Состав существующих электростанций (блок-станций)

Состав оборудования электростанций Тамбовской области, также блок-станций с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, приведены в таблице 12.

Состав оборудования электростанций Тамбовской области
              Таблица 12

Генерирующая компания

Электростанция

Станционный номер, тип турбины

Мощность ,МВт

1

2

3

4

ЭС

Филиал ПАО «Квадра»

«Тамбовская

генерация»

Тамбовская ТЭЦ

5

ПТ-40/50-8,8

40,0

6

ПТ-25-90/10

25,0

7

ПТ-60-130/13

60,0

8

Т-110/120-130

110,0

Всего

235,0

АО «ГТ Энерго»

Тамбовская ГТ-ТЭЦ

ГТУ-1

ГТЭ-009М

9,0

ГТУ-2

ГТЭ-009М

9,0

Всего

18,0

Электростанции промышленных предприятий

ФКП «Тамбовский пороховой завод»

Котовская ТЭЦ-1

2

«BORSIG»

3,0

3

«B0RS1G»

3,0

4

«BORSIG»

3,0

5

«BORSIG»

3,0

7

«Brown Boveri»

6,0

8

«AEG»

6,0

Всего

24,0

ООО «Русагро-

Тамбов» филиал

«Никифоровский»

Никифоровская ТЭЦ

1

ПТ-25-90/10 «Фив-Лиль-Кай» (Франция)

6,0

2

ПТ-25-90/10 «Фив-Лиль-Кай» (Франция)

6,0

Всего

12,0

000 «Русагро-Тамбов» ПП «Знаменка»

Знаменская ТЭЦ

1

ТР 6/3-1

6,0

2

Р 6-35/5М

6,0

Всего

12,0

Электростанции промышленных предприятий, работающие в децентрализованной зоне

000 «Русагро-

Тамбов» филиал

«Жердевский»

Жердевская ТЭЦ

1

Р-6-35/5М-1

6,0

Всего

6,0

000 «Кристалл»

(Кирсановский

сахарный завод)

Кирсановская ТЭЦ

1

АП-б

6,0

2

АР-3,2

3,2

3

АР-3,2

3,2

4

ETW1130EGCO-KA

1,125

5

ETW1130EGCO-KA

1,125

1

2

3

4

н/д

ДЭС

0,5

Всего

15,15

ТЭЦ ЗАО «Уваровский сахарный завод»

4

АР 6/5

6,0

2

АР 6/3 М

6,0

Всего

12,0

Энергоисточник ПАО «Пигмент»

2211213

TCG2020V20

2,0

2211217

TCG2020V20

2,0

2211214

TCG2020V20

2,0

Всего

6,0

Всего электростанций с учетом промышленных предприятий, работающих в децентрализованной зоне

340,15

Источник данных: данные энергокомпаний

1.8. Структура выработки электрической энергии по типам электростанций

и видам собственности

В таблице 13 приведена динамика изменения и структура производства электроэнергии в энергосистеме Тамбовской области по типам электростанций в 2015-2019 гг.

Как следует из таблицы 13 в среднем около 70% годового объема выработки электроэнергии на территории Тамбовской области в рассматриваемом периоде приходится на долю крупнейшей электростанции региона - Тамбовской ТЭЦ филиала ПАО «Квадра» «Тамбовская генерация» (от максимума 2015 г. в размере - 72,96% до минимального значения на конец 2018 г.-68,85%).

В 2019г. суммарная выработка электроэнергии в энергосистеме Тамбовской области станциями общего пользования и промышленных предприятий составила 848,57. млн. кВт-ч (из них около 90,34% приходится на выработку электроэнергии на ТЭС общего пользования, 9,65% - на выработку электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий).

С учетом электростанций промышленных предприятий установленной мощностью свыше 5 МВт, функционирующих в децентрализованной зоне, выработка электроэнергии на территории области в 2019г. Составила 950,61 млн.кВт-ч (на долю ТЭС общего пользования приходится около 80,64%).

Величина выработки электрической энергии электростанциями Тамбовской области в 2019 г. продемонстрировала снижение к уровню 2015 г. в размере 12,7% (138,35 млн. кВт-ч).

Сведения о динамике и структуре производства электрической энергии в Тамбовской области в разрезе генерирующих компаний за период 2015-2019 гг. приведены в таблице 14 и на диаграмме 2 (а,б).

25 Структура производства электроэнергии в энергосистеме Тамбовской области по типам эл

Тип электростанций, наименование

2015 год

2016 год

2017 год

млн. кВт-ч

млн. кВт-ч

Прирост, %

млн. кВтч

Прирост, %

м к

тэс

Тамбовская ТЭЦ

794,50

763.30

-3.92

772,55

1,21

68

Котовская ТЭЦ-2

122,30

128.13

4,77

96,79

-24,46

5

Тамбовская ГТ-ТЭЦ

8,10

29,70 J

266,66

50,25

69,19

9

Всего ТЭС

924,90

921ЛЗ

-0,4

919,59

-0,17

83

Электростанции промышленных предприятий

Котовская ТЭЦ-1

17,34

6,38

-63,19

6,75

5,80

6

Никифоровская ТЭЦ

30,32

30,08

-0,80

25,89

-13,93

2

Знаменская ТЭЦ

25,51

34,86

36,69

48,28

38,50

3

Всего электростанции промышленных предприятий

73,17

71,32

-2,59

80,92

13,46

6

Выработка электроэнергии всего

998,07

992,45   ,

-0,57     ,

1000,51

0,81

90

Электростанции промышленных предприятий, работающие в децентрализован

Жердевская ТЭЦ

17,20

16,60

-3,88

14,1

-15,06

1

Кирсановская ТЭЦ

22,48

27,20

20,85

21,37

-21,42

3

ТЭЦ ЗАО «Уваровский сахарный завод»

20,60

21,30

3,46

22,30

4,69

2

Энергоисточник ПАО «Пигмент»

30,61

32,91

7,53

36,11

1,52

3

Всего электростанции промышленных

предприятий, работающие в

децентрализованной зоне

90,89

98,01

7,74

93,88

-9,72

9

Всего с учетом электростанций

промышленных предприятий, работающих в

децентрализованной зоне

1088,96

1090,46

0,12

1094,39

0,36

10

Источник данных: данные энергокомпаний

Динамика и структура производства электрической энергии в энергосистеме Т

в разрезе генерирующих компаний в 2015-2019 гг.

Генерирующая компания

2015 год

2016 год

2017 год

млн. кВтч

Прирост %

млн. кВтч

Прирост

%

млн. кВт-ч

Прирост

%

м к

Выработка электроэнергии всего, в том числе:

998,07

-8,00

992,45

0,56

1000,51

0,81

9

1088,96

(-5,26)

1090,46

(-0,13)

1094,39

(0,36)

10

Филиал ПАО «Квадра» «Тамбовская генерация»

794,50

-9,10

763,30

-3,93

772,55

1,21

6

ООО «Котовская ТЭЦ»

122,30

-18,52

128,13

4.77

96,79

-24,46

5

АО «ГТ Энерго»

8,10

925,28

29,70

267,00

50,25

69,19

9

ФКП «Тамбовский пороховой завод»

17,34

163,71

6,38

-63,19

6,75

5,80

ООО «Русагро-Тамбов»

55,83

4,59

64,94

16,33

74,17

14,30

6

ООО «Русагро-Тамбов» филиал Жердевская ТЭЦ

17,20

11,34

16,60

-3,88

14,10

-15,06

1

ООО «Кристалл» (Кирсановский сахарный завод)

22,48

12,35

27,20

20,99

21,37

-21,43

3

ЗАО «Уваровский сахарный завод»

20,60

7,86

21,30

3.39

22,30

4,69

2

ПАО «Пигмент»

30,61

209,22

32,91

7,51

36,11

9,72

3

Источник данных: данные энергокомпаний

Примечание: В скобках указаны значения с учетом электростанций промышленных предприятий мощ децентрализованной зоне.

Структура производства электрической энергии в Тамбовской области в разрезе генерирующих компаний в 2019 г.

Диаграмма 2

без учета электростанций промышленных предприятий, работающих в децентрализованной зоне

77

"/<>

Тамбовская ТЭЦ - 76,84%

Тамбовская ГТ ТЭЦ -13,49%

I Котовская ТЭЦ-1 -1,00%

Никифоровская ТЭЦ - 2,93%

Знаменская ТЭЦ - 4,89%

1% 3%

с учетом таких электростанции

Тамбовская ТЭЦ - 68,59%

Тамбовская ГТ ТЭЦ -12,04%

69%

Котовская ТЭЦ-1 - 0,89%

12°, <>

*Г

,t>^

2%3%

1.. 4%

_   о

Никифоровская ТЭЦ - 2,61% Знаменская ТЭЦ - 4,37%

У> Жердевская ТЭЦ - 1,85% Кирсановская ТЭЦ - 2,95%

Уваровская ТЭЦ - 2,24% Энергоисточник "Пигмент" - 3,69%

Производство электрической энергии в Тамбовской области отличается достаточной волатильностью:

относительно 2015 года последовал период роста в 2016 и 2017 году, а снижение величины выработки электрической энергии в 2019 году относительно 2018 года составило 5,87%.

Эффективность использования установленной мощности электростанций характеризуется коэффициентом, определяемым отношением числа часов использования средней за отчетный период установленной электрической мощности к календарному числу часов отчетного периода. Значение коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) зависит от многих факторов. Косвенное влияние на него оказывают: тип установленного оборудования; объем и структура потребления; тепловая нагрузка (для ТЭЦ); конкурентность цен на электрическую и тепловую энергию; качество эксплуатации, ремонтов, реконструкций и ограничения мощности по техническому состоянию и функциональному соответствию оборудования.

В целом по Тамбовской области КИУМ электростанций общего пользования в 2019 году составил 34,59%), продемонстрировав снижение на 3,03 процентных пункта по сравнению с уровнем данного показателя в 2018 году.

Максимальное значение КИУМ всех электростанций Тамбовской области за анализируемый период 2015-2019 годов приходится на 2018 год и составил 33,87%.

В таблице 15 приведены данные о КИУМ в разрезе электростанций Тамбовской области в 2015-2019 годах.

За рассматриваемый период 2015-2019 годов среди электростанций общего пользования и промышленных предприятий наибольшей величиной КИУМ характеризуется оборудование Тамбовской ГТ ТЭЦ - 72,63%).

Среди электростанций промышленных предприятий, работающих в децентрализованной зоне, наибольшее значение КИУМ отмечено на оборудовании энергоисточника ПАО «Пигмент» - 66,88%.

Коэффициент использования установленной мощности в разрезе электростанций Тамбовской области в 2015-2019 гг.

Таблица 15

Наименование электростанции

Генерирующая компания

КИУМ, %

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

1

2

3

4

5

6

7

Электростанции общего пользования

Тамбовская ТЭЦ

Филиал ПАО «Квадра»

«Тамбовская

генерация»

38,59

36,98

37,53

33,49

31,68

Котовская ТЭЦ-2

ООО «Котовская ТЭЦ»

17,45

18,23

13,81

7,34

-

Тамбовская ГТ-ТЭЦ

АО «ГТ Энерго»

5,14

18,79

31,87

58,93

72,63

Среднее значение ЭОП за год всего

31,71

31,58

31,52

37,62

34,59

1

2

3

4

5

6

7

Электростанции промышленных предприятий

Котовская ТЭЦ-1

ФКП «Тамбовский пороховой завод»

8,23

3,04

3,21

3,06

4,06

Никифоровская ТЭЦ

ООО «Русагро-

Тамбов» филиал

«Никифоровский»

28,82

28,63

24,64

20,39

23,67

Знаменская ТЭЦ

000 «Русагро-Тамбов» ПП «Знаменка»

24,26

33,16

45,95

37,89

39,54

Среднее значение ЭПП за год, всего

17,40

16,96

19,24

16,10

19,49

Среднее значение ЭОП и ЭПП за год, всего

29,90

29,74

29,98

34,19

32,18

Электростанции промышленных предприятий, работающие в децентрализованной зоне

Жердевская ТЭЦ

00 «Русагро-Тамбов» филиал «Жердевский»

32,72

31,58

26,83

24,32

33,50

Кирсановская ТЭЦ

000 «Кристалл»

(Кирсановский

сахарный завод)

19,89

24,07

18,91

28,26

21,10

ТЭЦ ЗАО «Уваровский сахарный завод»

19,60

20,26

21,21

19,28

20,29

Энергоисточник ПАО «Пигмент»

58,24

62,61

68,70

66,42

66,88

Среднее значение ЭПП, раб. в дец. зоне за год,

всего

28,12

30,32

29,04

31,32

29,77

Среднее значение всех источников генерации по Тамбовской области

29,75

29,79

29,89

33,87

31,90

В таблице 16 и на диаграмме 3 показана динамика изменения коэффициента использования установленной мощности по типам электростанций Тамбовской области в 2015-2019 гг.

Динамика изменения коэффициента использования установленной мощности по типам электростанций Тамбовской области в 2015-2019 гг.

Таблица 16

Тип электростанций

КИУМ, %

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Электростанции ТЭС и промышленных предприятий

29,90

29,74

29,98

34,19

34,59

Электростанции промышленных предприятий, работающие в децентрализованной зоне

28,12

30,32

29,04

31,32

29,77

Среднее значение всех источников генерации по Тамбовской области

29,75

29,79

29,89

33,87

31,90

Динамика изменения коэффициента использования установленной мощности по типам электростанций Тамбовской области в 2015-2019 гг.

Диаграмма 3

34,19

35 34

зз

31,32

30,32

32 31

29,98

29,9

29,74

зо

28,12

29 28

12015

2016

2017

И 2018

2019

Электростанции ТЭС и промышленных предприятий

Электростанции промышленных предприятий, работающих в децентрализованной зоне

Согласно данным, представленным в таблице 16 и диаграмме 3 максимальное значение КИУМ за анализируемый период 2015-2019 годов отмечается на Тамбовской ГТ ТЭЦ - 72,63%.

При этом стоит отметить, что в 2019 году ТЭС и электростанции
промышленных предприятий загружены на 32,18%, против 29,77% для
электростанций              промышленных              предприятий,              работающих              в

децентрализованной зоне.

1.9.Анализ балансов электрической энергии и мощности

в 2015-2019 годы

Потребность Тамбовской области в электрической энергии (мощности) обеспечивается собственной выработкой электрической энергии на электростанциях Тамбовской области, недостаток генерации при этом покрывается за счет сальдо перетоков электрической энергии из соседних энергосистем.

Величина собственного максимума нагрузки Тамбовской области в 2019 году составила 612 МВт, увеличившись по сравнению со значением предыдущего отчетного периода на 4,25%.Баланс мощности энергосистемы Тамбовской области на час прохождения собственного максимума нагрузки за период 2015-2019 гг. представлен в таблице 17.

Балансы мощности электрических станций Тамбовской области за период 2015-2019 годов на час прохождения собственного максимума нагрузки, МВт

              Таблица 17

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

ПОТ!

РЕВНОСТЬ

Собственный максимум нагрузки

577

616

607

587

612

Фактический резерв мощности

145

110

134

134

120

То же в % к собственному максимуму

25,1

17,9

22,1

22,8

19,6

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность

381

381

381

381

301

ТЭС

333

333

333

333

253

Электростанции промышленных предприятий

48

48

48

48

48

Располагаемая мощность, в том числе:

339

350

343

338,2

273,7

ТЭС

333

333

333

333,2

253,2

Электростанции промышленных предприятий

6

17

10

5

20,5

Нагрузка, в том числе:

194

236,7

209,9

184,4

153,9

ТЭС

188

219,7

199,9

179,4

133,4

Электростанции промышленных предприятий

6

17

10

5

20,5

Сальдо перетоков электроэнергии «+» - прием, «-» - выдача

383

379,3

397,1

402,6

458,5

Приведенные в таблице 17 данные позволяют сделать следующие выводы:

собственный максимум нагрузки Тамбовской области за рассматриваемый период 2015-2019 годов отмечен увеличением на 6,06% к уровню 2015 года. При этом данный показатель характеризуется заметной волатильностью: в 2016 году наблюдается увеличение собственного максимума нагрузки на 6,75%> к уровню 2015 года, в 2017 году отмечается снижение данного показателя - на 1,46%> к уровню 2016 года, в 2018 году имело место снижение на 3,29%о, в 2019 году сменилось увеличением данного показателя на 4,25%о к уровню предыдущего года.

фактический резерв мощности Тамбовской области за анализируемый период 2015-2019 годов также характеризуется волатильностью:

периоды снижения данного показателя сменяются периодами роста;

изменения установленной мощности электростанций Тамбовской области в период с 2015 по 2019 годы наблюдаются в следующих пределах: в 2018 году произошло снижение на 80 МВт из-за вывода ТГ №4 Котовской ТЭЦ-2 ООО «Котовская ТЭЦ», а в 2019 году увеличение на 2,25 МВт из-за ввода вэксплуатацию на ТЭЦ Кирсановского сахарного завода ООО «Кристалл» двух энергоблоков ТГ №4 и ТГ №5, работающих в децентрализованной зоне.

значения сальдо перетоков энергосистемы Тамбовской области за рассматриваемый период изменялись от минимального значения на уровне 383 МВт в 2015 г. до 458,5 МВт в 2019 г.

Баланс электроэнергии в энергосистеме Тамбовской области за 2015-2019 годы представлен в таблице 18.

Баланс электроэнергии в энергосистеме Тамбовской области за 2015-2019 годы, млрд. кВт-ч

Таблица 18

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

ПОТРЕБНОСТЬ

Электропотребление

3,413

3,520

3,561

3,538

3,622

ПОКРЫТ

ИЕ

Выработка электростанций, в том числе

0,998

0,993

1,001

0,901

0,849

тэс

0,925

0,921

0,920

0,834

0,767

Электростанции промышленных предприятий

0,073

0,071

0,081

0,068

0,082

Сальдо перетоков электроэнергии «+» - прием, «-» - выдача

2,415

2,527

2,561

2,636

2,774

Как видно из приведенных данных Тамбовская область за период 2015-2019 годов является дефицитной, как по мощности, так и по электроэнергии. Дефицит электроэнергии в регионе за рассматриваемый период изменялся в пределах от 70,75% (от общей величины электропотребления) в 2015 году до 76,59% в 2019 году. Однако, как уже было отмечено, указанный дефицит электроэнергии покрывается за счет сальдо перетоков электроэнергии из других энергосистем.

Из таблицы 18 также видно, что в 2019 году величина электропотребления Тамбовской области увеличилось на 2,37% к уровню электропотребления 2018 года, что является максимальным значением данного показателя за рассматриваемый период 2015-2019 годов.

1.10 . Динамика потребления тепловой энергии

в системах централизованного теплоснабжения области,

структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных

по основным группам потребителей за 2015-2019 годы

Наиболее полную оценку теплопотребления возможно получить на основании данных форм энергетической статистики Федеральной службы государственной статистики (Росстата), в том числе:

государственной статистики (Росстата), в том числе:

1-ТЕП - «Сведения о снабжении тепловой энергией»;

6-ТП - «Сведения о работе теплоэлектростанции»;

4-ТЭР - «Сведения об остатках, поступлении и расходе топливно-энергетических ресурсов, сборе и использовании отработанных нефтепродуктов»;

11-ТЭР - «Сведения об использовании топлива, тепловой энергии и электроэнергии на производство отдельных видов продукции, работ (услуг)»;

22-ЖКХ (сводная) - «Сведения о работе жилищно-коммунальных организаций в условиях реформы» и др.

Согласно данным форм статотчетности 6-ТП, предоставленным энергокомпаниями региона, суммарный отпуск тепловой энергии в 2019 году составил около 5,5 млн. Гкал.

Динамика изменения суммарного отпуска тепловой энергии с коллекторов ТЭС, котельных и прочих теплогенерирующих источников области за последние 5 лет представлена в таблице 19 и диаграмме 4.

Динамика изменения суммарного отпуска тепловой энергии с коллекторов ТЭС, котельных и прочих установок Тамбовской области в период 2015-2019гг.

Таблица 19

Наименование

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год (оценка)

ТЭС

3 000,46

3 056,62

2 960,51

2831,38

2689,81

Котельные

2 717,85

2 963,30

2 874,01

...2)

...2)

Прочие установки

0,41

0,41

0,42

... 2)

... 2)

Суммарный      отпуск      тепла,      тыс. Гкал/год4

5718,72

6020,33

5834,9

5956,64

5539,67

2) Данные не публикуются в целях обеспечения конфиденциальности статических данных в соответствии с Федеральным законом от 29.11.2007г. №282-ФЗ «Об официальном статистическом учете и системе государственной статистики в РФ» (ст.4 п.5, ст.9 п.1))

4 Источник данных: энергокомпании, территориальный орган Федеральной службы государственной статистики по Тамбовской области

6100 6000 5900 5800 5700 5600 5500 5400 5300 5200

Динамика изменения суммарного отпуска тепловой энергии с коллекторов ТЭС, котельных и прочих установок в период 2015-2019 годов

                 __     ___              __              Диаграмма

6020,33

5956,и4

5834,9

Ь/18,/2

5539,67

■ 2015г. Ш 2016 г. Ш 2017г.

■ 2018г.

S 2019г (оценка)

Суммарный отпуск тепла, тыс. Гкал/год

4

Структура    фактического    потребления    тепла    по    основным    видам потребителей Тамбовской области за 2015-2019 гг. представлена в таблице 20.

Структура фактического потребления тепла по основным видам потребителей

Тамбовской области за 2015-2019 гг

Таблица 20

Наименование

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019(оценка)

Всего

в % от

2

Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал/год

5718,70

6020,33

5834,95

5956,64

5539,67

100,0

Потери в тепловых сетях

695,60

749,10

757,00

784,00

797,44

14,4

Суммарное конечное потребление, всего в том числе:

5023,10

5271,20

5077,95

5172,64

4742,23

85,6

- население

1524,10

1595,00

1596,34

1728,25

1607,29

33,9

- промышленность

2141,30

2332,00

2366,05

2139,20

2032,24

42,9

- сельское хозяйство

147,20

160,80

153,80

160,04

159,3

3,4

- прочие организации

1114,10

1088,60

867,02

1145,15

943,4

19,8

источник    данных:    энергокс

шпании,

территорг

[альный    о

эган    Фед

еральной

службы

государственной статистики по Тамбовской области

Исходя из анализа данных, представленных в таблице 20, можно сделать вывод, что около 43% суммарного потребления тепловой энергии приходится на промышленные предприятия. Крупнейшими промышленными потребителями тепловой энергии являются Кирсановский сахарный завод, ФКП «Тамбовский пороховой завод», ООО «Инжавинская птицефабрика» и АО   «Пигмент».   Доля   потребления   тепла   населением   и   предприятиями

Сельского хозяйства соответственно, составляет 33,9% и 3,4%. Остальная часть потребления тепла приходится на потери в тепловых сетях (14,4%), и прочие предприятия, включая сферу услуг (около 19,8%).

Изменение фактического показателя потребления тепла на душу населения в

Тамбовской области за 2015-2019 гг

Таблица 21

Наименование

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 (оценка)

Отпуск тепловой энергии населению, тыс. Гкал

1524,09

1595,05

1596,34

1728,25

1607,29

Численность населения, тыс. чел.

1050

1040

1033

1015

1006

Удельное теплопотребление (всего) на душу населения, Гкал/чел.

1,45

1,53

1,54

1,7

1,6

источник    данных:    энергокомпании,    территориальный    орган    Федеральной    службы государственной статистики по Тамбовской области

Значение удельного суммарного теплопотребления (включая коммунально-бытовой сектор и промышленность) на душу населения в области за 2019 год составило 5,5 Гкал/чел.

1.11. Объекты тепловой генерации Тамбовской области

По данным формы статотчетности 6-ТП Тамбовстат суммарная установленная тепловая мощность энергоисточников (ТЭС и котельных) Тамбовской области на конец 2019 года составила 4993,62 Гкал/ч, в том числе ТЭС-1027 Гкал/ч.

Теплоснабжение Тамбовской области по состоянию на 31.12.2019 в основном осуществляется от:

двух электростанций общего пользования:

Тамбовская ТЭЦ (Филиал ПАО «Квадра» «Тамбовская генерация»); Тамбовская ГТ-ТЭЦ (АО «ГТ Энерго»). Суммарная установленная тепловая    мощность    электростанций    общего    пользования    которых 1027 Гкал/ч.;

трех ведомственных ТЭЦ промышленных предприятий: Котовская ТЭЦ-1 (ФКП «Тамбовский пороховой завод»); Никифоровская        ТЭЦ       (ООО        «Русагро-Тамбов»        филиал «Никифоровский»);

Знаменская    ТЭЦ    (ООО    «Русагро-Тамбов»    ПП    «Знаменка»). Суммарная установленная тепловая мощность которых - 464,7 Гкал/ч.;

пяти ведомственных (промышленные) ТЭС, работающих в децентрализованной зоне, установленная мощность которых не учитывается в балансе системного оператора:

Жердевская ТЭЦ (ООО «Русагро-Тамбов» филиал «Жердевский»);

Кирсановская ТЭЦ (Кирсановский сахарный завод ООО «Кристалл»);

ТЭЦ ЗАО «Уваровский сахарный завод»;

энергоблоки ПАО «Пигмент»;

энергоблоки АО  «ЗАВКОМ»,  суммарная установленная тепловая мощность которых - 337,7 Гкал/ч.

772 муниципальных и ведомственных котельных5 суммарной тепловой мощностью 2843,86 Гкал/ч.

Больше половины (63,4%) тепловых мощностей энергоисточников региона приходится на муниципальные и ведомственные котельные. Остальную часть составляют ТЭС общего пользования и ведомственные ТЭС, соответственно, 20,6% и 9,3%.

1.12. Электростанции Тамбовской области

Перечень электростанций Тамбовской области с указанием их электрической и тепловой мощности представлен в таблице 22.

Перечень электростанций Тамбовской области на 01.01.2020 г.

Таблица 22

Наименование ТЭЦ

Собственник

Местораспо ложение

Установленная мощность

Электри­ческая, МВт

Тепловая Гкал/ч

1

2

3

4

5

Электростанции общего пользования

253

1027

в том числе:

Тамбовская ТЭЦ

Филиал ПАО «Квадра» «Тамбовская генерация»

г. Тамбов

235

947

Тамбовская ГТ-ТЭЦ

АО «ГТ Энерго»

г. Тамбов

18

80

Ведомственные промышленные ТЭС

48,0

490,8

в том числе:

КотовскаяТЭЦ-1

ФКП «Тамбовский пороховой завод»

г. Котовск

24

225

Никифоровская ТЭЦ

ООО «Русагро-Тамбов»

филиал

«Никифоровский»

Никифоровский

район,

р.п.Дмитриевка

12

150,8

Знаменская ТЭЦ

ООО «Русагро-Тамбов» ПП «Знаменка»

Знаменский

район,

р.п.Знаменка

12

115,00

Прочие ведомственные (промышленные) ТЭС области, установленная мощность которых не учитывается в балансе СО по причине их работы в децентрализованной зоне

37,5

337,72

в том числе:

Жердевская ТЭЦ

ООО «Русагро-Тамбов» филиал «Жердевский»

г. Жердевка

6

88,02

5        Согласно данным формы 1-ТЕП Тамбовстат

1

2

3

4

5

Кирсановская ТЭЦ

ООО «Кристалл» (Кирсановский сахарный завод)

г. Кирсанов

12,9

83

ТЭЦ ЗАО

«Уваровский сахарный завод»

ЗАО «Уваровский сахарный завод»

г. Уварово

12

88

Энергоблок

ПАО «Пигмент»

г. Тамбов

6

74,1

Энергоблок

АО «ЗАВКОМ»

г. Тамбов

0,6

4,6

Котельные6

0

2843,86

Всего:

338,5

4699,38

источник данных: Энергокомпании, Тамбовстат

Наиболее крупными источниками тепловой энергии Тамбовской области являются Тамбовская ТЭЦ ПАО «Квадра» и Котовская ТЭЦ-1 ФКП «Тамбовский пороховой завод» (соответственно 21,85% и 4,7% от суммарной установленной тепловой мощности региона).

Наименьшей по установленной тепловой мощности из ТЭС общего пользования является Тамбовская ГТ-ТЭЦ (1,7%).

На долю установленной мощности ведомственных ТЭС, не участвующих в балансе системного оператора по причине их работы в децентрализованной зоне, приходится 7,1% от суммарной установленной тепловой мощности области.

1.13. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории области в 2018 году

Исходные данные по объему и структуре топливного баланса генерирующих источников энергии на территории Тамбовской области приняты по данным топливно-энергетического баланса региона за 2018 год, представленного ниже.

Общий расход топлива электростанциями и котельными составил за указанный год около 1131 тыс. тонн условного топлива (далее - т у.т.). Из них 268 тыс. т у.т. (23,7 %) было потрачено на производство электроэнергии на электростанциях и около 862 тыс. т у.т. (76,3 %) на производство тепловой энергии на электростанциях и котельных.

При этом общий расход топлива на электростанциях составил 691 тыс. т у.т. и превысил в 1,7 раза расход топлива котельных, который составил около 439 тыс. т у.т. (Таблица 23).

6              Согласно даннм формы 1-ТЕП Тамбовстат

Топливный баланс электростанций и котельных на территории

Тамбовской области в 2018 году
              Таблица 23

Показатель

ту. т..

Доля от полного потребления

Полное потребление топлива

1131050

в том числе :

на производство электроэнергии

268718

23,7%

на производство тепловой энергии

862332

76,3%

расход топлива на электростанциях

691666

61,2%

расход топлива в котельных

439384

38,8%

Структуру   используемого   топлива  электростанциями   и   котельными демонстрируют таблица 24.

Структура топливоиспользования электростанциями и котельными

Тамбовской области в 2018 году
              Таблица 24

Показатель

ту.т..

Доля от потребления от

соответствующего суммарного

потребления топлива

Всего,

1131050

в том числе

природный газ

1117185

уголь

3099

нефтепродукты

10766

из них

на электростанциях

природный газ

689938

уголь

0,0

нефтепродукты

1728

Итого

691666

в котельных

природный газ

427247

уголь

3099

нефтепродукты

9038

Итого

439384

Приведенные данные свидетельствуют о практически полном доминировании в структуре топливного баланса электростанций и котельных природного газа, на который приходится 98,78 % расхода топлива в условном исчислении (1131 тыс. т у .т..). Нефтепродукты занимают всего лишь около 1,0% (10,7 тыс. т у.т.), а уголь - 0,27% (3,1 тыс. т у.т.).

Несколько выше, хотя и незначительны, доли нефтепродуктов и угля в топливном балансе котельных: в 2018 году они составили соответственно 2,06 и 0,7% (9,03 и 3,1 тыс. т у.т..).

1.14. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности

за период 2015-2019 годов

К основным показателям энергоэффективности относятся:

энергоемкость ВРП (кг у.т./тыс. руб.) - отношение величины потребления энергоресурсов на территории региона к ВРП. Энергоемкость ВРП может быть определена по первичному или конечному потреблению энергоресурсов;

электроемкость ВРП (кВт-ч/тыс. руб.) - отношение величины потребления электрической энергии к ВРП в определенном году;

электровооруженность труда (тыс. кВт-ч/чел.) - показатель, характеризующий уровень потребленной в производстве электроэнергии или электрической мощности в единицу рабочего времени или одним рабочим. В настоящем отчете электровооруженность труда определяется делением общей величины потребленной в производстве электрической энергии за период на среднесписочное число рабочих.

В таблице 25 и 26 представлена динамика укрупненных удельных показателей энергопотребления и удельных расходов топливно-энергетических ресурсов в Тамбовской области за период с 2015 по 2019 год.

Энергоемкость и электроемкость ВРП стабильно снижались на протяжении всего отчетного периода за исключением 2016 года, когда произошло увеличение данных показателей по сравнению с 2015 годом. Данное увеличение можно объяснить негативными тенденциями в экономике страны.

Кроме того в 2016 году произошло заметное увеличение электропотребления (на 9,9%) и энергопотребления (на 2,6%) в быту в расчете на душу населения. Такая динамика является отражением особенностей развития экономики области и изменения демографической ситуации.

В таблице 26 приведены показатели, представленные в Государственной программе «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Тамбовской области» на 2015-2019 годы.

Динамика укрупненных удельных показателей энергопотребления в Тамбовской области за 2015-2019 гг.

Таблица 25

Показатель

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Энергоемкость ВРП по валовому потреблению, кг.у.т./тыс. руб.

15,19

15,63

13,87

13,56

12,13

Электроемкость ВРП, кВт-ч./тыс. руб.

10,43

10,65

10,09

9,99

9,26

Энергопотребление в расчете на душу населения в быту, кг.у.т./чел.

1506

1545

1445

1521

1564

Электропотребление в расчете на душу населения в быту, кВт-ч/чел.

774

851

743

758

781

Динамика удельных расходов топливно-энергетических ресурсов

в Тамбовской области

Таблица 26

Показатели

Ед. изм.

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Жилищно-коммунальное хозяйство

Удельный расход тепловой энергии в МКД (в расчете на 1 кв. метр общей площади)

Гкал/кв.м. в год

0,09

0,08

0,07

0,06

0,05

Удельный расход холодной воды в МКД (в расчете на 1 жителя)

куб.м./ чел. в год

64,79

62,84

60,95

59,13

57,35

Удельный расход горячей воды в МКД (в расчете на 1 жителя)

куб.м./ чел. в год

41,07

39,84

38,64

37,48

36,35

Удельный расход электрической энергии в МКД (в расчете на 1 кв. метр общей площади)

кВт/кв.м. в год

15,16

14,70

14,26

13,83

13,41

Удельный расход природного газа в МКД с индивидуальными системами газового отопления (в расчете на 1 кв. метр общей площади)

куб.м./ кв.м. в год

0,029

0,028

0,027

0,026

0,025

Бюджетный сектор

Удельный расход электрической энергии на снабжение органов государственной власти и государственных учреждений Тамбовской области (в расчете на 1 кв. метр общей площади)

кВт/кв.м. в год

29,27

28,39

27,54

26,71

25,91

Удельный расход тепловой энергии на снабжение органов государственной власти и государственных учреждений Тамбовской области (в расчете на 1 кв. метр общей площади)

Гкал/ кв. м. в год

0,06

0,06

0,05

0,05

0,05

Удельный расход холодной воды на снабжение органов государственной власти и государственных учреждений Тамбовской области (в расчете на 1 человека)

куб. и./ чел. в год

4,24

4,12

3,99

3,87

3,76

Удельный расход горячей воды на снабжение органов государственной власти и государственных учреждений Тамбовской области (в расчете на 1 человека)

куб. м./ чел. в год

1,55

1,30

1,25

1,20

1,15

Удельный расход природного газа на снабжение органов государственной власти и государственных учреждений Тамбовской области (в расчете на 1 человека)

куб. м./ чел. в год

888,0

860,0

835,0

809,0

784,0

1.15. Основные характеристики электросетевого хозяйства области

напряжением 110 кВ и выше

Основные характеристики электросетевого хозяйства области напряжением ПО кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает ПО кВ с указанием сводных данных по ним представлены ниже.

Основная часть электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на территории Тамбовской области эксплуатируется двумя электросетевыми компаниями:

филиал ПАО «ФСК ЕЭС» - «Верхне-Донское ПМЭС» (сети 220-500 кВ);

филиал ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» (основная часть объектов сети ПО кВ).

По территории Тамбовской области проходит 89 ВЛ напряжением ПО кВ и выше суммарной протяженностью 3240,272 км по трассам и 3868,91 км по цепям, в том числе:

7 ВЛ 500 кВ общей протяженностью 642,7 км по цепям;

14 В Л 220 кВ общей протяженностью 701,38 км по цепям;

68 ВЛ ПО кВ общей протяженностью 2524,83 км но цепям.

Все линии напряжением 110 кВ и выше Тамбовской энергосистемы выполнены в воздушном исполнении. Сведения об основных ЛЭП напряжением ПО, 220 и 500 кВ, входящих в состав электрической сети энергосистемы Тамбовской области, приведены в таблицах 27 и 28.

По состоянию на 01.01.2020 года нормативный срок службы (50 лет) был превышен для 19 ВЛ 110 кВ протяженностью 723,5 км (22,33%).

Следует отметить, что по информации филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго» для эксплуатируемых В Л ПО кВ значение аварийно-допустимого тока совпадает с длительно допустимым значением, т.е. токовые перегрузки линий недопустимы.

Вместе с тем, согласно представленным данным, для ряда линий ограничивающим фактором является не длительно допустимый ток для провода и/или оборудования, а принятые уставки РЗА.

Электрическая сеть ПО кВ энергосистемы Тамбовской области выполняет одновременно функции главной распределительной сети крупных городов (Тамбов, Котовск) и питающей сети сельскохозяйственных районов. Сеть 110 кВ является сложнозамкнутой, с частичным резервированием питания тупиковых и отпаечных участков по сети 35 кВ. На напряжении ПО кВ также осуществляется выдача мощности основного генерирующего источника энергосистемы Тамбовской области - Тамбовская ТЭЦ.42

Сведения о ВЛ напряжением 220 кВ и выше энергосистемы Тамбовско

Наименование ЛЭП

Эксплуатирую

щая организация

Длина км

Марка

провода

линии

Марка

провода

ошиновки

Допустим

В

1

2

3

4

5

6

В Л 500 кВ Липецкая - Тамбовская

ФСК ЕЭС

106,98

ЗхАС-300/48

ЗхАС 500/64

3150

3

2хПА-500

3150

3

ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Тамбовская

ФСК ЕЭС

98,4

ЗхАС-

330/43

2хАС-600/72

3200

3

2хПА-500

3150

3

ВЛ 500 кВ Тамбовская - Пенза-2

ФСК ЕЭС

124,59

ЗхАС-400/51

2хПА-500

3150

3

2хПА-500

2x2000

315

ВЛ 220 кВ Тамбовская - Давыдовская №1

ФСК ЕЭС

111,8

АС 400/51

АС 400/51

2500

2

АС 400/51

1250

1

ВЛ 220 кВ Тамбовская - Давыдовская №2

ФСК ЕЭС

111,04

АС 400/51

АС 400/51

2500

2

АС 400/51

1250

1

ВЛ 220 кВ Мичуринская-Иловайская

ФСК ЕЭС

44,07

АС 400/51

АС 400/51

2x2000

2

АС 400/51

Нет

1

ВЛ 220 кВ Тамбовская- Иловайская

ФСК ЕЭС

87,68

АС 400/51

АС 400/51

2500

2

АС 400/51

Нет

1

ВЛ 220 кВ Липецкая-Мичуринская I цепь

ФСК ЕЭС

54,500

АС 400/51

АС 400/64

2000

2

АС 400/51

2000

2

ВЛ 220 кВ Липецкая-Мичуринская II цепь

ФСК ЕЭС

54,425

АС 400/51

АС 400/64

2000

2

АС 400/51

2000

2

ВЛ 220 кВ Липецкая-Котовская

ФСК ЕЭС

106,76

АС 300/39, АС 400/51

АС 400/64

2000

2

АС 400/51

1000

1

ВЛ 220 кВ Тамбовская-Мичуринская

ФСК ЕЭС

70,940

АС 400/51

АС 400/51

2500

2

АС 400/51

2000

2

ВЛ 220 кВ Тамбовская-Котовская

ФСК ЕЭС

58,48

АС 300/39, АС 400/51

АС 400/51

2500

2

АС 400/51

1000

1

ВЛ 220 кВ Тамбовская-Тамбовская №4 1цепь

ФСК ЕЭС

11,500

АС 400/51

АС 400/51

2500

2

АСО 300/39

2000

1

1

2

3

4

5

6

ВЛ 220 кВ Тамбовская-Тамбовская №4 II цепь

ФСК ЕЭС

11,43

АС 300/39

АС 400/51

2500

2

АСО 300/39

2000

1

В Л 220 кВ Иловайская-Компрессорная №1

ФСК ЕЭС

1,277

АС 400/51

АС 400/51

2000

1

АС 400/51

нет

1

ВЛ 220 кВ Иловайская-Компрессорная №2

ФСК ЕЭС

1,29

АС 400/51

АС 400/51

2000

1

АС 400/51

нет

1

ВЛ 220 кВ Глебово - Давыдовская

ФСК ЕЭС

68,8

АС 300/39

АС 400/51

1250

1

АС 400/51

1250

1

Сведения о В Л напряжением 110 кВ энергосистемы Тамбовской об

Наименование ЛЭП

Эксплуати­рующая организация

Длин акм

Марка

провода

линии

Допустимый ток оборудования

Допусти­мый ток

при Токр=25°

СА

Огр

В

Р

вчз

тт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

В Л 110 кВ Рассказовская -Спасская с отпайкой на ПС Арженская

Тамбовэнерго

43,1

АС 120/19

4000

630

630

600

380

1250

600

600

600

В Л 110 кВ Ржаксинская -Богдановская

Тамбовэнерго

25,46

АЖ-120/19

630

1000

600

600

380

АС-150/24

нет

1000

600

600

ВЛ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 -Тамбовская №4 I цепь с отпайками

Тамбовэнерго

28,6

АС 120/19

600

600

600

600

380

1600

600

600

1000

ВЛ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 -Тамбовская №4 II цепь с отпайками

Тамбовэнерго

28,67

АС 150/24

600

600

600

600

450

АС 120/19

1600

600

600

1000

380

ВЛ ПО кВ Богдановская -Инжавинская

Тамбовэнерго

19,9

АС 120/19

нет

1000

600

320

320

630

1000

630

600

1

2

3

4

5

6

7

8

9

В Л 110 кВ Кирсановская -Инжавинская с отпайками (ВЛ 110 кВ Кирсановская-1)

Тамбовэнерго

83,5

АС 120/19

630

1250

1000

1000

380

630

1000

630

600

В Л 110 кВ Рассказовская -Кирсановская I цепь с отпайка ами(ВЛ ПОкВ Кирсановская-2)

Тамбовэнерго

86,1

АС 120/19

4000

1000

630

600

380

630

1000

600

600

ВЛ 110 кВ Рассказовская -Кирсановская II цепь с отпайками

Тамбовэнерго

80,6

АС 120/19

4000

630

630

600

380

630

1000

600

600

ВЛ 110 кВ Мичуринская -Первомайская I цепь с отпайками

Тамбовэнерго

53,94

АС 185/29

3150

2000

630

600

510

Мич

630

600

600

-

Пе Разъ

В Л 110 кВ Мичуринская -Первомайская II цепь с отпайками

Тамбовэнерго

54,09

АС 185/29

3150

2000

630

600

510

Мич

630

600

600

нет

Пе Разъ

ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Рассказовская №1 с отпайкой наПСН.Ляда(ВЛ110кВ Рассказовская-1)

Тамбовэнерго

30,58

АС 240/39

1000

2000

600

нет

600

Там

4000

630

600

600

Расск

ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Рассказовская № 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Рассказовская-2)

Тамбовэнерго

59,97

2хАС120/19

2000

2000

1000

нет

600

Расск

4000

630

600

600

ВЛ 110 кВ Котовская -Ржаксинская с отпайкой на ПС Сампурская

Тамбовэнерго

60,09

АС 120/19

1000

630

600

600

380

630

1000

600

нет

ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Тамбовская №4 I цепь

Тамбовэнерго

2,9

АС 240/39

2000

2000

600

нет

600

Там

1600

630

600

1000

ПС 22

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Тамбовская №4 II цепь

Тамбовэнерго

2,9

АС 240/39

2000

2000

600

нет

600

Там

1600

630

600

1000

ПС 22

ВЛ 110 кВ Котовская -Спасская

Тамбовэнерго

38,1

АС 120/19

1000

1000

600

600

380

1250

600

600

600

В Л 110 кВ Уваровская -Ржаксинская

Тамбовэнерго

30,24

АС 185/29

1250

1250

600

600

380

АС 120/19

630

1000

600

нет

ВЛ 110 кВ Котовская -Уваровская I цепь

Тамбовэнерго

83,93

АС 185/29

1000

1000

600

1000

510

ПС 22

1250

1000

600

600

ПС 1

ВЛ 110 кВ Котовская -Уваровская II цепь

Тамбовэнерго

83,93

АС 185/29

1000

1000

600

1000

510

ПС 22

1250

1000

600

600

ПС 1

ВЛ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 -Котовская I цепь (ВЛ 110 кВ Шаховская-1)

Тамбовэнерго

18,44

АС 120/19

600

600

600

600

380

2000

1000

600

600

ВЛ-110 кВ Котовская ТЭЦ-2 -Котовская II цепь (ВЛ 110 кВ Шаховская-2)

Тамбовэнерго

21

АС 185/29

600

600

600

600

510

Кот Выкл

1000

1000

600

600

ПС 22

ВЛ 110 кВ Токаревская -Жердевская I цепь

Тамбовэнерго

32,2

АС 120/19

630

630

+

600

210

2

В Л 110 кВ Токаревская -Жердевская II цепь

Тамбовэнерго

32,13

АС 120/19

630

630

+

600

210

2

В Л 110 кВ Котовская — Кузьминская

Тамбовэнерго

22,9

АС-95

1000

1000

+

600

130

2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ВЛ 110 кВ Уваровская -М.Горьковская с отпайкой на ПС М.Алабушская

Тамбовэнерго

30,70

АС 185/29

630

1000

600

600

380

АС 120/19

ВЛ 110 кВ Малиновская левая

Тамбовэнерго

28,23

АС-185

1000

630

нет

600

510

ВЛ НО кВ Малиновская правая

Тамбовэнерго

28,23

АС-185

1000

630

нет

600

510

В Л 110 кВ Токаревская -Мордовская I цепь с отпайкой на ПС Павловская

Тамбовэнерго

61,77

АС-120,

630

630

нет

600

140

1

АЖ-120

В Л 110 кВ Токаревская -Мордовская II цепь с отпайкой на ПС Павловская

Тамбовэнерго

61,74

АС-120

630

630

нет

600

140

1

ВЛ 110 кВ Тамбовская №4 -Моршанская №1 с отп.

Тамбовэнерго

119,5

АС-150

1600

630

+

600

450

ВЛ 110 кВ Тамбовская №4 -Моршанская №2 с отп.

Тамбовэнерго

122,0

АС-150

1600

630

+

600

450

ВЛ 110 кВ Уваровская -Мучкапская

Тамбовэнерго

29,7

АС-185,

630

630

+

600

140

АС-120

1

ВЛ 110 кВ Н. Никольская-1

Тамбовэнерго

15,07

АС-120,

2000

2000

600

600

350

АС-150

ВЛ 110 кВ Н. Никольская-2

Тамбовэнерго

15,14

АС-120

2000

2000

600

600

350

ВЛ ПО кВ Н. Никольская-3

Тамбовэнерго

14,54

АС-185

2000

2000

нет

600

388

В Л 110 кВ Рассказовская -Нащекинская с отпайкой на ПС Кожзавод

Тамбовэнерго

39,97

АС-120/19

4000

600

630

600

380

1000

1000

630

600

ВЛ 110 кВ Октябрьская левая

Тамбовэнерго

9,35

АС-120

1600

630

нет

600

250

В Л 110 кВ Октябрьская правая

Тамбовэнерго

9,35

АС-120

1600

630

нет

600

250

ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Пигмент I цепь

Тамбовэнерго

4,77

АС-185

2000

1000

нет

600

320

3

ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Пигмент II цепь

Тамбовэнерго

4,77

АС-185

2000

1000

600

600

320

3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

В Л 110 кВ Нащекинская -Пичаевская I цепь с отпайкой на ПС Шачинская

Тамбовэнерго

46,32

АС-120,

1000

630

600

600

130

АС-150

В Л 110 кВ Нащекинская -Пичаевская II цепь с отпайкой на ПС Шачинская

Тамбовэнерго

44,27

АС-120,

1000

630

нет

600

130

АС-150

ВЛ 110 кВ Тамбовская №4 -Промышленная I цепь с отпайками

Тамбовэнерго

46,45

АС-120,

1600

630

600

600

380

АС-150

ВЛ 110 кВ Тамбовская №4 -Промышленная II цепь с отпайками

Тамбовэнерго

46,45

АС-120,

1600

630

600

600

380

АС-150

В Л 110 кВ Котовская -Токаревская №1 с отпайками

Тамбовэнерго

76,12

АС-150

630

630

600

600

450

В Л 110 кВ Нащекинская -Соседка с отпайкой на ПС Граждановская

Тамбовэнерго

66,63

АС-120/19

1000

1000

630

-

380

600

630

630

600

В Л 1 ЮкВ Рассказовская -Соседка с отпайками

Тамбовэнерго

85,94

АС-120/19

3150

600

600

600

380

600

630

630

600

ВЛ 110 кВ Малиновская -Сосновская I цепь

Тамбовэнерго

34,39

АС-120

3150

630

600

600

380

В Л 110 кВ Малиновская -Сосновская II цепь

Тамбовэнерго

34,39

АС-120

1000

630

нет

300

300

В Л 110 кВ Первомайская -Староюрьевская с отпайками

Тамбовэнерго

41,18

АС-120

630

600

600

300

300

В Л 110 кВ Токаревская

Тамбовэнерго

75,00

АС-120

630

630

600

600

380

ВЛ 110 кВ Кирсановская -Уметская

Тамбовэнерго

34,6

АС-150

630

630

600

600

120

В Л 110 кВ Уваровская -Химзавод I цепь

Тамбовэнерго

5,412

АС-185

630

630

нет

600

390

В Л 110 кВ Уваровская -Химзавод II цепь

Тамбовэнерго

5,24

АС-185

630

630

нет

600

390

ВЛ 110 кВ Мичуринская -Хмелевская I цепь с отпайкой на ПС Никифоровская

Тамбовэнерго

40,68

АС-120

2000

2000

600

600

270

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ВЛ 110 кВ Мичуринская -Хмелевская II цепь с отпайками

Тамбовэнерго

60,78

АС-120

2000

2000

600

600

270

В Л 110 кВ Народное -Шпикуловская

Тамбовэнерго

22,8

АС-150/24

1250

1000

600

300

300

ВЛ ПО кВ М.Горьковская -Шпикуловская

Тамбовэнерго

24,72

АС-120/19

нет

1000

600

нет

380

АЖ-120

ВЛ ПО кВ Инжавинская -ПТФ I цепь

Тамбовэнерго

3,303

АС-120

4000

1600

нет

600

250

2

В Л 110 кВ Инжавинская -ПТФ II цепь

Тамбовэнерго

3,303

АС-120

4000

1600

600

600

250

2

В Л 110 кВ Невская -Первомайская

Тамбовэнерго

19,04

АС-150/24

1250

600

нет

400

400

(ВЛ 110 кВ Невская)

На подстанциях сетевых компаний Тамбовской области установлено:

29 автотрансформаторов (фаз автотрансформаторов) с высшим напряжением 220 кВ и выше суммарной номинальной мощностью 3035 MB А;

117 трансформаторов с высшим напряжением ПО кВ суммарной номинальной мощностью 2095,4 MB А.

Наряду с вышеуказанными ПС в энергосистеме Тамбовской области также располагаются три абонентские ПС напряжением ПО кВ:

ПС ПО кВ Никольская «Тяга» мощностью 71,5 МВА (эксплуатируется филиалом ОАО «РЖД» «Трансэнерго» - Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению);

ПС ПО кВ Городская мощностью 32 МВА (АО «Тамбовская сетевая компания»);

ПС ПО кВ Н.Никольская «Дружба» мощностью 100 МВА.

В таблицах 29 и 30 представлены сведения о трансформаторах сетевых компаний Тамбовской области.

Согласно приведенным данным по состоянию на 01.01.2020 года нормативный срок службы трансформаторов, равный 30 лет, был превышен:

для 25 трансформаторов и автотрансформаторов (фаз автотрансформаторов) напряжением 220 кВ и выше суммарной мощностью 2635,0 МВА (83,4% от суммарной номинальной мощности трансформаторного оборудования данного класса напряжения);

для 94 трансформаторов напряжением ПО кВ, эксплуатируемых филиалом ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго», мощностью 1451,9 МВА (69,3% от суммарной номинальной мощности трансформаторного оборудования данного класса напряжения).

По данным филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» наиболее ответственными центрами питания напряжением ПО кВ являются ПС Тамбовская №2, Тамбовская №3, Тамбовская №5, Тамбовская №8, Промышленная, Рассказовская, Кирсановская, Уваровская, Моршанская, Первомайская, Хмелевская и Никифоровская; на данных ПС в совокупности установлены 24 трансформатора мощностью 620 МВА.

Сведения о трансформаторах с высшим напряжением 220 кВ и вы эксплуатируемых на ПС энергосистемы Тамбовской области

Наименование подстанции

Эксплуатиру

ющая организация

Наименование

трансформа

тора

Номинальная

мощность,

МВА

Система охлаждения

Номинальное напряж обмоток, кВ

вн

СН

1

2

3

4

5

6

7

ПС 500 кВ Тамбовская

ФСК ЕЭС

AT-1 (фаза А)

167

дц

500

220

ПС 500 кВ Тамбовская

ФСК ЕЭС

AT-1 (фаза В)

167

дц

500

220

ПС 500 кВ Тамбовская

ФСК ЕЭС

AT-1 (фаза С)

167

дц

500

220

ПС 500 кВ Тамбовская

ФСК ЕЭС

АТ-2 (фаза А)

167

дц

500

220

ПС 500 кВ Тамбовская

ФСК ЕЭС

АТ-2 (фаза В)

167

дц

500

220

ПС 500 кВ Тамбовская

ФСК ЕЭС

АТ-2 (фаза С)

167

дц

500

220

ПС 220 кВ Давыдовская

ФСК ЕЭС

Т-1

63

дц

220

ПО

ПС 220 кВ Давыдовская

ФСК ЕЭС

Т-2

63

дц

220

ПО

ПС 220 кВ Давыдовская

ФСК ЕЭС

Т-3

63

дц

220

ПО

ПС 220 кВ Давыдовская

ФСК ЕЭС

Т-4

63

дц

220

ПО

ПС 220 кВ Давыдовская

ФСК ЕЭС

Т-5

63

дц

220

ПО

ПС 220 кВ Давыдовская

ФСК ЕЭС

Т-6

63

дц

220

ПО

1

2

3

4

5

6

7

ПС 220 кВ Компрессорная

ФСК ЕЭС

Т-1

63

дц

220

ПО

ПС 220 кВ Компрессорная

ФСК ЕЭС

Т-2

63

дц

220

110

ПС 220 кВ Компрессорная

ФСК ЕЭС

т-з

63

дц

220

по

ПС 220 кВ Компрессорная

ФСК ЕЭС

Т-4

63

дц

220

но

ПС 220 кВ Компрессорная

ФСК ЕЭС

Т-5

63

дц

220

по

ПС 220 кВ Компрессорная

ФСК ЕЭС

Т-6

63

дц

220

по

ПС 220 кВ Компрессорная

ФСК ЕЭС

Т-7

63

дц

220

но

ПС 220 кВ Компрессорная

ФСК ЕЭС

Т-8

63

дц

220

110

ПС 220 кВ Котовская

ФСК ЕЭС

АТ-1

125

дц

220

по

ПС 220 кВ Котовская

ФСК ЕЭС

АТ-2

125

дц

220

по

ПС 220 кВ Мичуринская

ФСК ЕЭС

АТ-1

200

дц

220

по

ПС 220 кВ Мичуринская

ФСК ЕЭС

АТ-2

200

дц

220

по

ПС 220 кВ Тамбовская №4

ФСК ЕЭС

АТ-1

125

дц

220

по

ПС 220 кВ Тамбовская №4

ФСК ЕЭС

АТ-2

125

дц

220

по

ПС 220 кВ Тамбовская №4

ФСК ЕЭС

АТ-3

125

дц

220

110

Сведения о трансформаторах с высшим напряжением 110 кВ, эксплуатируемых на ПС энергосистемы Тамбовской области

Наименование подстанции

Эксплуати

рующая организация

Наименование

трансформа

тора

Номинальная

мощность,

МВА

Система

охлажде

ния

Номинальное напряже обмоток, кВ

ВН

СН

1

2

3

4

5

6

7

ПСПОкВ Алгасовская

МРСК Центра

Т1

40

Д

115

38,5

ПСПОкВ

Алгасовская

МРСК Центра

Т2

-40

д

115

38,5

ПСПОкВ

Арженская

МРСК Центра

Т1

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Арженская

МРСК Центра

Т2

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Богдановская

МРСК Центра

Т1

2,5

м

ПО

-

ПСПОкВ Богдановская

МРСК Центра

Т2

2,5

м

ПО

-

ПСПОкВ Волчковская

МРСК Центра

Т1

6,3

Д

115

38,5

ПСПОкВ Волчковская

МРСК Центра

Т2

6,3

д

115

38,5

ПСПОкВ Городская

АО "ТСК

Т1

16

д

115

-

ПСПОкВ

Городская

АО "ТСК

Т2

16

д

115

-

ПСПОкВ Граждановская

МРСК Центра

Т1

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Граждановская

МРСК Центра

Т2

10

д

115

38,5

1

2

3

4

5

6

7

ПСПОкВ

Жердевская

МРСК Центра

Т1

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Жердевская

МРСК Центра

Т2

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Иловайская

МРСК Центра

Т1

2,5

м

по

-

ПСПОкВ Иловайская

МРСК Центра

Т2

2,5

м

110

-

ПСПОкВ Инжавинская

МРСК Центра

Т1

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Инжавинская

МРСК Центра

Т2

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Иноковская

МРСК Центра

Т1

2,5

м

по

-

ПСПОкВ Камвольная

МРСК Центра

Т1

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Камвольная

МРСК Центра

Т2

25

д

115

38,5

ПСПОкВ Кирсановская

МРСК Центра

Т1

25

д

115

38,5

ПСПОкВ Кирсановская

МРСК Центра

Т2

25

д

115

38,5

ПСПОкВ Ковыльская

МРСК Центра

Т1

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Ковыльская

МРСК Центра

Т2

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Кожзавод

МРСК Центра

Т1

10

д

115

-

ПСПОкВ

Кожзавод

МРСК Центра

Т2

10

д

115

-

ПСПОкВ Комсомольская

МРСК Центра

Т1

10

д

ПО

38,5

1

2

3

4

5

6

7

ПСПОкВ Комсомольская

МРСК Центра

Т2

10

Д

110

38,5

ПСПОкВ Кузьминская

МРСК Центра

Т1

10

Д

115

38,5

ПСПОкВ Кузьминская

МРСК Центра

Т2

10

Д

115

38,5

ПСПОкВ М.Алабушская

МРСК Центра

Т1

2,5

м

по

-

ПСПОкВ М.Алабушская

МРСК Центра

Т2

2,5

м

110

-

ПСПОкВ М.Горьковская

МРСК Центра

Т1

10

Д

115

38,5

ПСПОкВ М.Горьковская

МРСК Центра

Т2

16

д

115

38,5

ПСПОкВ М.Зверяевская

МРСК Центра

Т1

6,3

м

ПО

38,5

ПСПОкВ М.Зверяевская

МРСК Центра

Т2

10

д

115

38,5

ПСПОкВ М.Талинская

МРСК Центра

Т2

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Малиновская

МРСК Центра

Т1

40

д

115

38,5

ПСПОкВ Малиновская

МРСК Центра

Т2

40

д

115

38,5

ПСПОкВ Мордовская

МРСК Центра

Т1

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Мордовская

МРСК Центра

Т2

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Моршанская

МРСК Центра

Т1

40

д

115

38,5

ПСПОкВ Моршанская

МРСК Центра

Т2

25

д

115

38,5

1

2

3

4

5

6

7

ПСПОкВ Мучкапская

МРСК Центра

Т1

10

Д

115

-

ПСПОкВ Мучкапская

МРСК Центра

Т2

10

д

115

-

ПСПОкВ Н.Архангельска

МРСК Центра

Т1

2,5

м

по

-

ПСПОкВ Н.Лядинская

МРСК Центра

Т1

10

Д

115

-

ПСПОкВ Н.Лядинская

МРСК Центра

Т2

6,3

м

по

-

ПСПОкВ Н.Никольская*

Абонент

Т1

20

Д

по

-

ПСПОкВ Н.Никольская*

Абонент

Т2

40

д

по

-

ПСПОкВ Н.Никольская*

Абонент

тз

40

д

по

-

ПСПОкВ Н.Сеславинская

МРСК Центра

Т1

2,5

м

по

-

ПСПОкВ Нащёкинская

МРСК Центра

Т1

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Нащёкинская

МРСК Центра

Т2

10

д

115

38,5

ПСПОкВ

Никифоровская

МРСК Центра

Т1

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Никифоровская

МРСК Центра

Т2

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Никольская

ОАО "РЖД"

Т1

31,5

д

ПО

27,5

ПСПОкВ Никольская

ОАО "РЖД"

Т2

40

д

ПО

27,5

ПСПОкВ Октябрь

МРСК Центра

Т1

25

д

115

6,6

1

2

3

4

5

6

7

ПСПОкВ Октябрь

МРСК Центра

Т2

25

д

115

6,6

ПСПОкВ Павловская

МРСК Центра

Т1

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Первомайская

МРСК Центра

Т1

31,5

д

по

27,5

ПСПОкВ Первомайская

МРСК Центра

Т2

31,5

д

по

27,5

ПСПОкВ Пигмент

МРСК Центра

Т1

63

д

115

38,5

ПСПОкВ Пигмент

МРСК Центра

Т2

63

д

115

38,5

ПСПОкВ Пичаевская

МРСК Центра

Т1

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Пичаевская

МРСК Центра

Т2

10

д

115

38,5

ПСПОкВ

Промышленная

МРСК Центра

Т1

40

д

115

38,5

ПСПОкВ Промышленная

МРСК Центра

Т2

40

д

115

38,5

ПСПОкВ ПТФ

МРСК Центра

Т1

16

д

115

-

ПСПОкВ ПТФ

МРСК Центра

Т2

16

д

115

-

ПСПОкВ Рассказовская

МРСК Центра

Т1

25

д

115

38,5

ПСПОкВ Рассказовская

МРСК Центра

Т2

20

д

115

38,5

ПСПОкВ

Ржаксинская

МРСК Центра

Т1

10

д

ПО

38,5

ПСПОкВ Ржаксинская

МРСК Центра

Т2

10

д

ПО

38,5

1

2

3

4

5

6

7

ПСПОкВ Сампурская

МРСК Центра

Т1

10

Д

115

38,5

ПСПОкВ Сампурская

МРСК Центра

Т2

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Сосновская

МРСК Центра

Т1

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Сосновская

МРСК Центра

Т2

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Спасская

МРСК Центра

Т1

6,3

м

115

-

ПСПОкВ Спасская

МРСК Центра

Т2

6,3

м

115

-

ПСПОкВ

Староюрьевская

МРСК Центра

Т1

6,3

м

ПО

38,5

ПСПОкВ Староюрьевская

МРСК Центра

Т2

10

д

115

38,5

ПСПОкВ Тамбовская №2

МРСК Центра

Т1

40

д

115

38,5

ПСПОкВ Тамбовская №2

МРСК Центра

Т2

25

д

115

38,5

ПСПОкВ

Тамбовская №3

МРСК Центра

Т1

25

д

115

6,3

ПСПОкВ Тамбовская №3

МРСК Центра

Т2

25

д

115

6,3

ПСПОкВ Тамбовская №5

МРСК Центра

Т1

25

д

115

6,3

ПСПОкВ Тамбовская №5

МРСК Центра

Т2

25

д

115

6,3

ПСПОкВ Тамбовская №6

МРСК Центра

Т1

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Тамбовская №6

МРСК Центра

Т2

16

д

115

38,5

1

2

3

4

5

6

7

ПСПОкВ

Тамбовская №7

МРСК Центра

Т1

25

Д

115

6,3

ПСПОкВ Тамбовская №7

МРСК Центра

Т2

25

Д

115

6,3

ПСПОкВ Тамбовская №8

МРСК Центра

Т1

40

Д

115

-

ПСПОкВ

Тамбовская №8

МРСК Центра

Т2

40

д

115

6,3

ПСПОкВ Телешовская

МРСК Центра

Т1

2,5

м

115

-

ПСПОкВ

Телешовская

МРСК Центра

Т2

2,5

м

115

-

ПСПОкВ Токарёвская

МРСК Центра

Т1

25

д

110

38,5

ПСПОкВ Токарёвская

МРСК Центра

Т2

25

д

ПО

38,5

ПСПОкВ Уваровская

МРСК Центра

Т1

16

д

115

38,5

ПСПОкВ Уваровская

МРСК Центра

Т2

16

Д

115

38,5

ПСПОкВ Уваровская

МРСК Центра

ТЗ

10

Д

115

38,5

ПСПОкВ Умётская

МРСК Центра

Т1

10

Д

115

38,5

ПСПОкВ Умётская

МРСК Центра

Т2

10

Д

115

38,5

ПСПОкВ Фабричная

МРСК Центра

Т1

16

д

115

-

ПСПОкВ Фабричная

МРСК Центра

Т2

16

д

115

-

ПСПОкВ Хмелевская

МРСК Центра

Т1

10

д

115

38,5

1

2

3

4

5

6

7

ПСПОкВ

Хмелевская

МРСК Центра

Т1

10

Д

115

38,5

ПСПОкВ Хоботовская

МРСК Центра

Т1

10

м

115

38,5

ПСПОкВ Хоботовская

МРСК Центра

Т2

10

м

115

38,5

ПСПОкВ Шачинская

МРСК Центра

Т1

2,5

м

ПО

-

ПСПОкВ Шпикуловская

МРСК Центра

Т1

2,5

м

ПО

-

ПСПОкВ Шпикуловская

МРСК Центра

Т2

6,3

м

ПО

38,5

ПСПОкВ Южная

МРСК Центра

Т1

16

д

115

38,5

ПС 220 кВ Мичуринская

ФСК ЕЭС

Т-1

63

д

ПО

35

ПС 220 кВ Мичуринская

ФСК ЕЭС

Т-2

63

д

ПО

35

Основная часть центров питания ПО кВ энергосистемы Тамбовской области эксплуатируется филиалом ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго».

На балансе компании находятся 57 ПС 110 кВ суммарной установленной трансфрматорной мощностью 1759,9 МВА. На рассматриваемой территории также расположены 3 абонентские подстанции суммарной мощностью 203,5 МВА.

В таблице 31 представлена сводная информация по загрузке трансформаторного оборудования ПС ПО кВ по замерам режимного дня максимума нагрузки 2019 года и наличии резервов для технологического присоединения на центрах питания 110 кВ энергосистемы Тамбовской области по состоянию на 01.01.2020г.

Резервы мощности по центрам питания ПО кВ ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго» определены по расчетному режиму «N-1» (аварийное отключение наиболее мощного трансформатора с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме, равной 105%). Значения резервов приведены по данным компании с учетом договоров на технологическое присоединение, находившихся на исполнении по состоянию на 01.01.2020 года.

Следует отметить, что в условиях технологических нарушений на ПС (в частности, отключения трансформаторов) компанией осуществляется оперативный перевод нагрузок по сторонам 6-10 и 35 кВ на соседние центры питания. Это позволяет устранить недопустимую перегрузку оборудования и, таким образом, высвободить дополнительный резерв для технологического присоединения. Поэтому в таблице также приведены значения резерва с учетом перевода нагрузки и допустимой длительности подобного перевода.

Приведенные данные показывают, что даже без учета оперативного перевода нагрузок, основная масса питающих центров ПО кВ энергосистемы Тамбовской области имеют резерв для технологического присоединения потребителей.

При этом наибольшие абсолютные значения резерва наблюдались для ПС ПО кВ Алгасовская (38,68 МВА), Пигмент (37,449 МВА) и Малиновская (34,977 МВА).

Наименьшими резервами для технологического присоединения потребителей обладают ПС ПО кВ Сампурская (0,896 МВА), Новолядинская (1,617 МВА), Архангельская (1,875 МВА), Иловайская (1,945 МВА) и Хмелевская (-0,5 МВА).

Сводная информация по загрузке трансформаторного оборудования

ПС 110 кВ и наличии резервов для технологического присоединения

на центрах питания 110 кВ энергосистемы Тамбовской области

по состоянию на 01.01.2020г.

Таблица 31

Наименование

объекта центра

питания, класс

напряжения

Число и

установ

ленная

мощность

трансфер

маторов,

шт. х

МВА

Допусти

мая

нагрузка

расчёт

ная в

режиме

п-1,МВА

Фактичес

кая нагрузка

по замерам в

зимний

максимум

2019 г.,

МВА

Полная

мощность,

перерасп

ределяе

мая в

соответст

вии с

ПТЭ,

Объем

мощности по

заявкам на

технологи

ческое

присоеди

нение и

заключенным

договорам,

находящимся

на исполнении

на 01.01.2020,

МВт

Профи цит (+)/ дефицит (-) мощ ности по замеру, МВА

1

2

3

4

5

6

7

ПС 110/35/6 Тамбовская №2

1x40+1x25

26,25

21,41

0

0

4,84

ПС 110/6 Тамбовская №3

2x25

26,25

11,73

0

0,8659

14,523

ПС 110/6 Тамбовская №5

2x25

26,25

13,58

0,5

2,6768

13,168

ПС 110/6 Тамбовская №7

2x25

26,25

15,97

0

0

10,279

ПС 110/35/6 Пигмент

2x63

66,15

28,70

0

0

37,449

ПС 110/6 Тамбовская №8

2x40

42

21,11

1

7,91

21,887

ПС 110/35/6 Малиновская

2x40

42

7,02

0

0

34,977

ПС 110/35/10 Тамбовская №6

2x16

16,8

10,09

1,2

2,9856

7,913

ПС 110/10 Н.Лядинская

1x10+1x6,3

6,615

5,00

0

0,37812

1,617

ПС 110/35/10 Комсомольская

2x10

10,5

7,87

2

1,0703

4,630

ПС 110/10 МТалинская

10,0

10,5

1,0

0

0,133

9,505

ПС 110/35/10 Промышленная

2x40

42

24,65

0

3,11046

17,352

ПС 110/35/10 Арженская

2x10

10,5

2,8

0

1,5

7,695

ПС 110/10 Телешовская

2x2,5

2,625

0,45

0

0,0115

2,179

ПС 110/6 Октябрь

2x25

26,25

8,09

0

0

18,159

ПС 110/10 Спасская

2x6,3

6,615

3,39

0

0,0209

3,225

1

2

3

4

5

6

7

ПС 110/35/10 Кузьминская

2x10

10,5

6,64

0

0,0504

3,86

ПС 110/35/10 Сампурская

1x10+1x16

10,5

9,6

0

0,295

0,896

ПС 110/6 Кож.завод

2x10

10,5

1,73

0

0

8,773

ПС 110/35/6 Рассказовская

2x25

21

16,17

0

0,072

4,833

ПС 110/35/10 Волчковская

2x6,3

6,615

2,49

0

0,027

4,125

ПС 110/35/10 Староюрьевская

1x6,3+1x10

6,615

3,46

0

0,33726

3,155

ПС 110/35/10 Хмелевская

2x10

10,5

12,55

2

0,062

-0,50

ПС 110/35/10 Хоботовская

2x10

10,5

7,10

0

0,0841

3,4

ПС 110/35/10 Никифоровская

1x10+1x16

10,5

6,0

0

0,293

4,5

ПС 110/10 Н.Сеславинская

1x2,5

2,625

0,53

0

0,975

2,095

ПС 110/10 Н.Архангельска

1x2,5

2,625

0,75

0

0

1,875

ПС 110/10 Иловайская

2x2,5

2,625

0,68

0

0,48

1,945

ПС 110/35/10 Южная

16

16,8

9,55

0

2,5

7,25

ПС 110/27,5/6/10 Первомайская

2x31,5

33,075

20,11

0

0,942

12,965

ПС 110/35/10 Сосновская

2x16

16,8

7,99

0

0,294

8,810

ПС 110/35/10 Пичаевская

2x10

10,5

3,61

0

0

6,890

ПС 110/35/10 Алгасовская

2x40

42,0

3,32

0

0,055

38,68

ПС 110/35/6 Моршанская

1x40+1x25

26,25

10,97

0

0

15,28

ПС 110/35/6 Камвольная

1x16+1x25

16,8

8,85

0

0

7,95

ПС 110/35/10 Граждановская

2x10

10,5

3,99

0

0,2154

6,5

ПС 110/35/10 Нащекинская

2x10

10,5

2,66

0

0,012

7,84

ПС 110/10 Шачинская

1x2,5

2,625

0,21

0

0

2,415

ПС 110/35/10/6 Уваровская

2x16+1x10

10,50

7,77

0

0

2,73

ПС 110/35/10 Мучкапская

2x10

10,5

3,47

0

0,009

7,03

1

2

3

4

5

6

7

ПС 110/10 М.Алабушская

2x2,5

2,625

0,53

0

0

2,095

ПС 110/35/10 М.Горьковская

1x10+1x16

10,5

1,70

0

0,0018

8,80

ПС 110/10 Шпикуловская

1x6,3+ 1x2,5

2,625

0,55

0

0,02

2,075

ПС 110/35/10 Жердевская

2x16

16,8

8,25

0

0,015

8,55

ПС 110/35/10 Ржаксинская

2x10

10,5

4,19

0

0,03

6,310

ПС 110/10 Богдановская

2x2,5

2,625

0,47

0

0

2,155

ПС 110/10 Фабричная

2x16

16,8

6,77

0

0

10,03

ПС 110/35/10 Токаревская

2x25

26,25

10,10

0

0,071

16,15

ПС 110/35/10 М.Зверяевская

1x6,3+ 1x10

6,615

2,02

0

0

4,595

ПС 110/35/10 Мордовская

2x10

10,5

4,12

0

2,30445

6,38

ПС 110/35/10 Павловская

1x10

10,5

1,55

0

0,011

8,95

ПС 110/35/10 Кирсановская

2x25

26,25

10,91

0

11,015

15,34

ПС 110/35/10 Инжавинская

2x16

16,8

8Д

0

1,445

8,7

ПС 110/35/10 Умётская

2x10

10,5

2,02

0

0,01

8,48

ПС 110/35/10 Ковыльская

2x10

10,5

1,1

0

0,01

9,4

ПС 110/10 Иноковская

1x2,5

2,625

0,38

0

0

2,245

ПС 110/10 ПТФ

2x16

16,8

4,94

0

0

11,86

В таблице 32 приведены данные об уровнях токов короткого замыкания (далее - ТКЗ) и представленные собственниками объектов сведения об отключающей способности выключателей напряжением 110 кВ и выше.

ровни ТКЗ и отключающей способности выключателей напряжением

110 кВ и выше на объектах Тамбовской энергосистемы
                            Таблица 32

Наименование подстанции

Шины, кВ

Отключающая способность

выключателей, кА

Ток к.з., кА

13

11

1

2

3

4

5

ПС 500 кВ Тамбовская

500

40; 50

15,22

13,6

220

40

22,0

24,1

ПС 220 кВ Давыдовская

220

25

7,989

8,8

ПС 220 кВ Иловайская

220

50

8,08

8,26

ПС 220 кВ Компрессорная

220

-

7,86

8,02

ПС 220 кВ Котовская

220

26,3

8,59

6,88

110

20; 42

12,058

12,42

ПС 220 кВ Мичуринская

220

40

14,96

12,66

110

40

17,39

15,75

ПС 220 кВ Тамбовская №4

220

26.2

20.98

22.04

110

31,5; 31,5; 40

23,79

25,26

ПС 110 кВ Алгасовская

НО

20

1.39

0.79

ПС 110 кВ Арженская

110

40

5,94

4,16

ПС 110 кВ Богдановская

НО

40

2,99

2,34

ПС 110 кВ Волчковская

НО

20

4,3

3,04

ПС 110 кВ Городская

НО

20

3,69

2,29

ПС 110 кВ Граждановская

НО

40

2,53

1,61

ПС 110 кВ Жердевская

110

40

2,18

1,44

ПС 110 кВ Иловайская

НО

40

5,1

3,4

ПС 110 кВ Инжавинская

НО

20,40

2,75

2,27

ПС 110 кВ Иноковская

НО

20

2,97

2,03

ПС 110 кВ Камвольная

НО

20

1,81

1,03

ПС 110 кВ Кирсановская

НО

20

3,67

2,83

ПС 110 кВ Ковыльская

НО

40

3,54

2,49

ПС 110 кВ Комсомольская

110

40

6,37

4,59

ПС 110 кВ Кузьминская

но

20

5,96

4,62

ПС 110 кВ Малиновская

но

20

5,23

3,96

ПС 110 кВ М.Алабушская

110

25

2,87

1,77

ПС 110 кВ М.Горьковская

но

20

2,2

1,35

ПС 110 кВ М.Зверяевская

но

20

5,39

4,0

ПС ПОкВМ.Талинская

но

20

9,45

6,92

ПС 110 кВ Мордовская

110

20

2,79

1,93

ПС 110 кВ Моршанская

но

25

1,81

1,03

ПС 110 кВ Мучкапская

но

20

2,27

1,39

ПС 110 кВ Нащёкинская

110

20,20

2,9

2,15

1

2

3

4

5

ПС ПО кВ Никифоровская

110

20

5,28

3,39

ПС ПО кВ Н.Архангельская

ПО

20

7,53

5,81

ПС ПОкВН.Лядинская

по

40

10,4

7,42

ПС ПО кВ Н.Сеславинская

по

20

4,23

2,87

ПС ПО кВ Октябрь

по

40

10,69

8,03

ПС ПО кВ Павловская

по

20

3,61

2,53

ПС ПО кВ Первомайская

110

20

8,23

6,24

ПС ПО кВ Пигмент

по

40

13,8  j

10,36

ПС ПО кВ Пичаевская

110

20

1,5

0,85

ПС ПО кВ Промышленная

по

20

3,13

2,03

ПСПОкВПТФ

по

40

3,04

2,3

ПС ПО кВ Рассказовская

но

40

9,75

2,24

ПС ПО кВ Ржаксинская

по

18,4

4,14

3,29

ПС 110 кВ Сампурская

110

18,4

5,61

4,16

ПС ПО кВ Сосновская

по

20

3,65

2,22

ПС ПО кВ Спасская

110

25

5,23

3,49

ПС ПО кВ Ст.Юрьевская

по

20

3,68

2,46

ПС ПО кВ Тамбовская №2

по

40

12,28

9,0

ПС 110 кВ Тамбовская №3

по

40

13,16

9,85

ПС ПО кВ Тамбовская №5

по

40

11,73

8,51

ПС 110 кВ Тамбовская №7

по

40

10,69

8,63

ПС ПО кВ Тамбовская №8

по

40

7,01

5,2

ПС 110 кВ Телешовская

по

40

5,63

4,0

ПС ПО кВ Токарёвская

по

20

3,29

1,84

ПС ПО кВ Уваровская

по

20

4,35

2,83

ПС ПОкВУметская

по

20

3,0

2,01

ПС ПО кВ Ш.Молоканская

по

20

1,88

1,06

ПС 110 кВ Шпикуловская

по

20

1,58

0,96

ПС ПО кВ Хмелевская

по

20

9,03

6,18

ПС 110 кВ Хоботовская

по

40

7,08

5,07

ПС ПО кВ Фабричная

по

40

3,35

7,134

ПС ПО кВ Южная

по

20

8,01

6,04

Тамбовская ТЭЦ

по

25; 40

19,6

20,38

Котовская ТЭЦ-2

по

18,4; 40

11,73

8,53

Энергосистема Тамбовской области характеризуется сравнительно невысокими значениями уровней ТКЗ, случаи несоответствия отключающей способности выключателей уровням ТКЗ не выявлены.

Анализ   состояния   степени   компенсации   реактивной   мощности   и уровней напряжения в электрических сетях ПО кВ и выше энергосистемы

амбовской области выполнен на основании зимнего и летнего контрольных замеров на 2019 года.

В таблице 33 приведены результаты анализа данных контрольных замеров - интегральные показатели режима по напряжению и реактивной мощности:

среднее, минимальное и максимальное напряжение в сети 110, 220 и 500 кВ энергосистемы Тамбовской области;

суммарная реактивная мощность, генерируемая электростанциями Тамбовской области;

относительная выработка суммарного регулировочного диапазона по реактивной мощности электростанций Тамбовской области (отношение суммарной генерации реактивной мощности электростанциями к суммарному регулировочному диапазону по реактивной мощности этих электростанций при номинальной активной мощности).

Интегральные показатели режима по напряжению и реактивной мощности

в замерные дни 2019 года

Таблица 33

Показатели

18.12.2019 04:00

18.12.2019 09:00

18.12.2019 18:00

19.06.2019 04:00

19.06.2019 10:00

19.06.2019 22:00

Сред. U в сети 110 кВ, кВ

115,57

112,73

113,14

115,28

112,03

111,36

Мин. U в сети 110 кВ, кВ

114,09

111,62

112,03

113,03

110,61

110,16

Макс. U в сети 110 кВ, кВ

116,28

113,50

113,94

116,96

113,93

112,98

Сред. U в сети 220 кВ, кВ

235,70

230,25

232,00

234,15

230,15

227,35

Мин. U в сети 220 кВ, кВ

234,00

229,70

230,80

236,10

230,10

227,90

Макс. U в сети 220 кВ, кВ

237,50

232,60

234,30

238,00

234,40

231,50

Сред. U в сети 500 кВ, кВ

514,95

502,55

506,50

505,25

497,00

490,85

Мин. U в сети 500 кВ, кВ

516,10

504,10

507,80

506,30

497,50

491,10

Макс. U в сети 500 кВ, кВ

516,20

504,20

507,80

506,30

497,50

491,10

Сумм. Q станций, МВАр

130,9

123,2

126,9

55

55

55

Выработка Q, о.е.

-0,066

0,096

0,083

-0,025

0,295

0,267

1.16. Характеристика функционирования энергосистемы Тамбовской области и анализ режимов работы электрических сетей напряжением

110 кВ и выше за 2015-2019 годы

Анализ результатов обработки данных контрольных замеров 2019 года по энергосистеме Тамбовской области позволяет отметить следующее:

Уровни напряжения в сети 110-500 кВ в целом находились в допустимых границах. Средний уровень напряжения в сети ПО кВ составлял 1,01-1,057 относительных единиц от номинального, в сети 220 кВ - 1,036-1,079, в сети 500 кВ - 0,982-1,032. Минимальное напряжение в сети ПО - 220 кВ не снижалось   ниже   номинального,   в   сети   500   кВ   -   0,982.   Максимальное67

напряжение в отдельных узлах сети ПО кВ достигало - 1,063 от номинального, в сети 220 кВ - 1,081, а в сети 500 кВ - 1,032.

Суммарная генерация реактивной мощности электростанциями составила 0-131 Мвар, относительная выработка суммарного регулировочного диапазона по реактивной мощности электростанций не превышала 0,295 относительных единиц. В часы минимальных зимних нагрузок имело место незначительное (0,066 относительных единиц) потребление реактивной мощности.

В зимний максимум нагрузки (09:00) среднее напряжение составляло в сети ПО кВ - 1,025 относительных единиц, в сети 220 кВ - 1,047 относительных единиц, в сети 500 кВ - 1,006 относительных единиц. Суммарная выработка реактивной мощности составляла 12,5 Мвар (0,096 относительных единиц от располагаемого диапазона по реактивной мощности (130,9 Мвар).

В летний минимум нагрузки (04:00) среднее напряжение составляло в сети 110 кВ - 1,048 относительных единиц, в сети 220 кВ - 1,064 относительных единиц, в сети 500 кВ - 1,010 относительных единиц. Суммарная выработка реактивной мощности составляла 2,2 Мвар (0,025 относительных единиц от располагаемого диапазона по реактивной мощности (55 Мвар).

Таким образом, проведенный анализ замерных дней 2019 года показал, что средний уровень напряжения в сети 110-500 кВ энергосистемы Тамбовской области находился в допустимых границах. Это свидетельствует о наличии достаточного регулировочного диапазона по реактивной мощности, используемого для обеспечения допустимых уровней напряжения.

1.17. Основные внешние электрические связи Тамбовской энергосистемы

Энергосистема   Тамбовской   области   имеет   электрические   связи   со следующими энергосистемами:

Энергосистема Липецкой области (ОЭС Центра):

В Л 500 кВ Липецкая -Тамбовская;

ВЛ 220 кВ Липецкая - Мичуринская I цепь;

ВЛ 220 кВ Липецкая - Мичуринская II цепь;

ВЛ 220 кВ Липецкая - Котовская;

ВЛ 110 кВ Компрессорная - Первомайская; Энергосистема Рязанской области (ОЭС Центра):

ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС - Тамбовская;

ВЛ 220 кВ Глебово - Давыдовская;

В Л 110 кВ Невская - Первомайская; Энергосистема Воронежской области (ОЭС Центра):

В Л ПО кВ Народное - Шпикуловская; Энергосистема Пензенской области (ОЭССредней Волги):

ВЛ 500 кВ Тамбовская - Пенза-2;

В Л    ПО   кВ   Нащекинская   -   Соседка   с   отпайкой   на   ПС

Граждановская;ВЛ 110 кВ Рассказовская - Соседка с отпайками.

Число и номинальное напряжение внешних связей энергосистемы Тамбовской области с соседними энергосистемами схематично изображено на рисунке 1.

Блок-схема внешних электрических связей Тамбовской Энергосистемы

Рисунок 1

Липецкая энергосистема

1 .ч.'ОикВ

1 к ПОкВ

Тамбовская

энергосистема

I х?00,кй

,?х ПОкЕ

Пензенская энергосистема

Воронежская энергосистема

1.18. Единый топливно-энергетический баланс (ЕТЭБ) Тамбовской области за период 2014-2018 годов

Настоящий раздел разработан на основе материалов, при подготовке которых использованы данные Службы федерального статистического наблюдения Тамбовской области (Тамбовстата).

Топливно-энергетический баланс (далее - ТЭБ) региона - это таблица, которая содержит представленные в едином эквиваленте (тоннах условного топлива -ту. т.) взаимосвязанные показатели количественного соответствия поставок энергетических ресурсов, их распределения и использования потребителями всех видов экономической деятельности на территории данного субъекта Федерации за определенный период времени (как правило, за год).

ТЭБ Тамбовской области включает следующие основные группы энергоресурсов:

«Электроэнергия»7 - энергия электромагнитного поля, производимая на электростанциях;

«Теплоэнергия» - кинетическая и потенциальная энергия структурных элементов теплоносителя, улавливаемая в виде теплоты теплогенерирующими установками различных видов;

«Природный газ» - газ природный (естественный);

«СУГ» - газы углеводородные сжиженные;

«Уголь» - уголь различных месторождений;

«Нефтепродукты» - энергетические продукты переработки нефти, в том числе бензины, керосины, дизельное топливо, мазут топочный, топливо печное бытовое и т.п.;

«Дрова для отопления» - топливная древесина.

ТЭБ Тамбовской области за каждый год отчетного периода включает следующие основные разделы:

Производство первичных энергетических ресурсов, в т.ч. ввоз, вывоз и изменение запасов

По данной строке отражается поступление первичных, т.е. напрямую добытых или уловленных из природных источников, энергоресурсов.

Первичные энергоресурсы, разрабатываемые в Тамбовской области, в настоящее время представлены топливной древесиной. По данным статистики за рассматриваемый период производство этого вида энергоресурсов снизилось на 6%: в 2014 г. в регионе было произведено 35 тыс. т у. т. дров, в 2018 - только 33,0 тыс. т у.т., что составляет 0,6% потребления первичных энергоресурсов и их преобразованных эквивалентов.

При этом природный газ, который в 2018 году на 64% обеспечил полное энергопотребление региона (с учетом его использования в качестве топлива для генерирующих объектов), в полном объеме поступает из-за пределов области. Из-за пределов области также поставляются нефтепродукты, СУГ, уголь и 72% всей используемой электроэнергии. Поскольку статистические данные о ввозе и вывозе представленных в ТЭБ энергоресурсов отсутствуют (за исключением электроэнергии, по которой сведения представлены в форме Э-3 «Электробаланс» Росстата), сальдо их импорта соответствует полному потреблению с учетом изменения запасов. При этом статистическое расхождение между валовыми поставками и полным потреблением энергоресурсов равно нулю. Также предполагается, что дрова для отопления и тепловая энергия не перемещаются на значительные расстояния, то есть их ввоз и вывоз равны нулю.

7              Перевод из кВт.ч в т у.т. в ТЭБ осуществляется с использованием применяемого Росстатом

коэффициента 0,3445 (так называемого «частичного замещения»), что объясняет положительные значения в графе «Итого».За период 2014-2018 годы полное потребление первичных энергоресурсов и их эквивалентов в Тамбовской области возросло с 3,8 до 5,4 млн. т у.т., представлено на диаграмме 5.

Преобразование топлива, в т.ч. переработка нефти, газа и угля, а также собственные нужды и потери при передаче

Производство и отпуск электрической и тепловой энергии осуществляются электростанциями и котельными Тамбовской области с использованием ввозимого топлива, преимущественно природного газа. Электростанции обеспечивают около 28% электро- и 47,5% теплопотребления региона, вырабатывая 1015,6 тыс. т у.т. электроэнергии и 404,4 тыс. т у.т. теплоэнергии в год. Котельными отпускается до 446,4 тыс. т у.т. тепла в год. Объемы и структура отпуска теплоэнергии от различных источников в Тамбовской области, представлены на диаграмме 6.

Динамика полного потребления первичных энергоресурсов и их эквивалентов в Тамбовской области за период 2014-2018 гг.

Диаграмма 5

5000 4000 3000 2000 1000 0

бооо              5481

4847
W.1              5810              3<Ш

тыст.у.т. 2014  112015      2016   в 2017   ■ 2018

439      440

440

2015              2016              2017

Теплоэлектростанции  ■ Котельные

Отпуск теплоэнергии установками различных типов в Тамбовской области в 2014-2018 гг.

500

450 400

442

350 300

__

тыс. т.у.т.

250 200 150

_

100

             

-—

50

:             

0

2014

■

Диаграмма 6

446

2018

Расход энергоресурсов на собственные нужды электростанций за рассматриваемый период составляет 50-54 тыс. т.у.т., или 4,3-7% полного электропотребления. Доля собственных нужд в объеме выработки к 2018 году возросла до 14% (в 2014 г. она составила 12,4%).

Потери энергоресурсов при передаче в 2018 году составили 252 тыс. т у.т. или 5,4%о энергопотребления региона. В целом за 2014-2018 годы наблюдается снижение потерь электроэнергии как в абсолютном, так и в относительном выражении при значительном увеличении потерь тепла.

Конечное потребление энергетических ресурсов

Спрос на энергоресурсы для конечного использования в Тамбовской области за рассматриваемое пятилетие достиг 4,6 млн. т у. т. в год. Динамика конечного потребления энергетических ресурсов в Тамбовской области за период 2014-2018 гг. представлена на диаграмме 7.

При этом спрос на твердое топливо (уголь, дрова) сокращался при росте потребления электроэнергии и нефтепродуктов. В итоге в сложившейся на 2018 год структуре конечного потребления энергоресурсов доля природного газа равна 46%, электроэнергии 24%, теплоэнергии 15,9%. В свою очередь 12,7% приходится на нефтепродукты и 1,4% на прочие виды используемых энергоресурсов. Структура конечного энергопотребления Тамбовской области по видам энергетических ресурсов в 2018 г. представлена на диаграмме Динамика конечного потребления энергетических ресурсов в Тамбовской области за период 2014-2018 гг.

4633

4596

3719

3588

12014 12015

2016 12017

2018

Тыс. т.у.т.

                                    Дшграмма/7

5000

4500

4000

3612

ЧЦПП -

3000

                            -

2500

7ППП

1500

1000 -

-              —             

500

0-

                           

Структура конечного энергопотребления Тамбовской области по видам энергетических ресурсов в 2018 г.

                                                        Диаграмма 8

р П"1

о.п

i Газ-46%

I Электроэнергия-24% Теплоэнергия-15,9% ! Нефтепродукты-12,7% - Прочие виды ресурсов-1,4%

С,24

В отраслевой структуре конечного потребления энергии (диаграмма 9) основное место занимает бытовой сектор. Еще 39,81% приходится на обрабатывающую промышленность.

Отраслевая структура конечного энергопотребления Тамбовской области в 2018 г.

                   _    _     __   Дтаграмма:9

0,07              ОД

**   '\

0 4*   ^"              0,35

Сельское, лесное хозяйство-7,46% Промышленность-39,81% Строительство-0,61% Транспорт и связь-5,07% Сфера услуг-2,73%

",>';С,   '              ■ Население-34,52%

-   -N-Ti              ц Прочие услуги-9,77%

0,05

0,01              °<03

Отчетные топливно-энергетические балансы (далее - ТЭБ) Тамбовской области за 2014-2018 годы представлены в таблицах 34-38.

ТЭБ Тамбовской области за 2014 г., т у.т.

Наименование показателя

Электро энергия

Тепло энергия

Природный газ

СУГ

Уголь

Нефтеп

1

2

3

4

5

6

1 .Производство первичных энергетических ресурсов

0

0

0

0

0

2.Ввоз

937175

0

2469896

5661

53833

498

3.Вывоз

-156831

0

0

0

0

4.Изменение запасов

0

0

0

-355

2726

39

5.Потребление первичной энергии и ее эквивалентов

780344

0

2469896

5307

56559

502

б.Статистическое расхождение

0

0

0

0

0

7.Производство электрической энергии

397731

0

-319732

0

0

-2

8.Производство тепловой энергии

0

837539

-822038

0

-5830

-14

8.1 .Теплоэлектростанции

0

395098

-407284

0

0

8.2.Котельные

0

442382

-414755

0

-5830

-14

8.3.Электрокотельные и теплоутилизационные установки

0

59

0

0

0

^Преобразование топлива

0

0

0

0

0

9.1 .Переработка нефти

0

0

0

0

0

9.2.Переработка газа

0

0

0

0

0

9.3.Обогащение угля

0

0

0

0

0

10.Собственные нужды

-55999

0

0

0

0

11 .Потери при передаче

-155498

-99941

0

0

0

12.Конечное потребление энергетических ресурсов

966578

737598

1328126

5307

50728

487

12.1.Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

63775

22622

100481

75

**

105

12.2.Промышленность

235329

334618

423451

256

13800

42

в том числе:

12.2.1 .Обрабатывающие производства

194500

288254

395626

256

11540

22

75

1

2

3

4

5

6

12.2.2.Производство и распределение электроэнергии, газа и воды*

40829

46365

27825

**

2261

12.3 .Строительство

14599

**

1387

0

0

12.4.Транспорт и связь всего:

166685

13792

7710

*н=

1822

в том числе:

12.4.1 .Железнодорожный

62516

4438

**

0

1801

12.4.2 .Трубопроводный

81327

6591

**

0

0

12.4.3 .Автомобильный (сухопутный)

5990

616

314

**

**

12.4.4.Прочий

4098

818

**

0

**

12.4.5.Связь

12755

1329

0

0

0

12.5.Сфера услуг

207732

116854

53821

319

12159

12.6.Население

278458

249713

741275

4657

22947

2

12.7.Прочие конечные потребители

0

0

0

0

0

13.Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды

0

0

0

0

0

* - Без учета собственных нужд и потерь при производстве и распределении электроэнергии и тепла. ** - В целях обеспечения конфиденциальности информации Тамбовстат данные в сводных формах стати Таким образом, в отсутствие приводимых данных суммарные величины потребления энергоресурсов потребления следует рассматривать, как наименьшие возможные.76

ТЭБ Тамбовской области за 2015 г., т у.т.

             

Наименование показателя

Электро энергия

Тепло энергия

Природный газ

СУГ

Уголь

Нефтеп

1

2

3

4

5

6

1 .Производство первичных энергетических ресурсов

0

0

0

0

0

2.Ввоз

931896

0

2389897

5150

28786

56

3.Вывоз

-126011

0

0

0

0

4.Изменение запасов

0

0

0

-55

-1289

-13

5.Потребление первичной энергии и ее эквивалентов

805885

0

2389897

5095

27497

54

б.Статистическое расхождение

0

0

0

0

0

7.Производство электрической энергии

377590

0

-312349

0

0

-

8.Производство тепловой энергии

0

819559

-780995

0

-4202

-13

8.1 .Теплоэлектростанции

0

415545

-419601

0

0

-

8.2.Котельные

0

403954

-361394

0

-4202

-13

8.3.Электрокотельные и теплоутилизационные установки

0

59

0

0

0

9.Преобразование топлива

0

0

0

0

0

9.1 .Переработка нефти

0

0

0

0

0

9.2.Переработка газа

0

0

0

0

0

9.3 .Обогащение угля

0

0

0

0

0

Ю.Собственные нужды

-56010

0

0

0

0

11 .Потери при передаче

-149053

-103364

0

0

0

12.Конечное потребление энергетических ресурсов

978411

716195

1296554

5095

23295

53

12.1.Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

64765

21872

104982               88

**

10

12.2 .Промышленность

237857

318203

395347             1090

12231

35

в том числе:

12.2.1 .Обрабатывающие производства

194719

306464

395347      1       1090

7759

22

1

2

3

4

5

6

12.2.2.Производство и распределение электроэнергии, газа и воды*

43139

11739

0

**

4472

1

12.3 .Строительство

15011

**

6593

0

0

12.4.Транспорт и связь всего:

170434

14327

12238

**

1671

3

в том числе:

12.4.1 .Железнодорожный

58709

3480

**

0

1030

12.4.2 .Трубопроводный

90524

6450

**

0

0

12.4.3 .Автомобильный (сухопутный)

4438

369

183

**

**

2

12.4.4.Прочий

3934

763

**

0

**

12.4.5.Связь

12830

3265

0

0

0

12.5.Сфера услуг

208707

135314

52876

462

9259

3

12.6.Население

281636

226480

724518

3456

134

3

12.7.Прочие конечные потребители

0

0

0

0

0

13.Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды

0

0

0

0

0

* - Без учета собственных нужд и потерь при производстве и распределении электроэнергии и тепла. ** - В целях обеспечения конфиденциальности информации Тамбовстат данные в сводных формах стати Таким образом, в отсутствие приводимых данных суммарные величины потребления энергоресурсов потребления следует рассматривать, как наименьшие возможные.

ТЭБ Тамбовской области за 2016 г., т у.т.

                           

Наименование показателя

Электро энергия

Тепло энергия

Природный газ

СУГ

Уголь

Нефтеп

2

3

4

5

6

7

1.Производство первичных энергетических ресурсов

0

0

0

0

0

2.Ввоз

974233

0

2474004

2735

25812

54

3.Вывоз

-123007

0

0

0

0

4.Изменение запасов

0

0

0

1170

6327

2

5.Потребление первичной энергии и ее эквивалентов

851226

0

2474004

3905

32139.

54

6.Статистическое расхождение

0

0

0

0

0

7.Производство электрической энергии

379916

0

-310970

0

0

-

8.Производство тепловой энергии

0

879667

-836207

0

-4002

-1

8.1 .Теплоэлектростанции

0

439262

-421891

0

0

-

8.2.Котельные

0

440346

-414316

0

-4002

-1

8.3.Электрокотельные и теплоутилизационные установки

0

59

0

0

0

9.Преобразование топлива

0

0

0

0

0

9.1 .Переработка нефти

0

0

0

0

0

9.2.Переработка газа

0

0

0

0

0

9.3.Обогащение угля

0

0

0

0

0

Ю.Собственные нужды

-53541

0

0

0

0

11 .Потери при передаче

-149121

-111317

0

0

0

12.Конечное потребление энергетических ресурсов

1028480

768351

1326827

3905

28137

53

12.1.Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

65688

23898

109482

0

**

99

12.2 .Промышленность

253960

346535

413593

823

14217

41

в том числе:

2

3

4

5

6

7

12.2.1 .Обрабатывающие производства

204575

331332

394220

823

9455

12.2.2.Производство и распределение электроэнергии, газа и воды*

49386

15203

19373

**

4763

12.3.Строительство

15332

130

7575

0

0

12.4.Транспорт и связь всего:

171734

13953

11152

**

1656

в том числе:

12.4.1 .Железнодорожный

58476

3124

**

0

1444

12.4.2.Трубопроводный

89538

6610

4151

0

0

12.4.3 .Автомобильный (сухопутный)

5275

380

2085

**

**

12.4.4.Прочий

4056

846

2982

0

**

12.4.5.Связь

14390

2992

1934

0

0

12.5.Сфера услуг

215173

146810

59313

214

10206

12.6.Население

306593

237024

725711

2868

2057

3

12.7.Прочие конечные потребители

0

0

0

0

0

13.Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды

0

0

0

0

0

* - Без учета собственных нужд и потерь при производстве и распределении электроэнергии и тепла. ** - В целях обеспечения конфиденциальности информации Тамбовстат данные в сводных формах стати Таким образом, в отсутствие приводимых данных суммарные величины потребления энергоресурсов потребления следует рассматривать, как наименьшие возможные.

ТЭБ Тамбовской области за 2017 г., т у.т.

             

Наименование показателя

Электроэнер гия

Теплоэнергия

Природный газ

СУГ

Уголь

Нефт

1

2

3

4

5

6

1 .Производство первичных энергетических ресурсов

380466

867073

0

0

0

2.Ввоз

975452

0

2112755

3245

22869

5

3.Вывоз

115476

0

0

0

0

4.Изменение запасов

0

0

0

107

644

5.Потребление первичной энергии и ее эквивалентов

1240441

867073

2112755

3138

23513

5

б.Статистическое расхождение

0

0

0

0

0

7.Производство электрической энергии

0

0

316914

0

0

8.Производство тепловой энергии

0

867073

857779

0

3057

8.1 .Теплоэлектростанции

0

439932

429747

0

0

8.2.Котельные

0

427079

428031

0

3057

8.3.Электрокотельные и теплоутилизационные установки

0

62

0

0

0

^Преобразование топлива

0

0

0

0

0

9.1 .Переработка нефти

0

0

0

0

0

9.2.Переработка газа

0

0

0

0

0

9.3.Обогащение угля

0

0

0

0

0

10.Собственные нужды

53809

304426

0

0

0

11 .Потери при передаче

138696

112489

0

0

0

12.Конечное потребление энергетических ресурсов

1101745

754584

2112755

3138

23513

5

1

2

3

4

5

6

21.1 .Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

95737

22855

117020

0

0

12.2.Промышленность в том числе:

304262

350357

1141369

888

11206

12.2.1 .Обрабатывающие производства

222478

333546

431386

879

9719

12.2.2.Производство и распределение электроэнергии, газа и воды*

81784

16811

709983

9

1487

12.3 .Строительство

13125

170

7431

0

0

12.4.Водоснабжение, водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загразнений

22565

1239

7427

0

0

12.5.Транспортировка и хранение

162707

31846

27953

0

1552

12.6.Деятельность в области информации и связи

11920

1917

1339

0

0

12.7.Население

289036

237216

730497

2170

187

12.8.Пред оставление прочих видов услуг

138834

43832

*

*

*

* - В целях обеспечения конфиденциальности информации Тамбовстат данные в сводных формах стати Таким образом, в отсутствие приводимых данных суммарные величины потребления энергоресурсо потребления следует рассматривать, как наименьшие возможные.

ЭБ Тамбовской области за 2018 г., т у.т.

             

Наименование показателя

Электро­энергия

Тепло-энергия

Природный газ

СУГ

Уголь

Нефте

1

2

3

4

5

6

Производство энергетических

PeCVPCOB

0

0

0

0

0

Ввоз

992780

0

3508934

14411

26406

10

Вывоз

-100318

0

0

0

0

Изменение запасов

0

0

-1

195

835

-1

Потребление первичной энергии

892462

0

3508933

14606

27240

10

Статистическое расхождение

0

0

0

0

0

Производство электрической энергии

349874

0

-267125

0

0

-

Производство тепловой энергии

0

850965

-850060

0

-3099

-9

Теплоэлектростанции

0

404490

-422813

0

0

-

Котельные

0

446475

-427247

0

-3099

-9

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

Преобразование топлива

0

0

0

0

0

Переработка нефти

0

0

0

0

0

Переработка газа

0

0

0

0

0

Обогащение угля

0

0

0

0

0

Собственные нужды

-301425

0

0

0

Потери при передаче

-140177

-112002

0

0

0

Конечное потребление энергетических ресурсов

1102158

738963

2140053

4409

21516

59

1

2

3

4

5

6

Сельское, лесное хозяйство, охота рыболовство и рыбоводство

95805

22863

123657

61

Промышленность

326173

317387

1149303

732

12229

Обрабатывающие производства

225475

305605

459735

732

9931

Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха

78305

11782

689454

2298

Водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений

22393

114

Прочая промышленность

0

0

0

0

0

Строительство

12471

3627

0

0

Транспорт и связь

162570

0

45823

42

1537

Железнодорожный (грузовые перевозки)

...

0

233

Трубопроводный

...

3304

0

0

Автомобильный

...

0

0

0

Прочий

0

0

1372

0

0

Сфера услуг

54121

0

43011

19

5463

Население

290103

246898

740082

3554

0

Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на не топливные нужды

0

0

0

0

0

«...» В целях обеспечения конфиденциальности информации Тамбовстат данные в сводных фор размещает. Таким образом, в отсутствие приводимых данных суммарные величины потребления эне конечного потребления следует рассматривать, как наименьшие возможные.84

1.19. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Тамбовской области

Характеристика текущих режимов работы энергосистемы Тамбовской области выполнена на основании отчетного потокораспределения и сведений, предоставленных сетевыми и иными организациями о текущих проблемах электроэнергетического режима.

По результатам анализа представленной информации можно сделать вывод о том, что в целом текущие электроэнергетические режимы характеризуются следующими параметрами:

загрузка ЛЭП напряжением ПО кВ и выше и автотрансформаторов напряжением 220 кВ и выше в нормальных режимах не превышает допустимых значений;

сети ПО кВ и выше, включая внешние связи, обладают достаточным резервом по пропускной способности для передачи мощности в необходимых объемах. Закрытые центры питания в сети ПО кВ (подстанции с дефицитом трансформаторной мощности) отсутствуют.

Вместе с этим в энергосистеме Тамбовской области имеются следующие особенности:

ОРУ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2

На ОРУ ПО кВ Котовской ТЭЦ-2 установлены два трансформатора номинальной мощностью 16 МВА каждый. По результатам замеров максимальная нагрузка за период 2015-2019 годов составила 20,0 МВт и 25,02 МВА. Таким образом при отключении одного из трансформаторов в режиме максимальных нагрузок имеет место недопустимая перегрузка остающегося в работе.

Значения фактической нагрузки трансформаторов за 2015-2019 годы

Таблица 39

Тип

Фактическая нагрузка активной мощности трансформаторов связи Т1 и Т2 по результатам контрольных замеров (МВт)

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Лето (17.06)

Зима (16.12)

Лето (15.06)

Зима (21.12)

Лето (21.06)

Зима (20.12)

Лето (20.06)

Зима (19.12)

Лето (20.06)

Зима (19.12)

Т-1 ТДТН-

16000/110/3

5/6

6

7,5

6,0

8,0

6,5

8,5

6,0

7,5

6,6

7,3

Т-2 ТДТН-

16000/110/3

5/6

6,0

8,5

8,0

10,0

9,0

11,5

6,5

7,5

8,4

12,2

Тип

Фактическая нагрузка полной мощности трансформаторов связи Т1 и Т2 по результатам контрольных замеров (МВА)

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

Лето (17.06)

Зима (16.12)

Лето (15.06)

Зима (21.12)

Лето (21.06)

Зима (20.12)

Лето (20.06)

Зима (19.12)

Лето (20.06)

Зима (19.12)

Т-1 ТДТН-16000/110/3

5/6

7,5

9,37

7,5

10,0

8,12

10,62

7,5

9,37

8,04

8,47

Т-2 ТДТН-16000/110/3

5/6

7,5

10,62

10,0

12,5

11,25

14,37

8,12

9,37

10,56

13,55

Недостаточная пропускная способность трансформаторов ОРУ 110 кВ Котовской ТЭЦ-2 подтверждается предписанием Верхне-Донского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26.08.2016 №ТЗ/182-4225.

ПС 220 кВ Тамбовская №4

По данным филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - «Верхне-Донское ПМЭС ряд ремонтов электросетевого оборудования как на ПС 220 кВ Тамбовская №4, так и в прилегающей сети приводит к необходимости включения в работу дополнительного генерирующего оборудования Тамбовской ТЭЦ для предотвращения недопустимой перегрузки автотрансформаторов 220/110 кВ на ПС 220 кВ Тамбовская №4.

Существующих резервов генерации Тамбовской ТЭЦ достаточно для предотвращения выхода параметров электроэнергетического режима за область допустимых значений. Однако в связи с тем, что установленные на станциях турбины предназначены для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, период проведения ремонтной кампании сетевого оборудования совпадает с периодом ремонтов генерирующего оборудования. Более того, режим работы турбин данного типа в период минимальных тепловых нагрузок характеризуется повышенными удельными расходами условного топлива и является неэкономичным.

1.20. Выводы по существующему состоянию электроэнергетики Тамбовской области за 2015-2019 годы

Тамбовская область расположена в центре Европейской части России и как субъект Российской Федерации является частью Центрального федерального округа. Территория области занимает 34,462 тыс. км2, или около 0,2% площади Российской Федерации. Граничит с Рязанской, Пензенской, Саратовской, Воронежской и Липецкой областями.

Энергосистема Тамбовской области в 2015-2019 годы являлась дефицитной по мощности и электроэнергии.

Суммарная установленная мощность электростанций, функционирующих на территории Тамбовской области, составила в 2019 году 301,0 МВт, из которых 253,0 МВт - мощность ТЭС общего пользования, 48,0 МВт -блок-станций промышленных предприятий. Все электростанции области являются тепловыми. Среди наиболее крупных электростанций следует выделить Тамбовскую ТЭЦ (235 МВт) и Котовскую ТЭЦ-1 (24 МВт).

В целом за период 2015-2019 годов потребление электроэнергии выросло на 209,3 млн. кВт.ч, или на 6,13 %. В рассматриваемый период динамика электропотребления в энергосистеме неустойчива.

Основное место в структуре электропотребления, в разные годы, занимает «Промышленность» (20-23%) и «Прочие виды деятельности, включая сферу услуг» (15,1-15,8%).

Доля потерь в сетях разных уровней напряжения в общей структуре потребления постепенно снижается.

На территории Тамбовской области функционирует ряд крупных потребителей электроэнергии, общий расход электроэнергии которыми в период 2015-2019 гг. составлял от 127,3 до 195,6 млн. кВт.ч (от 3,7% до 5,6% объема конечного электропотребления в регионе). Основная часть приведенных потребителей относится к сегменту «сельское хозяйство», «пищевая промышленность» и «машиностроение».

В 2019 году собственная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы Тамбовской области составила 612,0 МВт при температуре воздуха -5,3° С, максимум нагрузки был зафиксирован 27 ноября в 10:00.

Наиболее загруженными в системообразующей сети энергосистемы Тамбовской области за период 2015-2019 годов являлись автотрансформаторы, установленные на ПС 220 кВ Тамбовская №4. Отмечается снижение загрузки автотрансформаторов 220 кВ за рассматриваемый период на ПС 220 кВ Котовская, Мичуринская и Тамбовская №4.

Основная масса питающих центров ПО кВ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» даже без учета оперативного перевода нагрузок имеют резерв для технологического присоединения потребителей. При этом наибольшие абсолютные значения резерва наблюдались для ПС ПО кВ Пигмент (36,57 МВт) и Малиновская (34,97 МВт). Наименьшими резервами для технологического присоединения потребителей обладают ПС ПО кВ Сампурская (0,89 МВт), Новолядинская (1,61 МВт) и Хмелевская (-0,5 МВт).

В 2019г. суммарная выработка электроэнергии в энергосистеме Тамбовской области станциями общего пользования и промышленных предприятий составила 848,56 млн. кВт-ч (из них около 90,34% приходится на выработку электроэнергии на ТЭС общего пользования, 9,65% - на выработку электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий). С учетом электростанций промышленных предприятий установленной мощностью свыше   5   МВт,   функционирующих  в  децентрализованной  зоне,   выработкаэлектроэнергии на территории области в 2019 году составила 950,61 млн.кВт-ч (на долю ТЭС общего пользования приходится около 80,64%).

Величина выработки электрической энергии электростанциями Тамбовской области в 2019 г. продемонстрировала снижение к уровню 2015 г. в размере 15% (149,5 млн. кВт-ч).

Максимальное значение коэффициента использования установленной мощности за анализируемый период 2015-2019 годов отмечается на Тамбовской ГТ ТЭЦ - 72,63% и энергоисточнике ПАО «Пигмент» - 66,88%. При этом стоит отметить, что ТЭС загружены в среднем на 34,59%, против 19,49% для электростанций промышленных предприятий.

Величина собственного максимума нагрузки Тамбовской области в 2019 году составила 612 МВт, увеличившись по сравнению со значением предыдущего отчетного периода на 4,3%. При этом за рассматриваемый пятилетний период собственный максимум нагрузки региона был зафиксирован по данным Филиала АО «СО ЕЭС» Липецкое РДУ в 2016 году и составил 616 МВт, что превышает величину 2019 г. на 0,65 %.

Фактический резерв мощности Тамбовской области за анализируемый период 2015-2019 годов также характеризуется волатильностью: периоды роста данного показателя сменяются периодами снижения.

Энергосистема области за рассматриваемый период характеризуется значительными значениями сальдо перетоков - от максимального значения за рассматриваемый период на уровне 2,78 млрд. кВт*ч в 2019 году, до 2,41 млрд. кВт*ч в 2015 году.

Энергоемкость и электроемкость ВРП на протяжении всего отчетного периода 2014-2018 годов стабильно снижались за исключением 2016г., когда произошло увеличение данных показателей на 3,2% и 2,5% по сравнению с 2015 годом соответственно. Это объясняется негативными тенденциями в экономике страны.

По территории Тамбовской области проходит 89 В Л напряжением 110 кВ и выше суммарной протяженностью 3246,59 по трассам и 3868,91 км по цепям, в том числе:

7 ВЛ 500 кВ общей протяженностью 642,82 км по трассам (включая участки В Л 500 кВ Балашовская - Липецкая Восточная, Балашовская -Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС, Рязанская ГРЭС -Липецкая Восточная, Рязанская ГРЭС - Липецкая Западная; данные ВЛ не входят в системообразующую сеть энергосистемы Тамбовской области); 14 В Л 220 кВ общей протяженностью 725,19 км по трассам; 61 ВЛ 110 кВ общей протяженностью 1878,58 км по трассам.

По состоянию на 01.01.2020 нормативный срок службы (50 лет) был превышен для 13 В Л 110 кВ.

По результатам анализа отчетного потокораспределения можно сделать вывод о том, что в целом текущие электроэнергетические режимы характеризуются следующими параметрами:загрузка ЛЭП напряжением ПО кВ и выше и автотрансформаторов напряжением 220 кВ и выше в нормальных и послеаварийных режимах не превышает допустимых значений;

сети ПО кВ и выше, включая внешние связи, обладают достаточным резервом по пропускной способности для передачи мощности в необходимых объемах. Закрытые центры питания в сети ПО кВ (подстанции с дефицитом трансформаторной мощности) отсутствуют;

значения напряжений на шинах ПО кВ и выше находятся в пределах допустимого диапазона.

Энергосистема Тамбовской области характеризуется сравнительно невысокими значениями уровней ТКЗ, случаи несоответствия отключающей способности выключателей уровням ТКЗ не выявлены.

Согласно данным форм статотчетности 6-ТП, предоставленных энергокомпаниями региона, и данным топливно-энергетического баланса региона суммарный отпуск тепловой энергии в 2019 году составил 5,95 млн.Гкал.

На протяжении 2015-2019 годов динамика теплопотребления была неустойчива, при этом среднегодовые темпы изменения составляли в пределах от 0,75 % до 3,4 %. Подобная динамика является отражением особенностей развития и структуры экономики области, изменения демографической ситуации и климатического характера.

Около 40,0% суммарного потребления тепловой энергии приходится на промышленные предприятия. Крупнейшими промышленными потребителями тепловой энергии являются Кирсановский сахарный завод, ФКП «Тамбовский пороховой завод», ООО «Инжавинская птицефабрика» и АО «Пигмент». Доля потребления тепла населением и предприятиями сельского хозяйства составляет 27,35% и 2,64% соответственно.

Фактический показатель удельного теплопотребления населением области в 2019 году составил 1,7 Гкал/чел, что существенно ниже нормативных показателей МДС 13-12.2000 «Методические рекомендаций по формированию нормативов потребления услуг жилищно-коммунального хозяйства».

Анализ структуры установленной тепловой мощности энергоисточников области в 2019 году показал, что больше половины (64%) тепловых мощностей энергоисточников региона приходится на муниципальные и ведомственные котельные. Остальную часть составляют ТЭС общего пользования и ведомственные ТЭС, 21% и 15% соответственно.

Наиболее крупными источниками тепловой энергии Тамбовской области являются Тамбовская ТЭЦ ПАО «Квадра», ГТ ТЭЦ, ФКП «Тамбовский пороховой завод» (соответственно 23,99 %, 2,64 % и 3,17 % от суммарной установленной тепловой мощности региона).

По предварительным данным Тамбовстата по состоянию на 01.01.2020 года в централизованных системах теплоснабжения региона задействовано 772 источника теплоснабжения суммарной установленной тепловой мощностью 2843,9 Гкал/ч.

2.Основные направления перспективного развития электроэнергетики Тамбовской области на период 2021-2025 годов

2.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Тамбовской области

на 2021-2025 годы

Основной целью развития энергетического хозяйства страны и регионов является обеспечение надежного покрытия спроса потребителей на топливно-энергетические ресурсы (далее - ТЭР).

Обеспеченность электроэнергией потребителей Тамбовской области от генерирующих мощностей, расположенных на её территории, колеблется в последние пять лет на уровне 25-30%. Остальная электроэнергия для нужд потребителей закупается энергоснабжающими организациями с оптового рынка и поступает в область по межсистемным линиям ЕЭС России.

Следует также отметить, что как было указано в разделе «Анализ существующего состояния электроэнергетики Тамбовской области за 2015-2019 годы», Тамбовская область не обладает собственными запасами первичных топливно-энергетических ресурсов. Функционирующие на территории региона источники электрической и тепловой энергии имеют практически монотопливный баланс, в структуре которого доминирует природный газ. Данное обстоятельство обуславливает сильную взаимосвязь режимов работы систем электро-, тепло- и газоснабжениям и требует совместного рассмотрения вопросов их развития.

В описанных условиях первостепенное значение приобретает задача скоординированного планирования развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию и мощность в среднесрочной перспективе с целью обеспечения доступных цен на электроэнергию и мощность для потребителей при одновременном создании стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетическое хозяйство. Не менее важным в среднесрочной перспективе является обеспечение баланса между производством и потреблением электрической энергии и мощности и исключение возможных технологических ограничений со стороны сетевой инфраструктуры.

Развитие электроэнергетики Тамбовской области находится под влиянием сложившихся и новых тенденций развития хозяйства и непроизводственной сферы региона. Их динамика прослеживается и задается на основе данных статистических органов и органов управления (планирования) экономикой и энергетикой страны и регионов, в том числе с использованием отчетных показателей потребления электроэнергии, прогнозных материалов по социально-экономическому развитию Российской Федерации, Центрального федерального округа (далее - ЦФО) и Тамбовской области, а именно:отчетные и оперативные данные о потреблении электроэнергии АО «СО ЕЭС» и Росстата;

отчетные данные Росстата и Тамбовстата об итогах социально-экономического развития Тамбовской области за период 2011-2018 годов;

Указ Президента Российской Федерации от 07 мая 2018г. № 204 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года»;

прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года (разработан Минэкономразвития России);

прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (Министерство экономического развития Российской Федерации);

Закон Тамбовской области от 04 июня 2018г. №246-3 «О Стратегии социально-экономического развития до 2035 года» (далее - Стратегия);

план мероприятий по реализации Стратегии социально-экономического развития Тамбовской области на период до 2035 года (утвержден постановлением администрации области от 02 ноября 2018г. №1141).

Основу прогноза возможного развития электроэнергетики задают основные показатели прогноза социально-экономического развития Тамбовской области до 2024 года, разработанные на основе сценарных условий социально-экономического развития Российской Федерации на указанный период, доведённых Минэкономразвития России, в трёх вариантах: консервативном, базовом и целевом, с учетом задач, поставленных в Указе Президента Российской Федерации от 07.05.2018 № 204 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года», направленных на социально-экономическое развитие области с учётом итогов развития экономики области в 2018 году, а также тенденций мирового экономического развития и внешнеэкономической конъюнктуры.

Отличия по вариантам объясняются различной степенью воздействия внешнеэкономической конъюнктуры на темпы роста экономики области, различной динамикой развития основных отраслей и сфер региональной экономики, эффективностью предпринимаемых мер по обеспечению устойчивого развития экономики и социальной стабильности в регионе.

В качестве основных целей развития электроэнергетики Тамбовской области следует обозначить:

гармонизацию планов по развитию генерирующих мощностей и электросетевого комплекса региона и обеспечение достаточной пропускной способности внешних связей энергосистемы Тамбовской области с учетом планов по развитию систем тепло- и газоснабжения;

поддержание нормативного технического состояния существующих объектов электроэнергетического хозяйства для обеспечения нормального функционирования энергосистемы Тамбовской области как инфраструктурной основы региона;91

обеспечение возможности для беспрепятственного технологического присоединения новых потребителей в условиях описанных сценариев социально-экономического развития Тамбовской области.

2.2. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Тамбовской области на период 2021-2025 годы

Базовый вариант прогноза спроса на электроэнергию и мощность в Тамбовской энергосистеме отвечает параметрам проекта «Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2020-2026 годы» (далее - проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020-2026гг.), разработанного АО «СО ЕЭС» при учете ряда инвестиционных проектов (новых потребителей), в рамках реализации которых заключены договоры на технологическое присоединение (далее - ТП) с филиалом ПАО «МРСК Центра-Тамбовэнерго».

Перечень крупных потребителей с заявленной нагрузкой более 670 кВт и с заключенными договорами на ТП в период 2021-2025 годы представлен в таблице 40.

Перечень крупных потребителей электроэнергии на территории Тамбовской

области в рамках базового (умеренного) варианта прогноза

на период 2020-2025 годов

Таблица 40

Наименование потребителя

Место расположение

(город, район

области)

Наимено­вание центра

питания

(ПС ПО или

220 кВ)

Сроки подклю­чения

Макси­мальная нагрузка (увеличение нагрузки) кВт

1

2

3

4

5

АО «Российские железные дороги», тяговая подстанция Пушкари-тяговая

Тамбовский район, с.Пушкари

ПС 500 кВ

Тамбовская

ПС 220 кВ

Котовская

2021

28710

АО «Российские железные дороги», тяговая подстанция Варваринский-тяговая

Мичуринский район, пос. Варваринский

ПС 500 кВ

Тамбовская

ПС 220 кВ

Мичуринская

2021

23550

АО «Российские железные дороги», тяговая подстанция Иноковка-тяговая

Кирсановский район с.Иноковка

ПС 220 кВ

Тамбовская №4

ПС 220 кВ

Котовская

2021

28800

ООО «Мега Профит»

г. Тамбов

ПС 220 кВ Тамбовская №4

2021

6000

1

2

3

4

5

000 Тамбовская сахарная компания

Мордовский район, относительно ориен­тира в границах ОГУП «Мордов­ское», отделение 1

ПС 110/35/10 Мордовская

2020

2000

000 "Тамбов Молоко"

Сампурский район, с. Медное

ПС 110/35/10 Сампурская

2020

1600

000 "Компания Козерог"

г. Тамбов в границах ул.Селезнёвской, ул.Пахатной, ул.Сабуровской

ПС 110/6 Тамбовская №8

2020

4805

Министерство обороны Российской Федерации

г. Тамбов, земельный участок с кадастро­вым номером 68:29:0304006:130

ПС 110/6 Тамбовская №3

2020

865,9

АО Маслобойный завод «Инжавинский»

Инжавинский район, р.п. Инжавино, ул.Распопова, д. 31

ПС 110/35/10 Инжавинская

2020

1430

000 «Строительная компания БРУ -Элитстрой»

г. Тамбов, в границах улиц Запрудная, Рылеева, Агапкина, 1 -й Школьный проезд

ПС 110/6 Тамбовская №8

2020

900

000 «Кристалл»

г. Кирсанов, ул. Заводская, д № 2Д/2

ПС 110/35/10 Кирсановская

2021

9700

000 «Тамбовский бекон»

Тамбовский район, в границах плана СХПК «Борщев-ский», полевой сево­оборот №1, поле VI, рабочий участок № 1

ПС 220/110/6 Тамбовская №4

2022

10000

ОАО «Российские железные дороги»

Рассказовский район, ст. Платоновка, на земельном участке с КН 68:00:0000000:0013

ПС 110/35/6

Рассказовская;

ПС 110/35/10

Арженская

2021

1500

ОАО «Российские железные дороги»

Тамбовский район, ст.Тамбов, на земель­ном участке с КН 68:00:0000000:0013

ПС 110/35/10 Промышленная

2021

1800

АО общество «Экоойл»

Тамбовский район, с.Болыная Липовица, ул. Советская, Д.77А

ПС 110/35/10 Кузьминская

2022

2000

3

1

2

3

4

5

АО «Тамбовская сетевая компания»

Рассказовский район, с. Платоновка, п. Зеленый

ПС 110/35/10 Арженская

2020

1650

ОАО «Российские железные дороги»

Кирсановский район, ст.Кирсанов, на зе­мельном участке с КН 68:00:0000000:0013

ПС 35/10

Заводская;

ПС 110/35/10

Кирсановская

2021

1500

Как следует из таблицы, планируется присоединение крупных потребителей суммарной максимальной (заявленной) мощностью 120,817 МВт.

Региональный (оптимистический) вариант электропотребления и уровня максимальной электрической нагрузки сформирован с учетом параметров целевого сценария социально-экономического развития Тамбовской области и дополнительно к базовому варианту масштабной реализацией проектов.

Кроме представленных в таблице 40 проектов с заявками на ТП, поименованных сетевыми организациями, региональный (оптимистический) вариант включает проекты, отмеченные органами исполнительной власти Тамбовской области: управлением сельского хозяйства, управлением градостроительства и архитектуры, управлением промышленности и торговли, управлением регионального развития и поддержки инвестиционной деятельности, как имеющие высокую вероятность реализации в рассматриваемый период, перечень которых приведён в таблице 41.

Максимальная суммарная мощность данных потребителей составляет примерно 81,4 МВт.

Перечень новых крупных потребителей электроэнергии на территории Тамбовской области в рамках регионального (оптимистического) варианта

прогноза на период 2020-2025 годов

Таблица 41

Наименование потребителя

Местораспо ложение

Наименование проекта

Сроки реализации

Максималь­ная нагрузка (увеличение нагрузки), кВт

1

2

3

4

5

Индустриальный парк «Котовск»

г.Котовск

Создание

индустриального парка «Котовск»

2017-2022

10000

Индустриальный парк «Уварово»

г.Уварово

Создание

индустриального парка «Уварово»

2017-2022

6000

1

2

3

4

5

000 «Ладесол-Тамбов»

г.Уварово

Строительство завода по глубокой переработке зерна

2017-2020

6000

000 «Кристалл»

Кирсановский район

Реконструкция Кирсанов­ского сахарного завода с созданием дополнитель­ных мощностей. Реконструкция Кирсанов­ского маслозавода с созданием дополнитель­ных мощностей

2022

31400

000 «РЫБНЫЙ ВОСХОД»

Мичуринский район

Рыбоводный комплекс по товарному выращиванию радужной форели на территории д. Гостеевка, Мичуринского района

2018-2020

3000

000 «ТК Мичуринский»

Мичуринский район

Тепличный комбинат «Мичуринский» с инже­нерными коммуникаци­ями. 1 Этап

2018-2020

2500

000

«Александровс­кое»

г.Тамбов

Строительство спортивно-оздоровительного центра закрытого типа

2019-2020

700

000

«Тамбовская индейка»

Первомайский район

Комплекс объектов (ферм) животноводства по производству мяса индейки

2018-2021

2500

000 «УК Энергоцентр»

г.Уварово

Энергоцентр для предос­тавления инфраструктур­ных услуг в индустриаль­ном парке «Уварово»

2019-2020

400

000 «Санрайс Ойл»

г.Котовск

Завод по производству растительных масел

2019-2020

2700

000

«Комбикорм Агро»

г.Котовск

Производство комбикор­мов гранулированных, экструдированных, обога­щенных селеном и йодом

2019-2025

1000

000 «Вентех»

г.Котовск

Организация производст­ва кондиционеров взрыво-защищенных, для быто­вых и промышленных помещений

2019-2025

1000

000 «Котовский завод пластмасс»

г.Котовск

Создание производства строительного полимерного полотна

2020

1000

000 «МКИ»

г.Котовск

Производство товаров для детей

2019-2025

700

1

2

3

4

5

000

« ГеоТехнологии»

г.Котовск

Организация производст­ва химических продуктов на территории ОАО «Котовский ЛКЗ»

2019-2023

1000

000 ТД «ПЯТЬ ХЛЕБОВ»

г.Котовск

Создание современной автоматизированной кондитерской фабрики на территории ТОСЭР «Котовск»

2019-2021

1500

000 «Завод Милента»

г.Котовск

Производство грузоподъ­емной ленты из полиэстера

2020

1500

000

«Агропродукт»

г.Котовск

Строительство завода по производству мясного фарша

2020-2021

1500

ГАП "Ресурс"

Токаревский, Жердевский, Сампурский и Ржаксинский районы

Строительство 2-й очереди птицеводческого комплекса 000 "Токаревская птицефаб­рика" (площадки родительского стада)

2019-2021

2500

ГАП "Ресурс"

Токаревский район

Строительство птицевод­ческого комплекса 000 "Тамбовский бройлер"

2020-2021

2500

Компания «GOODVALLEY

A/S» (Дания)

Рассказовский район

Строительство свиноводческого комплекса 000 "PACK"

2019-2021

2000

Ожидается, что объем спроса на электрическую энергию для энергосистемы Тамбовской области на уровне 2025 года составит 3,726 млрд. кВт-ч для базового и 4,265 млрд. кВт-ч для регионального варианта.

Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тамбовской области на период 2020-2025 годов в рамках базового и регионального (оптимистического) вариантов приведены в таблице 42.

Прогноз потребления мощности (собственный максимум по энергосистеме Тамбовской области) на период 2020-2025 годов в рамках базового и регионального вариантов приведены в таблице 43.

Базовый вариант прогноза потребления мощности по энергосистеме Тамбовской области основывается на материалах проекта «Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020-2026 гг.», в соответствии с которыми в целом по энергосистеме к 2025 году максимум потребления ожидается на уровне 640 МВт.

При оценке перспективных уровней потребления мощности по региональному (оптимистическому) варианту развития принимались во внимание сведения о нагрузках вновь присоединяемых потребителей в соответствии с таблицей 41 с учетом коэффициентов совмещения максимумов нагрузки по отдельным группам потребителей, вероятности реализации того

или иного присоединения и предполагаемых темпов набора полной ожидаемой величины максимальной мощности. Прогнозное значение собственного максимума нагрузки энергосистемы Тамбовской области на 2025 год ожидается на уровне 721 МВт.

Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тамбовской

области на период 2020-2025 годов в рамках базового и регионального

(оптимистического) вариантов, млрд. кВт-ч

Таблица 42

Отчет­ный год

Прогноз (годы)

Средне­годовой прирост за 2019-2025

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

%

Базовый вариант

млрд. кВт-ч

3,622

3,611

3,621

3,668

3,716

3,731

3,726

годовой темп прироста, %

-0,3

0,3

1,3

1,3

0,4

-0,1

0,5

Региональный

(оптимистический)

вариант

млрд. кВт-ч

3,622

3,755

3,821

3,865

3,911

4,081

4,265

годовой темп прироста, %

3,64

1,76

1,15

1,19

4,35

4,51

3,88

Прогноз потребления мощности (собственный максимум по энергосистеме Тамбовской области) на период 2019-2025 годов в рамках базового и

регионального вариантов, МВт

Таблица 43

Отчет

Прогноз (годы)

2019

2020      2021       2022      2023    2024    2025

Базовый вариант

Собственный максимум, МВт

612

625        626        637        638      639      640

Региональный (оптимистический) вариант

Собственный максимум, МВт

612

642        658         675        694      711       721

Таким образом, в базовом варианте к 2025 году электропотребление по энергосистеме Тамбовской области увеличится на 104 млн. кВт.ч относительно 2019 года, а в региональном превысит этот уровень на 642 млн. кВт.ч, или на 17,7%.

Собственный максимум нагрузки энергосистемы Тамбовской области на 2025 год по базовому варианту превысит уровень 2019 года на 4,6%, а по региональному на 16,8%.

2.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Тамбовской области

В базовом варианте прогноза учтены три потенциальных крупных потребителя с расходом электроэнергии, превышающим 1 % от общего расхода электроэнергии в Тамбовской области (то есть свыше 36 млн. кВт*ч), и потреблением электрической мощности более 1 % от максимума нагрузки энергосистемы области:

АО «Российские железные дороги» - тяговые подстанции Пушкари-тяговая, Варваринский-тяговая, Иноковка-тягова (срок реализации - 2021 год, электропотребление около 515,2 млн. кВт*ч в год, заявленная мощность -81,1 МВт);

животноводческий комплекс ООО «Тамбовский бекон» в Тамбовском районе (срок реализации - 2022 год, электропотребление около 37 млн. кВт*ч в год, заявленная мощность - 10,0 МВт);

сахарный завод ООО «Кристалл» в г. Кирсанове (срок реализации -2021 год, электропотребление около 36 млн. кВт*ч в год, заявленная мощность 9,7 МВт).

В целом на территории энергосистемы Тамбовской области можно выделить два крупных энергорайона (рисунок 2):

энергорайон ПС 220 кВ Тамбовская №4, ПС 220 кВ Котовская (центральный энергорайон);

энергорайон ПС 220 кВ Мичуринская (западный энергорайон).

Все вышеперечисленные крупные потребители относятся к центральному энергорайону за исключением тяговой подстанции АО «РЖД» Варваринский-тягова (заявленная мощность 23,55 МВт, электропотребление около 128,5 млн. кВт*ч в год) - относится к западному энергорайону.Выделенные энергорайоны Тамбовской области (границы энергорайонов обозначены коричневой и темно-синей пунктирными линиями)

Рисунок 2

Пензенская

область

А

hi ПС Гпоооно

«г -

«Л-

Рязанская

1

Д    , о cuft

У

область

1

«11 ft (1          р

2.4. Прогноз потребления тепловой энергии на период 2021-2025 годов с выделением крупных потребителей

Прогноз потребления тепловой энергии в Тамбовской области на период до 2025 года выполнен с учетом:

стратегии социально-экономического развития Тамбовской области на период до 2035 года (утверждена постановлением администрации области от 02.11.2018 №114);

информации об объемах потребления тепла, предоставленной крупными промышленными предприятиями;

динамики фактического годового отпуска тепла с коллекторов энергоисточников (ТЭС и котельные) в период 2015-2019 годов.

Оценка перспектив потребления тепловой энергии в промышленности региона выполнена с учетом данных о планируемом развитии и изменении объемов потребления тепловой энергии, предусмотренных крупнейшими предприятиями региона, и представлена в таблице 44.

Планируемое готовое потребление тепловой энергии наиболее крупными промышленными предприятиями Тамбовской области в 2020-2025 годах

Таблица 44

Наименование потребителя

Годовое теплопотребление, тыс. Гкал

Факт

Прогноз (годы)

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

2

3

4

5

6

7

81

АО «ЗАВКОМ»

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

АО «ТЗ «Ревтруд»

22,5

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

АО «Завод «Тамбоваппарат»

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

АО «Мичуринский завод Прогресс»

32,8

32,8

32,8

32,8

32,8

32,8

32,8

АО «ТЗ «Октябрь»

16,5

18

18

18

18

18

18

ООО «Кристалл»

230,0

230,0

400,0

500,0

600,0

650,0

650,0

ООО «Русагро-Тамбов» Знаменский филиал

428,8

440,0

440,0

440,0

440,0

440,0

440,0

ООО «Русагро-Тамбов» Жердевский филиал

206,3

230,1

230,1

230,1

230,1

230,1

230,1

ООО «Русагро-Тамбов» Никифоровский филиал

171,0

171,0

171,0

171,0

171,0

171,4

171,0

ЗАО «Уваровский сахзавод»

193,0

175,0

180,0

185,0

178,0

183,0

181,0

ЗАО «Инжавинская птицефабрика»

133,0

134,0

135,0

136,0

136,0

136,0

136,0

ПАО «Пигмент»

91,4

92,0

92,0

92,0

92,0

92,0

92,0

ПАО «Тамбовский завод Электроприбор»

31,0

31,0

31,0

31,0

31,0

31,0

31,0

АО «Первомайскхиммаш»

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

АО «Вагонреммаш»

29,5

32,5

32,5

32,5

32,5

32,5

32,5

ФКП «Тамбовский пороховой завод»

177,1

180,0

180,0

180,0

180,0

180,0

180,0

1

2

3

4

5

6

7

81

АО "Милорэм"

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

Источник данных: Промышленные предприятия Тамбовской области

На перспективу 2020-2025 годов планируется увеличение потребления тепловой энергии крупнейшими промышленными предприятиями региона. Объем потребления тепловой энергии промышленностью в 2025 году должен составить около 2280 тыс. Гкал, увеличившись на 456 тыс. Гкал в год по сравнению с 2019 годом.

Покрытие перспективных тепловых нагрузок и теплопотребления должно по возможности обеспечиваться в первую очередь за счет загрузки функционирующих источников когенерации.

На территории города Тамбова, где сконцентрированы основные тепловые нагрузки, функционируют два источника когенерации - Тамбовская ТЭЦ и Тамбовская ГТ-ТЭЦ.

Данные электростанции характеризуются наличием значительного резерва для подключения новых тепловых потребителей (таблица 45).

Сводные данные по установленным и располагаемым мощностям, максимумам нагрузок, отпуске электроэнергии и тепла, а также числу часов использования Тамбовской ТЭЦ и Тамбовской ГТ-ТЭЦ в 2018 и 2019 годах

Таблица 45

Наименование

Ед. изм.

Тамбовская

тэи

Тамбовская ГТ-ТЭЦ

2018 год

2019 год

2018 год

2019 год

Установленная мощность (на конец года)

- электрическая

МВт

235

235

18

18

- тепловая

Гкал/ч

947

947

80

80

Располагаемая мощность (на конец года)

- электрическая

МВт

235

235

18

18

- тепловая

Гкал/ч

722

722

80

80

Максимум нагрузки (абсолютный за год)

- электрической

МВт

142

145

18

18

- тепловой

Гкал/ч

321

331,6

41,4

41,4

Отпуск электроэнергии с шин

млн. кВт.ч

689,4

652,1

92,9

114,5

Отпуск тепла с коллекторов

тыс. Гкал

1348

1303

82,5

82,5

Число часов использования мощности

- электрической

ч/год

3348,9

3167,5

5893,1

7261,5

- тепловой

ч/год

1464,7

1464,7

1031,0

1031,0

Источник   данных:   данные   филиала   ПАО   «Квадра»   -   «Тамбовская   генерация»   и

АО «ГТ Энерго»

В тоже время согласно схеме теплоснабжения города Тамбова на период до 2037 года, утвержденной постановлением администрации города Тамбова от 28.12.2018 №6753, в городе Тамбове запланировано строительство 5 и реконструкция 6 котельных (таблица 56), которые обусловлены:

новыми тепловыми нагрузками квартальной многоэтажной застройки;

официальным отказом АО «Вагонреммаш» от теплоснабжения домов по улицам Буденного, Елецкой, Мастерских, Петропавловской;

отказом администрации АО «Завод подшипников скольжения» от теплоснабжения потребителей по ул. Кавалерийская, ул. Пролетарская и Литейному проезду;

крайней изношенностью тепловых сетей от Тамбовской ТЭЦ и их большой протяженностью при малой присоединенной тепловой нагрузке;

отсутствием других альтернативных источников тепловой энергии.

Развитие когенерации на территории города Тамбова схемой теплоснабжения также не предусматривается, поскольку потребность города в электроэнергии полностью обеспечивается как собственными источниками (Тамбовская ТЭЦ, Тамбовская ГТ ТЭЦ), так и поставкой электроэнергии из других регионов.

Строительство комбинированных котельных и перевооружение существующих на комбинированную выработку тепловой и электрической энергии нецелесообразно, так как увеличивает затраты на строительство новых и модернизацию существующих котельных. При этом стоимость 1 кВт-ч от этих источников (с учетом мощности) будет превышать стоимость электроэнергии (с учетом мощности) на рынке.

При существующей схеме теплоснабжения города перераспределение тепловой нагрузки между источниками частично возможно. Перспективно данные решения могут быть приняты при реализации мероприятий по модернизации и строительству новых тепловых сетей, предназначенных для обеспечения подключения объектов роста нагрузки. В рамках мероприятий по модернизации предусматривается полное закрытие ряда источников тепла малой мощности с переключением на реконструируемые источники большей мощности. Эта же тенденция будет сохраняться и в будущем.

Развитие когенерации в городах области в настоящее время нецелесообразно.

Поэтому в рамках разработки настоящей Схемы и программы развития электроэнергетики Тамбовской области на 2021-2025 годы указанные планы не учитывались при составлении прогноза вводов и выводов генерирующего оборудования.

Схемами теплоснабжения других муниципальных образований Тамбовской области преобразование котельных в источники комбинированной выработки тепловой и электрической энергии не предусмотрено.

2.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Тамбовской области

При разработке предложений по развитию генерирующих мощностей в Тамбовской области были использованы:

проект «Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020-2026 гг.»;

данные, предоставленные генерирующими компаниями Тамбовской области.

В работе рассмотрены два варианта развития генерирующих мощностей Тамбовской области - базовый и региональный.

Базовый вариант сформирован на основе проекта «Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020-2026 гг.».

Региональный вариант помимо ряда положений проекта «Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020-2026 гг.» также учитывает:

предложения по развитию генерирующих мощностей, представленные генерирующими компаниями и промышленными предприятиями Тамбовской области (включая энергоисточники, работающие в децентрализованной зоне, установленная электрическая мощность которых составляет 5 МВт и более);

положения распоряжения Правительства Российской Федерации от 29 июля 2016г. №1619-р «О генерирующих объектах электроэнергетики, мощность которых поставляется в вынужденном режиме» в части электростанций Тамбовской области.

Базовый вариант развития

Вводы генерирующих мощностей на электростанциях области Проектом «Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020-2026 гг.» на     территории     Тамбовской     области     предусмотрена     модернизация генерирующего оборудования Тамбовской ТЭЦ ПАО «Квадра» с увеличением мощности ТГ-8 с 110 МВт до 130 МВт в 2025 году (таблица 46).

Структура ввода генерирующего оборудования на электростанциях Тамбовской области на период 2020-2025 гг. по базовому варианту

Таблица 46

Наименова­ние электро­станции

Генерирующая компания

Тип и

наименование

установленного

оборудования

Тип ввода

Мощность МВт

Год ввода

Вид топлива

Тамбовская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

Т-130/150-130

Модерни­зация

20,0 (уве­личение до 130 МВт)

2025

Газ природный

Всего ввод генерирующего оборудования в 2020-2025 гг.

20,0 (уве­личение до 130 МВт)

Демонтаж генерирующих мощностей на электростанциях области.

В 2020 году предусмотрен вывод из эксплуатации генерирующего оборудования ГТУ-1 и ГТУ-2 Тамбовской ГТ-ТЭЦ суммарной мощностью 18 МВт.

Структура вывода генерирующего оборудования на электростанциях Тамбовской области на период 2020-2025 гг. по базовому варианту представлена в таблице 47.

Структура вывода генерирующего оборудования на электростанциях Тамбовской области на период 2020-2025 гг. по базовому варианту

Таблица 47

Наименование электростанции

Генерирующая компания

Тип и наименование

установленного

оборудования

Мощность МВт

Год вывода

Вид топлива

Тамбовская ГТТЭЦ

АО «ГТ Энерго»

ГТЭ-009М

9,0

2020

Газ пштоодный

ГТЭ-009М

9,0

2020

Газ птаоодный

Всего вывод генерирующего оборудования в 2020-2025 гг.

18,0

-

-

Источник данных: данные энергокомпаний

Региональный вариант развития

Вводы генерирующих мощностей на электростанциях области.

В таблице 48 представлены показатели объема и структуры вводов генерирующего оборудования на период 2020-2025 гг., учитывающие предложения по развитию генерирующих мощностей, представленные генерирующими компаниями и промышленными предприятиями Тамбовской области (региональный вариант). Согласно утвержденным техническим условиям на технологическое присоединение на Кирсановской ТЭЦ ООО «Кристалл» планируется ввод двух генераторов, установленной мощностью 16 МВт каждый.

труктура ввода генерирующего оборудования на электростанциях Тамбовской области на период 2020-2025 гг. по региональному варианту

Таблица 48

Наимено­вание электро­станции

Генерирующая компания

Тип и

наименование

установленного

оборудования

Тип ввода

Мощность МВт

Год ввода

Вид топлива

Тамбовская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

Т-130/ 150-130

модерни­зация

20,0 (увеличе­ние до 130,0 МВт)

2025

Газ природный

Кирсановская ТЭЦ

ООО «Кристалл»

(Кирсановский

сахарный завод)

ПР-6/9,8/

2,7/0,4

новое строи­тельство

16,0

2022

Газ природный

ПР-16/9,8/

2,7/0,4

новое строи­тельство

16,0

2022

Газ природный

Всего ввод генерирующего оборудования в 2020-2025 гг.

52,0

-

-

Источник данных: данные энергокомпаний и промышленных предприятий

Согласно данным, представленным в таблице 48, ввод нового генерирующего оборудования на электростанциях Тамбовской области за период 2020-2025 годов по региональному варианту составит 52 МВт.

Ввод генерирующей мощности предусмотрен за счет выполнения работ по модернизации генерирующего оборудования Тамбовской ТЭЦ и реконструкции оборудования Кирсановской ТЭЦ ООО «Кристалл», которая функционирует в децентрализованной зоне.

Демонтаж генерирующих мощностей на электростанциях области.

Структура вывода генерирующего оборудования на электростанциях Тамбовской области на период 2020-2025 гг. по региональному варианту представлена в таблице 49.

Структура вывода генерирующего оборудования на электростанциях
Тамбовской области на период 2020-2025 гг. по региональному варианту
                            Таблица 49

Наимено­вание электро­станции

Генерирующая компания

Тип и

наименование

установленного

оборудования

Тип вывода

Мощность МВт

Год вывода

Вид топлива

Тамбовская ГТТЭЦ

АО «ГТ

Энерго»

ГТЭ-009М

уход на

розничный

рынок

9,0

2020

Газ природный

ГТЭ-009М

9,0

2020

Газ природный

Всего вывод генерирующего оборудования в 2020-2025 гг.

18,0

-

-

Источник данных: данные энергокомпаний

Прогноз изменения установленной мощности электростанций Тамбовской области до 2025 года по региональному варианту представлен в таблице 50.

Структура установленной мощности электростанций Тамбовской области на период 2020-2025 гг. региональный вариант

Таблица 50

Наименование электростанции

Генерирующая компания

Установленная мощность электростанций на конец года, МВт

2019 (отчет)

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

ТЭС

Тамбовская ТЭЦ

Филиал ПАО «Квадра» -«Тамбовская генерация»

235

235

235

235

235

235

255

Тамбовская ГТТЭЦ

АО «ГТ Энерго»

18

0

0

0

0

0

0

Всего: ТЭС

253

235

235

235

235

235

255

Электростанции промышленных предприятий

Котовская ТЭЦ-1

ФКП «Тамбовский пороховой завод»

24

24

24

24

24

24

24

Никифоровская ТЭЦ

ООО «Русагро-Тамбов»

филиал

«Никифоровский»

12

12

12

12

12

12

12

Знаменская ТЭЦ

ООО «Русагро-Тамбов» филиал «Знаменка»

12

12

12

12

12

12

12

Всего: электростанции промышленных предприятий (ЭПП)

48

48

48

48

48

48

48

Всего: ТЭС и ЭПП

301

283

283 J

283

283

283

303

Электростанции промышленных предприятий, работающие в децентрализованной зоне

Жердевская ТЭЦ

ООО «Русагро-Тамбов» филиал «Жердевский»

6

6

6

6

6

6

6

Кирсановская ТЭЦ

ООО «Кристалл»

15,15

15,15

15,15

47,15

47,15

47,15

47,15

Уваровская ТЭЦ

ЗАО «Уваровский сахарный завод»

12

12

12

12

12

12

12

Энергоисточник

ПАО «Пигмент»

6

6

6

6

6

6

6

Всего: электростанции промышленных предприятий, работающие в децентрализованной зоне (ЭПП в ДЗ)

39,15

39,15

39,15

71,15

71,15

71,15

71,15

Всего: с учетом ЭПП в ДЗ

340,15

322,2

322,2

354,2

354,2

354,2

374,2

Согласно региональному варианту развития установленная мощность электростанций Тамбовской области, работающих параллельно с ЕЭС России, к концу 2025 года увеличится на 20 МВт.

С учетом электростанций, функционирующих в децентрализованной зоне, установленная мощность электростанций Тамбовской области увеличится на 32 МВт или на 9,33 %.

Следует отметить, что максимальный вариант использования когенерации при малой тепловой нагрузке оборудования в условиях Тамбовской области заключается в использовании потенциала уже существующего оборудования с одновременной оптимизацией структуры теплогенерирующих мощностей за счет частичного перевода тепловых нагрузок котельных на источники когенерации. В то же время для покрытия перспективной тепловой нагрузки потребителей схемами теплоснабжения муниципальных образований Тамбовской области в основном планируется строительство источников некомбинированной выработки тепловой энергии (котельных).

Следует отметить, что ввод оборудования в рамках реконструкции Кирсановской ТЭЦ ООО «Кристалл», функционирующей в децентрализованной зоне, позволит задействовать имеющийся у промышленных предприятий потенциал по развитию когенерации.

2.6. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на период 2021-2025 годов

В соответствии с прогнозируемыми уровнями роста нагрузки и выводами генерирующих мощностей были сформированы балансы мощности по энергосистеме Тамбовской области для базового и регионального вариантов развития.

Потребность Тамбовской области в электрической энергии (мощности) частично обеспечивается собственной выработкой электрической энергии на электростанциях Тамбовской области, недостаток генерации при этом покрывается за счет сальдо-перетоков электрической энергии из соседних энергосистем.

В таблицах 51 и 52 представлены балансы мощности на период до 2025 года по энергосистеме Тамбовской области для базового и регионального вариантов.107

Баланс мощности энергосистемы Тамбовской области (базовый вариант) на перспективу до 2025 г., МВт

Таблица 51

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

ПОТРЕБНОСТЬ

Собственный максимум нагрузки энергосистемы

612

625

626

637

638

639

640

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность, в том числе:

301,0

283,0

283,0

283,0

283,0

283,0

303,0

ТЭС

253,0

235,0

235,0

235,0

235,0

235,0

255,0

Электростанции промышленных предприятий

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

Баланс мощности энергосистемы Тамбовской области (региональный вариант) на перспективу до 2025 г., МВт

Таблица 52

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

ПОТРЕБНОСТЬ

Собственный максимум нагрузки энергосистемы

612

642

658

675

694

711

721

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность, в том числе:

301,0

283,0

283,0

283,0

283,0

283,0

303,0

ТЭС

253,0

235,0

235,0

235,0

235,0

235,0

255,0

Электростанции промышленных предприятий

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

По данным таблиц 51, 52 в базовом и региональном вариантах энергосистемы Тамбовской области будет дефицит по мощности на весь период прогноза, так как собственный максимум нагрузки энергосистемы будет превышать установленную мощность её электростанций.

В таблицах 53 и 54 представлен баланс электроэнергии на период 2019 - 2025 годов по энергосистеме Тамбовской области с выделением баланса электроэнергии для базового и регионального вариантов электропотребления.108 Баланс электроэнергии по энергосистеме Тамбовской области

(базовый вариант), млрд. кВт.ч
              Таблица 53

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

Энергосистема Тамбовской области

Электропотребление

3,622

3,611

3,621

3,668

3,716

3,731

3,726

Выработка

0,849

0,775

0,802

0,858

0,948

0,934

1,148

Сальдо перетоков

2,773

2,836

2,819

2,810

2,768

2,797

2,578

Баланс электроэнергии по энергосистеме Тамбовской области
(региональный вариант), млрд. кВт.ч
                                                                                                                                                               Таблица 54

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 гол

2024 год

2025 гол

Энергосистема Тамбовской области

Электропотребление

3,622

3,755

3,821

3,865

3,911

4,081

4,265

Выработка

0,849

0,775

0,802

0,858

0,948

0,934

1,148

Сальдо перетоков

2,773

2,980

3,019

3,007

2,963

3,147

3,117

Анализ представленных данных показывает, что энергосистема Тамбовской области в базовом и региональном вариантах спроса на электроэнергию останется дефицитной на протяжении всего рассматриваемого периода и будет получать электроэнергию от смежных энергосистем, входящих в состав ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги.

С ростом электропотребления в энергосистеме Тамбовской области получение электроэнергии от смежных энергосистем уменьшится с 2,773 млрд. кВт*ч в 2019 году до 2,578 млрд. кВт*ч в 2025 году в базовом варианте и увеличится с 2,773 млрд. кВт*ч в 2019 году до 3,117 млрд. кВт*ч в 2025 году в региональном.

2.7.Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Тамбовской области

Развитие систем теплоснабжения муниципальных образований осуществляется на основании схем теплоснабжения.

Необходимость разработки схем теплоснабжения городов (поселений) определена федеральным законом от 27 июля 2010 г. № 190-ФЗ «О теплоснабжении». Порядок их разработки и утверждения, а также требования к схемам теплоснабжения утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. №154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения».В состав Тамбовской области входят 274 муниципальных образования, в числе которых: 7 городских округов; 23 муниципальных района; 13 городских поселений; 231 сельское поселение.

Данные о стадиях разработки схем теплоснабжения по муниципальным образованиям Тамбовской области по состоянию на декабрь 2019 года представлены в таблице 55.

Данные о стадиях разработки схем теплоснабжения по муниципальным образованиям Тамбовской области по состоянию на декабрь 2019 года

Таблица 55

Наименование

муниципального

образования

Стадия

разработки

схемы

Документ, утверждающий схему

Ссылка на Сайт

1

2

3

4

Город Тамбов

Утверждена

Постановление города Тамбова от 28.12.2019

№6753

http://city.tambov.gov.ru/ index.php?id=3124

Город Кирсанов

Утверждена

Постановление админи­страции города Кирсанова от 11.11.2013 №1500

https://kirsnnov.tmbreg.ru/files/

Podrazd/GKH/

kirsanov_shemateplosnabzh.pdf

Город Котовск

Утверждена

Постановление админи­страции города Котовска от 18.07.2014 №1417

https://kotovsk.pro/

uvedomlenie-ob-aktualizatsii-

skhemv-teplosnabzheniva

Город Мичуринск

Утверждена

Постановление админи­страции города Мичуринска от 25.12.2018 №2541

http://www.top68.ru/npa/ 97449-postanovlenie-2541

Город Моршанск

Утверждена

Постановление админи­страции города Моршанска от 02.12.2016 №1768

http://promorshansk.ru/

index.php?

option=com content&view=a

rticle&id=4912&Itemid=5 3 9

Город Рассказово

Утверждена

Постановление админи­страции города Рассказово от 12.11.2013 №9551

http://g31 .tmbreg.ru/otdely-

administracii/otdel-

stroitelstva-i-zhilishhno-

kommunalnogo-

hozyaistva.html

Город Уварово

Утверждена

Постановление админи­страции города Уварово от 19.12.2013 №2248

http ://g5 8 .tmbreg.ru/ 19018/18850.html

Город Жердевка

Утверждена

Постановление админи­страции города Жердевка от 09.08.2013 №162

https: //zherdevka. ru/admg/ shema-teplosnabzheniya.html

Дмитриевский поссовет

Утверждена

Постановление админи­страции Дмитриевского поссовета Никифоровского района от 02.02.2017 №25

http://r36.tmbreg.ru/ 1251/10410/11121/% 8F.html

1

2

3

4

Первомайский поссовет

Утверждена

Постановление Первомайского поссовета Первомайского района от 19.07.2013 №262

http://r48.tmbreg.ru/page-

4191/page-4212/page-4213/

page-13918.html

Цнинский сельсовет

Утверждена

Постановление администрации Цнинского сельсовета Тамбовского района от 30.12.2016 №454

http://r00.tmbreg.ru/files/ Selsovet/Cninskiy/obsch/ Shema_teplosnabzheniya.pdf

Всего муниципальных образований, в которых:

274

утверждены схемы теплоснабжения

11

разработка схемы теплоснабжения не требуется

263

Источник данных: данные предоставлены администрациями муниципальных образований области

Данные по основным мероприятиям по строительству новых и расширению существующих источников когенерации, крупных котельных Тамбовской области, запланированные в схемах теплоснабжения муниципальных образований, представлены в таблице 56.

Перечень основных мероприятия по развитию источников теплоснабжения, запланированных в схемах теплоснабжения муниципальных образований

Тамбовской области

Таблица 56

Наименование

муниципального

образования

Наименование мероприятия согласно материалам схем теплоснабжения

Параметры

источников,

планируемых к

строительству,

реконструкции

согласно материалам схем теплоснабжения

Намечаемый

период (год)

реализации

мероприятия

1

2

3

4

Городские округа

Город Тамбов

Ликвидация          котельной          по ул.Докучаева, 30 с переключением нагрузки на другой источник

0 Гкал/ч

до 2030 года

Ликвидация          котельной          по ул.Железнодорожная,         24         с переключением нагрузки на другой источник

0 Гкал/ч

до 2030 года

Ликвидация          котельной          по ул.Гастелло,   38   с   переключением нагрузки на другой источник

0 Гкал/ч

до 2030 года

ород Кирсанов

Увеличение

мощности до 21

Гкал/ч

до 2030 года

Реконструкция существующей
котельной в районе ул. Гагарина,
Гастелло, 40 лет Октября и
Воронежской             

18 Гкал/ч

до 2030 года

Строительство новой квартальной
котельной в районе ул. Комиссара
Московского, Дегтярева, Гастелло и
Дорожной             

блочно-модульной ул.     Мастерских,

1,02 Гкал/ч

до 2030 года

Строительство котельной     по ул.Елецкой

0,18 Гкал/ч

до 2030 года

Строительство      блочно-модульной котельной по ул. Петропавловской

0,35 Гкал/ч

до 2030 года

Строительство      блочно-модульной
котельной по Литейному пр.             

2,3 Гкал/ч

до 2030 года

Строительство модульной котельной
по ул.Чичканова, 3             

0,5 Гкал/ч

до 2030 года

Строительство модульной котельной
по ул.Планировочная, 2 "А"             

до 2022 года

947 Гкал/ч

Реконструкция и модернизация
основного и вспомогательного
оборудования Тамбовской ТЭЦ (без
увеличения установленной тепловой
мощности)                   

40 Гкал/ч

до 2022 года

Реконструкция котельной по
ул.Советская, 43 с заменой
основного и вспомогательного
оборудования             

7,98 Гкал/ч

до 2022 года

Реконструкция котельной по
ул.Железнодорожная, 10 с заменой
основного и вспомогательного
оборудования             

до 2022 года

8,79 Гкал/ч

Реконструкция котельной по
ул.Новостремянная, 2а с заменой
основного и вспомогательного
оборудования             

до 2022 года

3 Гкал/ч

Реконструкция котельной по
ул.Пролетарская, 100 с заменой
основного и вспомогательного
оборудования             

Отсутствует  необходимость  в  проектировании  новых  котельных и реконструкции существующих

Город Мичуринск

Перевод котельной по адресу
Липецкое              ш.,              28              на

комбинированную              выработку

тепловой и электрической энергии путем установки газопоршневого оборудования марки АГП30

0,03 МВт 0 Гкал/ч

до 2028 года

Перевод котельной ВНИИС на
комбинированную выработку
тепловой и электрической энергии
путем установки газопоршневого
оборудования марки АГП-30             

Перевод котельной ЦГЛ на
комбинированную выработку
тепловой и электрической энергии
путем установки газопоршневого
оборудования марки АГП-30             

Перевод котельной по адресу
ул.Полтавская, 48 на комбини­
рованную выработку тепловой и
электрической энергии путем
установки газопоршневого
оборудования марки АГП-30             

Перевод котельной по адресу
ул.Федеративная, 25 на комбини­
рованную выработку тепловой и
электрической энергии путем
установки газопоршневого
оборудования марки АГП-30             

Перевод котельной по адресу
ул.Красная, 976 на комбини­
рованную выработку тепловой и
электрической энергии путем
установки газопоршневого
оборудования марки АГП-30             

Перевод котельной по адресу
ул.Марата, 1626 на комбини­
рованную выработку тепловой и
электрической энергии путем
установки газопоршневого
оборудования марки АГП-30             

Перевод              котельной              Новая

промплощадка на комбинированную
выработку тепловой и электрической
энергии              путем              установки

газопоршневого оборудования марки АГП-150

На Новой промплощадке произвести
консервацию              существующей

котельной

На Новой промплощадке произвести
строительство двух блочно-
модульных котельных вместо
существующей котельной             

Модернизация  котлов  в  котельной ВНИИС

0,03 МВт 4,0 Гкал/ч

0,03 МВт 13,65 Гкал/ч

0,03 МВт 5,16 Гкал/ч

0,03 МВт 5,16 Гкал/ч

0,03 МВт 15,6 Гкал/ч

0,03 МВт 6,0 Гкал/ч

0,15 МВт 14,0 Гкал/ч

0 Гкал/ч

14,0 Гкал/ч

4,0 Гкал/ч

до 2028 года

до 2028 года

до 2028 года

до 2028 года

до 2028 года

до 2028 года

до 2028 года

до 2028 года

до 2028 года

до 2028 года

1

2

3

4

Модернизация   котельной   ВУЗа   с последующим              объединением котельной              по              адресу ул.Интернациональная, 109а

0,6 Гкал/ч

до 2028 года

Модернизация котельной по адресу ул.      Интернациональная,      94     и объединение с котельной по адресу ул. Интернацональная, 94а

0,2 Гкал/ч

до 2028 года

На      территории       мкр.Кочетовки выполнить демонаж существующих котельных

0 Гкал/ч

до 2028 года

На          территории          Кочетовки смонтировать ■     блочно-модульные газовые          котельные          вместо существующих котельных

нет данных

до 2028 года

Город Рассказово

Строительство       новой       газовой блочно  - модульной  котельной по адресу ул.М.Горького, 74

0,86 Гкал/ч

до 2028 года

Город Уварово

Вывод  из  эксплуатации  котельной мкр. Молодежный (старая) (по 1 и 2 вариантам Схемы теплоснабжения)

0 Гкал/ч

до 2028 года

Установка    взамен    существующей котельной    в    мкр.    Молодежный газопоршневых       агрегатов        (по 1 варианту Схемы теплоснабжения)

28,32 Гкал/ч

до 2028 года

Перевод котельной мкр. Южный в режим комбинированной выработки тепловой  и  электрической  энергии путем     установки     газопоршневых модулей   (по    1    варианту   Схемы теплоснабжения)

25,96 Гкал/ч

до 2028 года

Перевод           новой          котельной мкр.Молодежный в режим комбини­рованной   выработки   тепловой   и электрической       энергии       путем установки   газопоршневых  модулей (по          1          варианту         Схемы теплоснабжения)

4,06 Гкал/ч

до 2028 года

Строительство    котельной     взамен существующего        источника        в мкр.Молодежный       (старая)       (по 2 варианту Схемы теплоснабжения)

7,74 Гкал/ч

до 2028 года

Строительство,    котельной    взамен существующего        источника        в мкр.Молодежный       (старая)       (по 2 варианту Схемы теплоснабжения)

12,04 Гкал/ч

до 2028 года

источник данных: данные предоставлены администрациями муниципальных образований

В качестве наиболее часто указанных предложений по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии в разработанных схемах теплоснабжения рассматривается реконструкция источников некомбинированной выработки с переводом на газообразное топливо, а также строительство новых блочно-модульных котельных взамен существующих источников некомбинированной выработки в связи с истечением нормативного срока эксплуатации последних (в случае экономической обоснованности данного строительства).

2.8.Разработка предложений по переводу действующих ТЭЦ на

парогазовый цикл с увеличением мощности и производству на них

электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования

Технологические особенности тепловых режимов работы электростанций Тамбовской области

Целесообразность перевода действующих ТЭЦ Тамбовской области на парогазовую технологию определяется их режимами производства электрической и тепловой энергии. При этом можно выделить два типа генерации и потребления:

производство электроэнергии при одновременном сопутствующем производстве тепла;

производство тепловой энергии на технологические цели (в основном в виде пара) с сопутствующей выработкой электроэнергии.

Генерирующие объекты первой группы работают по электрическому графику, второй группы - по тепловому. Соответственно в составе электростанций первой группы должно быть оборудование, позволяющее производить электроэнергию без привязки (с относительной привязкой) к одновременной выработке тепла, например:

паровые турбины типов П, ПТ, Т, оборудованные конденсатором с соответствующей системой охлаждения;

газовые турбины с котлом-утилизатором на выхлопе.

Эффективность полезного использования топлива такого оборудования в значительной мере зависит от тепловой загрузки турбин. Электростанции такого типа располагаются в достаточно крупных населенных пунктах, имеющих систему централизованного теплоснабжения, и являются источниками тепловой энергии для этих систем.

В составе электростанций второй группы, работающих по тепловому графику, должно использоваться оборудование, наиболее эффективное при производстве тепловой энергии, поэтому все электростанции этой группы имеют в своем составе турбины с противодавлением типа Р, имеющие КПД, близкий к 100%. Кроме того, турбины такого типа значительно проще по конструкции, чем турбины П, ПТ или Т, не имеют конденсатора и, соответственно,    не    требуют    мощной    системы    охлаждения.    Основнымнедостатком является жесткая привязка электрической мощности турбоагрегата к объему тепла, отпускаемого от турбины. На территории Тамбовской области электростанции данной группы являются источниками технологического пара для сахарных заводов. В связи с тем, что технологический процесс сахарного завода имеет длительность не более трех-четырех месяцев в году, большую часть времени турбины простаивают по причине отсутствия тепловой загрузки.

Оценка целесообразности и разработка предложений по переводу электростанций Тамбовской области на парогазовую технологию

На территории Тамбовской области расположен ряд тепловых электростанций при сахарных заводах, функционирующих как параллельно с ЕЭС России, так и в децентрализованной зоне.

Данные электростанции являются источниками технологического пара для сахарного производства. В составе этих электростанций используется оборудование с параметрами острого пара после котлов не выше 39 кгс/см2 и 440°С (среднее давление). Для изготовления элементов котлов и паропроводов на такие параметры применяется достаточно недорогая сталь (Сталь20), элементы имеют значительный парковый ресурс (иногда ресурс не ограничивается заводами-изготовителями), не требуют при использовании дорогостоящей обессоленной воды (работают на умягченной воде). Паровые турбины с противодавлением имеют малые габариты (фактически только ЦВД), просты и надежны в эксплуатации, не требуют наличия конденсатора и системы оборотного водоснабжения (только охлаждение масла). При превышении необходимой тепловой нагрузки над величиной экономически целесообразной электрической мощности электростанции параллельно с паровой турбиной используются редукционно-охладительные установки. Коэффициент использования топлива для электростанции такого типа (по выходным коллекторам) близок к 90 % и ограничивается фактически только КПД котлоагрегатов и расходом электроэнергии на собственные нужды. При отсутствии тепловой нагрузки оборудование останавливается и выводится в консервацию. Незначительная отопительная нагрузка собственных нужд электростанции и завода покрывается водогрейными котлами (с КПД около 90 %). Характеристики существующих электростанций сахарных заводов в полной мере соответствуют предъявляемым требованиям, а именно:

сравнительно низкая стоимость изготовления, ремонта и эксплуатации;

максимальная эффективность использования топлива;

соответствие допустимых режимов работы теплового оборудования особенностям технологического процесса промышленного предприятия.

Таким образом, перевод электростанций рассматриваемой группы на парогазовую технологию нецелесообразен.

Помимо электростанций сахарных заводов на территории Тамбовской области функционируют следующие электростанции:

Тамбовская ТЭЦ (ПАО «Квадра») установленной электрической мощностью 235 МВт, тепловой мощностью 947 Гкал/час;

Тамбовская ГТ-ТЭЦ (ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго») установленной электрической мощностью 18 МВт, тепловой мощностью 80 Гкал/час на базе газотурбинных установок ГТЭ-009;

Котовская ТЭЦ-1 (ФКП «Тамбовский пороховой завод») электрической мощностью 24 МВт, тепловой мощностью 225 Гкал/час;

ТЭС АО «ЗАВКОМ» электрической мощностью 0,6 МВт, тепловой мощностью 4,8 Гкал/час на базе микротурбинных установок;

ТЭС ПАО «Пигмент» электрической мощностью 6 МВт, тепловой мощностью 2,5 Гкал/час на базе газопоршневых установок.

Последние две электростанции промышленных предприятий функционируют в децентрализованной зоне.

Тамбовская ТЭЦ является паросиловой электростанцией с турбинами типа ПТ и Т и давлением острого пара 100 и 140 кгс/см2. Коэффициент использования установленной, электрической мощности (КИУМ) станции в 2016 году составил 31,5 %, -тепловой - 17,3%. Турбина Т-110/120-130 выработала свой парковый ресурс и приближается к выработке индивидуального ресурса, назначенного по результатам технического освидетельствования. Турбины ПТ-25-90/10 и ПТ-60-130-13 также выработали парковый ресурс, исчерпание индивидуального ресурса ожидается в 2035 и 2040 годах соответственно. Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в 2018 году составил - 295,06 г у.т./кВт-ч, на отпуск тепла -151,8 кг/Гкал. По техническим характеристикам наиболее оптимальным вариантом модернизации электростанции является перевод её на парогазовые технологии с применением нового современного оборудования, однако её целесообразность ограничивается следующими особенностями.

Площадка размещения электростанции расположена на северо-восточной окраине города: к югу от электростанции находится промышленная зона, с севера - район индивидуальной застройки. В связи с этим зона эффективного теплоснабжения (с учетом радиуса эффективного теплоснабжении1) составляет сектор шириной порядка 60°. В современных условиях при значительно возросших затратах на системы транспорта тепловой энергии проектные значения радиуса эффективного теплоснабжения Тамбовской ТЭЦ требуют пересмотра. Рост указанных затрат связан с увеличением тепловых и гидравлических потерь из-за износа тепловых сетей, а также издержек на ремонт и эксплуатацию. В связи с этим строительство парогазовой электростанции с большой установленной тепловой мощностью нецелесообразно: при малой тепловой загрузке её конкурентные преимущества

1 Радиус эффективного теплоснабжения - максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении которого подключение теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения. Таким образом, данная величина ограничивает зону, при теплоснабжении которой значения тепловых потерь и затрат на системы транспорта тепловой энергии не превышают стоимость экономии топлива, полученной за счет организации совместной выработки электрической и тепловой энергии, то есть система централизованного теплоснабжения от ТЭЦ эффективнее децентрализованного.

будут практически сведены к нулю. ПАО «Квадра», в состав которого входит Тамбовская ТЭЦ, уже отказалось от строительства энергоблока ПГУ-115 на Курской ТЭЦ, а в настоящее время ведет строительство двух энергоблоков ПГУ-115 и ПГУ-223 на Алексинской и Воронежской ТЭЦ соответственно. Данные блоки строятся в составе программы ДПМ, что гарантирует возврат инвестиций. При строительстве энергоблока ПТУ на Тамбовской ТЭЦ возврат инвестиций в разумные сроки не гарантирован, так как регион находится в окружении мощных атомных электростанций.

Тамбовская ГТ-ТЭЦ построена на базе газотурбинных технологий с котлом-утилизатором после газовых турбин. Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в 2018 году составил 271,7 г у.т./кВт-ч, на отпуск тепла - 147,4 кг/Гкал, что является хорошим показателем при загрузке оборудования - КИУМ 58,93%. При увеличении загрузки электростанции её эффективность значительно возрастет. Дополнительной модернизации оборудования не требуется.

Котовская ТЭЦ-1 входит в состав Федерального казенного предприятия «Тамбовский пороховой завод». Электростанция имеет в составе энергетические котлы низкого давления на параметры острого пара 1,6 МПа и 350°С и турбины единичной мощностью 3 и 6 МВт. Оборудование изготовлено в 1930-х годах. На станции также установлены сравнительно новые паровые котлы ДЕ-25-14-225ГМ (1988-1991 годы). Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в 2018 году составил - 905,2 г у.т./кВт-ч, на отпуск тепла - 195,0 кг/Гкал. При этом КИУМ составил 3,06%. Модернизация оборудования Котовской ТЭЦ-1 имеет смысл при условии обеспечения стабильного спроса на тепловую и электрическую энергию, так как уровень тепловой загрузки электростанции значительно превышает уровень загрузки по производству электроэнергии. Использование современного парогазового оборудования в данном случае нецелесообразно.

ТЭС АО «ЗАВКОМ» использует в своей работе газовые микротурбины Capston C-600 и напольные высокоэффективные водогрейные котлы ROCA СРА 1300. Оборудование электростанции практически новое (турбины введены в 2015 году, котлы в 2012), поэтому модернизация электростанции не требуется.

ТЭС ПАО «Пигмент» имеет в составе газопоршневые агрегаты TCG2020V20 и котлы-утилизаторы после них SGCE 26,9-800-1200/3000- 1Н с суммарной электрической мощностью 6 МВт. Оборудование введено в эксплуатацию в 2014 году. Кроме этого, установлены три паровых котла БЭМ-25 производительностью 25 тонн в час пара с параметрами 1,4 МПа и 225°С и три водогрейных котла КВЖ-8,12 с единичной тепловой мощностью 7 Гкал/час. Выработка паркового ресурса котлов ожидается в 2024 и 2028 годах соответственно. Электрический КИУМ электростанции в 2018 году составил 66,42%. По техническим характеристикам электростанции возможно использование тепловой нагрузки предприятия для совместной выработки электрической и тепловой энергии.Поэтому эффективность применения парогазовых технологий в данном случае может быть значительно снижена за счет:

низкой эффективности когенерации по причине малой тепловой нагрузки;

ухудшенных показателей работы газопоршневых агрегатов по причине снижения их электрической нагрузки.

С учетом изложенного выше перевод существующих ТЭЦ на парогазовые технологии в текущих условиях не может быть признан однозначно целесообразным и требует тщательной индивидуальной технико-экономической проработки для каждого источника в условиях гармонизации общих планов по развитию газораспределительных, тепловых и электрических сетей. Обоснование сооружения подобных объектов может быть осуществлено только в рамках соответствующего комплексного документа по развитию энергоснабжающей инфраструктуры Тамбовской области.

2.9. Разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Тамбовской области

На территории региона функционирует 721 котельная. Большинство котельных (82% от общего количества) Тамбовской области в качестве топлива используют природный газ. Доля котельных, использующих в качестве топлива уголь, составляет около 12%. Еще около 3% котельных области для выработки тепловой энергии используют электроэнергию. При этом около 19% от общего числа котельных области имеют износ оборудования более 90%. Наиболее изношенными являются котельные Бондарского, Мордовского, Сосновского, Тамбовского и Моршанского муниципальных районов. Более половины подключенной к котельным тепловой нагрузки области приходится на город Тамбов (31,7%)), Тамбовский район (13,8%) и г. Мичуринск (14,6%). Доля котельных в годовом отпуске тепла составляет почти половину от всей тепловой энергии, отпущенной в системы централизованного теплоснабжения.

Целесообразность использования того или иного вида когенерационных установок зависит от соответствия их технологических характеристик и экономических показателей конкретным внешним условиям площадки их предполагаемого размещения. Основным назначением парогазовых установок (ПТУ) является производство электроэнергии, поэтому с учетом дороговизны и конструктивной сложности их использование целесообразно в энергодефицитных районах или при наличии гарантированного спроса на электроэнергию. Кроме того, достижение наивысших показателей эффективности возможно при применении в составе ПГУ паросилового оборудования, рассчитанного на высокие параметры пара, что автоматически означает достаточно большую единичную мощность установки, так как оборудование малой производительности на такие параметры пара просто не производится. Практически все введенные в эксплуатацию в Российской Федерации в последнее время ПГУ были построены в рамках программы ДПМ.

В условиях Тамбовской области в окружении мощных атомных и достаточно эффективных тепловых электростанций, а также достаточной для покрытия спроса на мощность пропускной способности внешних связей строительство мощной парогазовой электростанции требует серьезной экономической проработки и возможно только при обеспечении особых условий, обеспечивающих возврат инвестиций.

Замещение существующих котельных электростанциями с использованием ГТУ и ГПА, оборудованных водогрейными котлами-утилизаторами, также требует отдельной технико-экономической проработки. Такие установки в полной мере соответствуют требованиям, предъявляемым к коммунальным энергообъектам (небольшая мощность, маневренность, сравнительно низкие капиталовложения и издержки на обслуживание, возможность автономной работы с дистанционным управлением), но их внедрение в рамках модернизации систем централизованного теплоснабжения осложнено следующими проблемами:

усложнение топологии электрических сетей 6-35 кВ за счет введения дополнительных источников, а также необходимость в увеличении объемов реконструкции электрических и тепловых сетей в прилегающих районах с целью обеспечения надежности выдачи электрической и тепловой мощности;

неравномерность суточной электрической нагрузки коммунальных потребителей при достаточно стабильном суточном тепловом графике потребления, что обуславливает для источников с ГТУ и ГПА необходимость установки дополнительных водогрейных котлов для покрытия тепловых нагрузок в период ночного минимума электрических нагрузок;

необходимость резервирования источников тепловой энергии за счет размещения их с частичным перекрытием зон теплоснабжения и закольцовыванием магистральных тепловых сетей с целью перераспределения тепловой нагрузки между соседними источниками при отключении какого-либо из них;

необходимость реконструкции газораспределительных систем с увеличением их пропускной способности, что достаточно затруднительно в условиях плотной городской застройки.

Вместе с тем, главным достоинством распределенной системы теплоснабжения является размещение тепловых источников непосредственно в центрах теплопотребления.

Стоит отметить, что указанные проблемы менее значимы для котельных, являющихся источниками тепла для промышленных предприятий. Такие предприятия имеют, как правило, стабильный суточный график электропотребления, поэтому проблема ночного снижения нагрузки для них практически не актуальна. Если же суточный график имеет дневной пик и ночной минимум электропотребления, то он легко синхронизируется с суточным графиком теплопотребления переводом зданий и сооружений предприятия на дежурное (сниженное) отопление в ночное время. Более того, подобные электростанции могут функционировать в децентрализованной зоне с

целью организации наивыгоднейшего режима функционирования для обеспечения технологического процесса на предприятии. При соответствующем технико-экономическом обосновании предприятие может отказаться от 100%-ного резервирования электрической и тепловой мощности, а системы энергоснабжения промышленных предприятий значительно проще и более упорядочены, чем системы энергообеспечения коммунального хозяйства.

Таким образом, можно сделать вывод, что замещение существующих котельных Тамбовской области, являющихся источниками тепла для систем централизованного теплоснабжения, на эффективные источники на основе когенерации (парогазовых, газотурбинных или газопоршневых технологий) целесообразно при проведении комплексной модернизации систем теплоснабжения, электрических сетей 6-35 кВ и газораспределительных сетей в условиях гармонизации планов по их развитию.

Обоснование строительства подобных объектов может быть осуществлено только в рамках соответствующего комплексного документа по развитию энергоснабжающей инфраструктуры Тамбовской области.

2.10.Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Тамбовской области на период 2021-2025 годов

Развитие теплосетевого хозяйства муниципальных образований Тамбовской области определяется прогнозом потребления тепловой энергии системами теплоснабжения крупных муниципальных образований.

Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Тамбовской области выполнен на основании утвержденных схем теплоснабжения муниципальных образований Тамбовской области. Основной объем мероприятий по развитию теплосетевого хозяйства Тамбовской области связан с поддержанием квартальных тепловых сетей в надлежащем техническом состоянии и предусматривает в том числе:

замену наиболее изношенных участков теплосети с использованием трубопроводов с пенополиуретановой изоляцией;

замену тепловой изоляции трубопроводов тепловых сетей в местах с наземной прокладкой трубопроводов;

замену запорной и регулирующей арматуры на современные клапаны;

установку приборов учета тепловой энергии;

замену зауженных участков магистральных тепловых сетей для обеспечения подключенной тепловой нагрузки.

Строительство новых участков теплосети в связи с расширением системы централизованного теплоснабжения для обеспечения присоединения новых потребителей предусматривается в городах: Тамбов, Моршанск, Мичуринск, Уварово и пос.Первомайский.

Утвержденной Схемой теплоснабжения города Тамбова дополнительно предусмотрено:

восстановление линий циркуляции ГВС в 32 ЦТП и на 7 котельных;

еревод теплоснабжения ряда потребителей города на ГТ-ТЭЦ с увеличением диаметров трубопроводов существующих и прокладкой магистральных тепловых сетей.

Реконструкция систем централизованного теплоснабжения, кроме указанных выше населенных пунктов, предусмотрена утвержденными Схемами теплоснабжения в городах Уварово и Мичуринск для вариантов перевода существующих котельных на источники с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии с применением газопоршневых технологий. При этом, как было отмечено в разделах 2.7, 2.8, 2.9, реализация указанных мероприятий при составлении настоящей Схемы и программы развития электроэнергетики Тамбовской области признана маловероятной в условиях отсутствия информации о потенциальных собственниках указанного оборудования и наличия технических условий на его технологическое присоединение к электрическим сетям.

2.11.Прогноз развития энергетики Тамбовской области на основе ВИЭ и местных видов топлива

В связи с продолжающимся массовым строительством на территории Тамбовской области крупных объектов агропромышленного комплекса и образованием в результате их функционирования значительного количества отходов сельскохозяйственного производства, наиболее перспективными направлением развития нетрадиционной и возобновляемой энергетики представляется использование биотоплива, получаемого в ходе брожения биомассы (органических отходов) посредством воздействия различных видов бактерий.

Использование органических отходов для производства электрической и тепловой энергии в биоэнергетических комплексах также позволяет решать задачу по обеспечению экологической безопасности атмосферы и земельных угодий за счет утилизации значительного количества органических отходов.

Животноводство Тамбовской области в последние годы характеризуется значительным ростом стада свиней, снижением поголовья КРС и незначительным приростом стада овец и коз. Таким образом, наибольшим потенциалом биотоплива на территории региона обладают свиноводческие комплексы. Согласно «Стратегии социально-экономического развития Тамбовской области на период до 2020 года», принятой Законом Тамбовской области от 01.12.2013 № 347-3, технический потенциал свиноводческих комплексов к 2020 году составит до 1 млрд. кВт*часов электроэнергии в год.

Указанной выше стратегией среди наиболее приоритетных региональных проектов, направленных на достижение стратегических целей развития области, определены два проекта по развитию ВИЭ в регионе:

строительство мини-ТЭЦ на биогазе при свинокомлексах;

утилизация биомассы и отходов животноводства.

Основные   характеристики   указанных   выше   проектов   приведены   в таблице 57.

Основные характеристики проектов по развитию ВИЭ Тамбовской области

Таблица 57

Название проекта

Строительство мини-ТЭЦ на биогазе при свинокомлексах

Утилизация биомассы и отходов животноводства

Инициатор проекта

Администрация Тамбовской области

Управление сельского хозяйства области

Участники проекта

Предприятия АПК

Управление сельского хозяйства области

Инвесторы

Предприятия АПК

Средства бюджета Тамбовской области Средства федерального бюджета (Министерство сельского хозяйства Российской Федерации) Средства частных инвесторов

Тип проекта

Частный коммерческий проект

Проект государственно-частного партнерства

Сроки

реализации

проекта

2013-2020 гг.

2013 - 2020 гг.

Цели проекта

Строительство биогазовой станции на базе крупного сельскохозяйственного комплекса;

строительство нескольких мини-ТЭЦ (биогазовых установок) для фермерских хозяйств

Устойчивое и сбалансированное развитие сельскохозяйственного производства и отраслей переработки сельскохозяйственной продукции;

повышение энергоэффективности сельскохозяйственного производства; повышение экологичности сельского хозяйства и пищевой промышленности; утилизация биологического материала падежного поголовья в животноводстве; производство пеллет из иловых осадков; переработки отходов на полях аэрации; переработка помета в топливо

Основная продукция, проектная мощность

Тепловая энергия, 4 тыс. Гкал; Электрическая энергия, 8,3 млн. кВт*ч; Органические удобрения, 14,3 тыс. тонн.

Потреби­тели продукции

Животноводческие комплексы, тепличные хозяйства, населенные пункты (население)

Сельскохозяйственные предприятия Тамбовской области

Что касается других видов ВИЭ, то развитие ветроэнергетики большой мощности на территории Тамбовской области видится нецелесообразным. Средняя скорость ветра в Тамбовской области составляет 3-4 м/с (таблица 58),

тогда как для развития ветроэнергетики большой мощности значение должно быть не менее 10 м/с.

Средняя скорость ветра в населенных пунктах Тамбовской области (м/с)

Таблица 58

Расположение метеостанции

Среднегодовая

скорость ветра

(на высоте 10 м)

Средняя скорость ветра (м/с)

Максимальная скорость ветра

(м/с)

Зима

Весна

Лето

Осень

Тамбов

3,4

3,7

3,5

2,9

3,4

26

Жердевка

2,8

зд

2,9

2,3

2,8

21

Кирсанов

2,4

2,7

2,5

2,0

2,4

22

Мичуринск

2,0

2,4

2,0

1,6

1,9

26

Моршанск

2,4

2,7

2,4

2,0

2,3

23

Новопокровка

2,3

2,6

2,4

1,9

2,2

22

Уварово

3,0

3,3

2,9

2,3

3,0

26

Использование фотоэлектрических элементов для выработки электроэнергии в настоящее время может быть состоятельным лишь при наличии экобоиусов. Энергетический потенциал солнечной энергии на территории Тамбовской области составляет примерно 3,5-4,5 кВт.ч/кв.м/день. То есть с 10 кв. м площади в год в максимальном варианте (при гарантированном КПД фотоэлементов 13%) можно получить от 1,6 до 2,1 тыс. кВт*ч, что примерно соответствует потреблению электроэнергии одной семьей. При этом срок окупаемости такой установки составит не менее 11 лет (при стоимости установки примерно 750 евро за 1 кВт). В таких условиях и с учетом того, что в российском законодательстве отсутствуют стимулирующие внедрение ВИЭ меры, развитие солнечной энергетики на территории Тамбовской области в ближайшей перспективе маловероятно.

Также надо отметить, что исследования, проведенные Институтом высоких температур Российской академии наук (ИВТ АН) совместно с МГУ им. М.В.Ломоносова, свидетельствуют о проблемах с получением приемлемых экономических показателей для снабжения изолированных потребителей электроэнергией от солнечных фотоэлектрических энергоустановок. Так для получения от них 0,1 кВт электрической мощности (с коэффициентом гарантированной выдачи 99,8) на территории Тамбовской области потребуется установка от 2,5 до 3,5 квадратных метров солнечных панелей. Помимо капиталовложений в генерирующие мощности для обеспечения указанного коэффициента гарантированной выдачи потребуются дополнительные весьма высокие затраты на аккумуляторные батареи, доходящие до 500 долларов/кВт.

Таким образом, не стоит рассматривать развитие источников генерации на базе возобновляемых источников энергии как решение задач обеспечения

надежности энергоснабжения потребителей Тамбовской области. Однако точечное развитие ВИЭ вполне возможно. Источники малой генерации, использующие ВИЭ, позволят решать проблемы дефицита электрической и тепловой энергии в отдаленных от центра районах, а использование органических отходов предприятий АПК для производства электрической и тепловой энергии позволит не только повысить надежность энергоснабжения предприятий, но и решать задачу по обеспечению экологической безопасности атмосферы и земельных угодий.

2.12.Определение потребности электростанций и котельных Тамбовской области в топливе на период 2021-2025 годов

Определение перспективного потребления топлива энергоисточниками области производится на основе прогнозных данных по производству электрической и тепловой энергии и величин удельных расходов условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии. При этом удельный расход условного топлива электростанций принимается по ретроспективным данным, а по котельным жилищно-коммунального сектора - по средневзвешенной отчетной величине, рассчитанной с учетом загрузки котельных и равной 165,84 кг/Гкал, что соответствует КПД 86,2%.

Определение перспективного потребления топлива эпергоисточниками области предусматривает выполнение перспективных планов развития промышленного и жилищно-коммунального секторов Тамбовской области. Расходы топлива определены на основе баланса электрической энергии и мощности энергосистемы Тамбовской области на период 2021-2025 годов, а также прогноза потребления тепловой энергии на территории Тамбовской области. Сводные данные по расходу условного топлива на производство электроэнергии электростанциями на период 2021-2025 годы приведены в таблице 59.

Общий перспективный расход условного топлива в Тамбовской области на производство электрической и тепловой энергии

Таблица 59

Назначение топлива

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

На производство электроэнергии, тыс. т у.т.

299,94

303,32

300,37

300,37

300,37

На производство тепловой энергии, тыс. т у.т.

1007,91

1017,61

1090,14

1090,14

1090,14

Общий расход условного топлива, тыс. т у.т.

1307,85

1320,93

1390,51

1390,51

1390,51

2.13. Формирование предложений по развитию электрических сетей

напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тамбовской области

на период 2021-2025 годов по базовому варианту

2.13.1. Анализ характерных режимов электрической сети ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по базовому варианту

С целью уточнения перечня узких мест и определения необходимых мероприятий по развитию существующей электрической сети энергосистемы Тамбовской области выполнены расчеты электроэнергетических режимов.

Одной из особенностей режимов работы энергосистемы Тамбовской области является практически полное отсутствие транзитных связей напряжением ПО кВ со смежными энергосистемами, следовательно режимы работы электросетевых элементов определяются прежде всего балансовой ситуацией (величинами нагрузки подстанций и генерации электростанций).

Режимы работы линий электропередачи напряжением ПО кВ, по которым осуществляется электроснабжение подстанций в «тупиковом» режиме, определяются исключительно величиной нагрузки на подстанциях. К таким линиям можно отнести:

В Л ПО кВ Тамбовская №4 - Моршанская №1, 2 с отпайками;

В Л 110 кВ Тамбовская №4 - Промышленная I, II цепи с отпайками;

В Л 110 кВ Октябрьская левая, правая;

В Л ПО кВ Нащекинская - Пичаевская I, II цепи с отпайкой на ПС Шачинская;

В Л ПО кВ Котовская - Токаревская №1 с отпайками;

ВЛ ПО кВ Токаревская;

В Л ПО кВ Малиновская - Сосновская I, II цепи;

ВЛ ПО кВ Мичуринская - Хмелевская I, II цепи с отпайками и др.

Пропускная способность большинства таких В Л 110 кВ определяется не длительно допустимым током нагрева провода при заданной температуре или номинальными параметрами оборудования, а уставками устройств релейной защиты, отстроенными от максимальных нагрузочных токов.

Загрузка подобных ВЛ при проведении расчётов электроэнергетических режимов не контролировалась.

Результаты              выполненных              расчетов              перспективных

электроэнергетических режимов электрической сети напряжением ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по базовому варианту развития приведены ниже.

Анализ полученных результатов показывает, что электроэнергетические режимы характеризуются следующими параметрами:

загрузка ЛЭП напряжением ПО кВ и выше и автотрансформаторов напряжением 220 кВ и выше в нормальных и большинстве послеаварийных режимах не превышает допустимых значений;126

сети ПО кВ и выше, включая внешние связи, обладают достаточным резервом по пропускной способности для передачи мощности в необходимых объемах.

Расчеты выполнялись для температуры наружного воздуха -5°С для режимов зимних нагрузок и +25°С для режимов летних нагрузок и приведены ниже.

Базовый вариант

Зимний максимум 2021 года. Отключение 1 сек. 220 кВ ПС 220 Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 кВ Тамбовская №4 загружается на 116% номинала (rgl). Для разгрузки АТ-3 необходимо поднять генерацию ТГ-5 до 40 МВт и перенести точку раздела с энергосистемой Пензенской области с шин 110 кВ ПС 110 кВ Соседка на шины 110 кВ ПС 110 кВ Рассказовская. При этом перегрузка АТ-3 снижается до 109%, что длительно допустимо в условиях зимних температур (rgl-1).

Летний максимум 2021 года. Отключение АТ-1 ПС 220 кВ Котовская в схеме ремонта 1 сек. 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 кВ Тамбовская №4 загружается на 119%) номинала (rg2). Для исключения возможной перегрузки в данном режиме необходимо превентивно включить ТГ-7 на Тамбовской ТЭЦ с генерацией 40 МВт. В результате перегрузка полностью снимется (rg2-l).

Летний максимум 2021 года. Отключение ТГ-5 ТТЭЦ в схеме ремонта 1 сек. 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 Тамбовская №4 загружается на 122,5%) номинала (rg3). Для исключения возможной перегрузки в данном режиме необходимо превентивно включить ТГ-7 на Тамбовской ТЭЦ с генерацией 60 МВт. В результате перегрузка полностью снимется (rg3-l).

Зимний максимум 2025 года. Отключение 1 сек. 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 Тамбовская №4 загружается на 132% номинала (rg4). Для ликвидации перегрузки необходимо осуществить деление сети ПОкВ:

на ПС 220 кВ Тамбовская №4 отключить В Л ПО кВ Котовская ТЭЦ-2 -Тамбовская №4 I цепь с отпайками и В Л 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 - Тамбовская №4 II цепь с отпайками;

на ПС ПО кВ Рассказовская отключить В Л ПО кВ Тамбовская ТЭЦ -Рассказовская №1 с отпайкой на ПС Н.Лядинская и Тамбовская ТЭЦ -Рассказовская №2 с отпайками. В результате перегрузка полностью снимется (rg4-l).

Летний максимум 2025 года. Отключение АТ-1 ПС 220 кВ Котовская в схеме ремонта 1 сек. 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 кВ Тамбовская №4 загружается на 122,6%) номинала (rg5).  Для исключения возможной перегрузки в данном режиме

необходимо превентивно включить ТГ-7 на Тамбовской ТЭЦ с генерацией 50 МВт. В результате перегрузка полностью снимется (rg5-l).

Летний максимум 2025 года. Отключение ТГ-5 ТТЭЦ в схеме ремонта 1 сек. 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 кВ Тамбовская №4 загружается на 125,9% номинала (rg6). Для исключения возможной перегрузки в данном режиме необходимо превентивно включить ТГ-7 на Тамбовской ТЭЦ с генерацией 60 МВт. В результате перегрузка полностью снимется (rg6-l).

Определение ограничений максимально допустимой генерации Тамбовской ТЭЦ в связи со снятием сезонных (летних) ограничений.

Летний максимум нагрузок 2022 г.

Отключение В Л 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Тамбовская №4 I и II цепь при полном наборе генераторов Тамбовской ТЭЦ, работающих с максимальной генерацией приведет к перегрузке В Л ПО кВ Котовская Спасская на 158% длительно допустимой токовой нагрузки (rg7). Для исключения возможной перегрузки необходимо в летний период ограничить максимальную генерацию Тамбовской ТЭЦ до величины 185 МВт, отключив ТГ-7 (rg7-l).

Летний минимум нагрузок 2022 г.

Отключение В Л 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Тамбовская №4 I и II цепь при полном наборе генераторов Тамбовской ТЭЦ, работающих с максимальной генерацией приведет к перегрузке В Л ПО кВ Котовская Спасская на 162% длительно допустимой токовой нагрузки (rg8). Для исключения возможной перегрузки необходимо в летний период ограничить максимальную генерацию Тамбовской ТЭЦ до величины 175 МВт, отключив ТГ-7 и снизив генерацию ТГ-5 до величины 30 МВт (rg8-l).

Летний максимум нагрузок 2025 г.

Отключение В Л ПО кВ Тамбовская ТЭЦ - Тамбовская №4 I и II цепь при полном наборе генераторов Тамбовской ТЭЦ, работающих с максимальной генерацией приведет к перегрузке В Л ПО кВ Котовская Спасская на 158%) длительно допустимой токовой нагрузки (rg9). Для исключения возможной перегрузки необходимо в летний период ограничить максимальную генерацию Тамбовской ТЭЦ до величины 185 МВт, отключив ТГ-7 (rg9-l).

Летний минимум нагрузок 2025 г.

Отключение В Л ПО кВ Тамбовская ТЭЦ - Тамбовская №4 I и II цепь при полном наборе генераторов Тамбовской ТЭЦ, работающих с максимальной генерацией приведет к перегрузке В Л ПО кВ Котовская Спасская на 162%> длительно допустимой токовой нагрузки (rglO). Для исключения возможной перегрузки необходимо в летний период ограничить максимальную генерацию Тамбовской ТЭЦ до величины 175 МВт, отключив ТГ-7 и снизив генерацию ТГ-5 до величины 30 МВт (rgl0-l).

Токовая загрузка линий и трансформатороного оборудования по результатам расчетов электроэнергетических режимов электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по базовому варианту развития приведены в таблице 60.

О U) Q

S ю я

«• о

fag g

ffl С J .  к

X о

si

1 i ? s

S * a » » s

s

CO

5>

a

>

oo -o

AT-l ПС 500 кВ Тамбовская

00 -4

АТ-2ПС500кВ Тамбовская

AT-l ПС 220 кВ Тамбовская 4

АТ-2 ПС 220 кВ Тамбовская 4

о

NO

J*

to

Os

ON

АТ-3 ПС 220 кВ Тамбовская 4

-0

о

<1

АТ-1 ПС 220 кВ Котовская

oo

00

о

АТ-2 ПС 220 кВ Котовская

NO

no

NO

АТ-1 ПС 220 кВ Мичуринская

NO

NO

-J

NO

no <1

АТ-2 ПС 220 кВ Мичуринская

to

to

ON

to

О.)

oo

ВЛ 220 кВ Тамбовская-Пушкари-Тяговая

ВЛ 220 кВ Тамбовская-Тамбовская 4  I цепь

ы -fc. to

4^

о

u>

On

ВЛ 220 кВ Тамбовская-Тамбовская 4  II цепь

о

В Л 1 ЮкВ Компрессорная-Первомайская

4*. о

В Л 11 ОкВ Невская-Первомайская

NO

to

to о

no

ON

ВЛ 110 кВ КТЭЦ-2 - Тамбовская 4  I цепь с отпайками

no

ВЛ 110 кВ КТЭЦ-2 - Тамбовская 4  II цепь с отпайками

tO

NO

4^ to

о

4^

ON

В Л 11 ОкВ КТЭЦ-2 - Котовская   I цепь (Шаховская-1)

tO

-1^

4^

to

~-4

В Л 1 ЮкВ КТЭЦ-2 - Котовская 11 цепь (Шаховская-2)

ON

-J

В Л 1 ЮкВ Котовская-Спасская

oo

В Л 1 ЮкВ Рассказовская-Спасская с отпайкой на ПС Арженская

ю

ON

ВЛ1 ЮкВ ТТЭЦ-Тамбовская 4 I цепь

Ю

On

to

ON

ВЛ 110 кВ ТТЭЦ - Тамбовская 4  И цепь

ВЛ 110 кВ ТТЭЦ - Рассказовская 1 с отпайкой на ПС Н.Лядинская

4D NO

to

В Л 110 ТТЭЦ-Рассказовская 2 с отпайками

-IS. 00

ON

ВЛ 11 ОкВ Рассказовская-Кирсановская I цепь с отпайками

to

4^

о

В Л 1 ЮкВ Рассказовская-Кирсановская II цепь с отпайками

В Л ПОкВ Кирсановская-Инжавинская с отпайками

Ю

to

-J

to

to -fc.

В Л 1 ЮкВ Богдановская-Инжавинская

-J

-J -J

В Л ПОкВ Ржаксинская-Богдановская

NO

о

В Л 110 кВ Котовская-Рассказовская с отпайкой на ПС Сампурская

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

2

2021 год зимний минимум нагоузки

Нормальная схема

Ток, А

136

136

77

71

71

74

75

151

151

122

114

104

70

66

118

120

113

113

43

42

16

Загрузка, %

24

24

24

23

23

24

24

30

30

13

13

11

12

17

24

25

23

19

9

9

2

2021 год летний максимум нагрузки

Нормальная схема

Ток, А

174

174

152

141

139

96

97

148

148

134

226

206

66

64

85

88

ПО

111

47

41

9

Загрузка, %

30

30

49

45

44

31

31

29

29

19

32

29

15

16

22

23

29

22

13

11

1

Отключение

АТ-1

ПС 220 кВ

Котовская в

схеме ремонта 1 сек 220 кВ ПС 220 кВ

Тамбовская №4

Ток, А

170

170

0

0

373

0

250

148

148

168

0

373

65

63

96

94

124

125

62

53

7

Загрузка, %

29

29

0

0

119

0

80

29

29

24

0

53

15

16

25

21

33

25

16

14

1

Разгрузка АТ-3

ПС 220 Тамбовская№4

Ток, А

156

156

0

0

307

0

218

149

149

155

0

307

67

65

66

70

114

115

48

44

1

Загрузка, %

27

27

0

0

98

0

70

30

30

22

0

43

15

16

18

18

30

23

14

12

3

Отключение ТГ-5 ТТЭЦ в

схеме ремонта 1 сек 220 кВ ПС 220 кВ

Тамбовская №4

Ток, А

179

179

0

0

385

162

165

147

147

209

0

385

64

62

137

134

164

165

89

79

14

Загрузка, %

31

31

0

0

122,5

52

53

29

29

30

0

54

14

16

36

30

43

32

23

21

2

Разгрузка АТ-3

ПС 220 Тамбовская№4

Ток, А

159

159

0

0

292

134

136

148

148

184

0

292

67

64

108

106

136

137

68

57

1

Загрузка, %

28

28

0

0

93

43

44

30

30

26

0

41

15

16

29

24

36

27

18

15

2

2021 год летний минимум нагрузки

Нормальная схема

Ток, А

137

137

92

85

84

58

59

119

119

99

138

126

97

83

82

83

102

103

38

36

3

Загрузка, %

24

24

29

27

27

19

19

24

24

14

19

18

22

21

22

22

27

20

10

9

6

2025 год зимний максимум нагрузки

Нормальная схема

Ток, А

199

199

178

164

163

129

131

201

201

176

264

241

26

39

139

144

111

112

45

35

7

Загрузка, %

34

34

57

52

52

41

42

40

40

19

19

26

5

10

28

29

23

19

9

7

1

Ток. А

191

191

0

0

381

184

187

201

201

244

0

381

27

39

99

97

150

150

76

60

1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

2

Этключение 1сек v*0 t'R ПГ ''''О

Загрузка, %

33

33

0

0

121

59

60

40

40

27

0

42

5

10

20

17

31

25

15

12

2

Разгрузка АТ-3

ПС 220 Тамбовская №4

Ток, А

185

185

0

0

332

195

199

201

201

259

0

332

27

39

129

136

181

182

61

52

13

Загрузка, %

32

32

0

0

106

62

63

40

40

28

0

36

5

10

26

23

37

30

13

11

2

2025 год зимний минимум нагрузки

Нормальная

схема

Ток, А

139

139

82

76

76

76

78

153

153

124

121

111

68

65

119

121

113

ИЗ

43

42

1

Загрузка, %

24

24

26

24

24

24

25

30

30

14

13

12

12

16

24

25

23

19

9

9

2

2025 год летний максимум нагрузки

Нормальная

схема

Ток, А

177

177

157

145

144

98

100

150

150

136

233

212

63

63

86

89

111

111

48

41

9

Загрузка, %

31

31

50

46

46

31

32

30

30

19

33

30

14

16

23

23

29

22

13

11

1

Отключение

АТ-1 ПС 220

кВ Котовская в

схеме ремонта

1 сек 220 кВ

ПС 220 кВ

Тамбовская №4

Ток, А

172

172

0

0

385

0

258

150

150

171

0

385

63

62

97

97

126

127

63

54

7

Загрузка, %

30

30

0

0

122,6

0

82

30

30

24

0

54

14

16

25

21

33

25

17

14

1

Разгрузка АТ-3

ПС 220 Тамбовская№4

Ток, А

157

156

0

0

301

0

217

151

151

155

0

301

66

63

70

74

113

114

50

43

3

Загрузка, %

27

27

0

0

96

0

70

30

30

22

0

43

15

16

18

19

30

22

13

11

Отключение ТГ-5 ТТЭЦ в

схеме ремонта 1 сек 220 кВ ПС 220 кВ

Тамбовская №4

Ток, А

181

181

0

0

395

167

170

149

149

213

0

395

62

61

140

137

168

169

91

81

1

Загрузка, %

31

31

0

0

125,9

53

54

30

30

30

0

56

14

15

37

30

44

33

24

21

2

Разгрузка АТ-3

ПС 220 Тамбовская№4

Ток, А

162

162

0

0

302

138

141

151

151

188

0

302

65

63

ПО

107

139

140

70

60

1

Загрузка, %

28

28

0

0

96

44

45

30

30

27

0

43

14

16

29

24

37

27

18

16

2025 год летний минимум нагрузки

Нормальная схема

Ток, А

139

139

95

88

87

60

61

121

121

100

142

130

95

82

82

83

102

103

38

36

4

Загрузка, %

24

24

30

28

28

19

19

24

24

14

20

18

21

21

22

22

27

20

10

10

2.13.2. Перечень рекомендуемых к вводу электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше по базовому варианту

Перечень рекомендуемых к вводу электросетевых объектов напряжением ПО кВ и выше по базовому варианту развития электрической сети энергосистемы Тамбовской области сформирован по результатам расчетов электроэнергетических режимов и данных о перспективной загрузке подстанций напряжением ПО кВ с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение перспективных потребителей (таблица 31).

Как следует из анализа представленных данных, а также результатов расчетов электроэнергетических режимов недостаточная пропускная способность трансформаторов мощности с учетом перспективной нагрузки прогнозируется только на одном центре питания - ПС 110/35/10 Хмелевская.

Предложения по резервированию ПС Хмелевская.

В связи с ростом нагрузки по ПС 35 кВ Сабуровская возникают большие трудности с обеспечением допустимых параметров режима при отключении по любой причине В Л ПО кВ Мичуринская - Хмелевская I цепь с отпайкой на ПС Никифоровская, - единственной ВЛ, по которой в нормальном режиме осуществляется электроснабжение ПС ПО кВ Никифоровская. При отключении указанной В Л нагрузка ПС 110 кВ Никифоровская и прилегающей к ней ПС 35 кВ КИМ дополнительно нагружают трансформатор Т-2 ПС ПО кВ Хмелевская. При этом несмотря на предпринимаемые меры по максимальной разгрузке указанного трансформатора (переключение всей нагрузки по стороне 10 кВ на трансформатор Т-1 ПС ПО кВ Хмелевская; переключение ПС 35 кВ Екатериниская и Сабуровская на питание от ПС 35 кВ Глазковская; переключение ПС 35 кВ Юрловская на питание от ПС 35 кВ Рахманинская) его перегрузка достигает 30 %, а в зависимости от режима работы Никифоровского сахарного завода (ПС 35 кВ Сахзавод) - и более.

Строительство новой В Л 35 кВ Селезневская - Сабуровская позволяет решить все проблемы с перегрузкой Т-2 ПС ПО кВ Хмелевская и необходимостью осуществлять какие-либо переключения. Кроме того, появляется возможность подключения к ПС 35 кВ Сабуровская новых потребителей по 2-й категории надежности.

Если Никифоровский сахарный завод выводит в ремонт свои генерирующие мощности, то расчеты показывают: Расчеты электрических режимов, аварийные режимы, 1-2. Отключение В Л Хмелевская I ц + сахзавод.^2 к КПР электрических сетей филиала ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго» на пятилетний период 2020-2024 гг.), что загрузка трансформатора Т-2 ПС ПО кВ Хмелевская может превысить 180% номинала. Таким образом, для исключения перегрузки трансформатора ПС ПО кВ Хмелевская требуется установка трансформаторов мощностью 25 MB А (вместо существующей 10 MB А), при этом уровень напряжений обеспечивается в пределе, что приводит к невозможности осуществления новых технологических

подключений. Стоимость мероприятий по реконструкции ПС ПО кВ Хмелевская с заменой силовых трансформаторов 2x10 MB А на 2x25 MB A составит 111,315 млн. руб. без НДС.

Стоимость строительства новой В Л 35 кВ Селезневская - Сабуровская составит 43,442 млн. руб. без НДС.

По совокупности всех факторов следует отдать безусловное предпочтение варианту со строительством В Л 35 кВ Селезневская -Сабуровская.

Необходимость дополнительной замены трансформаторного оборудования с высшим классом напряжения 110 кВ и выше на подстанциях не выявлена.

Рекомендуется провести замену обоих трансформаторов номинальной мощностью 16 MB А, установленных на ОРУ ПО кВ Котовской ТЭЦ-2, на трансформаторы номинальной мощностью 32 МВА каждый.

Сроки и необходимость выполнения мероприятий по реконструкции центров питания ПО кВ, имеющих перспективную недостаточную пропускную способность трансформатора, подлежат ежегодному уточнению в зависимости от динамики изменения нагрузок по результатам контрольных замеров и набором мощности заявителей в соответствии с договорами технологического присоединения.

Мероприятия по реконструкции и техническому перевооружению В Л ПО кВ, не связанные с развитием сети, в соответствии с утвержденной инвестиционной программой ПАО «МРСК Центра» от 26.12.2019 №35@ приведены в таблице 60.

Реконструкция В Л 110 кВ Рассказовская - Нащекинская с отпайкой на ПС Кож. Завод, В Л 110 кВ Рассказовская - Соседка с отпайками (протяженность по трассе 1,19 км). Вынос из зоны затопления.

В конце 80-х годов сельскохозяйственным кооперативом вблизи ВЛ был искусственно создан водоём. Опоры №78 и №79 вышеуказанной В Л ПО кВ оказались в пойме этого водоёма, что не было предусмотрено при их проектировании. Произошло грубое нарушение правил устройств электроустановок в части защиты ВЛ от воздействия окружающей среды. В настоящее время невозможно осуществление работ по замене и обслуживанию опор №78 и №79, находящихся в аварийном состоянии.

Реконструкция В Л ПО кВ Рассказовская - Кирсановская I цепь с отпайками, В Л ПО кВ Рассказовская - Кирсановская II цепь с отпайками (протяженность по трассе 1,087 км). Вынос из зоны затопления.

В конце 80-х годов сельскохозяйственным кооперативом вблизи ВЛ был искусственно создан водоём. Опоры №82 и №83 вышеуказанной В Л ПО кВ оказались в пойме этого водоёма, что не было предусмотрено при их проектировании. Произошло грубое нарушение правил устройств электроустановок в части защиты ВЛ от воздействия окружающей среды. В настоящее время невозможно осуществление работ по замене и обслуживанию опор №82 и №83, находящихся в аварийном состоянии.

Мероприятия по строительству и реконструкции электросетевых объектов 110 кВ и выше, не связанных с развитием сети

Таблица № 61

Мероприятие

Технические хатактегастики

Год начала строительства

Год окончания строительства

Техперевооружение В Л 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 - Тамбовская № 4 I, II цепь с отпайками (замена провода без изменения сечения и опор; протяженность 43,083 км, в т.ч. в 2х-цепном исполнении 43,083 км) (по техническому состоянию)

43,08 км

2017

2025

Реконструкция В Л 110 кВ Рассказовская -Нащекинская с отпайкой на ПС Кож.Завод, ВЛ-110 кВ Рассказовская -Соседка с отпайками (вынос из зоны затопления)

1,19 км

2020

2021

Реконструкция В Л 110 кВ Рассказовская -Кирсановская I цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Рассказовская - Кирсановская II цепь с отпайками (вынос из зоны затопления)

1,087 км

2020

2021

Представленные в таблице 61 мероприятия по реконструкции ЛЭП проводятся без увеличения допустимой токовой нагрузки, а также в соответствии с листами осмотра ЛЭП, техническим заключением ООО «Северо-Западный Инжиниринговый Центр», протоколом НТС №5 от 07.06.18.

В таблице 62 представлены сведения о рекомендуемых мероприятиях по замене трансформаторов на подстанциях ПО кВ энергосистемы Тамбовской области.

Мероприятия по замене трансформаторов на подстанциях ПО кВ

Таблица 62

Наименование объекта центра питания, класс напряжения

Мощность

существующих

трансформаторов, МВА

Мощность

трансформаторов

после замены, МВА

Срок

ввода

объекта

ОРУ-110 кВ Котовская ТЭЦ

1x16+1x16

1x32+1x32

2021

Кроме   того,    инвестиционной   программой    ПАО    «МРСК   Центра»

предусмотрена реконструкция следующих В Л ПО кВ:

Рассказовская - Нащекинская с отпайкой на ПС Кожзавод;

Рассказовская - Соседка с отпайками;

Рассказовская - Кирсановская I, II с отпайками.

Суммарная протяженность указанных В Л 110 кВ - 2,27 км.

Срок реконструкции - 2021 год.

Индексы технического состояния В Л ПО кВ Рассказовская - Нащекинская с отпайкой на ПС Кожзавод, В Л ПО кВ Рассказовская - Соседка с отпайками, В Л ПО кВ Рассказовская - Кирсановская I, II цепь с отпайками приведены в таблице 63.

Индексы технического состояния В Л 110 кВ
                   Таблица 63

Название технического места

Индекс состояния

(ед)

ИС: Группа состояния

Послед­ствия отказа (ед)

В эксплуата­ции с:

В Л 110 кВ Рассказовская-Соседка с отпайками

44

Удовлетворительное

31,00

08.12.1965

В Л 110 кВ Рассказовская-Кирсановская II цепь с отпайками

48

Удовлетворительное

1 372,00

30.11.1980

ВЛ ПО кВ Рассказовская-Кирсановская I цепь с отпайками

56

Удовлетворительное

31,00

30.08.1985

ВЛ ПО кВ Рассказовская-Нащекинская с отпайками на ПС Кожзавод

70

Удовлетворительное

1 372,00

08.12.1979

Необходимость в строительстве и реконструкции иных ЛЭП напряжением ПО кВ и выше по результатам расчетов режимов электрической сети энергосистемы Тамбовской области по базовому варианту развития не установлена.

Проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020-2026 годы предусмотрено создание на территории Тамбовской области ряда электросетевых объектов уровня напряжения 110 кВ и выше.

В целях электрификации участка железной дороги Кочетовка - Ртищево АО «Российские Железные Дороги» (ОАО «РЖД») запланировано строительство тяговых ПС 220 кВ на территории Тамбовской области: Пушкари-тяговая (28,71 МВт) и Варваринский-тяговая (23,55 МВт). Технические условия на присоединение указанных ПС 220 кВ к сетям ПАО «ФСК ЕЭС» выданы ОАО «РЖД» в 2019 году. Планируемый срок ввода ПС 220 кВ Пушкари-тяговая и ПС 220 кВ Варваринский-тяговая - 2021 год.

Для технологического присоединения тяговых ПС 220 кВ к сетям ПАО «ФСК ЕЭС» запланированы мероприятия:

реконструкция ВЛ 220 кВ Тамбовская - Мичуринская со строительством заходов на ПС 220 кВ Варваринский-тяговая протяженностью 2x10 км;

реконструкция ВЛ 220 кВ Тамбовская - Котовская со строительством заходов на ПС 220 кВ Пушкари-тяговая протяженностью 2x0,5 км.

В целях технологического присоединения животноводческих комплексов ООО «Тамбовский бекон» к электрическим сетям ПАО «МРСК Центра» запланировано строительство ПС ПО кВ (2x16 MB А) и В Л ПО кВ от В Л ПО кВ Тамбовская №4 - Промышленная II цепь с отпайками для питания ПС 110 кВ Тамбовский бекон протяженностью 5,1 км в 2020 году.

В таблице 64 представлены сведения о рекомендуемых мероприятиях по строительству и реконструкции электросетевых объектов энергосистемы Тамбовской области по базовому варианту.

Мероприятия по строительству и реконструкции электросетевых объектов энергосистемы Тамбовской области по базовому варианту

Таблица 64

Рекомендуемое мероприятие

Технические характеристики существующего объекта (трансфор­маторная мощность, МВА/ протяжен­ность ЛЭП, км)

Технические характеристики создаваемого объекта (трансфор­маторная мощность, МВА/ протяжен­ность ЛЭП, км)

Срок

ввода

объекта

Строительство В Л 35 кВ от ПС 35/10 кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская

'

13,446

2021

Реконструкция с заменой трансформато­ров ОРУ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2

1x16+1x16

1x32+1x32

2021

Строительство ПС 220 кВ Пушкари-тяговая

-

1x40+1x40

2021

Строительство ПС 220 кВ Варваринский-тяговая

-

1x40+1x40

2021

Реконструкция ВЛ 220 кВ Тамбовская -Мичуринская со строительством заходов на ПС 220 кВ Ваовашнский-тяговая

~

1x10+1x10

2021

Реконструкция ВЛ 220 кВ Тамбовская -Котовская со строительством заходов на ПС 220 кВ Пушкари-тяговая протяжен­ностью 2x0,5 км

1x0,5+1x0,5

2021

Строительство ПС 110 кВ Тамбовский бекон

-

1x16+1x16

2020

Реконструкция ВЛ 110 кВ Тамбовская №4 - Промышленная 1,11 цепь с отпайками для питания ПС 110 кВ Тамбовский бекон протяженностью 5,1 км

5,1

2020

Строительство ПС 110 кВ Иноковка-тяговая

-

1x40+1x40

2021

Строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Кирсановская для технологического присоединения ПС 110 кВ Иноковка-тяговая к электрическим сетям филиала ПАО «MOCK Центра»-»Тамбовэнерго»

2x29,7

2021

В таблице 65 представлен сводный перечень реализуемых и перспективных мероприятий по строительству и реконструкции объектов электроэнергетики Тамбовской области, включенных в базовый вариант

Сводный перечень реализуемых и перспективных мероприятий по строительству и

электроэнергетики Тамбовской области, включенных в базовый в

Наименование объекта электроэнергетики

Наименование мероприятия

Наименование

организации,

ответственной за

реализацию

мероприятия

Параметры

оборудования

(до и после

проведения

мероприятия)

об нео ре ме

1

2

3

4

ПС 110 кВ Тамбовский бекон

Строительство ПС 110 кВ Тамбовский бекон

000

«Тамбовский бекон»

1x16+1x16

реал техн кого прис

ВЛ 110 кВ Тамбовская №4

- Промышленная

I, II цепь с отпайками

Реконструкция В Л 110 кВ Тамбовская №4 - Промышленная 1,11 цепь с отпайками для питания ПС ПО кВ Тамбовский бекон протяженностью 5,1 км

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго»

5Д

реал техн кого прис

ВЛ 110 кВ Рассказовская -Нащекинская с отпайкой на ПС Кож.Завод, ВЛ-110 кВ Рассказовская -Соседка с отпайками

Реконструкция В Л 110 кВ Рассказовская - Нащекинская с отпайкой на ПС Кож.Завод, ВЛ-110 кВ Рассказовская -Соседка с отпайками

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго»

1,19 км/ 1,19км

выно зато

ВЛ 110 кВ Рассказовская -

Кирсановская I цепь с

отпайками,

В Л 110 кВ Рассказовская -

Кирсановская II цепь с

отпайками

Реконструкция ВЛ 110 кВ Рассказовская - Кирсановская I цепь с отпайками, В Л    110 кВ Рассказовская - Кирсановская II цепь с отпайками

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго»

1,087 км/ 1,087 км

выно зато

ОРУ-110 кВ «Котовская

ТЭЦ-2»

Замена силовых трансформаторов

ООО «Котовская ТЭЦ-2»

1x16+1x16/ 1x32+1x32

реше проб пере Т-2 К ТЭЦ

1

2

3

4

ВЛ35кВотПС35/10кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская

Строительство В Л 35 кВ от

ПС 35/10 кВ Селезневская до ПС

35/10 кВ Сабуровская

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго»

13,446 км

реше

мы с

кой

кВ Х

необ

осущ

каки

пере

созда

возм

подк

ПС3

Сабу

новы

телей

катег

наде

ПС 220 кВ Пушкари-тяговая

Строительство ПС 220 кВ Пушкари-тяговая

ПАО «ФСК ЕЭС»

1x40+1x40

реал ноло прис

ПС 220 кВ Варваринский-тяговая

Строительство ПС 220 кВ Варваринский-тяговая

ПАО «ФСК ЕЭС»

1x40+1x40

реали

ноло

прис

ВЛ 220 кВ Тамбовская -Мичуринская, заходы на ПС 220 кВ Варваринский-тяговая

Реконструкция ВЛ 220 кВ Тамбовская - Мичуринская со строительством заходов на ПС 220 кВ Варваринский-тяговая

ПАО «ФСК ЕЭС»

1x10+1x10

реал ноло прис

ВЛ 220 кВ Тамбовская —

Котовская,

заходы на ПС 220 кВ

Пушкари-тяговая

Реконструкция ВЛ 220 кВ Тамбовская - Котовская со строительством заходов на ПС 220 кВ Пушкари-тяговая

ПАО «ФСК

ЕЭС»

1x0,5+1x0,5

реал ноло прис

ПС ПОкВИноковка-тяговая

Строительство ПС 110 кВ Иноковка-тяговая

ОАО «РЖД»

1x40+1x40

реал ноло прис

1

2

3

4

ВЛПОкВотПСПОкВ Кирсановская до ПС 110 кВ Иноковка-тяговая

Строительство В Л 110 кВ от ПС 110 кВ Кирсановская для технологического присоедине-ния ПС 110 кВ Иноковка-тяговая к электрическим сетям филиала ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго»

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго»

2x29,7

реал олог прис

ВЛ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 - Тамбовская № 4 I, II цепь с отпайками

Техперевооружение ВЛ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 - Тамбовская № 41, II цепь с отпайками (замена провода и опор)

Филиал ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго»

в 2х-цепном исполнении 43,083 км/ 43,083 км

по те сост

В таблице 65 сформирован сводный перечень реализуемых и перспективных мероприятий п объектов электроэнергетики Тамбовской области, включенных в базовый вариант.

2.14.Формирование предложений по развитию электрических сетей

напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тамбовской области

на период 2021-2025 годов по региональному варианту

2.14.1. Анализ характерных режимов электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по региональному варианту

Региональный (оптимистический) вариант развития с точки зрения режимов работы энергосистемы Тамбовской области отличается от базового варианта развития уровнем потребления мощности, что изменяет балансовую ситуацию и оказывает влияние на загрузку электросетевых элементов.

В целом по энергосистеме на уровень нагрузок 2021 года характеристика электроэнергетического режима соответствует режиму работы для базового варианта развития: балансовые ситуации существенно не различаются, резервов генерирующего оборудования достаточно для поддержания параметров электроэнергетического режима в области допустимых значений, как для нормальной схемы, так и для всех послеаварийных режимов, включая послеаварийные режимы, возникающие в ремонтных схемах в период летней ремонтной кампании.

Результаты              выполненных              расчетов              перспективных

электроэнергетических режимов электрической сети напряжением ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по региональному варианту развития приведены ниже-Региональный вариант

Зимний максимум 2021 года. Отключение 1 сек 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 Тамбовская №4 загружается на 127,3% номинала (rgl). Для исключения возможной перегрузки в данном режиме необходимо на все время ОЗП включить ТГ-7 на Тамбовской ТЭЦ с генерацией 60 МВт. В результате перегрузка полностью снимется (rgl-1).

Летний максимум 2021 года. Отключение АТ-1 ПС 220 кВ Котовская в схеме ремонта 1 сек 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 кВ Тамбовская №4 загружается на 127,4% номинала (rg2). Для исключения возможной перегрузки в данном режиме необходимо превентивно включить ТГ-7 на Тамбовской ТЭЦ с генерацией 60 МВт. В результате перегрузка полностью снимется (rg2-l).

Летний максимум 2021 года. Отключение ТГ-5 ТТЭЦ в схеме ремонта 1 сек. 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 кВ Тамбовская №4 загружается на 130,2%) номинала (rg3). Для исключения возможной перегрузки в данном режиме необходимо превентивно включить ТГ-7 на Тамбовской ТЭЦ с генерацией 60 МВт. В результате перегрузка полностью снимется (rg3-l).

Зимний максимум 2025 года. Отключение 1 сек 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 кВ Тамбовская №4 загружается на 148,4% номинала (rg4). Для ликвидации перегрузки необходимо осуществить деление сети 110 кВ:

на ПС 220 кВ Тамбовская №4 отключить В Л ПО кВ Котовская ТЭЦ-2 -Тамбовская №4 I цепь с отпайками и В Л 110 кВ Котовская ТЭЦ-2 - Тамбовская №4II цепь с отпайками;

на ПС ПО кВ Рассказовская отключить В Л ПО кВ Тамбовская ТЭЦ -Рассказовская №1 с отпайкой на ПС Н.Лядинская и Тамбовская ТЭЦ -Рассказовская №2 с отпайками. В результате перегрузка полностью снимется (rg4-l).

Летний максимум 2025 года. Отключение АТ-1 ПС 220 кВ Котовская в схеме ремонта 1 сек. 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 Тамбовская №4 загружается на 142,2% номинала (rg5). Для исключения возможной перегрузки в данном режиме необходимо превентивно включить ТГ-7 и ТГ-6 на Тамбовской ТЭЦ с генерацией соответственно 60 и 20 МВт. В результате перегрузка полностью снимется (rg5-l).

Летний максимум 2025 года. Отключение ТГ-5 ТТЭЦ в схеме ремонта 1 сек 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4.

При этом АТ-3 на ПС 220 Тамбовская №4 загружается на 143,4% номинала. Для исключения возможной перегрузки в данном режиме необходимо превентивно включить ТГ-7 и ТГ-6 на Тамбовской ТЭЦ с генерацией соответственно 60 и 20 МВт. В результате перегрузка снижается до 101,3%), что допустимо.

Определение ограничений максимально допустимой генерации Тамбовской ТЭЦ в связи со снятием сезонных (летних) ограничений.

Летний максимум нагрузок 2022 г.

Отключение В Л ПО кВ Тамбовская ТЭЦ - Тамбовская №4 I и II цепь при полном наборе генераторов Тамбовской ТЭЦ, работающих с максимальной генерацией приведет к перегрузке В Л ПО кВ Котовская Спасская на 134% длительно допустимой токовой нагрузки (rg7). Для исключения возможной перегрузки необходимо в летний период ограничить максимальную генерацию Тамбовской ТЭЦ до величины 205 МВт, отключив ТГ-5 (rg7-l).

Летний минимум нагрузок 2022 г.

Отключение В Л 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Тамбовская №4 I и II цепь при полном наборе генераторов Тамбовской ТЭЦ, работающих с максимальной генерацией приведет к перегрузке В Л ПО кВ Котовская Спасская на 142% длительно допустимой токовой нагрузки (rg8). Для исключения возможной перегрузки необходимо в летний период ограничить максимальную генерацию Тамбовской ТЭЦ до величины 185 МВт, отключив ТГ-7 (rg8-l).

Летний максимум нагрузок 2025 г.

Отключение В Л 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Тамбовская №4 I и II цепь при полном наборе генераторов Тамбовской ТЭЦ, работающих с максимальной генерацией приведет к перегрузке В Л ПО кВ Котовская Спасская на 134% длительно допустимой токовой нагрузки (rg9). Для исключения возможной перегрузки необходимо в летний период ограничить максимальную генерацию Тамбовской ТЭЦ до величины 185 МВт, отключив ТГ-7 (rg9-l).

Летний минимум нагрузок 2025 г.

Отключение В Л 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Тамбовская №4 I и II цепь при полном наборе генераторов Тамбовской ТЭЦ, работающих с максимальной генерацией приведет к перегрузке В Л ПО кВ Котовская Спасская на 141% длительно допустимой токовой нагрузки (rglO). Для исключения возможной перегрузки необходимо в летний период ограничить максимальную генерацию Тамбовской ТЭЦ до величины 185 МВт, отключив ТГ-7 (rglO-1).

Следует отметить, что наиболее сложные электроэнергетические режимы по региональному варианту также возникают во время проведения ремонтов и отключения элементов ПС 220 кВ Тамбовская №4 и ПС 220 кВ Котовская. Вместе с тем, следует отметить, что включение дополнительного генерирующего оборудования Тамбовской ТЭЦ позволяют эффективно ликвидировать выявленные перегрузки.

Анализ полученных результатов показывает, что перспективные электроэнергетические режимы энергосистемы Тамбовской области характеризуются следующими параметрами:

загрузка ЛЭП напряжением ПО кВ и выше и автотрансформаторов напряжением 220 кВ и выше в нормальных и большинстве послеаварийных режимах не превышает допустимых значений;

сети ПО кВ и выше, включая внешние связи, обладают достаточным резервом по пропускной способности для передачи мощности в необходимых объемах.

Таким образом дополнительных узких мест и мероприятий по развитию существующей электрической сети на основании результатов расчетов режимов не выявлено.

Токовая загрузка линий и трансформатороного оборудования по результатам расчетов электроэнергетических режимов электрической сети ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по региональному варианту развития приведена в таблице 66.|      Ш

О              ЙЧ(

в              Пи

S              ° >

Э1

ю 8

►° —

о ~

03 я

о

X   2

О    fa

s a

о

н

£ л g

fb    О    К

tr St

Н О

я

я

J5

I

3

43

-J

<3\

АТ-1 ПС 500кВ Тамбовская

АТ-2 ПС 500кВ Тамбовская

АТ-1 ПС 220кВ Тамбовская 4

АТ-2 ПС 220кВ Тамбовская 4

40 00

о

АТ-3 ПС 220кВ Тамбовская 4

ЧЛ

К)

о *-

АТ-1 ПС 220кВ Котовская

On -J

АТ-2 ПС 220кВ Котовская

К>

О

АТ-1 ПС 220кВ Мичуринская

о

АТ-2 ПС 220кВ Мичуринская

ВЛ 220кВ Тамбовская-Пушкари-Тяговая

ВЛ 220кВ Тамбовская-Тамбовская 4 I цепь

о

ВЛ 220кВ Тамбовская-Тамбовская 4 II цепь

ON

ВЛ ПОкВ Компрессорная-Первомайская

ВЛ 1 ЮкВ Невская-Первомайская

В Л 1 ЮкВ КТЭЦ-2 - Тамбовская 4 I цепь с отпайками

В Л 1 ЮкВ КТЭЦ-2 - Тамбовская 4 11 цепь с отпайками

о

В Л ПОкВ КТЭЦ-2 - Котовская I цепь (Шаховская-1)

В Л ПОкВ КТЭЦ-2 - Котовская II цепь (Шаховская-2)

ВЛ ПОкВ Котовская-Спасская

В Л ПОкВ Рассказовская-Спасская с отпайкой на ПС Арженская

ВЛ ПОкВ ТТЭЦ-Тамбовская 4 I цепь

К)

В Л ПОкВ ТТЭЦ-Тамбовская 4 II цепь

ВЛ1 ЮкВ ТТЭЦ -Рассказовская 1 с отп. на ПС Н.Лядинская

ВЛ 110 ТТЭЦ-Рассказовская 2 с отпайками

В Л ПОкВ Рассказовская-Кирсановская I цепь с отпайками

ВЛ 1 ЮкВ Рассказовская-Кирсановская II цепь с отпайками

ВЛ 1 ЮкВ Кирсановская-Инжавинская с отпайками

ВЛ 11 ОкВ Богдановская-Инжавинская

В Л ПОкВ Ржаксинская-Богдановская

ВЛ1 ЮкВ Котовская-Ржаксинская с отп. на ПС Сампурская

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

2

2021 год зимний минимум нагрузки

Нормальная схема

Ток, А

142

142

87

81

81

80

81

156

156

126

130

119

65

63

120

122

112

113

43

41    1

Загрузка, %

25

25

28

26

26

25

26

31

31

14

14

13

11

16

24

25

23

19

9

8

2021 год летний максимум нагрузки

Нормальная схема

Ток, А

180

181

163

151

149

102

104

153

153

138

243

221

61

61

86

90

111

112

49

41

1

Загрузка, %

31

31

52

48

48

33

33

31

31

20

34

31

14

15

23

24

29

22

13

И

Отключение АТ-

1 ПС 220 кВ

Котовская в

схеме ремонта

1 сек 220 кВ ПС

220 кВ Тамбовская №4

Ток, А

176

175

0

0

400

0

267

153

153

175

0

400

60

60

98

96

129

130

65

56

Загрузка, %

30

30

0

0

127,4

0

85

31

31

25

0

56

13

15

26

21

34

25

17

15

Разгрузка АТ-3

ПС 220 Тамбовская№4

Ток, А

156

156

0

0

300

0

219

155

155

156

0

300

63

62

74

77

113

114

50

42

Загрузка, %

27

27

0

0

96

0

70

31

31

22

0

42

14

16

19

20

30

22

13

11

Отключение ТГ-

5 ТТЭЦ в схеме

ремонта 1 сек

220 кВ

ПС 220 кВ

Тамбовская №4

Ток, А

184

184

0

0

409

173

176

153

152

218

0

409

59

59

144

141

173

174

94

84

1

Загрузка, %

32

32

0

0

130,2

55

56

30

30

31

0

58

13

15

38

31

46

34

25

22

Разгрузка АТ-3

ПС 220 Тамбовская№4

Ток, А

165

165

0

0

316

144

146

154

154

193

0

316

62

61

112

110

143

143

72

62

Загрузка, %

29

29

0

0

100,5

46

47

31

31

27

0

45

14

15

30

24

38

28

19

16

2021 год летний минимум нагрузки

Нормальная

схема

Ток, А

141

141

98

90

89

62

63

122

122

101

146

133

93

81

82

83

103

103

39

36

Загрузка, %

24

24

31

29

28

20

20

24

24

14

21

19

21

20

22

22

27

20

10

10

2025 год зимний максимум нагрузки

Нормальная схема

Ток, А

223

223

216

200

198

150

153

214

214

192

332

293

21

32

149

155

111

112

50

35

Загрузка, %

39

39

69

64

63

48

49

43

43

21

35

32

4

8

30

32

23

19

10

7

Отключение

1сек.220кВ ПС 22С

Тамбовская№4

Ток, А

213

213

0

0

466

219

223

215

215

275

0

466

20

32

112

112

166

167

96

78

1

Загрузка, %

37

37

0

0

148

70

71

43

43

30

0

51

3

8

23

19

34

28

20

16

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

2

Разгрузка АТ-3 ПС

Ток, А

203

203

0

0

314

307

313

215

215

381

0

310

19

31

142

149

196

197

282

266

1

Загрузка, %

35

35

0

0

99

98

100

43

43

42

0

34

3

8

29

26

40

33

58

54

3

2025 год зимний минимум нагрузки

Нормальная схема

Ток, А

154

154

107

99

99

90

91

161

161

134

159

145

60

60

123

126

115

116

39

34

1

Загрузка, %

27

27

34

31

31

29

29

32

32

15

17

16

10

15

25

25

24

19

8

7

2

2025 год летний максимум нагрузки

Нормальная схема

Ток, А

192

193

182

168

166

112

114

158

158

148

271

246

56

58

89

93

114

115

50

41

1

Загрузка, %

33

33

58

54

53

36

37

31

31

21

38

35

12

15

23

25

30

23

13

11

2

Отключение АТ-1 ПС 220 кВ Котовская в

Ток, А

187

187

0

0

446

0

297

158

158

190

0

446

55

57

101

99

134

135

72

61

1

Загрузка, %

32

32

0

0

142,2

0

95

31

31

27

0

63

12

14

27

22

35

27

19

16

2

Разгрузка АТ-3

ПС 220 Тамбовская№4

Ток, А

160

160

0

0

313

0

232

160

159

164

0

313

59

59

82

86

115

116

49

40

6

Загрузка, %

28

28

0

0

99,5

0

74

32

32

23

0

44

13

15

22

23

30

23

13

10

Отключение ТГ-

5 ТТЭЦ в схеме

ремонта

1 сек 220 кВ

ПС 220 кВ

Тамбовская №4

Ток, А

195

195

0

0

450

190

194

157

157

236

0

450

54

56

152

148

182

183

104

94

1

Загрузка, %

34

34

0

0

143,4

61

62

31

31

33

0

63

12

14

40

33

48

36

28

25

3

Разгрузка АТ-3

ПС 220 Тамбовская№4

Ток, А

168

168

0

0

318

149

152

159

159

200

0

318

58

59

107

105

140

141

72

61

Загрузка, %

29

29

0

0

101,3

48

48

32

32

28

0

45

13

15

28

23

37

28

19

16

2025 год летний минимум нагрузки

Нормальная

схема

Ток, А

150

150

113

104

103

69

70

125

125

109

168

153

91

80

84

85

106

106

35

31

7

Загрузка, %

26

26

36

33

33

22

23

25

25

15

24

22

20

20

22

22

28

21

9

8

2.14.2. Перечень рекомендуемых к вводу электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше по региональному варианту

Перечень рекомендуемых к вводу электросетевых объектов напряжением ПО кВ и выше по региональному варианту развития электрической сети энергосистемы Тамбовской области сформирован по результатам расчетов электроэнергетических режимов и данных о перспективной загрузке центров питания с учетом приведенного перечня перспективных крупных потребителей.

Данные о перспективных нагрузках центров питания по региональному варианту представлены в таблице 67.

Стоит отметить, что анализ выполнен с учетом арифметического суммирования заявленных (прогнозируемых) максимумов нагрузки всех вновь присоединяемых крупных потребителей. Более того, так как по ряду потребителей отсутствуют конкретные решения по схемам присоединения, то соответствующие центры питания определены ориентировочно и предварительно (с учетом расположения предполагаемых площадок размещения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств и существующих центров питания).146

Сведения о наличии резервов для технологического присоединения на цен энергосистемы Тамбовской области по состоянию на 01.01.

             

Наименование

объекта центра

питания,

класс напряжения

Число и

установленная

мощность

трансформаторов

шт. х МВА

Допустимая

нагрузка

расчетная в

режиме

п-1,

МВА

Фактическая

нагрузка по

замерам в

зимний

максимум

2019г.,

МВА

Полная мощность, перераспре­деляемая в соответствии сПТЭ

Профицит

(-) дефицит

(+) мощности по

замеру с учетом

перспективной

нагрузки по

базовому

варианту, МВА

1

2

3

4

5

6

ПС 110/35/6 Тамбовская №2

1x40+1x25

26,250

21,41

0

4,840

ПС 110/6 Тамбовская №3

2x25

26,250

11,73

0

14,523

ПС 110/6 Тамбовская №5

2x25

26,250

13,58

0,50

13,168

ПС 110/6 Тамбовская №7

2x25

26,250

15,97

0

10,279

ПС 110/35/6 Пигмент

2x63

66,150

28,70

0

37,449

ПС 110/6 Тамбовская №8

2x40

42,000

21,11

1,00

21,887

ПС 110/35/6 Малиновская

2x40

42,000

7,02

0

34,977

ПС 110/35/10 Тамбовская №6

2x16

16,800

10,09

1,20

7,913

ПС 110/10 Н.Лядинская

1x10+1x6,3

6,615

5,00

0

1,617

1

2

3

4

5

6

ПС 110/35/10 Комсомольская

2x10

10,500

7,87

2,00

4,630

ПС 110/10 М.Талинская

10,0

10,500

1,00

0

9,505

ПС 110/35/10 Промышленная

2x40

42,000

24,65

0

17,352

ПС 110/35/10 Арженская

2x10

10,500

2,80

0

7,695

ПС 110/10 Телешовская

2x2,5

2,625

0,45

0

2,179

ПС 110/6 Октябрь

2x25

26,250

8,09

0

18,159

ПС 110/10 Спасская

2x6,3

6,615

3,39

0

3,225

ПС 110/35/10 Кузьминская

2x10

10,500

6,64

0

3,860

ПС 110/35/10 Сампурская

1x10+1x16

10,500

9,60

0

0,896

ПС 110/6 Кож.завод

2x10

10,500

1,73

0

8,773

ПС 110/35/6 Рассказовская

2x25

21,000

16,17

0

4,833

ПС 110/35/10 Волчковская

2x6,3

6,615

2,49

0

4,125

ПС 110/35/10 Староюрьевская

1x6,3+1x10

6,615

3,46

0

3,155

ПС 110/35/10 Хмелевская

2x10

10,500

12,55

2

-0,050

ПС 110/35/10 Хоботовская

2x10

10,500

7,10

0

3,400

1

2

3

4

5

6

ПС 110/35/10 Никифоровская

1x10+1x16

10,500

6,00

0

4,500

ПС 110/10 Н.Сеславинская

1x2,5

2,625

0,53

0

2,095

ПС 110/10 Н.Архангельская

1x2,5

2,625

0,75

0

1,875

ПС 110/10 Иловайская

2x2,5

2,625

0,68

0

1,945

ПС 110/35/10 Южная

16,0

16,800

9,55

0

7,250

ПС 110/27,5/6/1 ОкВ Первомайская

2x31,5

33,075

20,11

0

12,965

ПС 110/35/10 Сосновская

2x16

16,800

7,99

0

8,810

ПС 110/35/10 Пичаевская

2x10

10,500

3,61

0

6,890

ПС 110/35/10 Алгасовская

2x40

42,000

3,32

0

38,680

ПС 110/35/6 Моршанская

1x40+1x25

26,250

10,97

0

15,280

ПС 110/35/6 Камвольная

1x16+1x25

16,800

8,85

0

7,950

ПС 110/35/10 Граждановская

2x10

10,500

3,99

0

6,510

ПС 110/35/10 Нащекинская

2x10

10,500

2,66

0

7,840

ПС 110/10 Шачинская

1x2,5

2,625

0,21

0

2,415

ПС 110/35/10/6 Уваровская

2x16+1x10

10,500

7,77

0

2,730

1

2

3

4

5

6

ПС 110/35/10 Мучкапская

2x10

10,500

3,47

0

7,030

ПС 110/10 М.Алабушская

2x2,5

2,625

0,53

0

2,095

ПС 110/35/10 М.Горьковская

1x10+1x16

10,500

1,70

0

8,800

ПС 110/10 Шпикуловская

1x2,5+1x6,3

2,625

0,55

0

2,075

ПС 110/35/10 Жердевская

2x16

16,800

8,25

0

8,550

ПС 110/35/10 Ржаксинская

2x10

10,500

4,19

0

6,310

ПС 110/10 Богдановская

2x2,5

2,625

0,47

0

2,155

ПС 110/10 Фабричная

2x16

16,800

6,77

0

10,030

ПС 110/35/10 Токаревская

2x25

26,250

10,10

0

16,150

ПС 110/35/10 М.Зверяевская

1x6,3+1x10

6,615

2,02

0

4,595

ПС 110/35/10 Мордовская

2x10

10,500

4,12

0

6,380

ПС 110/35/10 Павловская

1x10

10,500

1,55

0

8,950

ПС 110/35/10 Кирсановская

2x25

26,250

10,91

0

15,340

ПС 110/35/10 Инжавинская

2x16

16,800

8,10

0

8,700

ПС 110/35/10 Умётская

2x10

10,500

2,02

0

8,480

1

2

3

4

5

6

ПС 110/35/10 Ковьшьская

2x10

10,500

1,10

0

9,400

ПС 110/10 Иноковская

1x2,5

2,625

0,38

0

2,245

ПС 110/10 ПТФ

2x16

16,800

4,94

0

11,860

При определении нагрузки центров питания коэффициенты совмещения максимумов нагрузки принимались в соответствии с приказом Минэнерго России от 06 мая 2014 г. №250.

Полная мощность нагрузки рассчитывалась с учетом предельно допустимой величины потребления реактивной мощности в соответствии с приказом Минэнерго России от 23 июня 2015 г. №380.

Текущий резерв центров питания определялся с учетом реализации договоров об осуществлении технологического присоединения, учтенных при формировании базового варианта развития.

Как следует из анализа представленных данных, ПС 110/35/10/6 Уваровская характеризуется недостаточной пропускной способностью трансформаторов с учетом перспективной нагрузки по региональному варианту. Конкретные мероприятия по усилению сети (замене трансформаторов) будут рассматриваться после подтверждения заявок на ТП, при формировании ТУ и заключении договоров на ТП.

Кроме того, в целях электрификации участка железной дороги Кочетовка-Ртищево запланировано строительство ПС ПО кВ Иноковка-тяговая (28,8 МВт) в Кирсановском районе, а также строительство ВЛ-110 кВ (2x29,7 км) от ПС ПО кВ Кирсановская для технологического присоединения данной ПС к электрическим сетям филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго». Срок ввода объектов - 2021 год.

В таблице 68 представлены сведения о рекомендуемых мероприятиях по строительству и реконструкции электросетевых объектов энергосистемы Тамбовской области по региональному варианту.

Рекомендуемые мероприятия по строительству и реконструкции электросетевых объектов по региональному варианту

Таблица 68

Рекомендуемое мероприятие

Технические

характеристики

существующего

объекта

(трансформаторная

мощность, МВА/

протяженность

ЛЭП, км)

Технические характеристики создаваемого объекта (трансформатор­ная мощность,

МВА/ . протяженность ЛЭП, км)

Срок

ввода

объекта

1

2

3

4

Строительство В Л 35 кВ от ПС 35/10 кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская

-

13,446

2021

Реконструкция с заменой трансформа­торов ОРУ ПО кВ Котовская ТЭЦ-2

16+16

32+32

2021

Строительство ПС 220 кВ Пушкари-тяговая

-

40+40

2021

1

2

3

4

Строительство ПС 220 кВ Варваринский-тяговая

-

40+40

2021

Реконструкция ВЛ 220 кВ Тамбовская -Мичуринская со строительством заходов на ПС 220 кВ Варваринский-тяговая

2x10

2021

Реконструкция ВЛ 220 кВ Тамбовская -Котовская со строительством заходов на ПС 220 кВ Пушкари-тяговая протяжен­ностью 2x0,5 км

-

2x0,5

2021

Строительство ПС 110 кВ Тамбовский бекон

-

16+16

2020

Реконструкция ВЛ 110 кВ Тамбовская №4 - Промышленная 1,11 цепь с отпайками для питания ПС 110 кВ Тамбовский бекон протяженностью 5,1 км (заходы)

-

5,1

2020

Строительство  ПС   ПО  кВ  Иноковка-тяговая

-

40+40

2021

Строительство ВЛ-110 кВ от ПС ПО кВ Кирсановская      для      технолгического присоединения  ПС   ПО  кВ  Иноковка-тяговая к электрическим сетям филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго»

-

2x29,7 км

2021

Реконструкция с заменой трансформа­торов ПС 110/35/10/6 Уваровская

16+16+10

25+25+10

2022

Как следует из анализа представленных данных ПС 110/35/10 Никифоровская характеризуется недостаточной пропускной способностью трансформаторов. Конкретные мероприятия по усилению сети (замене трансформаторов) будут рассматриваться после подтверждения заявок на ТП, при формировании ТУ и заключении договоров на ТП.

В таблице 69 представлены сведения о рекомендуемых мероприятиях по замене трансформаторов на подстанциях ПО кВ энергосистемы Тамбовской области.

Рекомендуемые мероприятия по замене трансформаторов на подстанциях 110 кВ энергосистемы Тамбовской области.

Таблица 69

Наименование объекта

центра питания,

класс напряжения

Мощность

существующих

тр-ров,

МВА

Рекомендуемое мероприятие

Мощность

тр-ров после

замены,

МВА

Рекомен­дуемый срок

ПС 110/35/10 Никифоровская

10+16

Замена одного трансформатора

16+16

2020

ОРУ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2

16+16

Замена трансформаторов

32+32

2020

Приведенные рекомендации по замене трансформаторов должны уточняться на этапе подготовки технических условий на технологическое присоединение конкретных потребителей с учетом ранее выданных технических условий и фактических темпов роста нагрузки; при необходимости возможно сооружение новых центров питания и/или развитие сети напряжением ниже 110 кВ для распределения нагрузки на несколько центров питания 110 кВ.

Необходимость в реконструкции существующих ЛЭП напряжением ПО кВ и выше по результатам расчетов режимов электрической сети энергосистемы Тамбовской области по региональному варианту развития не установлена.

Рекомендуется выполнить реконструкцию В Л ПО кВ Рассказовская -Нащекинская с отпайкой на ПС Кож. Завод, В Л 110 кВ Рассказовская - Соседка с отпайками (протяженность по трассе 1,19 км). В Л ПО кВ Рассказовская -Кирсановская I цепь с отпайками, В Л ПО кВ Рассказовская - Кирсановская II цепь с отпайками (протяженность по трассе 1,087 км) в связи с необходимостью их выноса из зоны затопления.

2.14.3. Анализ технических последствий вывода из эксплуатации генерирующего оборудования Тамбовской ТЭЦ

В соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 07 февраля 2020г. №232-р турбоагрегат Т-110/120-130-4 ст. №8 ПП «Тамбовская ТЭЦ» филиала ПАО «Квадра» - «Тамбовская генерация» включен в реестр проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций (КОММод) на 2025 г.

Планируемая дата начала реализации мероприятий по модернизации ТА ст. №8-01 августа 2024 г.

Планируемая дата начала поставки мощности после окончания реализации мероприятий по модернизации ТА ст. №8 - 01 декабря 2025 г.

Длительность модернизации - 16 месяцев.

В период модернизации турбины Т-110/120-130-4 ст. № 8 при работе станции в отопительный период отпуск тепла может осуществляться от основных и пиковых сетевых бойлеров турбин ТГ-5 и ТГ-6 (2-ой очереди), турбины ТГ-7 (3-й очереди), а также от пикового водогрейного котла КВГМ-180 и от БРОУ-100/13. Паровые потребители и собственные нужды ТЭЦ обеспечиваются от П-отборов турбин и от БРОУ-100/13. Суммарная установленная нагрузка от перечисленных, остающихся теплоисточников ТЭЦ составляет 547 Гкал/час (в том числе пиковая нагрузка 243 Гкал/час).

Следует отметить, что максимальная выработка тепла на ТТЭЦ (в январе 2010 г.), составила 430 Гкал/час в горячей воде и 32 Гкал/час в паре (в т.ч. 21 Гкал/час на собственные нужды ТЭЦ). Отпуск с коллекторов при этом составлял 441 Гкал/час. Из этого следует, что остающиеся теплоисточники ТЭЦ

способны обеспечить нормальное прохождение осенне-зимнего периода без ТГ-8.

Для анализа тепловых нагрузок в нормальном режиме ТЭЦ рассмотрены характерные режимы для 3 контрольных точек (О °С, -10 °С и -20 °С), а также возможный вариант: работа станции с турбоагрегатами 2-ой очереди.

Отпуск тепла в рассмотренных режимах был принят исходя из фактических режимов работы ТЭЦ, при отсутствии ТГ-8:

при О °С в работе ТГ-5, 7, котлы 4,5,9; БРОУ-100/13 отпуск тепла от основных бойлеров 2-ой и 3-й очередей ТЭЦ;

при -10 °С в работе ТГ-5, 6, 7, котлы 4,5,7, 9; отпуск тепла от основных и пикового бойлеров 2-ой и основных бойлеров 3-й очередей ТЭЦ;

при -20 °С в работе ТГ-5, 6, 7, котлы 4,5,7,9 и БРОУ-100/13; отпуск тепла от основных бойлеров 2-ой и 3-й очередей ТЭЦ.

Тепловой баланс работы Тамбовской ТЭЦ в штатном режиме и в период реконструкции ТГ-8 отражен в таблице 70.

Тепловой баланс работы Тамбовской ТЭЦ

Таблица 70

Период работы

Располагаемая тепловая мощность, Гкал/ч

Фактический

максимум

тепловой

нагрузки,

Гкал/ч

Резервы

тецловой

мощности,

Гкал/ч

Турбоагрегаты

Пиковые источники (ПВК, БРОУ)

Всего

Штатный режим

479

243

722

441

281

В период рекон­струкции ТГ8

304

243

547

441

106

Фактически имеющиеся теплоисточники полностью обеспечивают нормальное прохождение ОЗП, резерв тепловой мощности составляет 281 Гкал/ч. В период вывода турбоагрегата ст. №8 на модернизацию, тепловой мощности оставшихся турбогенераторов, а так же ПВК и БРОУ достаточно для нормального прохождения ОЗП и несения возможного максимума тепловой нагрузки. Резерв тепловой мощности в данный период времени составит 106 Гкал/ч.

Таким образом, имеющихся генерирующих мощностей ПП Тамбовская ТЭЦ филиала ПАО "Квадра" - "Тамбовская генерация" в период модернизации турбоагрегата ТГ8 достаточно на покрытие пиковых тепловых и электрических нагрузок, и негативных экономических и технических последствий не ожидается.

При согласовании графика ремонта электросетевого хозяйства Тамбовского энергорайона ОДУ Центра необходимо учитывать временное снижение выдаваемой электрической мощности Тамбовской ТЭЦ.

2.15. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тамбовской области

на период 2021-2025 годов

Анализ состояния степени компенсации реактивной мощности и уровней напряжения в электрических сетях ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по базовому и региональному вариантам развития выполнен на основании результатов расчетов режимов зимних максимальных и минимальных нагрузок и режимов летних максимальных и минимальных нагрузок 2025 года.

В таблице 71 приведены интегральные показатели режима по напряжению и реактивной мощности для базового варианта развития:

среднее, минимальное и максимальное напряжение в сети ПО, 220 и 500 кВ энергосистемы Тамбовской области;

суммарная реактивная мощность, генерируемая электростанциями Тамбовской области;

относительная выработка суммарного регулировочного диапазона по реактивной мощности электростанций Тамбовской области (отношение суммарной генерации реактивной мощности электростанций к суммарному регулировочному диапазону по реактивной мощности этих электростанций при номинальной активной мощности).

Интегральные показатели режима по напряжению и реактивной мощности

на уровне 2025 года по базовому варианту развития
              Таблица 71

Показатели

Зима максимум

Зима минимум

Лето максимум

Лето минимум

Спел. U в сети 110 кВ. кВ

111.92

113.48

115.54

118.81

Мин. U в сети 110 кВ. кВ

107.49

110.09

113.31

116.54

Макс. U в сети 110 кВ. кВ

115.06

116.02

118.40

121.21

Соел. U в сети 220 кВ. кВ

232.40

232.69

237.17

240.72

Мин. U в сети 220 кВ. кВ

229.49

230.55

234.64

238.91

Макс. U в сети 220 кВ. кВ

234.97

234.79

238.23

241.65

Сред. U в сети 500 кВ, кВ

508,71

508,20

516,09

521,07

Мин. U в сети 500 кВ, кВ

508,60

508,09

515,98

520,95

Макс. U в сети 500 кВ, кВ

508,94

508,43

516,32

521,30

Сумм. 0 станций, Мвар

105,00

105,00

41,30

41,30

Выработка 0, о.е.

0,213

-0,055

-0,121

-0,153

Анализ полученных результатов позволяет отметить следующее: Уровни напряжения в сети 110-500 кВ находятся в допустимых границах. Средний   уровень    напряжения   в   сети    ПО   кВ    составляет    1,018-1,080 относительных единиц от номинального, в сети 220 кВ - 1,056-1,094, в сети

500 кВ - 1,016-1,042. Минимальное напряжение в сети 220 и 500 кВ не снижалось ниже номинального, в сети ПО кВ - ниже 0,98 от номинального. Максимальное напряжение в отдельных узлах сети ПО кВ достигает 1,102 от номинального, в сети 220 кВ - 1,098, а в сети 500 кВ - 1,043.

Суммарная генерация реактивной мощности электростанциями составляет -5-^-22,4 Мвар, относительная выработка суммарного регулировочного диапазона по реактивной мощности электростанций не превышает 0,213 относительных единиц. В часы летних максимальных и минимальных нагрузок имеет место потребление реактивной мощности (до 0,153 относительных единиц).

В режиме зимних максимальных нагрузок среднее напряжение составляет в сети ПО кВ - 1,018 относительных единиц, в сети 220 кВ -1,056 относительных единиц, в сети 500 кВ - 1,017 относительных единиц. Суммарная выработка реактивной мощности составляет 22,4 Мвар (0,213 относительных единиц от располагаемого диапазона по реактивной мощности (105,0 Мвар).

В режиме летних минимальных нагрузок среднее напряжение составляет в сети ПО кВ - 1,080 относительных единиц, в сети 220 кВ -1,094 относительных единиц, в сети 500 кВ - 1,042 относительных единиц. Суммарная выработка реактивной мощности составляет -6,3 Мвар (-0,165 относительных единиц от располагаемого диапазона по реактивной мощности (41,3 Мвар).

В таблице 72 приведены интегральные показатели режима по напряжению и реактивной мощности для регионального варианта развития.

Интегральные показатели режима по напряжению и реактивной мощности

на уровне 2025 года по региональному варианту развития
              Таблица 72

Показатели

Зима максимум

Зима минимум

Лето максимум

Лето минимум

Сред. U в сети 110 кВ, кВ

111,16

113,48

115,22

118,81

Мин. U в сети 110 кВ, кВ

106,81

110,05

112,89

116,52

Макс. U в сети 110 кВ, кВ

114,38

116,27

118,11

121,19

Сред. U в сети 220 кВ, кВ

231,54

232,57

236,79

240,72

Мин. U в сети 220 кВ, кВ

228,18

230,50

233,94

238,91

Макс. U в сети 220 кВ, кВ

234,35

234,69

237,93

241,65

Сред. U в сети 500 кВ, кВ

507,55

507,89

515,63

521,07

Мин. U в сети 500 кВ, кВ

507,44

507,78

515,51

520,95

Макс. U в сети 500 кВ, кВ

507,78

508,12

515,86

521,30

Сумм. Q станций, Мвар

105,00

105,00

41,30

41,30

Выработка Q, о.е.

0,282

0,068

0,085

-0,153

Анализ полученных результатов позволяет отметить следующее:

Уровни напряжения в сети 110-500 кВ находятся в допустимых границах.

Средний уровень напряжения в сети ПО кВ составляет 1,010-1,080 относительных единиц от номинального, в сети 220 кВ -1,052-1,094, в сети 500 кВ - 1,015-1,042. Минимальное напряжение в сети 220 и 500 кВ не снижается ниже номинального, в сети ПО кВ - ниже 0,97 от номинального. Максимальное напряжение в отдельных узлах сети ПО кВ достигает 1,102 от номинального, в сети 220 кВ - 1,098, а в сети 500 кВ - 1,043.

Суммарная генерация реактивной мощности электростанциями составляет -6,3-^29,6 Мвар, относительная выработка суммарного регулировочного диапазона по реактивной мощности электростанций не превышает 0,405 относительных единиц. В часы летних максимальных и минимальных нагрузок имеет место потребление реактивной мощности (до 0,182 относительных единиц).

В режиме зимних максимальных нагрузок среднее напряжение составляет в сети ПО кВ - 1,010 относительных единиц, в сети 220 кВ -1,052 относительных единиц, в сети 500 кВ - 1,015 относительных единиц. Суммарная выработка реактивной мощности составляет 29,6 Мвар (0,282 относительных единиц от располагаемого диапазона по реактивной мощности (105 Мвар).

В режиме летних минимальных нагрузок среднее напряжение составляет в сети ПО кВ - 1,080 относительных единиц, в сети 220 кВ -1,094 относительных единиц, в сети 500 кВ - 1,042 относительных единиц. Суммарная выработка реактивной мощности составляет -6,3 Мвар (-0,153 относительных единиц от располагаемого диапазона по реактивной мощности (41,3 Мвар).

Таким образом, проведенный анализ показал, что средний уровень напряжения в сети 110-500 кВ энергосистемы Тамбовской области на период 2025 года по базовому и региональному вариантам находится в допустимых границах. Это свидетельствует о наличии достаточного регулировочного диапазона по реактивной мощности, используемого для обеспечения допустимых уровней напряжения. Потребность в установке дополнительных источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности отсутствует.

2.16.0ценка уровней токов короткого замыкания в электрической сети напряжением ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области

В таблице 73 приведены данные о расчетных уровнях токов короткого замыкания в узлах электрической сети ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по базовому варианту развития электрической сети со сведениями об отключающей способности соответствующих выключателей на уровень 2025 года.

Уровни ТКЗ на объектах Тамбовской энергосистемы в 2025 году

по базовому варианту развития электрической сети 110 кВ и выше

энергосистемы Тамбовской области

Таблица 73

Наименование подстанции

Шины, кВ

Отключающая

способность

выключателей,

кА

Ток к.з., кА

13

11

1

2

3

4

5

ПС 500 кВ Тамбовская

500

50; 40;

15,2

13,6

220

40

22,8

24,8

ПС 220 кВ Давыдовская

220

25

7,99

8,8

ПС 220 кВ Иловайская

220

25; 50

8,08

8,24

ПС 220 кВ Компрессорная

220

-

7,86

8,0

ПС 220 кВ Котовская

220

26,3

8,9

7,1

110

20; 42

13,2

13,4

ПС 220 кВ Мичуринская

220

40

14,95

11,99

ПО

40

14,9

17,1

ПС 220 кВ Тамбовская №4

220

26,2

17,2

16,0

ПО

31,5; 40

21,2

22,0

11С 110 кВ Алгасовская

ПО

20

1,39

0,8

ПС ПО кВ Арженская

ПО

40

5,9

4,2

ПС 110 кВ Богдановская

ПО

40

2,99

2,34

ПС 110 кВ Волчковская

ПО

20

4,3

3,0

ПС 110 кВ Городская

110

20

3,7

2,3

ПС 110 кВ Граждановская

ПО

40

2,5

1,6

ПС 110 кВ Жердевская

ПО

40

2,2

1,4

ПС 110 кВ Иловайская

ПО

40

4,9

3,3

ПС 110 кВ Инжавинская

110

20; 40

2,8

2,3

ПС 110 кВ Иноковская

110

20

3,0

2,0

ПС 110 кВ Камвольная

ПО

20

1,8

1,0

ПС 110 кВ Кирсановская

ПО

20

3,7

2,8

ПС 110 кВ Ковыльская

по

40

3,5

2,5

ПС 110 кВ Комсомольская

110

40

6,3

4,5

ПС 110 кВ Кузьминская

по

20

6,0

4,6

ПС 110 кВ Малиновская

по

20

8,9

6,0

ПС 110 кВ М.Алабушская

по

25

2,9

1,8

ПС 110 кВ М.Горьковская

по

40

2,2

1,4

ПС 110 кВ М.Зверяевская

по

20

5,4

4,0

1

2

3

4

5

ПСПОкВМ.Талинская

ПО

20

9,5

6,9

ПС 110 кВ Мордовская

ПО

20

2,8

1,9

ПС 110 кВ Моршанская

ПО

25

1,8

1,0

ПС 110 кВ Мучкапская

по

20

2,3

1,4

ПС 110 кВ Нащёкинская

по

20; 25

2,9

2,2

ПС 110 кВ Никифоровская

по

20

5,3

3,4

ПС 110 кВ Н.Архангельская

по

20

7,5

5,8

ПС ПО кВ Н.Лядинская

110

40

10,4

7,4

ПС ПО кВ Н.Сеславинская

по

20

4,2

2,9

ПС 110 кВ Октябрь

по

40

10,7

8,0

ПС ПО кВ Павловская

по

20

3,6

2,5

ПС 110 кВ Первомайская

по

20

8,3

6,3

ПС 110 кВ Пигмент

по

40

13,8

10,3

ПС 110 кВ Пичасвская

по

20

1,5

0,9

ПС ПО кВ Промышленная

по

20

3,1

2,0

ПСПОкВПТФ

по

40

3,0

2,3

ПС 110 кВ Рассказовская

по

40

10,0

6,8

ПС ПО кВ Ржаксинская

по

20; 18,4

4,2

3,3

ПС 110 кВ Сампурская

по

18,4

5,6

4,2

ПС 110 кВ Сосновская

по

20

3,6

2,1

ПС ПО кВ Спасская

по

25; 40

5,2

3,5

ПС 110 кВ Ст.Юрьевская

по

20

3,7

2,5

ПС 110 кВ Тамбовская №2

110

40

12,2

9,0

ПС 110 кВ Тамбовская №3

по

40

13,1

9,8

ПС ПО кВ Тамбовская №5

110

40

11,7

8,5

ПС 110 кВ Тамбовская №7

по

40

10,1

8,6

ПС ПО кВ Тамбовская №8

по

40

7,0

5,2

ПС 110 кВ Телешовская

по

40

5,6

4,0

ПС 110 кВ Токарёвская

по

20

3,3

1,9

ПС 110 кВ Уваровская

110

20; 40

4,3

2,8

ПС ПОкВУметская

по

20

2,4

1,5

ПС 110 кВ Фабричная

по

40

3,4

7,1

ПС ПО кВ Хмелевская

по

20

9,0

6,2

ПС ПО кВ Хоботовская

по

40

7,1

5,1

ПС ПО кВ Шпикуловская

по

20

1,6

1,0

ПС ПОкВШачинская

по

20

1,9

1,1

ПС ПО кВ Южная

по

20

8,0

6,0

1

2

3

4

5

ПС ПО кВ Бекон

ПО

3,24

2,1

ТПС 220 кВ Пушкари-тяговаяа

220

21,56

23,6

ТПС 220 кВ Варваринский-тяговая

220

8,00

9,33

Тамбовская ТЭЦ

ПО

25; 40

18,6

19,3

Котовская ТЭЦ-2

ПО

18,4; 40

11,73

8,53

В таблице 74 приведены данные о расчетных уровнях токов короткого замыкания в узлах электрической сети ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по региональному варианту развития электрической сети со сведениями об отключающей способности соответствующих выключателей на уровень 2025 года.

Уровни ТКЗ на объектах Тамбовской энергосистемы в 2025 году по региональному варианту развития электрической сети 110 кВ и выше

энергосистемы Тамбовской области

Таблица 74

Наименование подстанции

Шины, кВ

Отключающая

способность

выключателей,

кА

Ток к.з., кА

13

11

1

2

3

4

5

ПС 500 кВ Тамбовская

500

50,40

15,2

13,6

ПС 500 кВ Тамбовская

220

40

22,8

24,8

ПС 220 кВ Давыдовская

220

25

7,99

8,8

ПС 220 кВ Иловайская

220

25,50

8,08

8,24

ПС 220 кВ Компрессорная

220

-

7,86

8,0

ПС 220 кВ Котовская

220

26,3

8,8

7,1

ПС 220 кВ Котовская

ПО

20,42

12,6

13,1

ПС 220 кВ Мичуринская

220

40

14,95

11,99

ПС 220 кВ Мичуринская

ПО

40

14,9

17,1

ПС 220 кВ Тамбовская №4

220

26,2

18,0

16,1

ПС 220 кВ Тамбовская №4

110

31,5,40

22,1

23,0

ПС 110 кВ Алгасовская

ПО

20

1,4

0,8

ПС ПО кВ Арженская

ПО

40

5,9

4,2

ПС ПО кВ Богдановская

ПО

40

2,99

2,34

ПС 110 кВ Волчковская

ПО

20

4,3

3,0

ПС 110 кВ Городская

ПО

20

3,7

2,3

ПС 110 кВ Граждановская

ПО

40

2,5

1,6

ПС ПО кВ Жердевская

110

40

2,2

1,4

1

2

3

4

5

ПС 110 кВ Иловайская

ПО

40

4,9

3,3

ПС 110 кВ Инжавинская

ПО

20,40

2,8

2,3

ПС 110 кВ Иноковская

по

20

3,0

2,0

ПС 110 кВ Камвольная

по

20

1,8

1,0

ПС ПО кВ Кирсановская

по

20

3,7

2,8

ПС ПО кВ Ковыльская

по

40

3,5

2,5

ПС ПО кВ Комсомольская

по

40

6,3

4,5

ПС ПО кВ Кузьминская

по

20

5,7

4,4

ПС 110 кВ Малиновская

по

20

9,2

6,4

ПС 110 кВ М.Алабушская

по

25

2,9

1,8

ПС ПО кВ М.Горьковская

по

40

2,2

1,4

ПС 110 кВ М.Зверяевская

по

20

5,4

4,0

ПС ПО кВ М.Талинская

по

20

9,5

6,9

ПС 110 кВ Мордовская

по

20

2,8

1,9

ПС 110 кВ Моршанская

по

25

1,8

1,0

ПС 110 кВ Мучкапская

по

20

2,3

1,4

ПС 110 кВ Нащёкинская

по

20,25

2,9

2,2

ПС 110 кВ Никифоровская

по

20

5,3

3,4

ПС ПО кВ Н.Архангельская

110

20

7,5

5,8

ПС ПО кВ Н.Лядинская

по

40

10,4

7,4

ПС 110 кВ Н.Сеславинская

по

20

4,2

2,9

ПС ПО кВ Октябрь

по

40

10,7

8,0

ПС ПО кВ Павловская

по

20

3,6

2,5

ПС ПО кВ Первомайская

по

20

8,3

6,3

ПС 110 кВ Пигмент

по

40

13,8

10,3

ПС ПО кВ Пичаевская

по

20

1,5

0,9

ПС 110 кВ Промышленная

по

20

3,1

2,0

ПСПОкВПТФ

по

40

3,0

2,3

ПС ПО кВ Рассказовская

110

40

10,0

6,8

ПС 110 кВ Ржаксинская

по

20, 18,4

4,2

3,3

ПС ПО кВ Сампурская

по

18,4

5,6

4,2

ПС 110 кВ Сосновская

по

20

3,7

2,2

ПС ПО кВ Спасская

по

25,40

5,0

3,3

ПС 110 кВ Ст.Юрьевская

по

20

3,7

2,5

ПС ПО кВ Тамбовская №2

по

40

12,2

9,0

ПС 110 кВ Тамбовская №3

по

40

13,1

9,8

ПС 110 кВ Тамбовская №5

по

40

11,7

8,5

1

2

3

4

5

ПС 110 кВ Тамбовская №7

ПО

40

10,5

8,4

ПС 110 кВ Тамбовская №8

ПО

40

7,0

5,2

ПС 110 кВ Телешовская

ПО

40

5,6

4,0

ПС 110 кВ Токарёвская

ПО

20

3,3

1,9

ПС 110 кВ Уваровская

по

20,40

4,3

2,8

ПС ИОкВУметская

по

20

2,4

1,5

ПС 110 кВ Фабричная

110

40

3,4

7,1

ПС 110 кВ Хмелевская

по

20

9,0

6,2

ПС 110 кВ Хоботовская

по

40

7,1

5,1

ПС 110 кВ Шпикуловская

по

20

1,6

1,0

ПСПОкВШачинская

по

20

1,9

1,1

ПС ПО кВ Южная

по

20

8,0

6,0

ПС 110 кВ Бекон

по

3,24

2,1

ТПС110 кВ Иноковка-тяговая

по

2,26

1,7

ТПС 220 кВ Пушкари-тяговая

220

21,56

23,6

ТПС 220 Варваринская-тяговая

220

8,0

9,33

Тамбовская ТЭЦ

ПО

25,40

18,9

19,4

Котовская ТЭЦ-2

ПО

18,4; 40

11,73

8,53

Энергосистема Тамбовской области в обоих вариантах развития электрической сети ПО кВ и выше характеризуется сравнительно невысокими значениями уровней ТКЗ, случаи несоответствия отключающей способности выключателей уровням ТКЗ на период до 2025 года не выявлены.

2.17. Развитие электрических сетей энергосистемы Тамбовской области

в период 2021-2025 годов

2.17.1. Развитие электрических сетей 220 кВ и ниже

В таблицах 75 и 76 представлены рекомендуемые мероприятия по развитию существующей электрической сети 110-35 кВ для базового и регионального вариантов развития соответственно.163 Рекомендуемые мероприятия по вводу электросетевых объектов

110-35 кВ по базовому варианту

              Таблица 75

Рекомендуемое мероприятие

Технические характеристики

создаваемого объекта

(трансформаторная мощность,

МВА/ протяженность ЛЭП, км)

Срок

ввода

объекта

Реконструкция с заменой трансформаторов ОРУ 110 кВ Котовская ТЭЦ-2

32+32

2021

Строительство ПС 110 кВ Иноковка-тяговая

40+40

2021

Строительство   ВЛ    ПО   кВ   от   ПС    ПО   кВ Кирсановская             для            технологического присоединения ПС  ПО кВ Иноковка-тяговая к электрическим   сетям   филиала   ПАО   «МРСК Центра» - «Тмбоввэнерго»

2x29,7

2021

Строительство ПС ПО кВ Тамбовский бекон

16+16

2020

Реконструкция   ВЛ   ПО   кВ   Тамбовская   №4   -Промышленная I, II цепь с отпайками для питания ПС 110 кВ Тамбовский бекон (заходы)

5,1

2020

Строительство   ВЛ   35   кВ   от   ПС   35/10   кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская

13,446

2021

Рекомендации по вводу электросетевых объектов 110-35 кВ по региональному варианту

Таблица 76

Рекомендуемое мероприятие

Технические характеристики

создаваемого объекта

(трансформаторная мощность,

МВА/ протяженность ЛЭП, км)

Срок

ввода

объекта

Реконструкция с заменой трансформаторов ОРУ ПО кВ Котовская ТЭЦ-2

32+32

2021

Строительство ПС 110 кВ Тамбовский бекон

16+16

2020

Реконструкция  ВЛ   ПО  кВ  Тамбовская  №4  -Промышленная I, II цепь с отпайками для питания ПС 110 кВ Тамбовский бекон (заходы)

5,1

2020

Строительство   В Л   35   кВ   от   ПС   35/10   кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская

13,446

2021

Строительство ПС 110 кВ Иноковка-тяговая

40+40

2021

Строительство   ВЛ-110    кВ    от   ПС    ПО   кВ Кирсановская            для            технологического присоединения ПС  ПО кВ Иноковка-тяговая к электрическим   сетям   филиала   ПАО   «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго»

2x29,7 км

2021

Строительство   ВЛ   35   кВ   от   ПС   35/10   кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская

13,446

2020

Строительство ВЛ от ПС 35/10 кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская.

ПС 35/10 кВ Сабуровская расположена в Никифоровском районе, введена в эксплуатацию 01.11.1965 г. ПС 35/10 кВ Сабуровская запитана от одной ВЛ 35 кВ Хмелевская-Сабуровская с отпайкой на КИМ.

На ПС установлены два силовых трансформатора 6,3 MB А и 5,6 MB А. Подстанция снабжает 13 населенных пунктов с численностью населения 2426 человек.

По последним зимним замерам (19.12.2018) загрузка трансформаторов составляет 4,5 МВА (80,4%).

В ремонтном режиме, связанном с выводом В Л ПО кВ Мичуринская-Хмелевская I цепь с отпайкой на ПС Никифоровская, к В Л 35 кВ Хмелевская-Сабуровская с отпайкой на КИМ, дополнительно подключается нагрузка ПС ПО кВ Никифоровская (3,4 МВА) и часть нагрузки ПС 35 кВ КИМ (0,9 МВА). При этом напряжение на шинах 35 кВ ПС 35 кВ Сабуровская составляет 32 кВ, а загрузка трансформатора Т-2 на ПС ПО кВ Хмелевская -117% номинала. К тому же, для обеспечения таких параметров приходится прибегать к многочисленным переключениям в сети 35 кВ, и возможность как-либо дополнительно разгрузить ПС ПО кВ Хмелевская, ПС 110 кВ Никифоровская, ПС 35 кВ КИМ и ПС 35 кВ Сабуровская по сетям более низкого напряжения отсутствует.

Строительство В Л 35 кВ Селезневская - Сабуровская позволит кардинально решить ряд проблем. С ее вводом ПС 35 кВ Сабуровская будет работать в два трансформатора раздельно, а в вышеуказанном ремонтном режиме ПС 35 кВ Сабуровская будет полностью запитываться по проектируемой В Л 35 кВ Селезневская-Сабуровская. При этом напряжение на всех ПС обеспечиваются на уровне не ниже номинального, загрузка трансформатора Т-2 на ПС ПО кВ Хмелевская составляет 80% номинала, и отпадает необходимость каких-либо переключений.

По результатам расчетов перспективных электроэнергетических режимов электрической сети энергосистемы Тамбовской области и токов короткого замыкания было установлено, что строительство и реконструкция ЛЭП ПО кВ и выше, установка дополнительных КУ, а также замена выключателей 110 кВ и выше по условиям несоответствия их отключающей способности уровням токов короткого замыкания не требуется.

Реконструкция В Л ПО кВ Рассказовская - Нащекинская с отпайкой на ПС Кож. Завод, В Л 110 кВ Рассказовская - Соседка с отпайками (протяженность по трассе 1,19 км). Вынос из зоны затопления.

В конце 80-х годов сельскохозяйственным кооперативом вблизи ВЛ был искусственно создан водоём. Опоры №№ 78, 79 вышеуказанной В Л ПО кВ оказались в пойме этого водоёма, что не было предусмотрено при их проектировании.165

Произошло грубое нарушение правил устройств электроустановок в части защиты ВЛ от воздействия окружающей среды. В настоящее время невозможно осуществление работ по замене и обслуживанию опор №№ 78, 79 находящихся в аварийном состоянии.

Реконструкция В Л ПО кВ Рассказовская - Кирсановская I цепь с отпайками (В Л ПО кВ Кирсановская-2), В Л ПО кВ Рассказовская -Кирсановская II цепь с отпайками (протяженность по трассе 1,087 км). Вынос из зоны затопления.

В конце 80-х годов сельскохозяйственным кооперативом вблизи ВЛ был искусственно создан водоём. Опоры №№ 82, 83 вышеуказанной В Л ПО кВ оказались в пойме этого водоёма, что не было предусмотрено при их проектировании.

Произошло грубое нарушение правил устройств электроустановок в части защиты ВЛ от воздействия окружающей среды. В настоящее время невозможно осуществление работ по замене и обслуживанию опор №№ 82, 83 находящихся в аварийном состоянии.

Сводные данные по рекомендуемым мероприятиям по развитию существующей электрической сети для базового варианта развития сведены в таблице 77.

Сводные данные по рекомендуемым мероприятиям по развитию существующей электрической сети для базового варианта развития

Таблица 77

Наименование мероприятия

Характеристика

оборудования

МВА

Рекоменду емый срок

Стоимость млн. руб.

Собствен ник объекта

Строительство В Л 35 кВ  от ПС 35/10 кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская

13,446

2021

43,442

ПАО МРСК

Центра»-«Тамбов энерго»

Реконструкция с заменой трансформаторов ОРУ-110 кВ Котовская ТЭЦ-2

2x32

2021

79,101

000

«Котовская ТЭЦ»

В таблице 78 приведены сводные данные по рекомендуемым мероприятиям по развитию существующей электрической сети ПО кВ и выше для регионального варианта развития, а также ориентировочная стоимость реализации указанных мероприятий, рассчитанная с применением укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики.

Сводные данные по рекомендуемым мероприятиям по развитию существующей электрической сети для регионального варианта развития

Таблица 78

Наименование мероприятия

Характеристика

устанавливаемого

оборудования,

км, МВА, Мвар

Рекоменду­емый срок

Стоимость млн. руб. без НДС

по сост. на 01.01.19

Собствен­ник объекта

Строительство В Л 35 кВ от ПС 35/10 кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская

13,446

2020

38,64

ПАО

МРСК

Центра»-

«Тамбов-

энерго»

Строительство В Л 35 кВ от ПС 35/10 кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская

13,446

2021

43,442

Замена трансформатора на ПС НО кВ Никифоровская

16+16

2021

21,289

Реконструкция ВЛ-110 кВ Рассказовская - Нащекинская с отпайкой на ПС Кожзавод; Рассказовская - Соседка с отпайками

1,19

2021

10,4

Реконструкция ВЛ-110 кВ Рассказовская - Кирсановская I, II с отпайками

1,087

2021

9,556

Замена трансформаторов на Котовской ТЭЦ-2

2x32

2021

79,101

000

«Котовская ТЭЦ»

По результатам расчетов перспективных электроэнергетических режимов электрической сети энергосистемы Тамбовской области и токов короткого замыкания было установлено, что строительство и реконструкция ЛЭП ПО кВ и выше, установка дополнительных КУ, а также замена выключателей 110 кВ и выше по условиям несоответствия их отключающей способности уровням токов короткого замыкания не требуется.

2.17.2.Сводные данные по развитию электрических сетей 35 кВ и ниже

Перспективные данные по развитию электрических сетей напряжением 35 кВ и ниже подготовлены с использованием следующих документов:

инвестиционной программы ПАО «МРСК Центра», утвержденной приказом Минэнерго России от 14.12.2015 №951 (с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 22.12.2016 №1386 и приказом Минэнерго России от 14.11.2017 №17@), и приказом Минэнерго России от 24.12.2018 №29@;

инвестиционной программы АО «ОРЭС-Тамбов» на 2019-2023гг., утвержденной приказом управления топливно-энергетического комплекса и жилищно-коммунального хозяйства Тамбовской области (далее - ТЭК и ЖКХ области) от 29 октября 2018г. №128;

скорректированной инвестиционной программы АО «Тамбовская сетевая компания» на 2017-2021 гг., утвержденной приказом управления ТЭК и ЖКХ области от 30 ноября 2018г. №142.

Филиалом ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» на период 2021-2025 годов запланированы следующие мероприятия по развитию электросетевых объектов 35 кВ:

строительство ВЛ 35 кВ от ПС 35/10 Сабуровская до ПС 35/10 Селезневская (протяженность 13,446 км, рекомендуемый срок ввода -2021 год);

строительство В Л 35 кВ - отпайки от В Л 35 кВ Кирсановская - Орженская (протяженность 9,7 км, рекомендуемый срок ввода - 2020 год). У     'Строительство новых либо реконструкция иных объектов напряжением 35 кВ в рамках инвестиционных программ, обозначенных электросетевыми компаниями Тамбовской области, не предусмотрено.

Основной объем мероприятий по развитию сетей 0,4-10 кВ энергосистемы Тамбовской области на 2021-2025 годы направлен на техническое перевооружение и реконструкцию уже существующих объектов сетевой инфраструктуры.

Строительство В Л от ПС 35/10 кВ Селезневская до ПС 35/10 кВ Сабуровская

ПС 35/10 кВ Сабуровская расположена в Никифоровском районе, введена в эксплуатацию 01.11.1965 г. ПС 35/10 кВ Сабуровская запитана от одной В Л 35 кВ Хмелевская-Сабуровская с отпайкой на КИМ.

На ПС установлены два силовых трансформатора 6,3 MB А и 5,6 МВА. Подстанция снабжает 13 населенных пунктов, с численностью населения 2426 человек. По последним зимним замерам (19.12.2018г.) загрузка трансформаторов составляет 4,5 МВА (80,4%).

В ремонтном режиме, связанном с выводом В Л ПО кВ Мичуринская-Хмелевская I цепь с отпайкой на ПС Никифоровская, к В Л 35 кВ Хмелевская-Сабуровская с отпайкой на КИМ дополнительно подключается нагрузка ПС ПО кВ Никифоровская (3,4 МВА) и часть нагрузки ПС 35 кВ КИМ (0,9 МВА). При этом напряжение на шинах 35 кВ ПС 35 кВ Сабуровская составляет 32 кВ, а загрузка трансформатора Т-2 на ПС ПО кВ Хмелевская - 117% номинала. К тому же, для обеспечения таких параметров приходится прибегать к многочисленным переключениям в сети 35 кВ, и возможность как-либо дополнительно разгрузить ПС ПО кВ Хмелевская, ПС ПО кВ Никифоровская, ПС 35 кВ КИМ и ПС 35 кВ Сабуровская по сетям более низкого напряжения отсутствует.

Строительство В Л 35 кВ Селезневская - Сабуровская позволит кардинально решить ряд проблем. С ее вводом ПС 35 кВ Сабуровская будет работать в два трансформатора раздельно, а в вышеуказанном ремонтном режиме ПС 35 кВ Сабуровская будет полностью запитываться по проектируемой В Л 35 кВ Селезневская - Сабуровская. При этом напряжение на всех ПС обеспечиваются на уровне не ниже номинального, загрузка трансформатора Т-2 на ПС ПО кВ Хмелевская составляет 80% номинала, и отпадает необходимость каких-либо переключений.

Если Никифоровский сахарный завод выводит в ремонт свои генерирующие мощности, то расчеты показывают: расчеты электрических режимов, аварийные режимы, 1-2. Отключение В Л Хмелевская I ц + сахзавод.^2 к КПР электрических сетей филиала ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго» на пятилетний период 2020-2024 гг., что загрузка трансформатора Т-2 ПС ПО кВ Хмелевская может превысить 180% номинала. Таким образом, для исключения перегрузки трансформатора ПС 110 кВ Хмелевская требуется установка трансформаторов мощностью 25 MB А (вместо существующей 10 MB А), при этом уровень напряжений обеспечивается в пределе, что приводит к невозможности осуществления новых технологических подключений. Стоимость мероприятий по реконструкции ПС ПО кВ Хмелевская с заменой силовых трансформаторов 2x10 MB А на 2x25 MB A составит 111,315 млн. рублей без НДС.

Стоимость строительства новой В Л 35 кВ Селезневская - Сабуровская составит 43,442 млн. рублей без НДС.

По совокупности всех факторов следует отдать безусловное предпочтение варианту со строительством В Л 35 кВ Селезневская -Сабуровская.

Сводные данные электросетевых компаний Тамбовской области по развитию сетей 35 кВ и ниже энергосистемы Тамбовской области представлены в таблице 79.

Сводные данные электросетевых компаний Тамбовской области по развитию электрических сетей напряжением 35 кВ в 2021-2024 годах

Таблица 79

Электросетевая компания

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

Филиал ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго»

189

9,8

103,2

8,5

н/д *

н/д

н/д

н/д

АО «ОРЭС-Тамбов»

8

2,7

13,6

2,7

17,3

3,2

н/д

н/д

АО «Тамбовская сетевая компания»

42,5

4

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

ВСЕГО:

239,5

16,5

116,8

11,2

17,3

3,2

н/д

н/д

2.17.3.Переход к интеллектуальным цифровым электрическим сетям

Модернизация Рассказовского РЭС с использованием цифровой трансформации.

Цифровая интеллектуальная сеть - это сеть с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами, в которой все процессы информационного обмена между элементами ПС и ВЛ, информационного обмена с внешними системами, а также управления работой оборудования осуществляются в цифровом виде на основе протоколов МЭК.

Важная характеристика «цифровой» сети - возможность потребителя участвовать в управлении нагрузкой, взаимодействовать с разными сбытовыми компаниями с выбором оптимальных тарифных предложений, интегрировать в сеть собственные источники генерации и накопители электрической энергии. Данный функционал дает широкие возможности всем участникам энергетического рынка обеспечить эффективность передачи и потребления электроэнергии.

Электросетевые компании получают более широкие возможности по прогнозированию потребления, управлению потерями электроэнергии и наблюдаемости сетей.

Ключевые характеристики цифровой интеллектуальной (активно-адаптивной) сети:

способность к самовосстановлению после сбоев в подаче электроэнергии;

возможность активного участия в работе сети потребителей;

устойчивость сети к физическому и кибернетическому вмешательству злоумышленников;

обеспечение требуемого качества передаваемой электроэнергии;

обеспечение синхронной работы источников генерации и узлов хранения электроэнергии;

интеграция в сеть новых высокотехнологичных продуктов и предоставление новых электросетевых услуг на рынках, в частности для электротранспорта.

Активно-адаптивную сеть характеризует:

гибкость. Сеть должна быть адаптирована под различные режимы работы поставщиков и потребителей электроэнергии;

доступность. Сеть должна быть доступна для новых потребителей, причём в качестве новых подключений к сети могут выступать пользовательские генерирующие источники, в том числе возобновляемые источники электроэнергии;

надёжность. Сеть должна гарантировать надежность поставки и качество электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов;экономичность. Наибольшую ценность должны представлять инновационные технологии в построении интеллектуальной сети совместно с эффективным управлением и регулированием функционирования сети.

Ключевым фактором реализации цифровой интеллектуальной сети является платформенность решений и единых цифровых шин данных.

Одним из основных направлений развития цифровизации является повышение уровня автоматизации оперативно - технологического управления. Под оперативно-технологическим управлением (далее - ОТУ) электрическими сетями понимается совокупность мер по управлению технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электросетевого комплекса (ЭСК) компании, включающая выполнение на различных уровнях операционных и неоперационных функций в целях обеспечения:

надежности электроснабжения и качества электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов, технических регламентов и условий договоров оказания услуг по передаче;

надлежащего качества и безопасности эксплуатации объектов электросетевого хозяйства;

эффективной, с наименьшими техническими потерями передачи электроэнергии по сетям.

Система ОТУ должна обеспечивать необходимый уровень наблюдаемости и управляемости ЭСК с целью эффективного управления как процессами функционирования электрических сетей, так и процессами их эксплуатационного обслуживания и развития. Основной при этом является автоматизация функции управления.

Одним из ключевых элементов цифровизации являются автоматизированные системы управления на подстанции. А в случае их отсутствия, отдельные технологические системы, обеспечивающие функции передачи информации на верхний уровень управления.

На ПС 220 кВ и 110 кВ, относящихся к транзитным, наиболее целесообразным является применение АСУТП в качестве единой интегрированной системы автоматизации, предназначенной для реализации функций оперативно-диспетчерского и технологического управления подстанцией. АСУТП подстанции должна являться объектом двойного назначения, с одной стороны - информационным ресурсом для внешних систем автоматизации различного назначения, с другой - АСУТП должна иметь самостоятельное значение для конкретной подстанции в плане повышения эффективности её функционирования за счёт таких факторов, как:

повышение наблюдаемости сети: отображение состояния присоединений сети в режиме реального времени, обеспечение поддержки принятия решений оперативным персоналом;

повышение общей надежности функционирования сети за счет мониторинга текущего состояния работы оборудования и режимов его работы;

предотвращение возникновения технологических нарушений, в том числе вызванного ошибками персонала, и снижение ущербов;

повышение производительности труда и снижение численности оперативного и эксплуатационного персонала;

автоматизированное управление основным и вспомогательным оборудованием ПС, в том числе управление оперативными переключениями с удаленных пунктов управления.

Общие требования к АСУТП ПС:

открытая, масштабируемая и расширяемая архитектура с приоритетом решений на основе стандартов МЭК (в том числе МЭК 61850);

обеспечение информационного обмена с ЦУС по протоколам МЭК 60870-5-101/104, в дальнейшем - с поддержкой протокола МЭК 61850 - 10;

развитие аналитических и экспертных функций в АСУТП, позволяющих выделить в первичной информации сущность произошедшего события и оказать поддержку персоналу в нештатных ситуациях;

реализация функций контроля и управления отдельной единицей оборудования с минимальной зависимостью от состояния (в т.ч. отказов) других компонентов системы;

обеспечение единства и требуемой точности измерений параметров.

На тупиковых, отпаечных ПС ПО кВ, ПС 35 кВ должны применяться системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах ЦУС.

На ТП 6-20 кВ также должны реализовываться упрощенные системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах ДП РЭС.

Создание «цифровых» подстанций

Одним из перспективных направлений развития современных систем контроля, защиты и управления на подстанциях ЭСК является создание «цифровых» ПС (далее - ЦПС).

Под ЦПС понимается подстанция с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами (АСУТП / ССПИ, АИИС КУЭ, РЗА, ПА, РАС, ОМП и др.), в которой все процессы информационного обмена между элементами ПС, а также управления работой ПС осуществляются в цифровом виде на основе протокола МЭК 61850. При этом и первичное силовое оборудование ЦПС, и компоненты информационно-технологических и управляющих систем должны быть функционально и конструктивно ориентированы на поддержку цифрового обмена данными. Также предпочтительным является взаимная интеграция всех или части вышеперечисленных систем.

Создание ЦПС должно осуществляться по двум основным направлениям:

функционально-структурное развитие информационно-технологических и управляющих систем ПС, прежде всего интегрированных в АСУТП, -повышение уровня автоматизации технологических процессов ПС;

развитие информационных технологий, используемых во вторичных системах    ПС,    в    качестве    основных    путей    которого    рассматриваетсяобеспечение единства точек измерения для всех систем ПС посредством «оцифровки» аналоговой и дискретной информации в точках измерения и передачи полученных данных во вторичные системы ПС через цифровую коммуникационную среду ПС, а также рациональная организация информационных потоков на базе протоколов МЭК.

Требования к системам телемеханики и АСУ ТП «цифровых» сетей:

для реализации функции телеизмерений в качестве источников информации допускается использование счетчиков АСКУЭ и щитовых приборов;

АСУ ТП ПС должна строиться на базе SCADA-системы. Схема функционирования программно-аппаратных средств верхнего уровня АСУ ТП ПС выполняется на базе серверов/промышленных контроллеров с обеспечением горячего резервирования;

локальная вычислительная сеть (ЛВС) АСУ ТП ПС должна быть резервируемой. Должна обеспечиваться автоматическая реконфигурация коммутаторов ЛВС АСУ ТП ПС при изменении топологии сети;

интеграция оборудования и систем автоматизации в АСУ ТП ПС должна осуществляться по протоколам обмена, рекомендованным МЭК (ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/103/104, МЭК 61850);

не должно применяться избыточного резервного управления первичным оборудованием, включая телеуправление.

В составе АСУ ТП ПС должно быть предусмотрено оборудование доступа к сети сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) - сети передачи данных закрытого типа с пакетной коммутацией на базе протокола межсетевого обмена IP не ниже версии 4 - в составе резервируемого маршрутизатора и резервируемого коммутатора уровня распределения.

Протокол передачи телеинформации должен соответствовать протоколу МЭК 60850, но не хуже МЭК 61870-5-104.

Для реализации концепции «Цифровая трансформация 2030» для реализации в филиале ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго» предлагается модернизировать распределительные сети Рассказовского РЭС.

Выбор мест установки оборудования

Распределенная автоматизация:

В рамках инновационного проекта планируется модернизация ЛЭП 10 (6) кВ с монтажом следующего оборудования:

реклоузеры - 22 шт.;

управляемые разъединители - 71 шт.;

индикаторы короткого замыкания - 47 комплект;

новое строительство ЛЭП 10 (6) кВ - 27,215 км.

Затраты на реализацию распределенной автоматизации составят -109,552 млн.рублей с НДС (финансирование).

Установка АСТУЭ/ТМ:

Количество ТП 6-10 кВ, в которых планируется смонтировать АСТУЭ -301 шт.

Мероприятия на ПС 35 - 110 кВ:

в рамках создания цифрового Рассказовского РЭС предусмотрено приведение 11 -ти подстанций 35-110 кВ к уровню наблюдаемости не ниже минимальных технических требований. Затраты на телемеханизацию в размере 6,355 млн. руб. (с НДС) запланированы в инвестиционных программах 2022-2024 годов.

С целью обеспечения всех ПС 35-110 кВ двумя цифровыми каналами связи в соответствии с Концепцией цифровизации необходимо строительство ВОЛС протяженностью ПО км и установка 7-ми комплектов оборудования VSAT. Общие затраты на организацию каналов связи и телемеханизацию составят 73 млн. рублей (с НДС).

Создание единого Центра управления сетями 0,4-110 кВ:

07.05.2019 г. между филиалом ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго» и АО «ОТКРЫТЫЕ ТЕХНОЛОГИИ 98» заключен договор подряда на выполнение работ по разработке проектной и рабочей документации по реконструкции центра управления сетями для нужд ПАО «МРСК Центра» (филиала «Тамбовэнерго») (№6800/ 02931/ 19).

Сумма договора - 43,449 млн. руб. с НДС.

Замена выключателей отходящих фидеров на вакуумные и существующих устройств РЗА на микропроцессорные терминалы не требуется.

Мероприятий по оптимизации топологии сети также не требуется.

В ходе проведенного анализа стоимости накопителей электроэнергии сделан вывод, что в ближайшие 5 лет установка данного вида оборудования в сетях филиала ПАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго» экономически не оправдана, соответственно предложения по установке данного вида оборудования отсутствуют.

Перечень              оборудования              для              цифровой              трансформации

распределительных сетей (далее - ЦТРС) сформирован в таблице 80.

Перечень оборудования для ЦТРС
              Таблица 80

Наименование РЭС

Протяжен­ность кольцую­щихся ВЛ-10 кВ, км

Рекроузер с двухсто­ронним питанием, шт

Рекроузер с односто­ронним питанием, шт

Разъеди­нитель с моторным приводом, шт

Разъеди­нитель с механи­ческим приводом, шт

ИКЗ для магист­рали, компл.

ИКЗ для

отпайки,

компл.

1

2

3

4

5

6

7

8

Тамбовский

11,5

29

31

72

59

28

28

Рассказовский

27,21

8

12

71

0

31

16

Сампурский

39

16

10

7

0

7

0

Моршанский

24,89

92

0

83

0

59

45

1

2

3

4

5

6

7

8

Сосновский

31,95

26

43

84

0

31

53

Пичаевский

9,1

18

20

78

0

43

43

Жердевский

18,7

39

9

43

0

62

60

Токаревский

17,2

17

73

26

0

20

34

Мордовский

12,17

11

23

56

0

33

23

Ржаксинский

0

21

4

98

0

48

50

Уваровский

11,21

48

2

58

0

35

64

Кирсановский

2

63

0

66

0

66

0

Инжавинский

4,83

11

16

20

0

4

15

Гавриловский

0

11

0

37

0

37

0

Мичуринский

37,11

28

54

92

0

49

35

Северный

33,16

36

20

124

0

89

35

Петровский

26,1

16

42

1

0

53

52

Всего:

306,14

490

359

1016

59

695

553

2.18. Выводы к основным направлениям перспективного развития электроэнергетики Тамбовской области на период 2021-2025 годов

2.18.1.Генеральной целью социально-экономического развития Тамбовской области является реализация инновационного (целевого) сценария, ориентированного на максимальное раскрытие потенциала стратегического развития региона за счет улучшения инвестиционного климата и создания благоприятных условий для осуществления хозяйственной деятельности. Поэтому в качестве основных целей развития электроэнергетики Тамбовской области следует обозначить:

гармонизацию планов по развитию генерирующих мощностей и электросетевого комплекса региона и обеспечение достаточной пропускной способности внешних связей энергосистемы Тамбовской области с учетом планов по развитию систем тепло- и газоснабжения в условиях возникновения новых потребителей энергоресурсов;

поддержание нормативного технического состояния существующих объектов электроэнергетического хозяйства для обеспечения нормального функционирования энергосистемы Тамбовской области как инфраструктурной основы региона;

обеспечение возможности для беспрепятственного технологического присоединения новых потребителей в условиях целевого сценария социально-экономического развития Тамбовской области.

2.18.2.Базовый вариант прогноза спроса на электроэнергию и мощность в Тамбовской энергосистеме отвечает параметрам проекта «Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020-2026 гг.» при учете ряда инвестиционных проектов (новых потребителей), в рамках реализации которых

заключены договоры на технологическое присоединение (ТП) с электросетевыми компаниями области. Планируется присоединение крупных потребителей суммарной максимальной (заявленной) мощностью 120,817 МВт.

2.18.3.Региональный (оптимистический) вариант электропотребления и уровня максимальной электрической нагрузки сформирован с учетом параметров целевого сценария социально-экономического развития Тамбовской области и дополнительно к базовому варианту масштабной реализацией проектов. Максимальная суммарная мощность новых крупных потребителей составляет примерно 202,217 МВт.

2.18.4.0жидается, что объем спроса на электрическую энергию для энергосистемы Тамбовской области на уровне 2025 года составит 3,726 млрд. кВт-ч для базового и 4,265 млрд. кВт-ч для регионального варианта.

2.18.5.Базовый вариант прогноза потребления мощности по энергосистеме Тамбовской области основывается на материалах проекта «Схемы и программы развития ЕЭС России» на 2020-2026 годы, в соответствии с которыми в целом по энергосистеме к 2025 году максимум потребления ожидается на уровне 640 МВт. При оценке перспективных уровней потребления мощности по региональному (оптимистическому) варианту развития сведения о нагрузках вновь присоединяемых потребителей принимались с учетом коэффициентов совмещения максимумов нагрузки по отдельным группам потребителей, вероятности реализации того или иного присоединения и предполагаемых темпов набора полной ожидаемой величины максимальной мощности. Прогнозное значение собственного максимума нагрузки энергосистемы Тамбовской области на 2025 год ожидается на уровне 715 МВт.

2.18.6.Таким образом, в базовом варианте прогноза в 2025 году электропотребление по энергосистеме Тамбовской области увеличится на 104 млн. кВт.ч относительно 2019 года, а в региональном превысит этот уровень на 642 млн. кВт.ч, или почти на 17,7%. Собственный максимум нагрузки энергосистемы Тамбовской области на 2025 год по базовому варианту превысит уровень 2019 года на 4,6%, а по региональному - на 16,8%. Сформированные варианты прогноза демонстрируют вероятный «коридор» спроса на электрическую энергию и мощность на рассматриваемую перспективу.

2.18.7.В базовом варианте прогноза учтены три потенциальных крупных потребителя с расходом электроэнергии, превышающим 1% от общего расхода электроэнергии в Тамбовской области (то есть свыше 36 млн. кВт-ч), и потреблением электрической мощности более 1 % от максимума нагрузки энергосистемы области: животноводческий комплекс ООО «Тамбовский бекон», сахарный завод ООО «Кристалл» и электрификация железной дороги ОАО «РЖД».

2.18.8,Объем потребления тепловой энергии промышленностью в 2025 году должен составить около 2280 тыс. Гкал, увеличившись на 456,0 тыс. Гкал в год по сравнению с 2019 годом. При этом 90% прироста

потребления тепловой энергии промышленностью приходится на ООО «Кристалл».

2.18.9.На перспективу до 2025 года на территории Тамбовской области планируется реализация двух крупных инвестиционных проектов в сфере сельского хозяйства. К 2020 году планируется строительство тепличного комплекса площадью 88 га в Мичуринском районе, а в 2020-2021 гг. -сооружение тепличного комплекса в Тамбовском районе (АО «Тепличное»).

2.18.10.В СиПР 2021-2025 рассмотрены два варианта развития генерирующих мощностей Тамбовской области:

базовый: сформирован на основе проекта «Схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы;

региональный: учитывает предложения генерирующих компаний Тамбовской области и положения распоряжения Правительства Российской Федерации от 29 июля 2016 г. №1619-р «О генерирующих объектах электроэнергетики, мощность которых поставляется в вынужденном режиме» в части электростанций Тамбовской области).

2.18.11.Энергосистема Тамбовской области в базовом и региональном вариантах спроса на электроэнергию останется дефицитной на протяжении всего рассматриваемого перспективного периода и будет получать электроэнергию от смежных энергосистем, входящих в состав ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги. С ростом электропотребления в энергосистеме Тамбовской области получение электроэнергии от смежных энергосистем уменьшится с 2773 млн. кВт.ч в 2019 году, до 2578 млн. кВт.ч в 2025 году в базовом варианте и увеличится с 2773 млн. кВт.ч до 3117 млн. кВт.ч 2025 году в региональном.

2.18.12.Утвержденными Схемами теплоснабжения муниципальных образований Тамбовской области в качестве перспективных предложений по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии указаны:

реконструкция источников некомбинированной выработки с переводом на газообразное топливо;

строительство новых блочно-модульных котельных взамен существующих источников некомбинированной выработки в связи с истечением нормативного срока эксплуатации последних (в случае экономической обоснованности данного строительства).

2.18.13.Перевод существующих ТЭЦ на парогазовые технологии, а также замещение котельных источниками когенерации требует тщательной индивидуальной технико-экономической проработки для каждого источника в условиях гармонизации планов по развитию систем теплоснабжения, электрических сетей и газораспределительных сетей и должен обосновываться только в рамках соответствующего комплексного документа по развитию энергоснабжающей инфраструктуры Тамбовской области.

2.18.14.Основными направлениями развития теплосетевого хозяйства, согласно утвержденным Схемам теплоснабжения муниципальных образований Тамбовской области, являются:

замена трубопроводов на наиболее изношенных участках тепловой сети;

устранение проблемных зон систем централизованного теплоснабжения путем увеличения диаметров трубопроводов тепловой сети или изменением состава теплогенерирующего оборудования.

2.18.15.Развитие в Тамбовской области источников генерации на базе НВИЭ целесообразно для решения проблем дефицита электрической и тепловой энергии в отдаленных районах. Наиболее перспективным направлением развития НВИЭ представляется использование биотоплива, получаемого в ходе брожения биомассы (органических отходов) посредством воздействия различных видов бактерий.

2.18.16.Среди наиболее приоритетных региональных проектов, направленных на достижение стратегических целей развития области, Стратегией социально-экономического развития Тамбовской области на период до 2035 года определены два проекта по развитию ВИЭ в регионе:

строительство мини-ТЭЦ на биогазе при свиноводческих комплексах;

утилизация биомассы и отходов животноводства.

2.18.17.Одной из особенностей режимов работы энергосистемы Тамбовской области является практически полное отсутствие транзитных связей напряжением ПО кВ со смежными энергосистемами, следовательно, режимы работы электросетевых элементов определяются прежде всего балансовой ситуацией (величинами нагрузки подстанций и генерации электростанций).

2.18.18. Анализ              результатов              расчетов              перспективных

электроэнергетических режимов электрической сети напряжением ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по базовому варианту показал, что:

загрузка ЛЭП напряжением 110 кВ и выше и автотрансформаторов напряжением 220 кВ и выше в нормальных и большинстве послеаварийных режимов не превышает допустимых значений;

сети ПО кВ и выше, включая внешние связи, обладают достаточным резервом по пропускной способности для передачи мощности в необходимых объемах.

В связи со снятием сезонных (летних) ограничений установленной мощности Тамбовской ТЭЦ начиная с 2022 г. (в связи с вводом в эксплуатацию дополнительной градирни) возникают ограничения максимально допустимой генерации Тамбовской ТЭЦ, вызванные угрозами выхода параметров режима из области допустимых значений при аварийном отключении двухцепной ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Тамбовская № 4 I, II цепь в нормальной схеме. Для исключения указанных угроз необходимо в летний период ограничить максимальную генерацию Тамбовской ТЭЦ до величины около 175-185 МВт, в зависимости от потребления Тамбовского энергорайона и температуры наружного воздуха.

.18.19.Наиболее сложные электроэнергетические режимы возникают во время проведения ремонтов и отключения элементов ПС 220 кВ Тамбовская №4 и ПС 220 кВ Котовская и в основном связаны:

с наложением аварийного отключения 1 сек. 220 кВ на ПС 220 кВ Тамбовская №4 на ремонты оборудования ПС 220 кВ Котовская (АТ-1, АТ-2, 1 сек. 220 кВ, 2 сек. 220 кВ) и отходящих ВЛ 220 кВ, в результате чего происходит превышение допустимой загрузки АТ-3 на ПС 220 кВ Тамбовская №4;

с одновременным отключением ВЛ 220 кВ Тамбовская - Тамбовская №4 I, II (двух секций шин 220 кВ ПС 220 кВ Тамбовская №4), в результате чего наблюдается токовая перегрузка В Л ПО кВ транзита ПС 220 кВ Котовская -Котовская ТЭЦ - ПС 220 кВ Тамбовская №4.

Указанные перегрузки эффективно ликвидируются включением дополнительного генерирующего оборудования Тамбовской ТЭЦ, поэтому дополнительных узких мест и требуемых мероприятий по развитию сети 110 кВ и выше Тамбовской энергосистемы для базового варианта не выявлено.

2.18.20.Региональный вариант развития электрических сетей отличается от базового за счет изменения балансовой ситуации. Анализ результатов расчетов перспективных электроэнергетических режимов электрической сети напряжением ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области по региональному варианту показал, что:

загрузка ЛЭП напряжением ПО кВ и выше и автотрансформаторов напряжением 220 кВ и выше в нормальных и большинстве послеаварийных режимов не превышает допустимых значений;

сети ПО кВ и выше, включая внешние связи, обладают достаточным резервом по пропускной способности для передачи мощности в необходимых объемах.

2.18.21.Анализ перспективной загрузки питающих центров ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области показал, что в условиях базового и регионального вариантов недостаточная пропускная способность трансформаторов существует на ПС ПО кВ Хмелевская (-0,05 MB А) и Уваровская (-3,67 MB А).

Рекомендуется провести замену обоих трансформаторов номинальной мощностью 16 MB А, установленных на ОРУ ПО кВ Котовской ТЭЦ-2, на трансформаторы номинальной мощностью 32 МВА каждый.

2.18.22.В целях электрификации участка железной дороги Кочетовка -Ртищево АО «Российские Железные Дороги» (АО «РЖД») в базовый вариант включено строительство тяговых ПС 220 кВ на территории Тамбовской области: Пушкари-тяговая и Варваринский-тяговая. Планируемый срок ввода ПС 220 кВ Пушкари-тяговая и ПС 220 кВ Варваринский-тяговая - 2021 год.

Для технологического присоединения тяговых ПС 220 кВ к сетям ПАО «ФСК ЕЭС» запланирована реконструкция ВЛ 220 кВ Тамбовская -Мичуринская и ВЛ 220 кВ Тамбовская - Котовская со строительством заходов на тяговые ПС.

2.18.23.В целях технологического присоединения животноводческих комплексов ООО «Тамбовский бекон» к электрическим сетям ПАО «МРСК Центра» в базовый вариант включено строительство ПС ПО кВ и реконструкция В Л ПО кВ Тамбовская №4 - Промышленная I, II цепь с отпайками для питания ПС 110 кВ Тамбовский бекон в 2020 году.

2.18.24.В целях электрификации участка железной дороги Кочетовка -Ртищево в региональный вариант включено строительство ПС ПО кВ Иноковка-тяговая в Кирсановском районе, а также строительство ВЛ-110 кВ от ПС ПО кВ Кирсановская для технолгического присоединения данной ПС к электрическим сетям филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго». Срок ввода объектов - 2021 год.

2.18.25.Анализ баланса реактивной мощности и уровней напряжения в электрических сетях ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области показал, что в обоих вариантах развития электрической сети средние уровни напряжения находятся в допустимых границах. Это свидетельствует о наличии достаточного регулировочного диапазона по реактивной мощности. Потребность в установке дополнительных УКРМ отсутствует.

2.18.26.Оценка перспективных уровней токов короткого замыкания в узлах электрической сети ПО кВ и выше энергосистемы Тамбовской области показала, что случаи несоответствия отключающей способности выключателей прогнозным значениям ТКЗ на период до 2025 года не выявлены.

2.18.27.Инвестиционными программами сетевых компаний Тамбовской области на период 2021-2024 годов предусмотрено проведение мероприятий по развитию электрических сетей 0,4-35 кВ (включая мероприятия, связанные с технологическим присоединением потребителей), в т.ч. строительство и реконструкция 469,1 км ЛЭП 0,4-35 кВ и ТП совокупной мощностью 44,84 МВА, объем требуемых инвестиций - 3123,1 млн. руб. (без НДС).

2.19. Нормативные ссылки и используемые источники

Комплексная программа развития электрических сетей 35 кВ и выше на территории Тамбовской области на пятилетний период 2020-2024гг., разработанная филиалом ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго».

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2017 года № 1209-р «Об утверждении Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года».

Схема и программа развития ЕЭС России на 2019-2025гг., утвержденная приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 28 февраля 2019г. № 174 «Об утверждении схемы и программы развития ЕЭС России на 2019 - 2025 гг.».

Проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020-2026 гг.

Схема и программа развития электроэнергетики Тамбовской области на период 2020-2024 годов, утвержденная постановлением главы администрации Тамбовской области от 30 апреля 2019г. № 62.

Ежегодный отчет о функционировании Единой энергетической системы России в 2019 году, опубликованный АО «Системный оператор Единой энергетической системы» от 31 января 2020г.

Схема территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 01 августа 2016г. № 1634-р «Об утверждении схемы территориального планирования Российской Федерации в области энергетики» (в редакции от 25.07.2019г. распоряжения Правительства Российской Федерации №1651-р ).

Схема территориального планирования Тамбовской области, утвержденная постановлением администрации области от 24 ноября 2016г. №1363 «Об утверждении схемы территориального планирования Тамбовской области».

2.20. Обозначения и сокращения

AT              Автотрансформатор

ВВП              Валовой внутренний продукт

ВЛ              Воздушная линия

ВН              Высокое напряжение

ВРП              Валовой региональный продукт

ВЭД              Внешнеэкономическая деятельность

ГРЭС              Государственная районная электрическая станция

КИУМ              Коэффициент использования установленной мощности

КЛ              Кабельная линия

„              Комплектное распределительное устройство с элегазовой
изоляцией

КТС              Квартальная тепловая станция

КУ              Котел-утилизатор

ЛР              Линейный разъединитель

ЛЭП              Линия электропередачи

МКД              Многоквартирные дома

НКУ              Низковольтные комплектные устройства

НН              Низкое напряжение

ОДН              Общедомовые нужды

ОДУ              Объединенное диспетчерское управление

™гтэ^тт              Общероссийский классификатор видов экономической

оквэд

деятельности

ПМЭС              Предприятие магистральных электрических сетей

ПС              Подстанция

РДУ              Региональное диспетчерское управление

181

РЗА              Релейная защита и автоматика

РТЭС              Районная тепловая электрическая станция

РУ              Распределительное устройство

СВМ              Схема выдачи мощности

СН              Среднее напряжение

СНиП              Строительные нормы и правила

СУГ              Сжиженный углеводородный газ

1 '  >,

<

)

I

I!   <              I II

4 4